Энергосбережение и инновационные технологии в топливно-энергетическом комплексе: материалы Всероссийской научно-практической конференции студентов, аспирантов, молодых ученых и специалистов, посвященной 50-летию создания Тюменского индустриального институ
5.АВТОМАТИКА И УПРАВЛЕНИЕ В ТЕХНИЧЕСКИХ СИСТЕМАХ
СПОСОБ ИЗМЕРЕНИЯ ДЕБИТА ПРИ МНОГОПЛАСТОВОЙ ДОБЫЧЕ НЕФТИ
Алфѐрова М.В., Музипов Х.Н.
г. Тюмень, ФГБОУ ВПО «Тюменский государственный нефтегазовый университет»
E-mail: ina_6@mail.ru
Встатье описан способ измерения дебита нефти при многопластовой добыче, методом измерения амплитудно-частотных характеристик (АЧХ) шумов при поступлении флюида в скважину с раздельных пластов. Ам- плитудно-частотные характеристики шумов пласта зависят от скорости поступления флюида в скважину, мощности потока, что соответствует дебиту продуктивного пласта.
Распространенным способом измерения дебита нефти с раздельных пластов является применение различных контрольно-измерительных приборов: расходомеров, манометров, термометров [1].
Данный способ обладает низкой надежностью и эффективностью контроля, так как в скважину необходимо спускать трубы, пакеры, скважинные камеры, регулирующие штуцирующие устройства, контрольноизмерительные приборы, электропроводные кабели, разъединители, телескопические соединения и другое оборудование. В результате такого набора оборудования скважинная установка измерения дебита становится громоздкой.
Данный недостаток отсутствует в способе определения дебита измерением частотных спектров технологических звуков, генерируемых турбулентными потоками движения нефти из нефтяного пласта через перфорационные отверстия. Частотные спектры технологических звуков с помощью вторичной электронной аппаратуры преобразуются в количественные показатели дебита [2].
Однако и указанный способ также имеет недостаток. Точность измерения дебита с помощью частотных спектров недостаточна из-за пульсационных составляющих шумов работы электроцентробежного насоса (ЭЦН), возникающих при всасывании нефтеводогазовой смеси из перфорационных отверстий и микротрещин, которые накладываются на шумы пластов.
Вданной работе предлагается с помощью четвертьволновых резонаторов снизить амплитуду шумов насоса, накладываемых на частотный спектр технологических звуков нефтяных пластов. Данный способ позволяет для измерения дебита при многопластовой добычи нефти использо-
341
вать один лифт.
Для реализации предлагаемого способа измерения дебита необходимо выполнение следующих условий:
1.Наличие шумов, генерируемых отдельными нефтяными пластами, несущих информацию о дебите нефтеводогазовой смеси. Данное условие выполняется [3].
2.Возможность размещения над ЭЦН четвертьволновых резонаторов, с помощью которых уменьшают амплитуду звуковых волн, генерируемых ЭЦН в скважину. Реализация данного условия не представляет особых сложностей [4], [5].
После выполнения вышеуказанных условий, проводятся предварительные исследования АЧХ шумов пластов в добывающей скважине.
Для этой цели на стенде имитирующей скважину, выполняют операции в следующей последовательности:
1.Производится измерение амплитудно-частотных характеристик (АЧХ) звуковых волн, генерируемых каждым пластом турбулентными вихрями нефтеводогазовых смесей, вытекаемых из перфорационных отверстий в добывающей скважине. Так как АЧХ шумов зависят от мощности потока нефтеводогазовых смесей, то их градуируют в значения дебита. Измерение АЧХ звуковых волн, производится регистрирующей аппаратурой, например, ВШВ -003, в комплект, которого входит гидрофон (спускаемый на кабеле в скважину до уровня нефтяных пластов), частотомер и электронный блок для обработки информации (размещенный на устье скважины).
2.На стенде, имитирующей скважину, также производится измерение АЧХ звуковых волн, генерируемых вибрацией корпуса ЭЦН. Измерение производится регистрирующей аппаратурой, например, ВШВ-003, в комплект которого входит гидрофон, частотомер и электронный блок обработки информации.
3.По измеренным АЧХ звуковых волн, генерируемых вибрацией корпуса ЭЦН производится расчет четвертьволновых резонаторов, резонансная частота которых соответствует частоте вибраций насоса.
4.Четвертьволновые резонаторы размещают в полости НКТ над ЭЦН. Такое расположение резонаторов позволяет подавить шумы ЭЦН, накладываемые на звуковые волны пластов.
На рис. 1 изображена схема измерения дебита в добывающей скважине с помощью измерения АЧХ звуковых волн, генерируемых турбулентными потоками нефтеводогазовых смесей, вытекаемых из перфорационных отверстий отдельных пластов.
342
Рис. 1. Схема измерения дебита в добывающей скважине с помощью измерения АЧХ звуковых волн
1 – нефтяной пласт П1; 2 – турбулентный поток жидкости пласта П1; 3 – нефтяной пласт П2; 4 - турбулентный поток жидкости пласта П2; 5 – нефтеводогазовая жидкость; 6 – суммарные АЧХ S3(f) звуковых волн S1(f) и S2(f) нефтяных пластов П1 и П2; 7 – гидрофон; 8 – кабель; 9 – НКТ, 10 – динамический уровень нефтеводогазовой смеси, 11
– газ; 12 – обсадная колонна; 13 – лубрикатор; 14 – регистрирующая аппаратура.
Акустические сигналы с гидрофонов передаются на электронный блок, где происходит их преобразование в электрический сигнал, пропорциональный дебиту пластов. Преобразование сигналов происходит по независимым каналам, соответствующих измеренному дебиту отдельного пласта. Количество каналов соответствует количеству контролируемых пластов.
Для электронного блока, который производит обработку информации дебитов по АЧХ звуковых волн, генерируемых каждым отдельным нефтяным пластом, составляется программа.
Описание электронного блока в данной работе авторами не рассматривалось.
Использование шумов пластов для постоянного определения дебита при многопластовой добыче продукции нефтегазовых скважин позволяет упростить процесс измерения. Предлагаемый способ не имеет аналогов и защищен патентом РФ.
Литература
1.Патент РФ № 2309246. Е21В 43/14. Скважинная установка Гарипова. Б.И. 30, 2008.
2.А.с. СССР № 1461875. Е 21 В 43/45. Способ освоения скважины. Б.И. 8, Б.И. 8, 1989.
343
3.Патент РФ № 2109134, Е21В 43/25. Е 21 В 47/12. Способ воздействия на призабойную зону скважины. Б.И. 5, 1998.
4.Патент № 2314 575 G10К 11/172, F16L 55/02. Способ снижения вибраций насосно-компрессорных труб. Б.И.1, 2008.
5.А.с. СССР № 1640396, Е 21 В 47/12. Способ передачи информации при турбинном бурении скважин. Б.И. 13, 1991.
АЛГОРИТМ ПОИСКА И ОБНАРУЖЕНИЯ СИГНАЛА
Алфѐров Я.В.
г. Тюмень ФГБОУ ВПО «Тюменский государственный нефтегазовый университет»
e-mail: Smirt_89@mail.ru
На сегодняшний день технологии спутниковой навигации нашли широкое применение в большинстве сфер человеческой деятельности. Наибольшее распространение они получили в областях связанных с перемещением объектов, требующих высокоточного навигационного и временного обеспечения [1]. Важнейшим показателем спутниковый навигационных систем является скорость обнаружения сигналов со спутников и помехоустойчивость.
Задача поиска сигнала заключает в оценке параметров fäîï с
точностью, достаточной для дальнейшего слежения за ними в схемах сле- |
|||
жения СНС. За время наблюдений 0,Tí предполагается, что параметры |
|||
не изменяются и выбираются из конечной области min , max |
. Известно, |
||
что достаточной статистикой для определения параметров |
является |
||
огибающая X 2 (T , ) [1, 2]. |
|
|
|
X 2 (T , ) I 2 (T , ) Q2 (T , ); |
|
|
|
T |
|
|
|
I (T , ) y(t)h(t ) cos(( 0 |
2 fäîï |
)t)dt; |
(1) |
0 |
|
|
|
|
|
|
|
T |
|
|
|
Q(T , ) y(t)h(t )sin(( 0 |
2 fäîï |
)t)dt. |
|
0 |
|
|
|
где I (T , ) и Q(T , ) соответственно синфазная и квадратурная составляю-
щие.
344
Рис. 1. Структурная схема обнаружителя
Решение задачи поиска сигнала, предполагает перебор всех возможных значение из области определений min , max . Формирование оценки T и для каждой пары предполагает вычисление X 2 (T , ) на интервале накопления Tí . при этом каждая пара задержка/частота определяет некую
ячейку в пространстве неопределенности.
Определим диапазон возможных значений доплеровских частот. Известно, что максимальная радиальная скорость навигационного спутника равна ±1000 м/с, что соответствует ± 5 кГц [2].
Таким образом, для неподвижного объекта требуется полоса ±5 кГц. При движении со скоростью 100к м / ч ( 3 0 м/с) область неопределенности практически не измениться. Поэтому в приемниках, достаточно ограничится диапазоном неопределенности L=10 кГц. С учетом частотного разделения сигналов GPS и ГЛОНАСС диапазон поиска сигналов увеличится примерно на 7.3 кГц, т.е. L 17.5 кГц
При выборе времени накопления в корреляторах Tí 1ìñ получим
полосу захвата схемы частотной автоподстройки равную 500Гц. Следовательно, число ячеек неопределенности по частоте равно 35
l÷ |
|
17500 |
35 |
(2) |
||
|
500 |
|||||
|
|
|
|
|||
Определим диапазон возможных значений по задержке, применительно ГЛОНАСС. В качестве дальномерного сигнала используется последовательность максимальной длины с периодом 1мс и длительностью элементарного символа тэмс. Всего в периоде 1мс содержится 511 элементарных символов. Следовательно, число анализируемых ячеек равно =511.
Таким образом, в режиме поиска сигналов пространство неопределенности составляет 17885 анализируемых ячеек.
L 35 511 17885 |
(3) |
345
Если использовать один коррелятор и время накопления Tí 1ìñ , то
для сканирования всего пространства неопределенности (при поиске сигнала от одного навигационного спутника) необходимо примерно 18 секунд. Таким образом, требуемое суммарное время поиска, например, 20 навигационных сигналов составит 360 секунд. В ряде приложений столь значительное время, необходимое для поиска может оказаться не приемлемым.
Значительно сократить время поиска и обнаружения сигналов в пространстве неопределенности можно за счет использования последовательно - параллельных методов обработки. Так использование 6000 корреляторов, при этом распараллеливание процесса поиска позволило сократить время поиска практически на 2 порядка [3].
Надо отметить, что использование большого количества корреляторов хотя и является перспективным направлением для уменьшения времени поиска, однако реализация приемника с тысячами/десятками тысяч корреляторов на сегодняшний момент проблематична.
Другим способом, позволяющим значительно сократить время обнаружения навигационных сигналов, является применение быстрого преобразования Фурье (БПФ). Для рассмотрения процесса поиска и обнаружения в частотной области используется преобразование Фурье от корреляционного процесса.
Tí |
|
|
|
|
|
|
|
F x(t) y( t) X ( )Y ( ) |
(4) |
F |
x(t) y(t )dt |
|||
|
0 |
|
|
|
|
|
|
|
|
где R( ) 0x(t) y(t )dt корреляционная функция сигналов |
x(t) и |
|||
y(t) . |
|
|
|
|
Рис. 2. Последовательно-параллельный поиск сигнала на основе применения БПФ
346
Процесс поиска включает установление опорной несущей частоты и перемножение ее с принимаемым сигналом с последующим осуществлением БПФ. Далее сигнал перемножается с комплексно сопряженным БПФ сигналом генератора кода
Если опорная несущая частота близка к частоте принимаемого сигнала (т.е. их разность находится в пределах ячейки неопределенности), то обратное БПФ будет иметь пик, положение которого соответствует задержке между опорным и принимаемым кодом [3].
Для установленной опорной частоты все возможные кодовые задержки обнаруживаются одновременно. Приемник должен повторять этот процесс для всех возможных частотных ячеек неопределенности, но теперь размеры области поиска, например для кода ГЛОНАСС, уменьшится с 17885 до 35. Следовательно, для обнаружения 20 навигационных сигна-
лов, при времени накопления Tí 1ìñ , необходимо менее 1 секунды.
Таким образом, можно сделать вывод о том, что применение после- довательно-параллельных методов позволяет значительно сократить время поиска и обнаружения сигналов по сравнению с последовательной схемой. Важность рассмотренных вопросов использования быстрых методов поиска и обнаружения связано с тем что, уже в течение ближайших лет потребителю будет доступно до 100 навигационных сигналов.
Наличие столь большого числа сигналов связано с тем, что помимо восстановления российской и развертывания европейской спутниковых радионавигационных систем одновременно с этими происходит модернизация существующих навигационных группировок. Так, например, разработчиками вводятся новые сигналы в поддиапазонах b2/b3/b5.
Использование перспективных методов поиска и обнаружения навигационных сигналов позволит значительно уменьшить время от включения до захвата сигнала.
Литература
1.Алфѐров Я.В. О задачах обработки информации в спутниковых навигационных системах // Энергосбережение и инновационные технологии в топливно-энергетическом комплексе. 2012 С. 218-222.
2.Болдина В.А., Перова А.И., Харисова В.Н. Глобальная спутниковая радионавигационная система ГЛОНАСС. - М: ИПРЖР, 2004 - 400 с.
3.Шебшаевич В.С. Сетевые спутниковые радионавигационные системы - 2-е изд. перераб. и доп. - М.: Радио и Связь, 1993. 408 с.
4.Michael S. Braasch, PH.D., P.E. GNSS Solutions: Signal acquisition and search, and antenna polarization / Inside GNSS / March/April 2007. стр. 26-30.
347
ПОВЫШЕНИЕ ТОЧНОСТИ ИЗМЕРЕНИЙ НЕФТИ И НЕФТЕПРОДУКТОВ ПРИ УЧЕТНО - РАСЧЕТНЫХ ОПЕРАЦИЯХ
Бакиева Р.Т.
г. Тюмень, ФГБОУ ВПО «Тюменский государственный нефтегазовый университет»
bakieva.radmila@mail.ru
Новые экономические условия и тенденции падающей добычи углеводородного сырья заставляют искать пути повышения рентабельности производства, совершенствования процессов управления и планирования.
При этом основными способами повышения эффективности добывающих предприятий являются: оптимизация и модернизация производства, снижение потерь и технологического расхода, обеспечение рационального использования энергоносителей, увеличение достоверности измерения, повышение скорости получения информации, необходимой для принятия оперативных управленческих решений. Сбережение ресурсов является одной из важнейших задач топливно-энергетического комплекса России. Очевидно, что существенная роль в ее решении принадлежит повышению точности измерений и совершенствованию самого процесса учета энергоносителей.
На сегодняшний день предел допустимой ГОСТом погрешности измерений массы нетто нефти и нефтепродуктов составляет 0,35- 0,5%. Однако при многократном учете одних и тех же партий нефти в системе трубопроводов от промысла до реализации суммарная погрешность может достигать 2-3%. По некоторым оценкам, ежегодные потери в стране только из-за погрешностей измерений составляют в денежном выражении до 1,5 миллиардов долларов, а потери бюджета от таких погрешностей сопоставимы с крупными доходными статьями. Поэтому важно организовать правильный учет продукта, а это зависит не только от правильного выполнения всех операций методики выполнения измерения, но и от правильного выбора СИ.
Расчет количества дозируемых жидкостей всегда являлся наиболее сложным вопросом в организации учета. Единственным устойчивым параметром жидких веществ является масса. Согласно [1], учет нефти и нефтепродуктов, осуществляют по массе нетто в тоннах. Массу нефти при учетно – расчетных операциях определяют по результатам прямых или косвенных методов динамических измерений с применением СИКН.
Массу нетто нефти и нефтепродуктов определяют как разность массы брутто нефти и нефтепродуктов и массы балласта. Массу балласта нефти определяют как общую массу воды, хлористых солей и механических примесей в нефти. Массу балласта нефтепродуктов определяют как массу воды в нефтепродуктах.
348
При прямых методах динамических измерений массу брутто нефти и нефтепродуктов измеряют с применением массомеров, результат измерений массы брутто получают непосредственно.
При косвенных методах динамических измерений массу брутто нефти и нефтепродуктов определяют с применением систем обработки информации по результатам следующих измерений:
а) объема нефти и нефтепродуктов с применением преобразователей расхода;
б) плотности нефти и нефтепродуктов с применением поточных преобразователей плотности;
в) давления и температуры нефти и нефтепродуктов с применением преобразователей давления и температуры.
Основными средствами измерения количества и качества добываемой жидкости до последнего времени являлись стандартные, широко применяемые устройства измерения расхода, основанные на определении объема. Средства объемного учета, такие как турбинные, лопастные, роторные преобразователи расхода, подразумевают систему пересчета исходя из вводимых переменных значений плотности вещества, зависящей, в свою очередь, от температуры измеряемой среды. Однако объѐмный учѐт расходуемых жидких продуктов принципиально не может быть точным, поскольку объѐм жидкого продукта является функцией температуры жидкости.
Недостатком данной системы являются довольно большие погрешности при определении количества измеряемой жидкости. Эти недостатки обусловлены нестабильностью физико-химических свойств жидкости, в первую очередь, вязкости и самим принципом измерения, заложенным в применяемые приборы. Помимо всего, существенным недостатком механических счетчиков, является наличие движущихся частей и сложная механическая конструкция, что подвергает их быстрому износу, тем самым снижает надежность прибора.
Существует большое количество различных по принципу действия и конструкции устройств, определяющих массу потока жидкости за интервал времени путѐм вычислений на основе объѐма мерного участка, скорости прохождения потоком мерного участка и плотности потока, однако любые опосредованные измерения физической величины всегда менее точны, чем прямые измерения, и в настоящее время устройства с косвенным определением массы расходуемой среды всѐ менее удовлетворяют требованиям коммерческой деятельности.
Возрастающие требования к качеству измерения расхода на узлах коммерческого учета вызывают необходимость замены ряда устаревших приборов и поиска альтернативных приборов, удовлетворяющих ряду качественных критериев: измерение массового расхода, измерение плотно-
349
сти, измерение температуры, наличие компьютерного интерфейса, удобство монтажа и эксплуатации.
Наиболее очевидной альтернативой считаются кориолисовые расходомеры (массомеры), дополнительным полезным свойством которых является прямое массовое измерение расхода и измерение плотности нефтяной смеси.
Кориолисовый принцип - это современный и перспективный метод измерения расхода, однако его применение в настоящее время ограничено, прежде всего, высокой стоимостью таких расходомеров, поэтому на многих точка учета низкодебитовых скважин их применение экономически неоправданно.
Принцип их работы основан на использовании силы Кориолиса, возникающей при изменении направления движения потока, которая прямо пропорциональна массе жидкости и не зависит от физико-химических свойств.
Преимуществом массомеров перед применяемыми сегодня приборами являются: высокая точность измерений (относительная погрешность измерений не более ±0,15%; возможность прямого измерения массового расхода; независимость показаний от параметров потока (вязкость, плотность, профиль скоростей и т. д.); отсутствие движущихся частей, что повышает надежность прибора; возможность определения одним прибором компонентного состава жидкости; значительно меньшая, чем у турбинных расходомеров, чувствительность к наличию свободного газа и другие.
Из вышеизложенного можно сделать следующий вывод – установка современных приборов массовой расходометрии с малой относительной погрешностью измерения массы на узлах учета является целесообразной, несмотря на их дороговизну.
Экономический эффект делает установку таких приборов быстро окупаемой за счет:
увеличения точности, надежности и объективности измерений;
уменьшения безвозвратных потерь при отпуске нефтепродуктов;
автоматизированного сбора, обработки и передачи информации о продуктопотоках.
Литература
1ГОСТ Р 8.595-2004 «Государственная система обеспечения единства измерений. Масса нефти и нефтепродуктов. Общие требования к методикам выполнения измерений».
2Чухарева Н.В. Исследование углеводородных систем при определении их количественных характеристик в системе магистральных трубопроводов./ Н.В. Чухарева, А.В.Рудаченко– Томск: Изд-во Томского политехнического университета, 2008. – 304 с.
350