© 2019 "UA-Systems" LLC. Сайт создан на Wix.com

  • Vkontakte - Grey Circle
  • Facebook - Grey Circle
  • LinkedIn - Grey Circle

Результати промислово-дослідної експлуатації витратоміра-лічильника газу РГ-ОНТ при вимірюванні об’єму газової фази багатофазного потоку із свердловини ГКР
О.О. Охапкін, В.Б. Фадєєв

ТОВ «UA-SYSTEMS», м. Харків, (057)714-98-44

2019р.

    З травня по серпень 2019 р. на УКПГ Вишнівського ГКР філії ГПУ «Шебелинкагазвидобування» з метою перевірки можливості вимірювання витрати і об’єму газової фази продукту свердловини безпосередньо на шлейфі у реальних умовах експлуатації на об’єктах АТ «Укргазвидобування» була проведена промислово-дослідна експлуатація (далі – ПДЕ) витратоміра-лічильника газу РГ‑ОНТ виконання DN 65, PN 160 із стаціонарним живленням (далі – витратомір).

Витратомір був змонтований на вузлі вхідних шлейфів на шлейфі від свердловини № 21. Потік послідовно проходив крізь витратомір і запірну арматуру, що надавала можливість переключення потоку на колектор УКПГ або замірний сепаратор. Після сепаратора наявні контрольний вузол обліку газу (далі – КВОГ) на базі витратоміра зі стандартною діафрагмою з комплексом «Даніфлоу» і ємність для накопичення рідини з можливістю її відстоювання і оцінки кількості накопичених конденсату і пластової води для розрахунку значень газоконденсатного і водного факторів. Вимірювання об’єму газу видобутого із свердловини № 21 здійснювалось витратоміром безперервно 2016 годин без збоїв і зупинок в роботі.

     Згідно з методикою ПДЕ передбачалось проведення калібрування і визначення поправкового коефіцієнту на двофазність потоку SД за даними вимірювань за час не менш ніж 48 годин. При цьому початок цього інтервалу часу необхідний для стабілізації потоку, режиму сепарації, тиску і температури в системі, а кінець для проведення вимірювань з метою визначення SД. Фактично внаслідок зайнятості сепаратора для вирішення інших технологічних завдань УКПГ SД визначався по серії із трьох вимірювань 21, 21 і 25 годин. Середньоквадратичне відхилення (СКВ) відхилень показів витратоміра і КВОГ SδV в трьох серіях вимірювань при калібруванні становили відповідно 0,56 %; 2,51 % і 0,26 %. СКВ відхилень 67 показів за всі три серії вимірювань SδV  = 1,68 %. За даними трьох серій вимірювань визначено значення SД = 1,04 і внесено до параметрів настроювання витратоміра.

    Сумарний час порівняльних з КВОГ вимірювань склав 348 годин. Середні за цей час значення в місці встановлення витратоміра абсолютного тиску – 5,4 МПа, температури – 18,0 °С, в місці встановлення КВОГ – 5,4 МПа і 19,8 °С відповідно. Максимальний годинний об’єм газу зафіксований КВОГ – 3593 м3/год, мінімальний – 2394 м3/год. Максимальна миттєва витрата газу спостерігалась після включення свердловини на шлейф після щоденної продувки і сягала значень біля 10 тис. м3/год з подальшим плавним зниженням витрати. Діапазон вимірювань по витраті становив приблизно 1:5. За даними сепарації середній газоконденсатний фактор – 41 г/м3, водний – 6 см3/м3. Відносні відхилення годинних об’ємів газу за показами витратоміра і КВОГ для визначеного значення SД = 1,04 в залежності від значень годинних об’ємів (витрати) наведені на рис. 1. По закінченню порівняльних вимірювань систематична величина відносного відхилення показів витратоміра і КВОГ, зумовлена неточністю визначення коефіцієнту SД, вилучена і розраховане уточнене значення SД = 1,059. Відносні відхилення годинних об’ємів газу за показами витратоміра і КВОГ для уточненого SД  наведені на рис. 2.

 

                               

Рисунок 1 – Відносні відхилення годинних об’ємів газу за показами витратоміра
від виміряних КВОГ для визначеного при калібруванні значення SД = 1,04

 

 

 

 

Рисунок 2 – Відносні відхилення годинних об’ємів газу за показами витратоміра
від виміряних КВОГ для уточненого значення SД = 1,059

 

     Відносна розширена невизначеність витрати сухого газу за показами КВОГ за даними розрахунку – ± 1,34 %, за показами витратоміра згідно його нормованих характеристик – ± 1,5 % з коефіцієнтами охоплення 2 для рівню довіри 0,95. При цьому відносні розширені невизначеності коефіцієнта витікання КВОГ за даними розрахунку – ± 0,68 %, калібрувального коефіцієнту витратоміра – ± 0,75 %. Без урахування цих складових розширені невизначеності витрати за показами КВОГ –

                                 % = ± 1,15 %,

       витратоміра –

                                  % = ± 1,30%.

   Якщо зробити припущення, що при калібруванні за показами КВОГ відхилення, зумовлені похибками визначення коефіцієнту витікання КВОГ і калібрувального коефіцієнту витратоміра компенсуються, в разі коректних вимірювань газової фази багатофазного потоку витратоміром 95 % відхилень показів витратоміра і КВОГ не мають виходити за границі

                                  % = ± 1,74 %,

а майже всі відхилення показів витратоміра і КВОГ (99,73 %) – за границі ± 3×(1,74 % / 2) = ± 2,61 %. На рис. 2 ці допустимі границі нанесені жовтими і красними лініями відповідно і можна побачити, що відхилення не виходять за них у недопустимій кількості випадків. Отже, витратомір коректно вимірював витрату і об’єм газової фази потоку із свердловини з похибками, які за винятком складової, що зумовлена неточністю визначення SД, не перевищували максимально допустимих значень згідно з його нормованими характеристиками для сухого природного газу.

      Похибка визначення коефіцієнту SД визначається метрологічними характеристиками КВОГ за показами якого здійснюється калібрування та стабільністю режимів сепарації і параметрів потоку при калібруванні.

     При роботі витратоміра із значенням SД = 1,04 95 % відносних відхилень показів витратоміра і КВОГ не мають виходити за границі:

                                                                                                                             = ± 3,78 %,

 

             де t0,05;66 = 2 – коефіцієнт Стьюдента для рівня значущості 0,05 і 66 ступенів свободи.

     На рис. 1 можна побачити, що при роботі із SД = 1,04 жодне відхилення показів витратоміра і КВОГ не виходило за ці границі (жовті лінії на рис. 1).

    При цьому при роботі витратоміра із значенням SД = 1,04:

  • відносна розширена невизначеність з коефіцієнтом охоплення 2 для рівня довіри 0,95 отриманого значення SД = 1,04

                                                                                                   = 3,62 %;

  • довірчий інтервал значень SД від 1,002 до 1,078;

  • відносна розширена невизначеність з коефіцієнтом охоплення 2 для рівню довіри 0,95 результатів вимірювання витратоміром витрати і об’єму газової фази багатофазного потоку із свердловини

                                                                                        = 3,92 %.

    Основною за величиною складовою невизначеності результатів вимірювання виявилась похибка визначення SД. За даними ПДЕ відомо, що перші дві серії вимірювань при калібруванні здійснювались безпосередньо після підключення сепаратора і КВОГ до вхідної нитки УКПГ. При цьому режим сепарації не був сталим за тиском і температурою, а сепаратор був заповнений флюїдом з інших свердловин. Третя серія вимірювань при калібруванні була проведена через значний час (біля доби) після підключення сепаратора і КВОГ до вхідної нитки за сталого режиму сепарації за тиском і температурою і після повного заповнення порожнини сепаратора заповнена флюїдом із свердловини № 21. Як наслідок СКВ відхилень показів витратоміра і КВОГ SδV в цій серії було найменшим – 0,26 %. При визначенні SД за результатами тільки цієї серії із 25 вимірювань отримаємо наступні результати SД = 1,051; SδV = 0,26 %;  = 1,44 %;  = 2,08 %. При визначенні SД по завершенню порівняльних вимірювань за результатами всіх 348 годин – SД = 1,059; SδV = 0,65 %;  = 1,85 %;  = 2,38 %.

   В результаті ПДЕ апробована методика виконання вимірювань витрати і об’єму зведених до стандартних умов газової фази потоку із свердловин родовищ витратомірами-лічильниками газу РГ‑ОНТ з їх періодичним калібруванням за контрольним засобом, встановленим після сепаратора, яка передбачає визначення невизначеностей результатів. Досяжні значення відносної розширеної невизначеності витрати і об’єму при вимірюванні за цією методикою від 2,0 % до 2,5 %.