API MPMS 20.3-2024
Измерение многофазного потока
- Стандартный №
- API MPMS 20.3-2024
- Дата публикации
- 2024
- Разместил
- American Petroleum Institute (API)
- Последняя версия
- API MPMS 20.3-2024
- сфера применения
-
Анализ технической структуры и основного содержания главы 20.3 API MPMS
Глава 20.3, Измерение многофазного потока, второе издание (февраль 2024 г.), опубликованная Американским институтом нефти (API), является наиболее авторитетным техническим стандартом для измерения многофазного потока в мировой нефтегазовой отрасли. Этот стандарт систематически определяет требования к выбору, установке, проверке и эксплуатации многофазных расходомеров (MPFM) в условиях добычи нефти и газа, предоставляя полную техническую основу для учета продукции на добывающих объектах.
Область применения и техническое позиционирование стандарта
Этот стандарт в первую очередь ориентирован на приложения измерения многофазного потока в режиме реального времени перед точками коммерческого учета (однофазного) в условиях добычи и применим к наземным, морским и подводным распределительным измерительным системам. Хотя стандарт также может служить справочным материалом для других приложений измерения многофазного потока, таких как управление резервуарами, испытание скважин и обеспечение потока, его основное внимание уделяется приложениям, где требуется точность измерения многофазного потока, необходимая для распределительных систем.
Стандарт дополняет руководство, которое он предоставляет в этой предметной области, ссылаясь на существующие стандарты и рекомендуемые практики, охватывая такие аспекты, как принципы измерения многофазного потока, типы и классификации многофазных измерений, ожидаемая оценка производительности, а также выбор и эксплуатация многофазных измерительных систем.
Основная теория и основные технические параметры измерения многофазного потока
Основная система определения понятий
Стандарт устанавливает полную терминологическую систему измерения многофазного потока, в которой к основным параметрам относятся:
Категория параметра Ключевой параметр Формула определения Значимость измерения Параметр доли фазы Доля газовой фазы (α_g) α_g = A_gas/A_pipe Отношение площади газовой фазы к поперечному сечению трубы Степень удержания жидкой фазы (α_l) α_l = A_liquid/A_pipe Отношение площади жидкой фазы на поперечном сечении трубы Параметры объёмной доли Объёмная доля газа (GVF) GVF = Q_g/(Q_g+Q_l) Отношение объёмного расхода газа к общему объёмному расходу Объёмная доля жидкости (LVF) LVF = Q_l/(Q_l+Q_g) Отношение объёмного расхода жидкости к общему объёмному расходу Параметры, связанные со скоростью потока Коэффициент скольжения (S) S = U_g/U_l ≥ 1 Газ-Жидкость Соотношение скоростей Параметры состава Обводненность (WLR) WLR = Q_w/(Q_w+Q_o) Отношение объемного расхода водной фазы к общему объемному расходу жидкой фазы Классификация режимов течения и анализ диаграмм режимов течения
Структуры многофазного потока обычно классифицируются по отдельным режимам течения, характеристики которых зависят от множества параметров. Эти режимы потока существенно влияют на точность измерений MPFM в пределах его расчетных рабочих условий и рабочего диапазона (OE), а также на реакцию прибора на переходы между режимами потока.
Основные категории режимов потока включают в себя дисперсный поток (например, пузырьковый поток, туманный поток), отрывной поток (например, стратифицированный поток, кольцевой поток), прерывистый поток (например, удлиненный пузырьковый поток, снарядный поток, снарядный поток) или их комбинации. Эти режимы многофазного потока часто графически представляются в виде диаграмм режимов потока, которые используются для определения режимов потока, существующих в различных рабочих и геометрических условиях.
Принципы измерения многофазного расходомера и классификация технологий
Процесс измерения MPFM и модель расчета
В типичном приложении газ/вода/нефть идеальный многофазный расходомер будет выполнять следующие основные измерения: фазовую фракцию, фазовую скорость (или общую скорость) и фазовую плотность. Обычно трехфазные фракции и скорости трех фаз измеряются физически, тогда как плотности различных фаз рассчитываются с использованием данных PVT. Из этих измерений можно определить массовый расход каждой фазы, объединив эти шесть измерений.
Различные методы измерения, используемые для определения этих основных измерений в MPFM, подробно описаны в стандарте:
Технология измерений Принцип измерения Применимые сценарии Технические ограничения Приборы Вентури/дифференциального давления Измерение дифференциального давления на основе принципа Бернулли Проверенная технология однофазного потока Особые соображения, необходимые для характеристики коэффициентов выбросов в многофазном потоке Технология взаимной корреляции (Акустический/Емкостный/Проводимость) Анализ разницы во времени распространения сигнала Применимо к различным схемам течения Ограниченная производительность при высоких газовых фракциях Акустические неинтрузивные измерения с зажимом Эффект Доплера или измерения времени распространения Отсутствие потерь при падении давления Смещение отображения вблизи ускоряющегося потока или ограничений выше по потоку Волоконно-оптическая технология Особенности использования с высоковязкими жидкостями Массовый расходомер Кориолиса Эффект Кориолиса Измерение общего массового расхода и плотности Ограниченная производительность при смешивании газа и жидкости (примерно 5–10 % объёма газовой фазы) Влияние свойств жидкости на измерение
Понимание свойств жидкостей, проходящих через многофазный расходомер, критически важно для обеспечения его производительности. К таким средам относятся жидкие углеводороды, вода и природный газ. Большинство встречающихся жидких углеводородов делятся на три основные категории: конденсат (плотность API >50°), черная нефть/легкая сырая нефть (плотность API от 20° до 50°) и тяжелая нефть (плотность API <20°).
Присутствие воды может создавать проблемы при измерениях, особенно при смешивании воды из двух или более источников, что приводит к смешанным и потенциально изменчивым свойствам. Соленость воды влияет как на ее плотность, так и на ее проводимость, которая обычно используется для определения WLR. Неизвестные изменения солености могут привести к непредсказуемым ошибкам в определении WLR многофазным расходомером.
Рабочий диапазон (OE) и планирование профиля добычи
Определение и важность рабочего диапазона
Рабочий диапазон (OE) описывает диапазон ожидаемых характеристик многофазного расходомера с точки зрения расходов жидкости и газа, объемной доли пара и обводненности. Чтобы определить производительность многофазного расходомера в конкретных условиях, операторам следует сначала определить профиль добычи скважины, на которой установлен многофазный расходомер. Этот профиль добычи является прогнозом диапазона расходов и условий состава, при которых скважина будет работать с течением времени.
Когда профиль добычи объединяется с рабочим диапазоном (OE) MPFM, операторы могут сделать вывод о том, как MPFM будет работать в ожидаемых условиях или определить, когда MPFM необходимо заменить или дополнить другим в течение срока службы скважины.
Применение диаграмм потока и состава
Демонстрация производительности MPFM с помощью диаграмм потока и состава является распространенным (и эффективным) подходом. Диаграммы потока отображают профиль добычи, MPFM OE и профиль добычи относительно расходов газа и жидкости в условиях онлайн. Линии, соединяющие точки, показывают траекторию скважины, а связанные с ними неопределенности показаны в виде затенения вокруг профиля добычи. Сравнивая их, можно оценить применимость МФРМ в течение срока службы скважины.
Диаграммы состава иллюстрируют концепции неопределенности МФРМ и профиля добычи на диаграмме состава для расходов нефти, газа и воды относительно GVF и WLR в условиях онлайн, соответственно. Линии, соединяющие точки, показывают траекторию скважины, в то время как неопределенность МФРМ (указанная производителем) представлена размером пузырьков.
Процесс выбора расходомера и технические характеристики
Вопросы выбора
Процесс выбора расходомера начинается с установления требований к характеристикам измерений. В коммерческом и нормативном контексте требования к характеристикам могут устанавливать границы для соответствия коммерческим или нормативным требованиям. Пользователи должны тщательно проанализировать уровни производительности, достижимые при различных условиях потока и ожидаемых рабочих сценариях.
Для применений МФРМ процесс выбора многогранен. Охват всего срока службы продукции, режимов потока и возможной большой изменчивости свойств жидкости требует определенных входных данных, включая, помимо прочего, пункты, перечисленные в Таблице 4, и анализ того, что составляет рабочий диапазон.
Разработка пользовательских спецификаций производительности
После того, как рабочий диапазон определен, конечный пользователь должен разработать пользовательскую спецификацию производительности. Пользовательская спецификация производительности может быть использована для выбора потенциальных МФРМ. После того, как потенциальный МФРМ выбран, предыдущие испытания производительности выбранного МФРМ могут быть оценены производителем в сравнении со спецификацией производительности пользователя. Если предыдущие испытания производительности недостаточны или не охватывают в достаточной степени OE, могут быть предложены дополнительные испытания производительности.
На основе испытаний производительности можно сделать прогнозы производительности на весь срок службы продукции и сравнить их с требованиями к производительности. Рисунок 13 иллюстрирует базовый процесс выбора расходомера.
Рекомендации по внедрению стандартов и анализ развития технологий
Ключевые моменты внедрения
На основе анализа содержания стандарта, при внедрении API MPMS Глава 20.3 следует сосредоточиться на следующих технических моментах:
1. Точное прогнозирование профиля добычи: Точная модель прогнозирования профиля добычи многофазного потока должна быть создана на основе геологических данных пласта и исторических показателей добычи, охватывающих диапазон расхода и изменения состава жидкости, которые могут произойти на протяжении всего жизненного цикла месторождения.
2. Анализ соответствия рабочего диапазона: Используя диаграммы потоков и диаграммы состава, систематически анализируйте степень соответствия между рабочим диапазоном MPFM и профилем добычи, чтобы гарантировать выполнение требований к точности измерений на критических этапах добычи.
3. Управление изменением свойств жидкости: Создание всеобъемлющего механизма мониторинга и обновления свойств жидкости, особенно для отслеживания в реальном времени и коррекции модели изменений ключевых параметров, таких как соленость, вязкость и плотность. 4. Разработка стратегии валидации: Разработать полный план валидации системы учета на основе требуемых стандартом процессов FAT (заводские приемочные испытания), SIT (испытания системной интеграции) и SAT (приемочные испытания на месте). По сравнению с предыдущими версиями, второе издание стандарта отражает несколько ключевых тенденций развития технологии многофазного расходомера: Интеграция цифровых технологий: Стандарт делает акцент на планах обработки данных и требованиях к коммуникации, отражая необходимость высокоуровневой интеграции многофазных расходомеров с системами управления добычей в контексте цифровых месторождений. Количественная оценка неопределенности: Введение представления пузырьков неопределенности на диаграммах состава обеспечивает более научный инструмент оценки производительности и поддерживает принятие решений по измерению на основе оценки рисков. Управление полным жизненным циклом: Весь процесс от выбора, установки, валидации до вывода из эксплуатации стандартизирован, что демонстрирует важность управления полным жизненным циклом многофазных систем учета. Гармонизация с международными стандартами: Обширные ссылки на международные стандарты, такие как ISO и GUM, отражают тенденцию к согласованию стандартов API с международными метрологическими стандартами.
Требования к соблюдению нормативных требований и передовой отраслевой опыт
Стандарт чётко определяет требования к соблюдению нормативных требований для систем измерения многофазного потока, включая, помимо прочего:
Соответствие нормативным требованиям: публикации API обязательно охватывают вопросы общего характера. В конкретных ситуациях следует ознакомиться с местными, региональными и федеральными законами и нормативными актами. Использование публикаций API является добровольным.
Требования к технической документации: Производители должны предоставлять полную техническую документацию, включая параметры рабочего диапазона, отчеты об испытаниях производительности, требования к установке и процедуры обслуживания.
Проверка и калибровка: Необходимо внедрить регулярную программу проверки и калибровки, чтобы гарантировать, что измерительная система поддерживает заданный уровень точности на протяжении всего жизненного цикла.
Требования к квалификации персонала: Эксплуатационный и обслуживающий персонал должен пройти соответствующее обучение и обладать профессиональными навыками, необходимыми для эксплуатации и обслуживания многофазных расходомеров.
Полностью внедрив технические требования главы 20.3 API MPMS, производители нефти и газа могут создать научную и стандартизированную систему измерения многофазного потока, обеспечивая надежную основу данных для оптимизации добычи, распределения ресурсов и коммерческого учета.
API MPMS 20.3-2024 История
- 2024 API MPMS 20.3-2024 Измерение многофазного потока
- 2013 API MPMS 20.3-2013 Руководство по стандартам измерения нефти Глава 20.3 Измерение многофазного потока (первое издание)
