1. Отбор пробы
Калибровка по пробе из скважины.
Продукт · ГРСИ 79608-20
ВМП.0704 — влагомер многофазный поточный
Определение обводнённости (WLR) в нефтеводогазовых эмульсиях прямого и обратного типов без предварительной сепарации газа.
- Реестр СИ: 79608-20
- Измерение влажности нефти в потоке без сепарации газовой фазы
- Третье поколение: тренд свободного газа (изменение GVF)
- Калибровка по одной точке «чистой» среды
- Квалификация Saudi Aramco 134-SAMMS (2022)
- Межповерочный интервал 3 года
Технология
Для измерения обводнённости многофазного потока используется электрохимическая импедансометрия: измерение полного комплексного сопротивления электрохимической ячейки в диапазоне частот. Кондуктометрия применяется для эмульсий прямого типа, диэлькометрия — для обратного.
Классический импедансный способ плохо разделяет нефть и газ. Разработанная технология использует высокочастотные спектры импеданса, определяет тип эмульсии и характерные параметры смеси. За счёт алгоритмов и K-функции оценивается доля газа в трубе, что позволяет электрическому влагомеру работать в мультифазной среде.
Технические характеристики
| Диапазон измерений обводнённости | 0–100 % |
|---|---|
| Доля газа, GVF | 0–98 % |
| Максимальное давление | 4,0 МПа |
| Условный диаметр, DN | 50 |
| Температура рабочей среды | +5…+65 °C |
| Температура окружающей среды | −45…+60 °C |
| Абсолютная погрешность при GVF 0% | до 1,5% |
| GVF свыше 0% до 30% | до 2,0% |
| GVF свыше 30% до 60% | до 3,0% |
| GVF свыше 60% до 90% | до 5,0% |
| GVF свыше 90% до 98% | до 7,0% |
| Потребляемая мощность | не более 60 Вт |
| Интерфейс | Modbus, RS-485, 4–20 мА |
| Плотность пластовой воды | не более 1200 кг/м³ |
Документы
Полные технические характеристики, описание типа СИ, методика поверки, приказ об утверждении типа, сертификаты ТР ТС 012/2011 и 004/2011 высылаются по запросу.
Запись в реестре: ГРСИ 79608-20.
Калибровка
2. Сепарация пробы
Отделение нефти от воды любым подходящим способом.
3. Съём характеристик
Измерение проводимости пластовой воды и диэлектрических свойств нефти эталонным устройством.
4. Внесение в ПО
Данные вносятся в ПО влагомера вручную или автоматически.
5. Калибровка на АГЗУ
При установке на ПСМ АГЗУ калибруются все скважины, которые будут замеряться.
6. Проверка
Раз в 5–6 месяцев сверять фактическую проводимость пластовой воды с калибровочной характеристикой.
Самодиагностика и обработка данных
Встроенная система самодиагностики отслеживает внутренние параметры и прогнозирует необходимые действия — например, повторный отбор пробы при изменении проводимости пластовой воды. Система разработана по запросу Saudi Aramco и опробована на скважинах в Саудовской Аравии, в том числе при GVF около 97% перед сепаратором.
Первичные данные накапливаются во времени; алгоритмы машинного обучения определяют долю газа, тип потока и применяют соответствующую модель. Обучение моделей выполняется на стендовых проливах.
Внедрения
- Saudi Aramco — в составе компании по исследованию скважин Al Mansoori; склад в Даммаме (партнёр Bin Quraya)
- Слепой тест на эталоне DNV GL (Нидерланды) на соответствие 134-SAMMS
- «Газпромнефть-Заполярье», «Мессояханефтегаз» — АГЗУ с высоким газовым фактором
- «Роснефть-Харампурнефтегаз», Варьеганнефтегаз
- «Татнефть», НГДУ «Елховнефть» — испытания на трёх скважинах