1 Обзор литературы по совершенствованию установки по замеру скважинной продукции
При написании магистерской диссертации по теме – «Совершенствование установки по замеру скважинной продукции» были использованы научная и учебно-методическая литература, статьи в периодических изданиях Российской Федерации.
Основными источниками при написании работы явились работы: Алексеева Р.И., Коровина Ю.И., Беляева Б. М. Богданова Ю. А., Ивановского В.Н., Дарищева В.И., Каштанова В.С., Сабирова А.А., Ивановского В.Н., Фролова С.В., Чарного И.А., Демидова В.А., Дроздова А.Н., Игревского B.И. и др.
По данным источникам были рассмотрены разделы: оптимизация процесса добычи нефти на скважинах, руководство по вычислению и обработке результатов количественного анализа массовый расход жидкости и газа методика выполнения измерений АГЗУ и др.
1.1 Краткая характеристика ОАО «ОЗНА»
Акционерное общество «ОЗНА - Измерительные системы» создано в 2011 году путем выделения измерительного бизнеса из состава АК «ОЗНА». Обладает замкнутым циклом производства, включая исследования, разработку, производство, пуско-наладку, маркетинг и продажу измерительных установок.
Область деятельности подразделения компании – измерение мультифазных потоков в нефтегазовой отрасли.
Компания предлагает заказчикам различные варианты исполнения измерительных установок: стационарные блочные, мобильные, модульные.
Современные измерительные системы ОЗНА соответствуют требованиям национального стандарта ГОСТ Р 8.615–2005, позволяют проводить измерения расходов жидкости, нефти и воды в массовых единицах, а газа - в объемных, приведенных к стандартным условиям.
Компания «ОЗНА» много лет является признанным лидером в стране в данной области. Благодаря постоянному поиску новых решений специалисты «ОЗНА» создали новое поколение измерительных систем. Так, практически все передовые решения для скважин с высоким дебитом и газовым фактором предложены Компанией «ОЗНА». Не случайно именно «ОЗНА» является основным поставщиком измерительных установок для уникального Ванкорского месторождения в Восточной Сибири.
Для достижения поставленных задач специалисты АО «ОЗНА -Измерительные системы» ведут постоянные научно-технические исследования. Предприятие совершенствует процесс сепарации, потому что от качества сепарации во многом зависит точность замеров. Модернизирует различные узлы измерительных установок с целью повышения общей надежности оборудования. Разрабатывает новое программное обеспечение, которое предоставляет информацию не только о суточном дебите и других параметрах в соответствии с ГОСТ, но и создает «портрет скважины» в реальном времени и в динамике процессов большинства параметров.
АО «ОЗНА-Измерительные системы» добилось первых результатов в продвижении новых технологий измерений мультифазных потоков на рынок в качестве стационарных бессепарационных установок для измерения дебита скважин, основанных на технологии Vx. Нашли новое применение для мультифазных расходомеров в системах транспорта нефти. Данные решения позволяют снизить стоимость самих измерений для клиента и получить дополнительные выгоды за пределами измерительной системы.
Последние разработки в области АСУ ТП позволяют создать на базе измерительной установки своеобразный центр по управлению автоматикой и телемеханикой всего куста. Контроллерная и аппаратная база измерительной установки реализуют функцию кустового контроллера, что снимает проблему дублирования систем АСУ ТП, упрощает ее и повышает качество измерений в целом[11].
Направления деятельности:
- выпуск сепарационных измерительных установок («ОЗНА-Импульс», «ОЗНА-Массомер», мобильные измерительные установки).
- бессепарационные мультифазные установки для измерения дебита продукции нефтяных скважин, основанные на технологии Vx.
1.2 Принцип и назначение установки по замеру скважинной продукции
Установка «ОЗНА-Массомер» используется для измере¬ния продукции нефтяных скважин. На протяжении долгих лет «ОЗНА-Массомер» занимает лидирующие позиции на рынке нефтепромыслового оборудования. Основными и постоянными заказчиками являются крупные нефтяные компании Российской Федерации.
Таблица 1.1 - Назначение измерительной установки «ОЗНА-МАССОМЕР»
Измерительная установка Назначение
ОЗНА-МАССОМЕР
- измерений массы и среднесуточного массового расхода сепарированной сырой нефти — водонефтяной смеси;
- измерений объема и среднесуточного объемного расхода свободного нефтяного газа;
- измерений массы и среднесуточного массового расхода сепарированной безводной нефти.
Измерительная установка «ОЗНА-Массомер» основана на принципе измерения разделенных потоков газа и жидкости массовыми кориолисовыми расходомерами и определения обводненности продукции скважин поточным влагомером или косвенным методом[13].
«ОЗНА - Массомер» имеет большое количество вариан¬тов исполнения, которые удовлетворяют самым высоким требованиям безопасности и надежности и могут эксплуатироваться в различных условиях. Серийное производство установок обеспечивает заказчикам оптимальные условия и сроки поставки оборудования. Общий объем производства превышает 500 установок в год.
Таблица 1.2 - Особенности измерительной установки «ОЗНА-МАССОМЕР»
Измерительная установка Особенности
ОЗНА-МАССОМЕР - высокая точность замера
- широкое применение для различных условий эксплуатации
- широкий диапазон одновременного измерения разных дебитов
- наличие электронной/механической системы измере¬ния уровня жидкости в сепараторе
- межповерочный интервал 4 года
В зависимости от диапазона номинальных значений дебита, подключенным к установке скважин, т/сут:
Для флюида с низкой температурой до -3°С;
Для различных сред, в том числе агрессивных;
В зависимости от дебита по жидкости и газового фактора от 150 до 1000 нм3/т;
В зависимости от количества подключаемым скважин;
Мобильная (на шасси, на санях), стационарная;
Передвижная лаборатория промысловых исследова¬ний (ЛПИ).
Таблица 1.3 - Преимущества измерительной установки «ОЗНА-МАССОМЕР»
Измерительная установка Преимущества:
ОЗНА-МАССОМЕР - возможность непрерывной передачи данных с часто¬той в 1 сек. и построение трендов
- возможность беспроводной передачи данных
- возможность хранения информации о замере в тече¬ние определенного времени (30 дней)
- возможность произведения замера периодически действующих скважин
- возможность увеличения сроков гарантии на ряд узлов
- возможность учета растворенного газа
1.2.1 Устройство установки
Установки «ОЗНА-МАССОМЕР» включают в себя техно¬логический, аппаратурный блоки и элементы системы жизнеобеспечения.
Рисунок 1.1 – Схема структурная технических средств
В состав технологического блока входят измерительный и распределительный модули.
Установки применяются в системах внутрипромыслового сбо¬ра нефти.
Основным элементом измерительного модуля является двух¬камерный горизонтальный сепаратор. Камеры сепаратора выполнены в виде цилиндров разного диаметра, располо¬женных один над другим. Верхняя камера, оборудованная циклоном, является первой ступенью сепарации и служит для первичного выделения газа из жидкости, а также для осушки газа с помощью каплеотбойников, смонтированных в полости этой камеры[13].
Нижняя камера большего диаметра служит для сбора сырой нефти, стекающей из верхней камеры и вторичного выделе¬ния газа из жидкости.
Распределительный модуль представляет собой арматурный узел, основным элементом которого является автоматически управляемый переключатель скважин многоходовой (ПСМ) или блок трехходовых кранов, обеспечивающий поочередное подключение скважин к измерительному модулю[16].
Аппаратурный блок включает в себя блок измерений и обра¬ботки информации (БИОИ) и блок силового управления (БСУ).
БИОИ производит обработку измерительной информации, поступающей от преобразователей расхода, давления и тем¬пературы, формирование измерительной информации по массе и среднесуточному массовому расходу сырой нефти и нефти, объему и среднесуточному объемному расходу газа, индикацию и передачу значений измеряемых и определяемых параметров по коммуникационным каналам, а также управ-ление процессом измерений[18].
Элементы системы жизнеобеспечения обеспечивают укры¬тие (блок-боксы), обогрев, освещение, вентиляцию и пожарогазосигнализацию.
Дополнительные опции
1.Возможность ввода системы дозирования в коллектор установки;
2. Возможность установки фильтра очистки жидкости перед входом в сепаратор;
3. Возможность подогрева жидкости в сепараторе;
4. Возможность подогрева измерительной линии.
Принцип действия установок основан на разделении в сепараторе газожидкостной смеси (далее – ГЖС) на сырую нефть и нефтяной газ, измерении массы жидкостного потока и объемной доли воды в ней, а также массы (или объема) нефтяного газа и последующего приведения объема газа к стандартным условиям[12].
Конструктивно установки состоят из технологического (далее - ТБ) и аппаратурного (далее - АБ) блоков, оснащенных системами жизнеобеспечения (ТБ и АБ-боксы, обогрев, освещение, вентиляция и пожарогазосигнализация). В состав ТБ входят измерительный и распределительный модули.
1 - Патрубок входной; 2 – Сепаратор; 3 - Клапан предохранительный;
4,21 - Задвижки для дренажа жидкости; 5,20 - Задвижки для дренажа газа;
6 -Задвижки для отключения манометров и преобразования давления;
7 - Манометр показывающий; 8 - Устройство поплавковое 9 - Заслонка газовая или приставка заслонки; 10 - Преобразователь избыточного давления;
11 - Расходомер; 12 - Манометр сигнализирующий; 13 - Пробоотборник точечный; 14 - Кран шаровой; 15 -Штуцера для подключения УОСГ и отбора проб; 16 – Коллектор; 17 - Преобразователь температуры; 18 - Газовый стояк; 19 - Преобразователь гидростатического давления столба жидкости; 22 -Клапан обратный; 23 -Карман для стеклянного термометра; 24 - Задвижка (кран, вентиль) для контроля качества сепарации газа; 25 - Влагомер или катушка под влагомер; 26 - Указатель уровня; 27 -Регулятор расхода; 28 -Кран шаровой с электроприводом; 29 - Преобразователь перепада давления;
30 - Катушка счетчика ТОР; 31 -Задвижка выходная
Рисунок 1.2 - Принципиальная схема модуля с двумя счетчиками
Измерительный модуль комплектуется расходомерами жидкости массовыми, расходомерами газа массовыми или объемными, влагомерами, преобразователями температуры и давления[9].
В качестве основных средств, в измерительном модуле, для измерений массы и массового расхода сырой нефти, могут использоваться кориолисовые массовые счетчики (расходомеры) с пределами основной допускаемой относительной погрешности измерений не более ± 0,5 %.
Для измерений объема и объемного расхода нефтяного газа могут использоваться кориолисовые массовые счетчики (расходомеры), а так же вихревые, ультразвуковые и термоанемометрические (тепловые) счетчики (расходомеры) с пределами основной допускаемой относительной погрешности измерений не более ± 1,5 %. Для обеспечения измерений массы и массового расхода обезвоженной нефти могут использоваться влагомеры сырой нефти с пределами допускаемой абсолютной погрешности измерений не более ± 1,0 %, при содержании воды в сырой нефти до 70 % и с пределами допускаемой абсолютной погрешности измерений не более ± 0,7 % при содержании воды в сырой нефти до 95 %.
Совокупность основных средств измерений, которыми комплектуется конкретная установка, определяется заказчиком.
Вспомогательные средства измерений могут быть любого типа, в том числе:
- измерительные преобразователи давления, с диапазоном измерений от 0 до 6,0 МПа и пределами допускаемой приведенной погрешности не более ± 0,5 %;
- измерительные преобразователи температуры, с диапазоном измерений от 0 до 100°С и пределами допускаемой абсолютной погрешности не более ± 0,5 °С;
- измерительные преобразователи разности давлений и гидростатического давления столба жидкости, с верхним пределом измерений, 400 кПа и 16 кПа и пределами допускаемой приведенной погрешности не более ± 0,5 %;
- манометры показывающие, с пределами измерений от 0 до 6,0 МПа, класс точности не ниже 1,5.
Одним из элементов измерительного модуля является двухкамерный или однокамерный горизонтальный сепаратор.
Камеры двухкамерных сепараторов, рассчитанных на малые и средние значения расхода сырой нефти и нефтяного газа, выполнены в виде цилиндров, расположенных один над другим.
Верхняя камера, оборудованная циклоном, является первой ступенью сепарации и служит для первичного выделения нефтяного газа из продукции нефтяных скважин, а также для осушки нефтяного газа с помощью каплеотбойников, смонтированных в полости этой камеры[1].
Нижняя камера служит для сбора и отстоя сырой нефти, в процессе которого происходит вторичное выделение нефтяного газа.
Верхняя камера оборудована заслонкой, устанавливаемой в месте подключения к этой камере трубопровода для отвода нефтяного газа (далее - газовый трубопровод).
Нижняя камера оборудована люком с поплавковым устройством.
Поплавковое устройство и заслонка механически связаны друг с другом с помощью рычагов и тяги.
На трубопроводе для отвода сырой нефти (далее - жидкостной трубопровод) из нижней камеры устанавливается регулятор расхода.
Система: поплавок – заслонка – регулятор расхода служит для обеспечения возможности накопления нефтяного газа и сырой нефти в сепараторе и последующего сброса их в коллектор. Этим обеспечивается регулирование величины расхода через счетчики (расходомеры) сырой нефти и нефтяного газа, соответствующей их диапазону измерений[6].
Упомянутые выше функции могут достигаться путем монтажа крана (или клапана) с электроприводом на жидкостном трубопроводе, а регулятора расхода – на газовом трубопроводе.
Однокамерные сепараторы с повышенной вместимостью, рассчитанные на большие значения расхода сырой нефти и (или) нефтяного газа, комплектуются электроуправляемыми кранами, либо пневмоуправляемыми клапанами, которые устанавливаются на жидкостном и газовом трубопроводах (при этом, в комплект средств жизнеобеспечения включается система воздухоподготовки для клапанов).
Вариант компоновки конкретной установки, а также типоразмер сепаратора, выбираются в зависимости от ожидаемых значений расхода сырой нефти и нефтяного газа, содержания пластовой воды в сырой нефти и содержания нефтяного газа в обезвоженной нефти[15].
Распределительный модуль включает в себя входные трубопроводы, блок трехходовых кранов или переключатель скважин многоходовой (далее - ПСМ) с измерительным трубопроводом, байпасный трубопровод и выходной коллектор.
Измерительный трубопровод ПСМ и байпасный трубопровод соединены трубной перемычкой с задвижкой.
Байпасный трубопровод и коллектор оборудованы патрубками для подключения передвижных измерительных установок[13].
В состав БА входит блок измерений и обработки информации (далее – БИОИ) и блок силового управления (далее – БСУ). БИОИ может выполняться на базе контроллеров с пределами допускаемой относительной погрешности, при измерениях:
- унифицированных токовых сигналов, не более ± 0,5 %;
- интервалов времени, не более ± 0,15 %;
- числа импульсов, не более ± 0,15 %;
- при обработке информации, не более ± 0,05 %.
Таблица 1.4 - Номенклатура применяемых контроллеров БИОИ
№ п/п Наименование, тип Регистрационный номер Госреестре СИ
1 Контроллеры ScadaPack32, ScadaPack334, ScadaPack357 16856-08
2 Контроллеры DL205, DL06 17444-08
3 Контроллеры SIMATIC S7-300
SIMATIC S7-400
SIMATIC S7-1200 15772-11
15773-11
45217-10
4 Контроллеры ОВЕН ПЛК150, ОВЕН ПЛК154 36612-07
5 Контроллеры Compactlogix, Micrologix1500 42664-09
6 Модули ввода аналоговые измерительные МВА8 31739-11
БИОИ предназначен для сбора, обработки измерительной и сигнальной информации, поступающей от первичных преобразователей параметров, вычислений массы и среднего массового расхода сырой нефти, массы и среднего массового расхода обезвоженной нефти, объема и среднего объемного расхода нефтяного газа, приведения этих параметров к стандартным условиям, передачи измерительной информации на верхний уровень и управляющей информации на БСУ.
В процессе измерений, БИОИ принимает информацию от измерительных преобразователей параметров, усредняет, по соответствующим алгоритмам обрабатывает, формирует измерительную информацию, протоколирует, индицирует, регистрирует, хранит результаты прямых измерений и вычислений по каждой скважине за период не менее одного месяца и передает по каналам связи на верхний уровень информационных систем (пунктов сбора измерительной информации систем телемеханики или центральных серверов корпоративных баз данных) архивную информацию и информацию о текущих результатах измерений[20].
Комплекс программного обеспечения (далее – ПО) состоит из двух частей:
1. ПО операторской панели,
2. ПО контроллера.
ПО контроллера является метрологически значимой частью программного обеспечения. ПО операторской панели расчетов и обработки данных не выполняет, и является только средством визуального интерфейса пользователя. После подачи питания на БИОИ встроенное ПО контроллера выполняет ряд самодиагностических проверок, в том числе проверку целостности конфигурационных данных и неизменности исполняемого кода, путем расчета и публикации контрольной суммы. Неизменность метрологических характеристик ПО и их соответствие методике (методу) измерений определяется путем выполнения серии расчетов над неизменным тестовым набором исходных и конфигурационных данных, добавления метрологически значимых результатов произведенных расчетов к этому набору и расчета контрольной суммы от полученного набора двоичных данных. Значение контрольной суммы визуально представляет собой группу из четырех шестнадцатеричных цифр, отделенную от служебного идентификатора точкой. Равенство контрольной суммы значению, указанному в настоящем описании типа, удостоверяет неизменность метрологических характеристик ПО и используемых, согласно методики (метода) измерений, алгоритмов расчетов. Исполняемый код ПО контроллера БИОИ, результаты измерений хранятся в энергонезависимой памяти контроллера БИОИ. Замена исполняемого кода ПО контроллера БИОИ, удаление или изменение результатов измерений штатными средствами интерфейса пользователя невозможно. Исполняемый код ПО панели оператора хранится в энергонезависимой памяти панели оператора. Замена исполняемого кода ПО панели оператора, удаление или изменение результатов измерений штатными средствами интерфейса пользователя невозможно[23]. Идентификационные данные ПО установки приведены в таблице 1.5
Защита программного обеспечения установки от преднамеренных и непреднамеренных изменений соответствует уровню «С» по МИ 3286-2010. Метрологически значимая часть ПО СИ и измеренные данные достаточно защищены с помощью специальных средств защиты от преднамеренных изменений.
Таблица 1.5 - Идентификационные данные ПО установки
Наименование программного обеспечения Идентификационное наименование программного обеспечения Номер версии (идентификационный номер) программного обеспечения Цифровой идентификатор программного обеспечения (контрольная сумма исполняемого кода) Алгоритм вычисления цифрового идентификатора программного обеспечения
ПО контроллера БИОИ SP32.00.011 11.xxxxxx* yyyy*.0024 CRC-16
П р и м е ч а н и я
1. хххххх*– номер подверсии из шести десятичных цифр, предназначен для отслеживания исходных текстовПО в системе контроля версий производителя, может быть любым;
2. yyyy*– служебный идентификатор ПО из четырех шестнадцатеричных цифр, расположен перед контрольной суммой, может быть любым.
Механическая защита от несанкционированного доступа осуществляется пломбированием наклейки на корпус контроллера БИОИ, как показано на рисунке 1.3
Рисунок 1.3 - Схема пломбирования корпуса контроллера БИОИ
Рисунок 1.4 - Внешний вид технологического блока и схема пломбирования
Рисунок 1.5 - Внешний вид аппаратурного блока и схема пломбирования
Рисунок 1.6 - Оборудование Рисунок 1.7 - Оборудование технологического блока аппаратурного блока
Знак утверждения типа наносится на металлические таблички, укрепленные на БТ и АБ - боксах, методом фотохимического травления или аппликацией, а также типографским или иным способом - на титульных листах руководства по эксплуатации и паспорта, с указанием номера свидетельства об утверждении типа средства измерений и даты его выдачи. Комплектность поставки соответствует таблице 1.6.
