Многофазный расходомер

Последнее сообщение
panchik 209 8
Окт 14 #1

"У мене внутре... гм... не... неонка"! А еще анализатор и думатель.

Как работает я не понял. Видимо, это военная тайна.

Ну и коммерсанты из них посредственные.

 

obuhyv 38 4
Окт 14 #2

плохо когда дилетанты начинают изобретать "что-то",

сделать многофазник для нефти очень просто, поэтому не понятно, зачем придумывать подозрительный "велосипед", который мало стоит, лучше иметь хороший автомобиль, но быть уверенным в замерах.

panchik 209 8
Окт 14 #3

Не понял мысль. Можете пояснить?

Не помешали бы знаки препинания, отличные от запятых.

Khmarin 238 4
Окт 14 #4

Ну так-то не хухры-мухры типа)))

"Достижения проекта:

Финалист конкурса БИТ-2012 (Российская Венчурная Компания);
Победитель конкурса СТАРТ-2012 (Фонд содействия развитию МФП в НТС);
Участник «Инкубатора Технологий» Российской технической нефтегазовой конференции и выставки SPE по разведке и добыче - 2012;
Финалист Кубка Техноваций 2012 (МФТИ);
Обладатель индекса второй категории с рейтингом BBB в Hightech-рейтинге Russian Startup Rating 2012." 

DaniilNL 8 4
Окт 14 #6

Представители присутствовали на выставке Spe-шной 16 числа в ВВЦ, из любопытства подошел, ни на один вопрос внятного ответа не получил, кроме как: — Покупают? — Покупают.

Ivanhoe 12 6
Окт 14 #7

Работаю в конторе, которая производит однофазный расходомер. Устроен он крайне просто - ультразвук измеряет вихри. Обычная физика. Стоят такие расходомеры у всех контор примерно одинаково.

Так вот, физика. Стоит только в потоке попастся маленькому пузырьку, как расход резко увеличивается в несколько ТЫСЯЧ раз. И сделать ничего невозможно. Ну не резать же пики на ходу!?

На выставках приходится регулярно осаживать людей, которые хотят многофазный расходомер за 60т.р.

Существует только один способ посчитать многофазную жидкость - это сепарировать ее на все составляющие. Посчитать отдельно все среды и потом снова слить вместе.

Размер и вес такого устройства резко увеличиваются. А цена может  достигать нескольких миллионов.

Кстати, шлюмы имеют такой расходомер. Но они его не продают. Выглядит этот прибор как куб с гранью в 2 метра.

Так что дешевый многофазный расходомер - это миф.

Указанный в теме прибор от Инностар  я видел. Как только я прочитал принцип действия прибора  - я тут же покинул их стенд. Это полная лажа ИМХО. Раскрутка осуществляется только за тот счет что они крутятся где-то в Сколково и кто-то сверху им здорово помогает. Вполне возможно там хитрая математика, которая где-то угадывает,где-то нет. Но расходомер должен опираться на физику прежде всего. Если нет верной физики, то точного расхода не будет.

 

Stroncz 538 11
Окт 14 #8

Ivanhoe пишет:

Так вот, физика. Стоит только в потоке попастся маленькому пузырьку, как расход резко увеличивается в несколько ТЫСЯЧ раз. И сделать ничего невозможно. 

На уровне "объяснения на пальцах" почему происходит такое значительное отклонение в показаниях?

Ivanhoe 12 6
Окт 14 #9

Ну вот смотрите.

Плотность нефти около 800 кг/м3.   Плотность  газа (метана например) - 0,7 кг/м3.

То бишь разница в плотности больше чем в 1000 раз.

Вихреобразование, форма вихря, скорость вихря - это целая наука. Расходомер калибруется на однородной жидкости. Вихреобразование там однородное и предсказуемое. Отсюда легко достигается точность 0.5-1% на средних диапазонах расхода. Попадание в поток любых инородных частиц с плотностью, резко отличающейся от плотности базовой однородной среды, приводит к изменению скорости вихрей и соответственно резкому изменению измеряемого расхода.

Поэтому мне непонятно когда нефтяники жалуются, что "расходомер у вас плохо считает". На что слышат "а вы обеспечьте прибору однофазную жидкость". Поэтому все такие расходомеры используются только  в нагнетании воды и кислот в скважину. Нужно мерять расход на выкиде из скважины (а там идет мусор - нефть, вода, газ, песок, глина), приготовьте пару лямов на серьезный аппарат. Физику не обманешь.

Ivanhoe 12 6
Окт 14 #10

Вдогонку.

Нашел русское описание одного немецого расходомера на кориолисовом принципе. Это не вихри, но очень близко по сути.

Они честно пишут (это же немцы)

"Не допускается применение продуктов, содержащих газ, в операциях коммерческого учета. В других случаях применения присутствие газа увеличит количество ложных показаний. Для того, чтобы показания на продукте, содержащем газ, были достоверными, маленькие пузырьки газа должны быть равномерно распределены в жидкости. Наличие больших пузырьков газа автоматически приведет к исключительно ложным показаниям и к смещению нулевой точки.
Таким образом, то, насколько показания являются ложными , определяется условиями протекания процесса."

 

Stroncz 538 11
Окт 14 #11

Ivanhoe пишет:

Плотность нефти около 800 кг/м3.   Плотность  газа (метана например) - 0,7 кг/м3.

То бишь разница в плотности больше чем в 1000 раз.

Вихреобразование, форма вихря, скорость вихря - это целая наука. Расходомер калибруется на однородной жидкости. Вихреобразование там однородное и предсказуемое. Отсюда легко достигается точность 0.5-1% на средних диапазонах расхода. Попадание в поток любых инородных частиц с плотностью, резко отличающейся от плотности базовой однородной среды, приводит к изменению скорости вихрей и соответственно резкому изменению измеряемого расхода.

Хм... Но если принять в расчёт объём этих пузырьков к объёму основного прокачиваемого потока, то именно объёмные изменения это даже не десятые доли, а тысячные. Все равно не совсем понятно за счёт каких именно эффектов турбулентного потока получаются такие дикие скачки.

Antalik 1407 12
Окт 14 #12

Это в однофазном потоке виды течения ламинарный и турбулентный. 

А в многофазном потоке куча всяких видов. Вот тут нашел презентацию с картинками (Flow Assurance and Multiphase flow) слайды 9 - 16.

ArslanVB 102 10
Окт 14 #13

В многофазном потоке множество структур, т.е. реально 5-7 основных и вариации. Если грубо, то зависит от от соотношений фаз, скоростей, компонентного состава, шероховатости и т.д. и т.п. Для каждого течения выдумали кучу полуимперических методик (диссертаций кандидатских и докторских), но реально универсальной модели нет. В свое время исследовал 8-10 методик сравнивая с фактами, но в разных частных случаях погрешность разная. Пришел к выводу тогда, что точность до 1% на практике только для однофазного потока и расход многофазной системы без сепарации не посчитать. В этих приборах как раз вся эта полуэмпирическая математика сидит, но если задача не решена, то о какой точности можно говорить?....

Vasily 110 4
Окт 14 #14

Отрадно, что кто-то пытается что-то изобретать и производить в России, но в серьёз этого парнишку воспринимать сложно.

Цитата:
В соответствии с ГОСТ Р 8.615-2005 учет сырой нефти должен вестись на постоянной основе, на каждой из скважин, с точностью от 2,5 до 15% в зависимости от обводненности

Так и хочется спросить сколько лицензий отняли за несоблюдение этого ГОСТа.

Что касается физики, то я согласен с Ivanhoe и ArslanVB. Одними вихрями тут не обойдёшься. Наиболее авторитетные из существующих на сегодняшний день многофазных расходомеров (MPFM) используют гамма излучение для того, чтобы отличать фазы. К тому же некоторые меряют электрические и диэлектрические свойства смеси.

Вобще сейчас много компаний развелось, которые так и наровят впарить новейшие достижение науки и техники. Халибёртон  подогнал нам по дешёвке китайский Medeng MD-04. Я пообщался с ними, понял что это профанация, рассказал начальству и контракт им не продлили.

Ivanhoe 12 6
Окт 14 #15

MPFM  - это тоже немаленький девайс.

Порылся в нете, цена такого устройства находится в районе 250k -500k USD.

И как правильно пишут люди сверху, множество сомнительных приборов работает на эмпирических формулах.

Как правило, они хорошо работают при определенном соотношении давления и плотности среды. Погрешность таких устройств может быть от 1% до 10%, а то и выше.

Vasily 110 4
Окт 14 #16

Ivanhoe, что значит тоже? :) MPFM = MultiPhase Flow Meter или многофазный расходомер. Я бы воздержался от каких-то общих утверждений по поводу погрешности MPFM'ов. Разные компании используют разные технологии. Погрешность будет зависеть от производителя, количества воды и газа в смеси.

Kauz 23 3
Ноя 14 #17

Добрый день ,  занимаюсь по работе разработкой многофазного расходомера на основе гамма плотномера. Интересен опыт и мнение пользователей по этой тематике. На что обратить внимание и подводные камни

Martin88 6 4
Янв 15 #18

Всем привет! Я тот "парнишка" с видео, SPE и прочих мероприятий где был представлен наш многофазный расходомер. Какие есть вопросы? Кому что не понятно в "физике процесса" и вообще по теме, задавайте вопросы, не стесняйтесь.

Tagir007 25 6
Янв 15 #19

Исходя из своего опыта работы со шлюмовским MPFM, хотелось бы отметить:

1. Ivanhoe: шлюмовский расходомер, это не коробка 2x2. Сам расходомер- это фактически только трубка Вентури с источником и  датчиком гамма-излучения, датчиками давления и температуры и компьютером. Многофазный поток в нем не сепарируется, как и в роксаровских MPFM.

2. Многие многофазные расходомеры работают хорошо в определенном, достаточно узком диапазоне. Чтобы создать действительно универсальный MPFM, который будет работать с высокой точностью во всех диапазонах ГФ, обводненности, дебитов, нужно понавешать на него кучу датчиков и устройств, что заметно усложнит его эксплуатацию и повысит ценник. Поэтому компании с большим опытом в этой области создают модульные расходомеры, на которые тот или иной датчик или устройство можно установить в зависимости от условий измерения и приоритетов заказчика.

3. Как и со всеми сложными измерительными устройствами, большую роль играет человеческий фактор. 

4. Также большую роль в точности замеров играет использование корректной PVT модели для пересчета дебитов фаз из условий в потоке к стандартным условиям. Хотелось бы понять, каким образом это осуществляется при замерах обсуждаемым здесь акустическим расходомером.

 

Martin88 6 4
Янв 15 #20

Tagir007 пишет:

4. Также большую роль в точности замеров играет использование корректной PVT модели для пересчета дебитов фаз из условий в потоке к стандартным условиям. Хотелось бы понять, каким образом это осуществляется при замерах обсуждаемым здесь акустическим расходомером.

Замеры обсуждаемого акустического расходомера происходят в текущих условиях. К стандартным условиям приводится только газ. Для этого к системе измерения подключаются манометр и термометр. Математическая модель очень проста P1V1/T1 = P2V2/T2. В России мы руководствуемся требованиями ГОСТ 2939—63, в других странах соответствующими национальными стандартами.
 

Eugene 554 11
Янв 15 #21

Martin88 пишет:

Всем привет! Я тот "парнишка" с видео, SPE и прочих мероприятий где был представлен наш многофазный расходомер. Какие есть вопросы? Кому что не понятно в "физике процесса" и вообще по теме, задавайте вопросы, не стесняйтесь.

У вас на сайте приложена презентация.  Там на слайде 10 протокол испытаний. До калибровки погрешности меньше 15% в принципе нет, после калибровки погрешность от 1 до 30%, а на слайде 13 в технических характеристиках указано +-2%.

Объясните данный феномен.

Это водопроливной стенд. А что тогда будет на реальной "жиже"? И как калибруется прибор в реальных условиях измерения?

Martin88 6 4
Янв 15 #22

Eugene пишет:

У вас на сайте приложена презентация.  Там на слайде 10 протокол испытаний. До калибровки погрешности меньше 15% в принципе нет, после калибровки погрешность от 1 до 30%, а на слайде 13 в технических характеристиках указано +-2%.

Объясните данный феномен.

Это водопроливной стенд. А что тогда будет на реальной "жиже"? И как калибруется прибор в реальных условиях измерения?

Прошу учесть, что "у вас на сайте" это сайт конкурса Инностар и данная презентация выкладывалась в сеть с целью участия в конкурсе, а не с целью пояснения специалистам из нефтегазовой отрасли специфики работы прибора. В ней могу содержаться некоторые упрощения.

"Данный феномен" поясняется очень просто - развитие технологий. Надеюсь вы ничего не имеете против развития технологий и улучшения характеристик прибора. Как вы правильно заметили, слайд 10 демонстрирует протокол испытаний осуществленных весной 2012 года на однофазном стенде, тогда как слайд 11, о котором вы почему-то не упоминаете, показывает результаты испытаний на многофазном стенде осенью 2012 года, где и были подтверждены заявляемые арактеристики. Это же является ответом на ваш вопрос о реальной "жиже", которая имитируется на стенде ГЭТ 195-2011.

О калибровке могу сказать следующее: как и любое существующее средство измерения многофазный расходомер DIP калибруется посредством введения в математические расчеты безразмерного коэффициента K.

Eugene 554 11
Янв 15 #23

На слайде 11 нет протокола, поэтому и не упомянут.

На основании чего вы будете получать коэффициент К на новой реальной скважине?

Как вы пересчитываете массовый расход по каждой фазе в объемный?

Martin88 6 4
Янв 15 #24

Eugene пишет:

На слайде 11 нет протокола, поэтому и не упомянут.

На основании чего вы будете получать коэффициент К на новой реальной скважине?

Как вы пересчитываете массовый расход по каждой фазе в объемный?

Единственным реальным способом калибровки многофазного расходомера является его испытание на скважине с нефтью, пластовой водой и газами, где будут соблюдаться все PVT свойства и зависимости, газ будет сжиматься, растворяться в жидкости, легкие фракции будут испаряться. Почитайте хотя бы Handbook of Multiphase Flow Metering под которым подписались Шлюмберже, Роксар, Шелл, КонокоФилиппс и др. Вот цитата оттуда:

“10.2.5 In-situ calibration

Accurate PVT data are a prerequisite for any MPFM to measure flow rates accurately. Thus, inaccurate PVT data will limit the accuracy of the calibration.  The quality of in-situ calibration is further limited by the accuracy of the reference measurements made on site. Nevertheless, a calibration is important to build a track record and to monitor changes in performance.

There exists a multitude of in-situ configurations, and two common configurations will be addressed in more detail in the following:

• Test separator used as reference

• Start up of a satellite field

…”

Так мы и получаем коэффициент K, используя данные PVT.

 

Отвечая на ваш второй вопрос: m=p*V. Другого способа науке не известно.

Eugene 554 11
Янв 15 #25

Ну так я и спрашиваю, что будет опорными замерами для калибровки? Тестовый сепаратор?

PVT данные в каком виде используете? Корреляции на условия замера, уравнения состояния, таблицы?

Откуда плотность? Расчеты по корреляциям, фиксированное значение и т.д.?

Martin88 6 4
Янв 15 #26

Eugene пишет:

Ну так я и спрашиваю, что будет опорными замерами для калибровки? Тестовый сепаратор?

PVT данные в каком виде используете? Корреляции на условия замера, уравнения состояния, таблицы?

Откуда плотность? Расчеты по корреляциям, фиксированное значение и т.д.?

 

Да, тестовый сепаратор. PVT данные используются в табличном виде, где указаны наименование параметра, его количественное значение и единица измерения. Плотность определяется из отбора проб. Если вам известно, не всем нужны данные о количестве нефти в массовом выражении, в большинстве стран используют объемный, там отбор проб не нужен.

Вы уже задали мне столько вопросов, я тоже хочу задать вам несколько вопросов. Почему вы спрашиваете об очевидных вещах? Что изменится если я напишу, что мы используем "корреляции на условия замера, уравнения состояния, таблицы" (нужное подчеркнуть)? Вы укажете на антинаучность метода или согласитесь что выбранный способ наиболее подходящий? В чем смысл ваших вопросов, простое любопытство?

Если честно, то от профессионального форума я ожидал дискусии, в которой мы сможем сравнить преимущества и недостатки существующих методов измерения (в том числе и предложенного), определим потребности нефтяников в подобных СИ, проанализируем перспективы развития технологий...

Antalik 1407 12
Янв 15 #27

Начали с

Martin88 пишет:

Всем привет! Я тот "парнишка" с видео, SPE и прочих мероприятий где был представлен наш многофазный расходомер. Какие есть вопросы? Кому что не понятно в "физике процесса" и вообще по теме, задавайте вопросы, не стесняйтесь.

А закончили

Martin88 пишет:

Вы уже задали мне столько вопросов, я тоже хочу задать вам несколько вопросов. Почему вы спрашиваете об очевидных вещах? Что изменится если я напишу, что мы используем "корреляции на условия замера, уравнения состояния, таблицы" (нужное подчеркнуть)? Вы укажете на антинаучность метода или согласитесь что выбранный способ наиболее подходящий? В чем смысл ваших вопросов, простое любопытство?

Если честно, то от профессионального форума я ожидал дискусии, в которой мы сможем сравнить преимущества и недостатки существующих методов измерения (в том числе и предложенного), определим потребности нефтяников в подобных СИ, проанализируем перспективы развития технологий...

Вы уж определитесь, чего вам самому нужно. Вам грамотные вопросы задают, чтобы добраться до преимуществ и недостатков. 

Martin88 6 4
Янв 15 #28

Antalik пишет:

Вы уж определитесь, чего вам самому нужно. Вам грамотные вопросы задают, чтобы добраться до преимуществ и недостатков. 

Добрались?

 

Antalik 1407 12
Янв 15 #29

Martin88, так это кому надо в первую очередь?

denfromufa 87 6
Янв 15 #30

всем кому интересно, еще посмотрите virtual metering.

Eugene 554 11
Фев 15 #32

Martin88 пишет:

Да, тестовый сепаратор. PVT данные используются в табличном виде, где указаны наименование параметра, его количественное значение и единица измерения. Плотность определяется из отбора проб. Если вам известно, не всем нужны данные о количестве нефти в массовом выражении, в большинстве стран используют объемный, там отбор проб не нужен.

Вы уже задали мне столько вопросов, я тоже хочу задать вам несколько вопросов. Почему вы спрашиваете об очевидных вещах? Что изменится если я напишу, что мы используем "корреляции на условия замера, уравнения состояния, таблицы" (нужное подчеркнуть)? Вы укажете на антинаучность метода или согласитесь что выбранный способ наиболее подходящий? В чем смысл ваших вопросов, простое любопытство?

Если честно, то от профессионального форума я ожидал дискусии, в которой мы сможем сравнить преимущества и недостатки существующих методов измерения (в том числе и предложенного), определим потребности нефтяников в подобных СИ, проанализируем перспективы развития технологий...

Простите, а как обсуждать и сравнивать не зная ничего о том, что вы предлагаете?

Если вы говорите, что вещи очевидные, то возникают уже сомнения в смысле продолжения "дискуссии".

Мне вот не очевидно, что табличные PVT данные это адекватное решение вопроса перевода массового расхода в объемный. Вы знаете как решается этот вопрос в других расходомерах и какие с этим связаны сложности?

Кто-то пробы отбирает и делает PVT исследования (сокращенные, но тем не менее) в лаборатории, чтобы заложить модель в расходомере, для правильного пересчета. А это простите нужно нередко делать, чтобы учесть изменение состава добываемого флюда. А такие танцы с пробами и лабораторией не удешевляют стоимость замеров. А у вас очевидно просто таблички взять. Еще наверное утвержденные в лохматом году в ГКЗ. Ведь с отдельно взятой скважины флюид может течь только с утвержденными в ГКЗ свойствами. А плотность на месте измерить много дел не надо.

Ну расскажите, пожалуйста, очевидную вещь как вы дебит насыщенного газа и насыщенной нефти в рабочих условиях в стандартные объемные переводите? Может тогда не будет больше вопросов и ваша технология вне конкуренции.

Go to top