«Автоматизация и информатизация ТЭК»

Реализация модели многофазного расходомера и апробация его на реальных и модельных данных

УДК: 519.876.5
DOI: 10.33285/0132-2222-2021-11(580)-35-42

Авторы:

¹ ООО "Новосибирский научно-технический центр", г. Новосибирск, Россия
² Новосибирский государственный технический университет
³ Новосибирский государственный университет, г. Новосибирск, Россия

Ключевые слова: нефтегазоводная смесь, фазовые фракции смеси, расход смеси отдельных фракций, трубка Вентури, газовый фактор

Аннотация:

Задача непрерывной расходометрии стоит на повестке уже давно. Однако какой-то идеальной схемы пока не существует. В статье описывается попытка усовершенствовать известные схемы. В качестве наиболее успешного решения рассматривается широко используемый расходомер компании Schlumberger Vx PhaseWatcher, но в его схеме присутствуют определенные ограничения. В статье продемонстрирована реализованная модель многофазного расходомера, показаны его возможности при работе с реальными данными. Проанализированы возможности и ограничения реализованной модели при высоком газовом факторе (GVF) смеси (GVF > 98 %), а также рассмотрены пути улучшения технических характеристик модели в заданных условиях с высоким GVF.

Список литературы:

1. Принципы построения расходомеров "газ–жидкость" для ГК и НГК месторождений и ПХГ / А.В. Бакуменко, А.О. Чистяков, Г.С. Голод [и др.] // Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности. – 2015. – № 8. – С. 22–31.
2. Абрамов Г.С. Оценка метрологических возможностей многофазных бессепарационных измерителей расходных параметров продукции нефтяных скважин // Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности. – 2012. – № 3. – С. 3–7.
3. Моделирование взаимодействия рентгеновского излучения со средой для задачи многофазной расходометрии в случае высокого газового фактора / И.А. Верхушин, Д.О. Тайлаков, К.В. Торопецкий [и др.] // Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности. – 2016. – № 6. – С. 7–14.
4. Rodriguez R.V., Al-Asiri M., Asiri Kh.S. Field Testing Experience of Wet Gas and Multiphase Flow Meter Conducted in Wet Gas Condensate Producers // SPE Asia Pacific Oil & Gas Conf. and Exhibition, Oct. 22–24, Jakarta, Indonesia. – 2013. – DOI: 10.2118/165828-ms
5. Results from First Campaign of Field Testing of Multiphase Flow Meters Conducted in Saudi Arabian Wet Gas-Condensate Producers / R.V. Rodriguez, J.A. Leal, Sh. Hussain [et al.] // SPE Middle East Oil & Gas Show and Conf., March 10–13, Manama, Bahrain. – 2013. – DOI: 10.2118/164159-MS
6. Multiphase Metering in Siberian Gas and Condensate Wells – Lessons Learnt in Multiphase Well Testing Operations Since 2006 / B. Theuveny, S. Romashkin, V. Shako [et al.] // IPTC 2009: Int. Petroleum Technology Conf. – 2009. – DOI: 10.3997/2214-4609-pdb.151.iptc14068
7. High-Accuracy Wet-Gas Multiphase Well Testing and Production Metering / D.I. Atkinson, O. Reksten, G. Smith, H. Moe // SPE Annual Technical Conf. and Exhibition, Sep. 26–29, Houston, Texas. – 2004. – DOI: 10.2118/90992-MS
8. Mehdizadeh P., Marelli J., Ting V.C. Wet Gas Metering: Trends in Applications and Technical Developments // SPE Annual Technical Conf. and Exhibition, Sep. 29 – Oct. 2, San Antonio, Texas. – 2002. – DOI: 10.2118/77351-MS
9. Cadalen S., Lance M. A Mechanics Approach for Wet Gas Flow Metering, Theory and Application to Flow Loop Tests // Int. J. of Multiphase Flow. – 2011. – Vol 37, Issue 3. – P. 260–267. – DOI: 10.1016/j.ijmultiphaseflow.2010.09.006
10. Hoffmann R., Johnson G.W. Measuring Phase Distribution in High Pressure Three-Phase Flow Using Gamma Densitometry // Flow Measurement and Instrumentation. – 2011. – Vol. 22, Issue 5. – P. 351–359. – DOI: 10.1016/j.flowmeasinst.2011.02.005
11. Моделирование многофазных течений углеводородов в газоконденсатных и нефтяных скважинах / Э.В. Усов, В.Н. Ульянов, А.А. Бутов [и др.] // Математическое моделирование. – 2020. – Т. 32, № 4. – С. 131–144. – DOI: 10.20948/mm-2020-04-10
12. Реализация методики расчета PVT-свойств многофазного многокомпонентного флюида / Д.В. Бадажков, Е.Д. Головин, М.Г. Козлов [и др.] // Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности. – 2021. – № 2(571). – С. 24–31. – DOI: 10.33285/0132-2222-2021-2(571)-24-31
13. Gray H.E. Vertical flow correlation in gas wells // User manual for API 14B, subsurface controlled safety valvesizing computer Program. – 2nd Edition. – Dallas: American Petroleum Institute, 1978. – App. B.
14. Holdup Calculations. – URL: https://www.ihsenergy.ca/support/documentation_ca/Harmony/content/html_files/reference_material/calculations_and_correlations/pressure_loss_calculations.htm
15. Диэлькометрическая плотнометрия попутных нефтяных и природных газов: принципиальные трудности / И.Г. Вышиваный, И.Н. Москалев, В.Е. Костюков [и др.] // Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности. – 2008. – № 11. – С. 7–11.
16. Экспериментальное определение плотности природного газа на основе измерения его диэлектрической проницаемости / И.Г. Вышиваный, И.Н. Москалев, В.Е. Костюков [и др.] // Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности. – 2008. – № 12. – С. 6–11.