Введение

В последние годы правительство Российской Федерации усилило требования к добывающим предприятиям в части улучшения качества достоверности учета извлекаемого из недр углеводородного сырья (в том числе попутного нефтяного газа).

В соответствии с новыми регламентами и правилами разработки месторождений каждая скважина должна быть оснащена системой учета контроля добываемой продукции. В этих условиях стационарные или передвижные измерительные комплексы, имеющие значительные габариты, вес и стоимость, не могут быть применены. Более предпочтительные этом случае многофазные расходомеры, в частности ультразвуковые.

В связи с этим возникла необходимость разработки математической модели для расчета газонасыщенности потока по показаниям датчиков прибора «Ультрафлоу». При этом погрешность расчетов покомпонентного расхода должны удовлетворять требования ГОСТ Р 8.615-2005.

Целью настоящей работы является синтез математической модели для расчета газонасыщенности потока (расход жидкости (5-35) м³/сут) по показаниям датчиков прибора «Ультрафлоу» и выбор вида модели с низкой погрешностью.

1 Ультразвуковой измерительный комплекс «Ультрафлоу»

1.1 Необходимость разработки

Измерение дебита нефтяных скважин представляет собой актуальную и вместе с тем весьма сложную проблему, возникающую при разработке месторождений. Особенно эта проблема обострилась в условиях платного недропользования, поскольку является решающей во взаимоотношениях между нефтедобывающими предприятиями и государством. Актуальность этой проблемы определяется также необходимостью повышения эффективности нефтедобычи, что невозможно без качественного оперативного контроля эксплуатационных режимов нефтяных скважин.

Сложность проблемы состоит в том, что выходной продукцией скважин является смесь нефти, пластовой воды и попутных газов. Концентрация компонентов смеси непостоянна во времени, что приводит к нестабильности структуры, физических свойств и режимов течения нефтеводогазового потока. Кроме того, эта смесь содержит некоторое количество твердых углеводородов (парафин, церезин и др.), а также минеральные частицы и другие механические примеси. Традиционные методы и информационно-измерительные системы контроля производительности скважин, основанные на предварительной сепарации свободного газа, а иногда разделении и жидких компонентов, не отвечают сегодняшним потребностям отрасли и современному уровню развития информационно-измерительных технологий.

Следовательно, задача разработки новых методов и информационно-измерительных систем измерения расходных характеристик нефтеводогазового потока без использования сепарационных устройств весьма остро стоит перед исследователями.

Многолетние исследования в области двухфазных потоков и измерительной техники и полученные обнадеживающие результаты позволили наметить пути решения этой задачи.

В реальных условиях структура нефтеводогазового потока весьма разнообразна. С ростом газосодержания происходит коалесценция газовых включений, расслоение фаз и последовательное изменение картины течения. Механизм распространения звука в таких условиях не изучен. При этом передача акустической энергии в среде с резко изменяющимися свойствами и многочисленными границами раздела фаз, сопровождается значительным затуханием. Отмечается, что затухание ультразвука в эмульсии, составляющей жидкую фазу потока, также может достигать значительных величин.