(57) Реферат / Формула:
Система для измерения расхода текучей среды имеет способную вибрировать расходомерную трубу для приема потока многофазной текучей среды. Привод выполнен с возможностью вибрации расходомерной трубы. Пара датчиков установлена для обнаружения перемещения расходомерной трубы в разных местоположениях на этой трубе. Датчики давления и температуры установлены для измерения давления текучей среды. Один или более процессоров выполнены с возможностью использования разности фаз между сигналами датчиков для определения расхода текучей среды через расходомерную трубу. Упомянутые один или более процессоров дополнительно выполнены с возможностью определения количества растворенного газа в многофазной текучей среде с использованием давления, температуры и относительных количеств упомянутого множества жидкостей в многофазной текучей среде.
Евразийское (21) 201690286 (13) Al
патентное
ведомство
(12) ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ К ЕВРАЗИЙСКОЙ ЗАЯВКЕ
(43) Дата публикации заявки (51) Int. Cl. G01F1/84 (2006.01)
2016.11.30 G05B 13/02 (2006.01)
(22) Дата подачи заявки 2016.02.25
(54) СИСТЕМЫ И СПОСОБЫ ДЛЯ ИЗМЕРЕНИЯ РАСХОДА МНОГОФАЗНОГО ПОТОКА С УЧЕТОМ РАСТВОРЕННОГО ГАЗА
(31) 14/634,521
(32) 2015.02.27
(33) US
(71) Заявитель:
ИНВЕНСИС СИСТЕМЗ, ИНК. (US)
(72) Изобретатель:
Генри Манус П. (GB), Казимиро Ричард П. (US), Тумз Майкл С. (GB), Пробст Элис Энн (US)
(74) Представитель:
Медведев В.Н. (RU)
(57) Система для измерения расхода текучей среды имеет способную вибрировать расходомерную трубу для приема потока многофазной текучей среды. Привод выполнен с возможностью вибрации расходомерной трубы. Пара датчиков установлена для обнаружения перемещения расходомерной трубы в разных местоположениях на этой трубе. Датчики давления и температуры установлены для измерения давления текучей среды. Один или более процессоров выполнены с возможностью использования разности фаз между сигналами датчиков для определения расхода текучей среды через расходомерную трубу. Упомянутые один или более процессоров дополнительно выполнены с возможностью определения количества растворенного газа в многофазной текучей среде с использованием давления, температуры и относительных количеств упомянутого множества жидкостей в многофазной текучей среде.
2420-532236ЕА/092 СИСТЕМЫ И СПОСОБЫ ДЛЯ ИЗМЕРЕНИЯ РАСХОДА МНОГОФАЗНОГО ПОТОКА С
УЧЕТОМ РАСТВОРЕННОГО ГАЗА
Область изобретения [0001] Настоящее изобретение в целом относится к расходомерам и, более конкретно, к расходомерам Кориолиса, которые выполнены с возможностью измерения многофазных текучих сред.
Предпосылки изобретения
[0002] Для предоставления информации о расходе многофазных текучих сред в промышленности используется множество различных расходомеров. Текучие среды, параметры которых измеряются, могут включать смеси жидкостей и газов. С этой ситуацией обычно сталкиваются в нефтегазовой промышленности, где добываемые текучие среды обычно представляют собой смесь нефти, воды и газа. Однако необходимость измерения многофазных текучих сред также возникает и в других отраслях промышленности.
[0003] Один из типов расходомера представляет собой расходомер Кориолиса. Расходомер Кориолиса включает в себя электронный передатчик и способную вибрировать расходомерную трубу, через которую можно пропускать текучую среду, подлежащую измерению. Передатчик поддерживает вибрацию расходомерной трубы путем отправки управляющего сигнала на один или более приводов и выполняет вычисления результатов измерений на основе сигналов от пары датчиков, которые измеряют перемещение расходомерной трубы. Физические основы устройства обуславливают действие сил Кориолиса вдоль секции расходомерной трубы между датчиками, что приводит к появлению разности фаз между обычно синусоидальными сигналами датчиков. Эта разность фаз обычно пропорциональна массовому расходу текучей среды, проходящей через измерительную секцию расходомерной трубы. Таким образом, разность фаз обеспечивает основу для измерения массового расхода текучей среды, протекающей через расходомерную трубу. Частота колебаний расходомерной трубы в расходомере Кориолиса изменяется с плотностью технологической текучей среды в расходомерной трубе. Значение частоты может быть получено из сигналов датчиков
(например, путем вычисления временной задержки между последовательными пересечениями нуля), в результате чего, путем анализа сигналов датчиков можно также получить плотность текучей среды.
[0004] Расходомеры Кориолиса широко используются во множестве различных отраслей промышленности. Непосредственное измерение массового расхода часто является предпочтительным по сравнению с измерением на основе объема, принимая во внимание то, что плотность и/или объем материала могут изменяться с температурой и/или давлением, а на массу это не влияет. Это особенно важно в нефтегазовой промышленности, где энергосодержание и, следовательно, стоимость продукции являются функцией массы. Термин "нетто-объем добычи нефти" используется в нефтегазовой промышленности для описания расхода нефти в трехфазном или жидкостном (нефть/вода) потоке. Общей задачей в нефтегазовой промышленности является определение нетто-объема добычи нефти, создаваемого каждой скважиной из множества скважин, так как эта информация может оказаться важной при принятии решений, влияющих на добычу из нефтяного и газового месторождения, и/или для оптимизации добычи из нефтяного и газового месторождения.
[0005] Включение газа в жидкостный поток вносит ошибки в измерения массового расхода и плотности расходомером Кориолиса. Чтобы описать то, как ошибки по массовому расходу и плотности связаны с другими параметрами, например, наблюдаемым расходом и наблюдаемым уменьшением плотности по сравнению с плотностью чистой текучей средой, могут быть использованы лабораторные испытания. Эти испытания могут быть использованы для разработки эмпирических моделей, которые обеспечивают корректирующие коэффициенты для учета некоторых ошибок, связанных с присутствием многофазных текучих сред, включающих в себя газовую и жидкостную фазы. Эти корректирующие коэффициенты на эмпирической основе могут приводить к улучшению характеристик расходомеров Кориолиса при эксплуатации в полевых условиях. Дополнительные подробности, касающиеся использования расходомера Кориолиса для измерения многофазных текучих сред, приведены в
патентах США №№ 6311136, 6505519, 6950760, 7059199, 7313488, 7617055 и 8892371, содержание которых включено в настоящий документ по ссылке.
[000 6] Авторы настоящего изобретения выполнили различные усовершенствования, которые будут подробно описаны ниже, применительно к области расходомеров Кориолиса и применительно к области определения нетто-объемов добычи нефти и газа.
Сущность изобретения
[0007] Одним аспектом настоящего изобретения является система для измерения расхода текучей среды. Система имеет способную вибрировать расходомерную трубу для приема потока многофазной текучей среды. Привод выполнен с возможностью вибрации расходомерной трубы. Пара датчиков установлена для обнаружения перемещения расходомерной трубы в разных местоположениях на этой трубе и вывода сигналов, указывающих на обнаруженное перемещение. Для измерения давления многофазной текучей среды установлен датчик давления. Для измерения температуры текучей среды установлен датчик температуры. Один или более процессоров выполнены с возможностью приема сигналов датчиков, определения разности фаз между сигналами датчиков и использования определенной разности фаз для определения расхода текучей среды через расходомерную трубу. Упомянутые один или более процессоров дополнительно выполнены с возможностью приема сигнала от датчика давления, указывающего на давление многофазной текучей среды в расходомерной трубе, приема сигнала от датчика температуры, указывающего на температуру многофазной текучей среды в расходомерной трубе, приема сигнала от измерителя, указывающего на относительные количества множества различных жидкостей в многофазной текучей среде, и определения количества растворенного газа в многофазной текучей среде с использованием давления, температуры и относительных количеств упомянутого множества жидкостей в многофазной текучей среде.
[0008] Другим аспектом настоящего изобретения является система для измерения расхода текучей среды. Система имеет способную вибрировать расходомерную трубу для приема многофазной текучей среды, включающей в себя множество жидкостей и газ.
Привод выполнен с возможностью вибрации расходомерной трубы. Пара датчиков перемещения установлена для обнаружения перемещения расходомерной трубы в разных местоположениях на этой трубе и вывода сигналов датчиков, указывающих на обнаруженное перемещение. Для измерения давления многофазной текучей среды установлен датчик давления. Для измерения температуры текучей среды установлен датчик температуры. Система имеет один или более процессоров, выполненных с возможностью приема сигнала от датчика давления, указывающего на давление многофазной текучей среды в расходомерной трубе, приема сигнала от датчика температуры, указывающего на температуру многофазной текучей среды в расходомерной трубе, приема сигнала от измерителя, указывающего на относительные количества упомянутого множества различных жидкостей в многофазной текучей среде,
[0009] и определения расходов текучей среды для каждой из упомянутого множества различных жидкостей путем установления соответствия между множеством входных данных и упомянутыми расходами текучей среды упомянутых различных жидкостей. Упомянутые входные данные включают в себя разность фаз между сигналами датчиков перемещения, частоту по меньшей мере одного из сигналов датчиков перемещения, сигнал от датчика температуры, сигнал от датчика давления и сигнал от измерителя, указывающий на относительные количества упомянутого множества различных жидкостей. При установлении соответствия учитывается растворимость газа в упомянутом множестве различных жидкостей.
[0010] Еще одним аспектом настоящего изобретения является блок определения нетто-объема добычи нефти и газа, характеризующий выход одной или более нефтяных скважин. Блок определения нетто-объема добычи нефти и газа включает в себя способную вибрировать расходомерную трубу для приема многофазной текучей среды от одной или более нефтяных скважин. Привод выполнен с возможностью вибрации расходомерной трубы. Пара датчиков установлена для обнаружения перемещения расходомерной трубы в разных местоположениях на этой трубе и вывода сигналов, указывающих на обнаруженное перемещение. Для измерения температуры многофазной текучей среды установлен датчик
температуры. Для измерения давления многофазной текучей среды установлен датчик давления. Блок определения нетто-объема добычи нефти и газа включает измеритель обводненности, выполненный с возможностью измерения относительных количеств нефти и воды в многофазной текучей среде. Один или более процессоров выполнены с возможностью приема сигналов датчиков, определения разности фаз и использования определенной разности фаз для определения расхода текучей среды, текущей через расходомерную трубу. Упомянутые один или более процессоров дополнительно выполнены с возможностью приема сигнала от измерителя обводненности, указывающего на относительные количества нефти и воды в многофазной текучей среде, определения плотности многофазной текучей среды в расходомерной трубе с использованием сигналов датчиков и определения количества растворенного газа в многофазной текучей среде с использованием температуры и давления этой многофазной среды.
[ООН] Следующим аспектом настоящего изобретения является способ измерения расхода многофазной текучей среды. Способ включает в себя вибрацию расходомерной трубы, в то время как многофазная текучая среда протекает через расходомерную трубу. Пару датчиков используют для обнаружения перемещения расходомерной трубы в разных местоположениях на этой трубе. Расход определяют на основе разности фаз между сигналами датчиков. Измеряют температуру и давление многофазной текучей среды. Измеряют относительные количества множества различных жидкостей в многофазной текучей среде. С использованием температуры и давления текучей среды определяют количество растворенного газа в многофазной текучей среде.
[0012] Другим аспектом настоящего изобретения является способ определения корректирующих коэффициентов для ошибок по массовому расходу и плотности с целью компенсации ошибок, связанных с протеканием многофазной текучей среды через расходомер Кориолиса. Способ включает в себя: (i) протекание многофазной текучей среды через расходомер Кориолиса; (ii) использование эталонных измерителей для измерения количества жидкости и общего количества газа в многофазной текучей среде;
(iii) и регистрацию отклика расходомера Кориолиса на многофазную текучую среду. Состав многофазной текучей среды изменяют путем изменения относительных долей газа и жидкости в многофазной текучей среде, и этапы (i)-(iii) повторяют, чтобы сгенерировать эмпирические данные, характеризующие отклик расходомера Кориолиса на многофазную текучую среду. Для определения того, как много из общего количества газа находилось в форме свободного газа при протекании многофазной текучей среды через расходомер Кориолиса, используют модель растворимости газа. Устанавливают соответствие отклика расходомера Кориолиса на количество свободного газа в многофазной текучей среде, определенное посредством модели растворимости газа, чтобы получить корректирующие коэффициенты для массового расхода газа и плотности.
[0013] Другие задачи и признаки частично станут очевидными и частично будут указаны в дальнейшем.
Краткое описание чертежей
[0014] На Фиг.1 приведен вид в перспективе одного варианта осуществления расходомера Кориолиса;
[0015] на Фиг.2 приведен вид сбоку расходомера Кориолиса, показанного на Фиг.1;
[0016] Фиг.3 представляет собой схематическое изображение одного варианта осуществления процессора в расходомере Кориолиса с указанием его входных и выходных данных;
[0017] Фиг.4 представляет собой схематическое изображение одного варианта осуществления системы для генерации эмпирических данных, связанных с многофазным потоком через расходомер Кориолиса;
[0018] Фиг.5 представляет собой схематическое изображение другого варианта осуществления системы для генерации эмпирических данных, связанных с многофазным потоком через расходомер Кориолиса;
[0019] Фиг.б представляет собой график, на котором коэффициент усиления привода построено в зависимости от номинальной объемной доли газа (GVF, Gas Volume Fraction) для набора данных от расходомера Кориолиса при измерении смеси газа
и воды;
[0020] Фиг.7 представляет собой график, на котором падение плотности построено в зависимости от номинальной объемной доли GVF для набора данных от расходомера Кориолиса при измерении смеси газа и воды;
[0021] Фиг.8 представляет собой график, на котором ошибка по массовому расходу построена в зависимости от номинальной объемной доли GVF для набора данных от расходомера Кориолиса при измерении смеси газа и воды;
[0022] Фиг.9 представляет собой график, на котором ошибка по плотности построена в зависимости от номинальной GVF для набора данных от расходомера Кориолиса при измерении смеси газа и воды;
[0023] Фиг.10 представляет собой график, на котором коэффициент усиления привода построен в зависимости от номинальной объемной доли GVF для набора данных от расходомера Кориолиса при измерении смеси газа и нефти, которая приводит к тому, что реальная GVF значительно отличается от номинальной GVF;
[0024] Фиг.11 представляет собой график, на котором падение плотности построено в зависимости от номинальной GVF для набора данных от расходомера Кориолиса при измерении смеси газа и нефти, которая приводит к тому, что реальная GVF значительно отличается от номинальной GVF;
[0025] Фиг.12 представляет собой график, на котором ошибка по массовому расходу построена в зависимости от номинальной объемной доли газа (GVF) для набора данных от расходомера Кориолиса при измерении смеси газа и нефти, которая приводит к тому, что реальная GVF значительно отличается от номинальной GVF;
[0026] Фиг.13 представляет собой график, на котором ошибка по плотности построена в зависимости от номинальной GVF для набора данных от расходомера Кориолиса при измерении смеси газа и нефти, которая приводит к тому, что реальная GVF значительно отличается от номинальной GVF;
[00027] Фиг.14 представляет собой схематическое
изображение, иллюстрирующее один вариант осуществления системы для получения корректирующих коэффициентов для расхода и плотности многофазной текучей среды для расходомера Кориолиса;
[0028] Фиг.15 представляет собой схематическое изображение одного варианта осуществления способа обучения и использования нейронной сети для получения корректирующих коэффициентов для расхода и плотности многофазной текучей среды для расходомера Кориолиса;
[0029] Фиг.16 представляет собой схематическое изображение, иллюстрирующее другой вариант осуществления системы для получения корректирующих коэффициентов для расхода и плотности многофазной текучей среды для расходомера Кориолиса;
[0030] Фиг.17 представляет собой схематическое изображение, иллюстрирующее другой способ обучения и использования нейронной сети для получения корректирующих коэффициентов для расхода и плотности многофазной текучей среды для расходомера Кориолиса;
[0031] Фиг.18 представляет собой график, показывающий взаимосвязь между давлением, температурой и соотношением (Rs) "растворенный газ/нефть";
[0032] Фиг.19 представляет собой график, показывающий взаимосвязь между давлением, температурой и коэффициентом (В0) пластового объема нефти;
[0033] на Фиг.20 приведен вид спереди одного варианта осуществления блока определения нетто-объема добычи нефти и газа, включающего в себя расходомер Кориолиса, показанный на Фиг.1 и 2;
[0034] на Фиг.21 приведен вид сбоку блока определения нетто-объема добычи нефти и газа, показанного на Фиг.20;
[0035] Фиг.22 представляет собой схематичное изображение одного варианта осуществления формирователя потока в блоке определения нетто-объема добычи нефти и газа, показанном на Фиг.20 и 21; и
[0036] Фиг.23 представляет собой схематичное изображение, иллюстрирующее вариант осуществления, включающий в себя блок определения нетто-объема добычи нефти и газа, изображенный на Фиг.20 и 21, в комбинации с компактной системой разделения для
облегчения измерения текучих сред с относительно высокой GVF.
[0037] На всех чертежах соответствующие ссылочные номера указывают соответствующие части.
Подробное описание
[0038] Один вариант осуществления расходомера Кориолиса, в общем обозначенный как 215, изображен на Фиг.1 и 2. Расходомер 215 включает в себя один или более каналов 18, 2 0 (также называемых расходомерной трубой), один или более приводов 4ба, 4бЬ для создания колебаний канала (каналов) и пару датчиков 48а, 4 8Ь перемещения, которые генерируют сигналы, указывающие на колебания канала (каналов). В изображенном варианте осуществления имеется два канала 18, 20, два привода 4ба, 4бЬ и два датчика 4 8а, 4 8Ь перемещения, и приводы и датчики перемещения установлены между каналами таким образом, что каждый привод и датчик перемещения задействуется для обоих каналов. При этом понятно, что расходомер Кориолиса может иметь только один канал и/или может иметь один привод. Также понятно, что канал(ы) могут иметь другие конструкции, чем конструкции каналов 18, 2 0 в изображенном варианте осуществления.
[0039] Как изображено на Фиг.1 и 2, расходомер 215 выполнен вставляемым в трубопровод (не показан), имеющий небольшую секцию удаленную или зарезервированную, чтобы получить место для расходомера. Расходомер 215 включает в себя монтажные фланцы 12 для соединения с трубопроводом и блок 16 центрального коллектора, служащий опорой двум параллельным планарным петлям 18 и 20, которые ориентированы перпендикулярно трубопроводу. Приводы 4ба, 4 6Ь и датчики 4 8а, 4 8Ь прикреплены между каждым концом петель 18 и 20. Приводы 4ба, 4 6Ь на противоположных концах петель 18, 2 0 запитаны от цифрового контроллера (не показан) токами с равной амплитудой, но с противоположными знаками (т.е., токами, у которых сдвиг по фазе составляет 180°), чтобы вызвать поворот прямолинейных секций 2 6 петель 18, 2 0 вокруг их копланарных средних линий 5 6 (Фиг.2). Неоднократное изменение на обратный (например, управление таким образом, чтобы получить синусоидальное изменение) питающего тока, подаваемого в
приводы 4ба, 4 6b, вызывает в каждой прямолинейной секции 2 6 колебательное движение, которое "рисует" фигуру в виде галстука-бабочки в горизонтальной плоскости вокруг оси 5 6 симметрии петель. Полное боковое отклонение петель 18, 2 0 в нижних скругленных изгибах 3 8 и 4 0 является небольшим, порядка 1/16 дюйма для прямолинейной секции 2 6 трубопровода диаметром один дюйм, которая имеет длину два фута. Частота колебаний, как правило, составляет примерно 8 0-90 Герц, хотя она может меняться в зависимости от размера и конструкции расходомерной трубы (труб).
[0040] Датчики 48а, 48Ь установлены для обнаружения перемещения расходомерной трубы в разных местоположениях на этой трубе и вывода сигналов датчиков, указывающих на обнаруженное перемещение. Как будет понятно специалистам в области техники, эффект Кориолиса порождает разность фаз между двумя датчиками 4 8а, 4 8Ь, которая в общем пропорциональна массовому расходу. Также, резонансная частота петель 18, 20 будет изменяться как функция плотности текучей среды, протекающей через них. Таким образом, массовый расход и плотность можно измерить, анализируя сигналы от датчиков 48а, 48Ь. Расходомер 215 Кориолиса имеет процессор 101 (Фиг.З), выполненный с возможностью приема сигналов от датчиков 4 8а, 4 8Ь, определения разности фаз между сигналами датчиков и использования определенной разности фаз для определения расхода текучей среды, протекающей через расходомерную трубу. Процессор 101 также выполнен с возможностью определения частоты одного или более сигналов датчиков и использования определенной частоты для определения плотности текучей среды в расходомерной трубе.
[0041] Для базовых измерений, обусловленных разностью фаз между сигналами от датчиков 4 8а, 4 8Ь и частотой, могут быть выполнены различные корректирующие коэффициенты. Например, многофазный поток вызывает в расходомерной трубе крайне изменчивое демпфирование, до трех порядков величины выше, чем в условиях одной фазы. В дополнение к этому, измерения массового расхода и плотности, полученные в условиях многофазного потока, подвержены большим систематическим и случайным ошибкам,
алгоритмы коррекции которых могут быть определены и реализованы процессором 101. Дополнительные подробности, касающиеся работы расходомеров Кориолиса, приведены в патентах США №№ 6311136, 6505519, 6950760, 7059199, 7188534, 7614312, 7660681 и 7617055, содержание которых включено в настоящий документ по ссылке.
[0042] Как более подробно будет описано ниже, процессор 101 соответствующим образом выполнен с возможностью применения корректирующих коэффициентов, которые учитывают влияние растворенного газа на изменения, поступающие от расходомера Кориолиса. Более того, процессор 101 соответствующим образом выполнен с возможностью определения количества растворенного газа в текучей среде, протекающей через расходомерную трубу. Способность учитывать влияние растворенного газа и/или измерять количество растворенного газа может оказаться важной во многих отраслях промышленности различных типов.
[0043] Одна важная отрасль промышленности, в которой растворенный газ является предметом интереса, это нефтегазовая промышленность. Как правило, высокое давление в нефтяном коллекторе приводит к тому, что в нефтяной фазе растворяется большая часть или весь газ. При давлении выше давления насыщения нефти газом весь газ растворяется. По мере уменьшения давления нефтяной текучей среды с каждой стадией процесса добычи, газовая фаза во все возрастающей степени высвобождается из нефтяной фазы, чтобы стать свободным газом. Однако нефтяная фаза, как правило, остается насыщенной растворенным газом, количество которого изменяется в зависимости от условий по давлению и температуре, а также способности к смешиванию конкретных интересующих нефти и газа. Таким образом, существует массообмен между фазой свободного газа и фазой растворенного газа, когда условия по температуре и давлению изменяются в ходе процесса добычи. Стандартным в нефтегазовой промышленности является предоставление информации по расходам в стандартных условиях по температуре и давлению, чтобы обеспечить устойчивые измерения вне зависимости от условий работы. При стандартных условиях почти весь газ является свободным газом и практически отсутствует растворенный газ.
[0044] При этом растворенный газ в большой степени невидим для расходомеров Кориолиса в первом приближении. Если через расходомер Кориолиса проходит жидкость с растворенным газом, но без свободного газа, наблюдается следующее:
(i) Плотность жидкости, включающей в себя растворенный газ,
близка к плотности чистой жидкости без растворенного газа. Для
прогнозирования изменения плотности, связанного с наличием
растворенного газа, которое, как правило, представляет собой
уменьшение по величине, и которое часто называется коэффициентом
расширения, в нефтяной промышленности существуют стандартные
модели. Это изменение в плотности жидкости, как правило,
является небольшим по сравнению с плотностью эквивалентной смеси
из нефти и свободного газа;
(ii) Массовый расход жидкости, включающей в себя растворенный газ, является суммой массовых расходов для потоков жидкости и газа, но при давлениях, обычно встречающихся в нефтегазовой промышленности, масса растворенного газа, вероятно, является очень низкой по сравнению с массой жидкости; и
(iii) Коэффициент усиления привода (который в том виде, как здесь используется, означает отношение между током возбуждения (А) и напряжением (V) сигналов датчика), требуемый для поддержания колебаний расходомерной трубы, указывает на энергию, необходимую для поддержания колебаний расходомерной трубы. Коэффициент усиления привода является низким, когда через расходомерную трубу протекают чистые жидкости или чистые газы, но значительно выше (как правило, на два порядка величины), когда в расходомерной трубе находится многофазная текучая среда. Даже небольшая смесь свободного газа с жидкостью может вызвать быстрое возрастание коэффициента усиления привода, что делает это ключевым измерением в обнаружении присутствия свободного газа. Однако, в случае присутствия растворенного раза, но в отсутствии свободного газа коэффициент усиления привода не показывает значительного роста.
[0045] Таким образом, на измерения массового расхода и плотности, поступающие от расходомера Кориолиса, не влияет значительно наличие растворенного газа, так как ошибки в этих
измерениях являются небольшими или пренебрежимо малыми по сравнению с ошибками, порождаемыми смесью той же самой жидкости с эквивалентным объемом свободного газа. Соответственно, обычные расходомеры Кориолиса исключают влияние растворенного газа как пренебрежимо малое и не пытаются определить количество растворенного газа в текучей среде.
[0046] Хотя присутствие растворенного газа, по сути, и само по себе не влияет на поведение расходомера Кориолиса, растворенный газ фактически является источником значительной ошибки в расходомерах Кориолиса при многофазном потоке. Это связано с тем, что для коррекции с целью учета наличия множества фаз в текучей среде, измеряемой расходомерами Кориолиса уровня техники, используются преимущественно эмпирические модели. Хотя в этих моделях ограниченно используются физические модели, такие как коррекция плотности газа с учетом давления и температуры, в них не учитывается наличие растворенного газа. Было определено, что это может внести существенные ошибки в скорректированные расходы газа при применении для условий, когда растворимость газа в нефтяной фазе отличается от той, которая была тогда, когда были собраны данные для модели.
[0047] Описанный здесь расходомер 215 Кориолиса решает эту проблему. Количество растворенного газа моделируется или прогнозируется, исходя из известных физических свойств жидкостной и газовой фаз, вместе с наблюдаемыми условиями по температуре и давлению. Ряд стандартных моделей в нефтяной промышленности предоставляют оценки растворимости газа и результирующее изменение плотности текучей среды. Один такой пример приведен в статье "Correlations for Fluid Physical Property Prediction", M.E. Vasquez and H.D. Beggs, JPT 968-70, June 1980. Другой возможностью является использование трехфазной трехмерной модели нефти, которая обеспечивает вычисление PVT на основе объемных свойств газовой, нефтяной и водной фаз. Эта модель удобна для тех вариантов добычи нефти и газа, где суммарный состав текучей среды может быстро меняться вследствие возникновения перемежающегося потока или изменения условий работы. Для вариантов применения с постоянными составами или с
определением состава в режиме онлайн, например, в медицине, вместо этого можно было бы использовать композиционную модель, и она была бы подходящей.
[0048] При разработке модели учитывается влияние растворенного газа, что обычно делается на основе данных, собранных во время лабораторных испытаний. В данном случае физическая модель разрабатывается для прогнозирования того, сколько газа растворено, в то время как при получении эмпирических корректирующих коэффициентов для многофазного состояния в расходомере Кориолиса и других измерителях
(например, измерителе обводненности нефти) используется только остаточный свободный газ. Как будет показано, это может дать многофазные модели, которые предоставляют корректирующие коэффициенты для массового расхода и плотности, являющиеся более устойчивыми. Второй важной составляющей, при которой учитывается растворенный газ, является период работы в реальном времени, когда включается подходящая модель растворенного газа, в результате чего расходомером может быть оценен общий расход газа
(свободного+растворенного) и может быть предоставлена информация по нему.
[0049] Таким образом, одним из преимуществ описанного здесь расходомера 215 Кориолиса является то, что он может обеспечить более точное измерение расхода и плотности во время многофазного потока, включающего в себя смешиваемый газ, благодаря улучшению его способности предоставлять корректирующие коэффициенты для исходных измерений расхода и плотности во время многофазного потока. Другим преимуществом расходомера 215 Кориолиса является то, что он может выполнить измерение растворенного газа, которое может облегчить предоставление информации по расходам при стандартных условиях в нефтегазовой промышленности, и которое может потребоваться также и в других областях применения. Нет необходимости в обеспечении обоих этих преимуществ в любом конкретном расходомере. Например, расходомер может обеспечивать улучшенные измерения расхода и плотности с использованием описанной здесь технологии без определения и/или без вывода измерения растворенного газа, и наоборот, что не выходит за
пределы объема настоящего изобретения.
Модель для получения корректирующих коэффициентов для многофазного потока
[0050] Чтобы сделать возможным для расходомера 215 Кориолиса предоставление корректирующих коэффициентов для исходных измерений массового расхода и плотности с целью учета влияния многофазного потока на расходомер, на основе эмпирических данных получена модель. Эта модель разработана путем подвергания расходомера Кориолиса воздействию многофазных потоков с широким диапазоном параметров, чтобы зарегистрировать и смоделировать его ошибки при определении массового расхода и плотности. Модель будет здесь описана применительно к нефти, воде и газу, чтобы предоставить подробный пример, но при этом понятно, что тот же процесс может быть использован с другими материалами.
[0051] Трехфазная смесь нефти, воды и газа может быть описана с использованием ряда методов. Один метод описания это указание массовых расходов нефтяного, водного и газового компонентов. При этом потоки нефти и воды будут указываться в кг/с, в то время как расход газа (при рассмотренных здесь низких рабочих давлениях) будет указываться в г/с. Другим методом описания трехфазной смеси из нефти, воды и газа является указание общего расхода жидкости для нефти и воды (обычно в кг/с), обводненности (между 0 процентов и 100 процентами) и объемной доли газа или GVF (от 0 процентов и вплоть до 50 процентов и выше). Когда плотность каждой фазы известна вместе с условиями по температуре и давлению и отсутствует проскальзывание фаз, переход от одного из этих описаний к другому является однозначным. Первое описание (массовый расход каждой фазы) может быть удобным при указании точности окончательных результатов, в то время как последнее описание (расход жидкости/обводненность/GVF) может быть более удобным при описании условий экспериментов, в частности, во время разработки модели. Двухфазный поток газа и чистой нефти можно рассматривать как частный случай трехфазного потока, где обводненность является нулевой. Аналогичным образом, двухфазный поток газа с
чистой водой можно рассматривать как другой частный случай трехфазного потока, где обводненность составляет 100 процентов.
[0052] На Фиг.4 показана экспериментальная установка для разработки эмпирических моделей ошибок по массовому расходу и плотности для расходомера Кориолиса при многофазном потоке. Испытываемый расходомер Кориолиса интегрирован в блок определения нетто-объема добычи нефти и газа121, который представляет собой проиллюстрированный выше расходомер 215 Кориолиса вместе с датчиком давления, установленным для измерения давления текучей среды в расходомерной трубе, датчиком температуры, установленным для измерения температуры текучей среды в расходомерной трубе, и измерителем обводненности, установленным для измерения обводненности текучей среды. Разделительная система 131 обеспечивает отдельные потоки воды и нефти, при этом емкость 133 с жидким азотом используется для подачи газа, который смешивается с жидкостями, чтобы получить многофазный поток. Каждая фаза измеряется отдельно одним из группы одиночных расходомеров 141, перед объединением и прохождением через блок 121. Для каждого выполняемого эксперимента устанавливаются стабильные условия по требуемым расходам нефти, воды и газа, а затем эталонные измерения для одной фазы от расходомеров 141, сравниваются с выходными данными блока 121, усредненными для периода длительности эксперимента.
[0053] В более простой альтернативной схеме расположения (Фиг.5) отсутствует разделение нефти и воды. Обводненность выбирается в ходе офлайн-процедуры путем замены вычисленного объема текущей смеси нефти/воды или чистой водой или чистой нефтью, в зависимости от того, должна ли обводненность быть увеличена или уменьшена. Весь объем жидкости должен быть заменен, только если новая обводненность должна быть равной 0% или 100%. Как только установлена требуемая обводненность, можно проводить серию экспериментов с использованием диапазона заданных значений расхода и GVF, при этом обводненность удерживается постоянной за счет непрерывного перемешивания в емкости хранения. Когда требуется новая обводненность, упомянутую офлайн-процедуру повторяют.
Влияние растворенного газа при разработке модели
[0054] В отличие от известных моделей, разработанных для расходомеров Кориолиса, в основе вычисления GVF и ошибок по массовому расходу и плотности не лежит предположение, что в смеси жидкостей газ не растворяется.
[0055] Взаимодействие между конкретными используемыми нефтью, водой и газом может привести к появлению доли газа, растворяемой в смеси жидкостей. При этом растворимость газа может изменяться. Например, нефтяной попутный газ лучше растворим в нефти, чем в воде, что означает, что обводненность влияет на растворимость газа в смеси нефти/воды. В случае более низких уровней обводненности (например, непрерывный поток чистой нефти, где смесь/эмульсия состоит из капелек воды в нефти) газ может переходить в раствор легче, чем в случае более высоких уровней обводненности (например, непрерывный поток чистой воды, где смесь/эмульсия состоит из нефтяных капелек в воде). Небольшое количество газа может переходить в раствор, либо газ может вовсе не переходить в раствор в случае очень высоких уровней обводненности.
[0056] Данные, приведенные на Фиг. 6-13, иллюстрируют разное поведение одного и того же расходомера Кориолиса диаметром 8 0 мм в очень похожих условиях по массовому расходу жидкости и GVF, при наличии газа, растворяющегося в жидкости, и без него. Давление в экспериментах, генерирующих эти данные, было относительно низким (абсолютное давление 300-500 кПа), что означает, что плотность газа часто можно было считать пренебрежимо малой, так как она является относительно небольшой по сравнению с плотностью жидкости. Рабочая температура составляла примерно 40°С. Известно, что воздействие многофазных смесей на расходомер Кориолиса можно уменьшить в случаях, когда вязкость текучей среды является высокой (уменьшается относительное перемещение газа и жидкости в расходомерной трубе). Однако в этом эксперименте вязкость нефти была слишком низкой, чтобы смягчить воздействие многофазного потока на расходомер Кориолиса.
[0059] На Фиг. 6-9 показаны, соответственно, коэффициент усиления привода, падение плотности, ошибка по массовому расходу и ошибка по плотности, выдаваемые расходомером Кориолиса во время эксперимента, в котором обводненность удерживалась на неизменном уровне примерно 100 процентов (т.е., нет нефти), и объемная доля газа изменялась путем изменения количества газа, смешанного с водой. В этом эксперименте имелась возможность растворения в жидкости очень небольшого количества газа вследствие высокого уровня обводненности и того факта, что данный конкретный газ практически нерастворим в воде. В каждом случае по оси х отложена номинальная GVF многофазной смеси, т.е., процентное содержание газа по объему в условиях по давлению и температуре, которые имелись в расходомерной трубе расходомера Кориолиса в предположении, что весь газ, введенный в поток жидкости, остается свободным, без растворения какого-либо количества газа. Предположение по умолчанию, характерное для уровня техники, состоит в том, что весь газ, введенный в жидкость, как это измерено эталонным измерителем газа, остается в многофазной смеси в виде свободного газа, и, таким образом, способствует получению номинальной GVF многофазной смеси. На Фиг. 6-9 не показаны различия между разными расходами жидкости, уровнями обводненности или другими условиями, в которых работает расходомер. Эти данные иллюстрируют ожидаемое поведение расходомера Кориолиса, когда к жидкости добавляется свободный газ.
[0058] Коэффициент усиления привода (Фиг.6) отложен на логарифмической шкале и указывает количество энергии, требуемой для поддержания колебаний расходомерной трубы. Так как можно использовать различные определения коэффициента усиления привода, примененное здесь представление является следующим:
коэффициент усиления привода=(ток возбуждения
(А))/напряжение датчика (V))
[0059] Существует значительный разброс значений коэффициента усиления привода при нулевой номинальной GVF. В некоторой части он может быть обусловлен тем, что после того,
как эталонный источник газа был отключен во время серии экспериментов, в жидкости все еще оставались незначительные количества газа. Тем не менее, существует отчетливый интервал между значениями коэффициента усиления привода при нулевых и ненулевых значениях номинальной GVF. За исключением двух точек, все точки ненулевой GVF имеют более высокий коэффициент усиления привода, чем все точки нулевой GVF. Данные позволяют предположить, очень грубо, увеличение коэффициента усиления привода на порядок (т.е., с коэффициентом, равным десяти) с появлением какого-либо свободного газа. В более общем смысле, при том, что точные значения коэффициента усиления привода могут меняться в значительной степени для разных конструкций расходомера, ориентаций расходомерной трубы и других факторов, существенное увеличение коэффициента усиления привода обычно наблюдается, когда через расходомер Кориолиса проходит свободный газ, смешанный с жидкостью.
[0061] На Фиг.7 показано падение плотности. В этом описании падение плотности определяется следующим образом: падение плотности = (pf - ра) /р? х 100%
[0060] где Pf - плотность только жидкости (отметим, что она может представлять собой смесь воды и нефти, в зависимости от обводненности),а ра - кажущаяся или наблюдаемая плотность, сгенерированная расходомером Кориолиса. Отметим, что условно принято, что падение плотности показывается положительным, когда показание по наблюдаемой плотности падает ниже показания по плотности текучей среды. Как ожидается, падение плотности при нулевой GVF также является нулевым, но по мере увеличения GVF, начиная от нуля, падение плотности быстро возрастает, указывая, что наличие свободного газа приводит к падению показания по наблюдаемой плотности.
[00 62] На Фиг.8 и 9 показаны ошибки по массовому расходу и плотности для расходомера Кориолиса, определяемые следующим образом:
ошибка по плотности = (ра -pm)lpm х 100%
ошибка по массовому расходу = (та - rhm)/mm х 100%т
где pm - вычисленная истинная плотность многофазной смеси, тт - истинный массовый расход многофазной смеси и та - кажущийся
массовый расход, поступивший от расходомера Кориолиса.
[0063] Ошибки по массовому расходу и плотности иллюстрируют похожее поведение в очень широком диапазоне, начиная от нуля при нулевой GVF, и быстро падая при низких, но ненулевых GVF, перед разбросом с появлением более широкого диапазона ошибок.
[0064] На Фиг. 10-13 показано соответствующее поведение коэффициента усиления привода, падения плотности, ошибки по массовому расходу и ошибки по плотности для того же расходомера в том же диапазоне GVF и объемного расхода, но при низком уровне обводненности (т.е., непрерывный поток нефти), что приводит к тому, что часть газа, измеряемого эталонным измерителем расхода газа, перед введением растворяется в жидкости до того, как достигнет расходомера Кориолиса. В каждом случае по оси х отложена номинальная GVF, предполагая, что весь газ, измеряемый эталонным измерителем расхода газа, остается свободным и не переходит в раствор.
[0065] На Фиг.10, по сравнению с Фиг.6, больше нет отчетливого различия между значениями коэффициента усиления привода для нулевой GVF и GVF, которая немного выше нуля. Однако когда номинальная GVF превышает примерно 8 процентов, коэффициент усиления привода устойчиво выше диапазона значений, наблюдаемых при нулевой GVF. Это указывает на то, что некоторая часть газа должна перейти в раствор, так как влияние свободного газа на коэффициент усиления привода всегда является значительным для текучих сред с низкой вязкостью. В частности, по-видимому, почти весь газ переходит в раствор, когда номинальная GVF составляет примерно 8 процентов или менее.
[0066] Как показано на Фиг.11 (сравните с Фиг.6), существует пренебрежимо малое падение плотности при увеличении номинальной GVF от 0 процентов до примерно 5 процентов. Падение плотности не находится устойчиво выше нуля до примерно 10% номинальной GVF. Так как падение плотности основано на отклонении от плотности чистой текучей среды, этот график
показывает, что вплоть до примерно 5 процентов от номинальной GVF предоставленная плотность смеси та же, что и плотность чистой жидкости. Это также указывает на то, что, по меньшей мере, часть газа переходит в раствор.
[0067] Как показано на Фиг.12 (сравните с Фиг.8), ошибка по массовому расходу близка к нулю для низких номинальных значений GVF вплоть до примерно 5 процентов, и только когда номинальная GVF превышает примерно 15 процентов, соответствующая ошибка по массовому расходу устойчиво меньше нуля. Опять же, это указывает на то, что некоторая часть газа переходит в раствор и не представляет собой свободный газ, когда протекает через расходомер Кориолиса.
[0068] Однако, наибольшая разница в поведении показана для ошибки по плотности (Фиг.13, сравните с Фиг.9), где ошибка по плотности для смеси жидкость/газ является устойчиво положительной для номинальных GVF менее примерно 8 процентов, и ошибки по плотности являются устойчиво отрицательными только для номинальных значений GVF выше примерно 2 0 процентов. Очевидно, что, если газ растворяется в жидкости, это приводит к положительному смещению в изменении плотности по сравнению с номинальной плотностью смеси, когда предполагается, что весь газ является свободным. Таким образом, здесь снова результаты указывают, что некоторая часть газа растворяется по мере его протекания через расходомер Кориолиса.
[00 69] В целом, данные, приведенные на Фиг. 6-13 для данной конкретной группы экспериментов, демонстрируют отчетливое различие в отклике расходомера Кориолиса, с одной стороны, на многофазный поток, имеющий обводненность на уровне около 100 процентов, где газ является практически несмешиваемым с жидкостью, и любая ненулевая номинальная GVF оказывает воздействие на поведение расходомера Кориолиса (например, увеличенные коэффициент усиления привода и падение плотности, а также отрицательные ошибки по массовому расходу и плотности), и, с другой стороны, на многофазный поток, имеющий обводненность около 0 процентов, где газ является смешиваемым, и где для номинальных значений GVF вплоть до примерно 5 процентов
существует ограниченное воздействие на падение плотности и ошибку по массовому расходу или такое воздействие полностью отсутствует. В сущности, расходомеру Кориолиса просто не удается обнаружить наличие газа, растворенного в жидкости, или отреагировать на это наличие. Кроме того, результаты показывают, что расхождения между номинальной GVF и реальной GVF при получении корректирующих коэффициентов для массового расхода и плотности на эмпирической основе могут внести ошибку в такие корректирующие коэффициенты, полученные с использованием экспериментов, которые не решают проблемы, связанные с растворенным газом.
[0070] Соответственно, чтобы решить эту проблему, количество растворенного газа моделируется, исходя из известных физических свойств жидкостной и газовой фаз вместе с наблюдаемыми условиями по температуре и давлению. Ряд моделей в нефтяной промышленности обеспечивают оценку растворимости газа и результирующего изменения в плотности текучей среды, например, "Correlations for Fluid Physical Property Prediction", M.E. Vasquez and H.D. Beggs, JPT 968-70, June 1980. Описанные здесь результаты основаны на трехфазной трехмерной модели нефти, которая обеспечивает вычисление PVT на основе объемных свойств газовой, нефтяной и водной фаз. Эта модель удобна для таких вариантов добычи нефти и газа, где суммарный состав текучей среды может быстро изменяться вследствие возникновения перемежающегося потока или изменения условий работы. С теми же самыми методиками можно было бы использовать композиционную модель, и она была бы подходящей для вариантов с постоянными составами или определением составов в режиме онлайн, например, в медицинских вариантах применения.
[0071] Таким образом, вместо использования номинальной GVF при получении корректирующих коэффициентов для массового расхода и плотности на эмпирической основе для расходомера Кориолиса уровень свободного газа, протекающего через расходомер Кориолиса, вычисляется на основе эталонного измерения общего расхода газа и модели растворимости газа. Тогда отклик расходомера Кориолиса на свободный газ можно смоделировать
лучше, что приводит к получению более точных корректирующих коэффициентов для ошибок по массовому расходу и плотности, связанных со свободным газом.
[0 072] Эмпирические корректирующие коэффициенты для массового расхода и плотности для расходомера Кориолиса могут быть реализованы в форме установления соответствия между заданным набором элементов входных данных (например, разность фаз между сигналами датчиков, частота колебаний расходомерной трубы, температура, давление, коэффициент усиления привода и т.д.) и набора элементов выходных данных (например, скорректированный массовый расход и скорректированная плотность). Например, можно использовать нейронную сеть. В общем случае входные данные для нейронной сети основаны на данных, доступных для измерительной системы, либо через исходные измерения, либо через вычисленные значения на основе этих измерений. Входные данные отбираются таким образом, чтобы обеспечить плавное непрерывное поступление входных данных относительно выходных данных. Обычная архитектура нейронной сети для смесей газ-жидкость показана на Фиг.14. Отметим, что для коррекции массового расхода и коррекции плотности используются две отдельных нейронных сети, что представлено на Фиг.14 горизонтальной линией в прямоугольнике, обозначающем нейронную сеть. Один пример способа обучения и использования этой нейронной сети для применения в случае несмешиваемых текучих сред в общих чертах показан на Фиг.15. Уравнения, используемые на каждом этапе, указаны в Таблице 2, приведенной в конце раздела "Подробное описание" настоящего описания изобретения. Для несмешиваемых текучих сред (например, когда жидкостью является, главным образом, вода) массовые расходы для фаз являются одними и теми же для стандартных и реальных условий.
[0073] Когда газ растворяется в жидкости, эта же архитектура нейронной сети может быть использована в комбинации с моделью PVT. Например, в трехфазной трехмерной модели нефти используются корреляции или табличные данные для оценки изменения количества растворенного газа и плотности при различных температурах и давлениях. Плотность фазы свободного
газа на месте работ может быть определена с использованием, например, модели AGA8, хотя вместо нее могут быть использованы также и другие средства корреляции.
[0074] Для трехфазной трехмерной модели нефти имеется множество методов корреляции. Одним примером является модель Васкеса (Vasquez). Ключевыми параметрами в трехфазной трехмерной модели нефти являются:
(i) Po,sc, Pw,sc, pg,sc _ стандартные плотности жидкости, газа и
воды, используемые для определения текучих сред. Они
представляют собой обычные входные данные для измерителя. Эти
значения плотности, полученные при стандартной температуре для
входных данных измерителя, преобразуются в значения при
температуре 60°F для использования в средствах корреляции.
(ii) GOR (Gas - Oil Ratio) - соотношение газ/нефть является показателем темпов добычи газа/нефти в стандартных условиях. Его получают на основе измерений на поверхности для отдельных фаз газа и жидкости для периода времени.
(iii) Rs - соотношение газ в растворе/нефть - учитывает газ, который растворен в нефти, на волюметрической основе. Эта взаимосвязь может быть преобразована для прогнозирования давления насыщения нефти газом. Фаза свободного газа присутствует при давлениях ниже давления насыщения нефти газом. При давлениях выше давления насыщения нефти газом газ является недонасыщенным, и растворенное количество ограничивается соотношением GOR.
(iv) В0 - объемный коэффициент - регулирует плотность нефти с учетом растворенного газа. Нефть легче из-за наличия растворенных газов, даже при высоких давлениях.
(v) Rw и В" являются аналогичными коэффициентами для учета
газа, растворенного в воде. Газ гораздо меньше растворим в воде,
чем в нефти, и им обычно можно пренебречь в областях применения
расходомера Кориолиса.
[0075] Модель соответствующим образом включает в себя коэффициент настройки растворимости газа, который позволяет настроить модель для учета того факта, что реальные текучие
среды на нефтяной основе не всегда ведут себя одним и тем же образом. Можно провести эксперименты для улучшения настройки модели с целью использования с конкретной группой текучих сред на нефтяной основе. В качестве альтернативы, иногда в нефтегазовой промышленности известно, какие коэффициенты настройки хорошо работают с текучими средами из конкретного нефтяного коллектора или нефтеносного района. Подходящие коэффициенты настройки могут быть введены, исходя из этого знания, имеющегося в отрасли промышленности. Коэффициент настройки может быть задан равным номинальному значению 1,0, которое соответствует типичным свойствам тяжелой нефти. Когда коэффициент настройки задан равным нулю, модель становится моделью для состояния несмешиваемости. Коэффициент настройки может быть определен как функция обводненности. Чтобы получить полное описание многофазного потока, можно использовать коммерческий пакет вычисления физических свойств, например, Schneider Electric SimSci(tm) PIPEPHASE.
[0076] Пример модели с нейронной сетью для смешиваемой текучей среды приведен на Фиг.1 б. Один пример способа обучения и использования этой нейронной сети в общих чертах показан на Фиг.17. Способ в целом соответствует способу, в общих чертах показанному на Фиг.15, но имеются различия, связанные с включением вычислений для растворенного газа. Уравнения, связанные с нейронной сетью для смешиваемой текучей среды, приведены в Таблице 3.
[0077] В расходомер для многофазного потока, работающий в режиме онлайн, может быть встроена упрощенная модель или таблица поиска, основанная на корреляции. Например, на Фиг.18 приведены кривые, иллюстрирующие вычисленное изменение параметра Rs для стандартных плотностей нефти и газа при изменении давления и температуры. Эти кривые показывают, что количество растворенного газа увеличивается с увеличением давления, но уменьшается с увеличением температуры. Аналогичным образом, как изображено на Фиг.19, кривые могут быть получены для В0 как функция температуры и давления. После учета коэффициента настройки (CRs) плотность
нефти, насыщенной газом, снижается с увеличением температуры и количества растворенного газа, что ведет к увеличению В0.
[0078] Модель растворенного газа соответствующим образом используется при получении эмпирических корректирующих коэффициентов для массового расхода и плотности для многофазного потока, в результате чего входные данные становятся более точными, чем в обычных методах. Например, одна группа вычисленных данных воспроизведена в Таблице 4 в конце раздела "Подробное описание". В этих примерных вычисленных данных некоторые вещи выделяются. Например, плотности жидкости и значения GVF, вычисленные с использованием преимуществ модели растворимости газа, значительно отличаются от номинальных значений. В то время как номинальное значение плотности жидкости было 830,3 кг/м3, реальная плотность жидкости, оцененная с использованием преимуществ модели растворимости газа, была только 825,3 кг/м3. Это подтверждается научным представлением, что включение растворенного газа в нефть будет снижать плотность нефти (например, с 797,5 кг/м3 до примерно 791,7 кг/м3 на единицу данных из Таблицы 4) . Реальная GVF, оцененная с использованием преимуществ модели растворимости газа (11,7 процента), была также гораздо ниже, чем номинальная GVF (18,3 процента). Это согласуется с данными на Фиг. 6-13, показывающими, что по меньшей мере часть газа фактически растворяется в нефти во время испытаний с трехфазным потоком в лаборатории.
[0079] Соответственно, с использованием описанных здесь методов может быть улучшена коррекция массового расхода и плотности для многофазного потока. Таким образом, расходомер 215 Кориолиса может быть выполнен соответствующим образом для определения массовых расходов нефти, воды и/или газа и/или плотности, используя установление соответствия (например, нейронную сеть в комбинации с моделью растворимости газа), которое учитывает влияние растворенного газа. Это может привести к получению расходомера Кориолиса, который предоставляет более точные показания по массовому расходу и/или плотности при многофазном потоке.
[008 0] Данные на Фиг. 6-13 были сгенерированы с
использованием конкретного набора многофазных текучих сред, состоящих из нефти, воды и газа, предоставленных нефтяной промышленностью. Понятно, что влияние растворенного газа может отличаться, когда в процесс включены другие наборы многофазных текучих сред. Например, диоксид углерода (СОг) легко растворяется в воде в отличие от газа с нефтяных скважин. При этом тот же процесс можно использовать для уменьшения ошибки, связанной с растворенным газом, за счет учета различных материалов при выборе, адаптации и/или разработке подходящей модели для учета наличия растворенного газа.
Применение модели растворенного газа в полевых условиях [0081] В предшествующих разделах объяснялось то, как повысить точность и устойчивость расходомера Кориолиса при многофазном потоке. Однако модель растворимости газа также можно использовать в полевых условиях, чтобы предоставить критерий оценки количества растворенного газа в текучих средах, протекающих через расходомер 215 Кориолиса. Модель растворимости газа, используемая в полевых условиях, может быть той же моделью, которая используется в лаборатории, но может быть и другой. Модель, используемая в полевых условиях, может иметь другие настройки или даже другую структуру, чем модель для лаборатории. Модель растворенного газа, наиболее подходящая для лаборатории, имеющей дело с более низкими давлениями, которая используется для получения корректирующих коэффициентов для многофазных потоков в расходомере 215 Кориолиса, может и не быть наиболее подходящей моделью для работы в режиме онлайн в варианте применения с добычей при более высоких давлениях. Однако отклик расходомера Кориолиса на свободный газ должен быть тем же самым, даже если количество какого-либо растворенного газа может отличаться в зависимости от давления. Это связано с тем, что, как отмечено выше, наличие растворенного газа не влияет в значительной степени на расходомер 215 Кориолиса. Если требуется, расходомер 215 Кориолиса может быть выполнен таким образом, что пользователем могут вводиться или регулироваться один или более коэффициентов настройки. Это может облегчить внедрение одного и того же расходомера 215 Кориолиса, или
расходомера Кориолиса того же типа, на других нефтяных месторождениях, где текучие среды ведут себя по-другому.
[0082] Один способ применения модели растворимости газа в режиме реального времени включает в себя следующие этапы: (i) определение количества свободного газа (GVF) в многофазной смеси на основе отклика расходомера Кориолиса; (ii) использование модели растворимости газа для вычисления количества растворенного газа; и (iii) вычисление общего количества присутствующего газа по свободному газу и растворенному газу. Процессор 101 расходомера 215 Кориолиса соответствующим образом выполнен (т.е., запрограммирован) с возможностью осуществления этого способа и вывода информации по количеству растворенного газа и/или общему количеству газа. Например, процессор 101 соответствующим образом выполнен с возможностью предоставления информации по количеству (расходу и/или суммированному по времени) нефти, воды и общему количеству газа (включая как свободный газ, так и растворенный газ) в стандартных условиях. Конструкция блока
[0074] Режимы многофазных потоков (например, нефти, воды и газа) могут создавать проблемы для точного измерения расходов жидкостного и газового компонентов с использованием измерительной системы с расходомером Кориолиса и измерителем обводненности (измеряющим соотношение объемных расходов воды/жидкости в магистрали). А именно, вариации в режиме протекания могут привести к возникновению проскальзывания, при котором скорость газовой фазы может значительно отличаться от скорости жидкостной фазы из нефти и воды, что затрудняет проведение точных измерений.
[0084] Измерители обводненности наилучшим образом работают с хорошо перемешанным потоком нефти и воды. Когда режим протекания включает в себя возникновение значительных перемежающихся потоков, может потребоваться предотвратить подвергание расходомеров Кориолиса и измерителей обводненности положительным, а затем отрицательным расходам, что могло бы произойти, если расходомеры и измерители были установлены в вертикальной части блока, которая проходит вверх. Также
требуется, чтобы расходомеры Кориолиса дренировались должным образом в условиях нулевого потока, так как частично заполненная расходомерная труба может создать большие ошибки по расходу и плотности, когда через частично заполненную расходомерную трубу не протекает текучая среда.
[0085] На Фиг.20 и 21 показан блок 121 определения нетто-объема добычи нефти и газа (который является измерительной системой для многофазного потока), выполненный с возможностью снижения до минимума потенциального проскальзывания между газовой и жидкостной фазами. Блок 12 определения нетто-объема добычи нефти и газа включает в себя расходомер 215 Кориолиса, измеритель 145 обводненности, установленный для измерения обводненности текучей среды, датчик 147 температуры, установленный для измерения температуры текучей среды, и датчик 149 давления, установленный для измерения давления текучей среды. Также может потребоваться измерение перепада давлений в расходомерной трубе, так как это может облегчить выполнение вычислений для газа за счет использования среднего давления в расходомерной трубе, вместо использования только давления на входе расходомерной трубы, на выходе расходомерной трубы или в некотором другом конкретном местоположении. В блоке 121 установлен вычислитель 151 нетто-объема добычи нефти (в более общем смысле - процессор). Вычислитель 151 нетто-объема добычи нефти выполнен с возможностью принимать сигналы от расходомера 215 Кориолиса, измерителя 145 обводненности, датчика 147 температуры и датчика 14 9 давления, а также от любых других измерительных устройств, которые могут быть включены в состав блока 121. Вычислитель 151 нетто-объема добычи нефти соответствующим образом объединяет информацию от всех устройств 215, 145, 147, 149 и т.д. и выполняет любые вычисления, которые еще не были выполнены устройствами, необходимыми для определения расхода и плотности текучей среды, протекающей через блок 121. Вычислитель 151 нетто-объема добычи нефти соответствующим образом выводит текущий расход для нефти, воды и газа независимо друг от друга. Вычислитель 151 нетто-объема добычи нефти соответствующим образом также выводит общий расход для нефти,
воды и газа для одного или более периодов времени. Обработка, требуемая для обеспечения работы расходомера 215 Кориолиса и вычислителя 151 нетто-объема добычи нефти, выполняется соответствующим образом одним или более процессорами. Например, некоторые из вычислений могут выполняться в передатчике расходомера 215 Кориолиса, в то время как другие вычисления могут выполняться в отдельном процессоре. Понятно, что существует гибкость относительно того, где осуществляются различные требуемые вычисления и другие действия по обработке, и конкретные выбранные варианты, которые описаны в подробно рассмотренном здесь варианте реализации настоящего изобретения, не должны восприниматься как накладывающие ограничения.
[0086] Блок 121 определения нетто-объема добычи нефти и газа выполнен с возможностью сохранения профиля сформированного потока при протекании многофазной текучей среды через этот блок. Вдоль верхней секции блока 121 для приема многофазной текучей среды, протекающей через этот блок, с целью перемешивания текучей среды до того, как она достигнет расходомерной трубы расходомера 215 Кориолиса, и до того, как она достигнет измерителя 145 обводненности, установлен формирователь 153 потока (Фиг.22). Как изображено на Фиг.22, формирователь 153 потока соответствующим образом включает в себя множество пластин 155, выступающих внутрь от стенки 157 канала 159, которые установлены для транспортировки многофазной текучей среды через блок 121. Пластины 155 создают турбулентность в протекающей текучей среде, что приводит к перемешиванию текучей среды. Понятно, что вместо формирователя 153 потока, изображенного на Фиг.22, могут использоваться и другие типы формирователей потока.
[0087] Канал 159 в блоке 121 также выполнен с возможностью иметь подъемы и спуски, что ведет к прерыванию какого-либо проскальзывания, возникающего в потоке. Например, одна вертикальная часть 161 канала 159 проходит вверх, а другая вертикальная часть 163 этого канала проходит вниз. Проходящую вверх и проходящую вниз вертикальные части 161, 163 друг с другом соединяет горизонтальная секция 165 канала. Поднятия и
опускания текучей среды по мере ее протекания через эти сегменты 161, 163, 165 способствуют хорошему перемешиванию газовой и жидкостной фаз.
[008 8] Измеритель 145 обводненности находится ниже по потоку от расходомера 215 Кориолиса. Текучая среда также перемешивается по мере ее протекания через расходомерную трубу расходомера 215 Кориолиса, благодаря наличию в ней изгибов. Таким образом, расходомер 215 Кориолиса также помогает в обеспечении достаточного перемешивания текучей среды в момент, когда она достигает измерителя 145 обводненности.
[0089] В блоке 121 определения нетто-объема добычи нефти и газа, изображенном на Фиг.20 и 21, расходомер 215 Кориолиса и измеритель 145 обводненности установлены в проходящей вниз вертикальной части 163 канала 159, что может потребоваться для ограничения величины обратного потока через расходомер 215 Кориолиса и измеритель 145 обводненности (например, в случаях, когда часто возникает перемежающийся поток). Однако понятно, что может потребоваться установка расходомера 215 Кориолиса где-либо еще в блоке определения нетто-объема добычи нефти и газа, например, в проходящей вверх вертикальной части или горизонтальной секции. Подобным же образом, измеритель 145 обводненности, датчик 147 температуры и датчик 149 давления могут быть установлены в других местоположениях, отличающихся от изображенных на Фиг.21 и 22, если это требуется.
[0090] Рабочий диапазон блока 121 определения нетто-объема добычи нефти и газа может быть расширен для работы с интенсивным потоком газа и потоками с высокой GVF путем включения в состав компактной системы 171 частичного разделения выше по потоку от блока 121, как изображено на Фиг.23. Целью разделителя является уменьшение количества свободного газа в потоке жидкости, подаваемом в расходомер 215 Кориолиса и другие компоненты блока 121. Разделитель 171 имеет выпуск 173 газа и выпуск 175 жидкости. Выпуск 175 жидкости направлен от разделителя 171 к расходомерной трубе расходомера 215 Кориолиса, а выпуск 173 газа отведен от расходомерной трубы, чтобы снизить количество свободного газа в многофазной текучей среде до того, как она
потечет через расходомерную трубу. Разделитель 171 может не обладать способностью полного разделения газа и жидкости, но это не является проблемой из-за способности блока 121 определения нетто-объема добычи нефти и газа работать с многофазным потоком. Разделитель 171, выполненный с возможностью достигать только частичного разделения, может оказаться более выгодным из-за его уменьшенных размеров, стоимости и сложности. Таким образом, в некоторых обстоятельствах может оказаться желательным использовать разделитель 171, который не способен обеспечить полное разделение.
[0091] Для измерения газа, выпускаемого из разделителя 171, установлен другой расходомер 215' Кориолиса, который может быть идентичен расходомеру 215 Кориолиса, описанному выше. Понятно, что выпуск 175 газа может быть измерен при помощи измерителя другого типа, включая измеритель, не являющийся расходомером Кориолиса, если это требуется. Однако в некоторых случаях может потребоваться использовать расходомер Кориолиса для измерения выпуска 175 газа из разделителя 171, так как система управления разделителя (не показана) может отслеживать показания по плотности и коэффициент усиления привода в расходомере Кориолиса для обнаружения какого-либо переброса жидкости (т.е., жидкости, которая нежелательным образом включается в выпуск газа). Кратковременные возникновения переброса жидкости во время которых измерения от системы, будут становиться недостоверными, если эти перебросы не будут обнаружены, являются ожидаемыми время от времени. Когда эти случаи переброса жидкости обнаруживаются (например, в результате отслеживания показаний по плотности и коэффициента усиления привода расходомера 215' Кориолиса), может быть использован метод SEVA, описанный в патенте США № 5570300 (содержание которого включено в настоящий документ по ссылке), в котором состояние измерения может быть временно установлено в "DAZZLED", и выходные данные системы могут быть заменены средними значениями текущего испытания, либо последними средними значениями известных надежных данных. Накопленная длительность перебросов жидкости соответствующим образом регистрируется и сообщается оператору, в результате чего
может приниматься во внимание их воздействие на испытание в общем.
[0092] При первоначальном описании элементов,
соответствующих аспектам настоящего изобретения или вариантам его осуществления, предполагается, что указание в единственном числе конкретных или произвольных элементов означает, что имеются один или более этих элементов. Предполагается, что термины "содержащий", "включающий" и "имеющий" являются инклюзивными и означают, что могут иметься дополнительные элементы, отличающиеся от перечисленных элементов.
[0093] Ввиду сказанного выше, будет очевидно, что обеспечивается несколько преимуществ, которыми обладают аспекты настоящего изобретения, и достигаются другие выгодные результаты.
[0094] Могут потребоваться не все из представленных компонентов, которые здесь проиллюстрированы или описаны. В дополнение к этому, некоторые формы реализации на практике и варианты осуществления могут включать дополнительные компоненты. Без выхода за пределы сущности или объема, определенных пунктами формулы изобретения, которая приведена далее, могут быть внесены изменения в структуру и тип компонентов. Могут быть введены дополнительные и отличающиеся компоненты или их число может быть уменьшено, а компоненты могут быть объединены. В качестве альтернативы или в дополнение, компонент может быть реализован при помощи нескольких компонентов.
[0095] Приведенное выше описание иллюстрирует аспекты настоящего изобретения путем примера и без наложения ограничений. Это описание позволяет специалисту в области техники создать и использовать аспекты настоящего изобретения, и в нем рассмотрены различные варианты, адаптации, изменения, альтернативы и варианты применения аспектов этого изобретения, включая то, что в настоящее время считается наилучшей формой реализации его аспектов. В дополнение к этому, необходимо понимать, что аспекты настоящего изобретения не ограничиваются при их применении деталями конструкции и структуры компонентов, указанных в последующем описании или изображенных на чертежах.
Аспекты настоящего изобретения могут иметь другие варианты осуществления и могут быть реализованы на практике или выполнены различными путями. Также будет понятно, что используемые здесь формулировки и термины служат цели описания и не должны рассматриваться как ограничивающие.
[0096] С учетом подробного описания аспектов настоящего изобретения, будет очевидно, что возможны модификации и вариации, не выходящие за пределы объема аспектов этого изобретения, который определен в пунктах приложенной формулы изобретения. Предполагается, что в описанные выше конструкции, изделия и процессы могут быть внесены различные изменения, не выходящие за пределы объема аспектов настоящего изобретения. В предшествующем описании различные предпочтительные варианты были описаны со ссылкой на сопровождающие чертежи. Однако будет ясно, что в них могут быть внесены различные модификации и изменения, и могут быть реализованы дополнительные варианты, без выхода за пределы более широкого объема аспектов настоящего изобретения, который задан в пунктах формулы изобретения, которая следует дальше. Соответственно, описание и чертежи должны рассматриваться в иллюстративном, а не ограничивающем смысле.
[0097] Реферат приведен для того, чтобы помочь читателю быстро определить сущность технического раскрытия. Он представлен с пониманием того, что он не будет использоваться для интерпретации или ограничения объема или смысла пунктов формулы изобретения.
Условные обозначения
CRW
расходомера Кориолиса Настройка трехфазной трехмерной модели нефти для газа, растворенного в нефти Настройка трехфазной трехмерной модели нефти для газа, растворенного в воде Лабораторные текучие среды с прибл. 20% растворимостью по сравнению с углеводородным газом в модели Васкеса адаптируются заданием CRs=0,2. ЭТОТ коэффициент настройки может быть определен как функция измеренной обводненности.
GVF
Объемная доля газа
% по объему
LVF
Объемная доля жидкости
% по объему
Массовый расход
Фаза
о нефть
w вода
g газ
gf свободный газ
кг/с
phaszconditions
go газ в нефти
газ часто
gw газ в воде
указывается в г/с
1 жидкость
m смесь
Условия
sc стандартные условия
ас реальные условия
Praw
Исходная измеренная плотность смеси
кг/м3
Pdrop
Падение плотности
Плотность фазы
Pphase.conditions
Фаза о нефть w вода g газ
кг/м3
1 жидкость m смесь Условия
sc стандартные условия ас реальные условия
Абсолютное давление текучей среды Давление при стандартных условиях
кПа
Qphase.conditions
Объемный расход Фаза
0 нефть w вода g газ
gf свободный газ
1 жидкость m смесь Условия
sc стандартные условия ас реальные условия
кг/с
Соотношение газ в растворе/нефть (стандартные условия)
3/ 3
м /м
Соотношение газ в растворе/вода (стандартные условия)
3/ 3
м /м
Температура текучей среды Температура в стандартных условиях
°С или К
Time
Время
секунды
Wcut
Обводненность - инструментальное измерение
Может быть скорректирована нейронной сетью
% по объему/ % по объему
WTphase
Измеренный вес фазы по времени
газ часто указывается в г
Коэффициент неидеальной сжимаемости газа
реальные условия
Цель нейронной сети
Целевой
корректирующий коэффициент для плотности в нейронной сети
С\ = 100 * Рт'ас
Р raw
Цель нейронной сети
Целевой
корректирующий коэффициент для массового расхода в нейронной сети
г =100* m'sc
mf,target
raw
Корректирующие коэффициенты нейронной сети
Корректирующий коэффициент для плотности в нейронной сети
Cde ~ f^raw^Pdrop^cut^
Корректирующий коэффициент для массового расхода в нейронной сети
Cmf - f (^raw^ Pdrop^mt)
Вычисление расходов
Плотность смеси, реальные условия
^de Praw
r^m,ac 100
Массовый расход смеси
Cmf * rhraw
mm =
100
Объемный расход смеси, реальные условия
Q = m
*~-m,ac
P m,ac
Объемная доля жидкости, реальные условия
T т j~ш-т (Pm.ac Pg.ac^
LVF = -
(Pl,ac ~ Pg,ac^
Массовый расход нефти
= (100-WCHi)
o,ac 100 *^m,ac r^o,ac
Массовый расход воды
m = -- * LVF *Q * p
w,ac 100 ^rn,ac r^w,ac
Массовый расход газа
m = (1 - LVF) *Q * p
g,ac ^ ' ^~-m,ac r^g,ac
Параметры
трехфазной
трехмерной модели
нефти
Rs Соотношение
газ в растворе/нефть
В0 Коэффициент
Rs=Crs*f(Pg,sc> Po,sc> P> T)
пластового объема нефти
Rw Соотношение газ в растворе/вода Bw Коэффициент пластового объема воды
(см. Таблицу 4 для
примерных
вычислений)
Во = f(RS'Pg,Sc'Po,Sc'T) Rw = Crw * f(Pg,Sc'Pw,Sc'P> T) Bw = f(Rw'Pg,Sc'Pw,Sc'T)
Расходы газа в каждой
фазе
Q =R *Q
Режим на основе
Q =R *Q
объема относительно стандартных условий Преобразовать в реальные массовые расходы
Qgfree,sc Qg,sc Qgo,sc Qgw,sc
m = О * о
go,ac z^go,sc *g,sc
m = О * о
gw,ac z--gw,sc r^g,sc mgfree,ac = mg ~ mgo,ac ~ mW,ac
Если mgfreeac <0 - недонасыщенный
Если недонасыщенный...
Проверка обучения по
Расход газа находится в диапазоне
свободному газу
от 0 до насыщенного газа Применить модель степени недонасыщения или исключить точку из процесса моделирования при помощи нейронной сети
Объемный расход фаз, реальные условия
о =в *о о =в *о
TYl
f\ _ gfreeze *~-gfree,ac
rg,ac
Эталонная плотность смеси, реальные условия
(tm)m,Sc
Pm,ac ,Q Q Q ^ ^•^o^ac *^w,ac *~-gfree,ac/
Целевой
Цель нейронной сети
корректирующий коэффициент для плотности в нейронной сети
С = 100 * Pm'ac
^de,target 1W
P raw
Целевой
Цель нейронной сети
корректирующий коэффициент для массового расхода в нейронной сети
r =100* m'sc
mf,target
raw
Корректирующие коэффициенты нейронной сети
Корректирующий коэффициент для плотности в нейронной сети
^de ~ f((tm)raw> Pdrop^cut^
Корректирующий
коэффициент для массового расхода в нейронной сети
C,"f - fi^raw^ Pdrop^cut}
Плотность смеси, реальные условия
^ Сde Praw
/~m,ac 100
Массовый расход смеси
С f *m
mf raw
m", =
100
Объемный расход смеси, реальные условия
Q = M
P m,ac
Параметры трехфазной
См. уравнения на этапе 11
трехмерной модели
нефти
Rs В0 Rw Bw
Плотность фаз, реальные условия
^ Рo,sc
Pw,sc Р w,ac j-л Bw
Wcut (100 -WCJ
r^l,ac r^w,ac Ю0 ^o,ac Ю0
fp л fT л
n = n *Z* -- * --
Hg Hg,sc p rj,
\Го J ^ac j
Объемная доля жидкости, реальные условия
т т 7t-т (Pm.ac Pg.ac)
LVF = -
(Pl,ac ~ Pg,ac^
Объемный расход фаз, реальные условия
О = ^10° ~ Wcut^ * LVF * О
*~-o,ac 100 ¦i-'tn,ac
О = cut * LVF * О
*~-w,ac 100 *^т!ЙС
G^ac = (l-ЈVF)*GmiOC
Расходы газа в каждой фазе
См. этап 12
Проверка измерения свободного газа
Если Gain < GainTol -недонасыщенный
Рекомендуемый GainTol 2X вода no
умолчанию для трубы
Если недонасыщенный...
Расход газа находится в диапазоне
от 0 до насыщенного газа
Плотность жидкости основана на
GOR пользователя, если задается.
Если не задается, используется
корреляция с одной фазой
Без сравнения с лабораторными
данными по расходу газа
Уведомить об опциях для расхода газа...
GOR пользователя для расхода газа
в стандартных условиях
н/д или < значение насыщения или
оценка на основе коэффициента
усиления для 2-4 нефтеносных
районов
Массовый расход фаз, стандартные условия
Сравниваются с эталонными данными
т = т - т
o,sc о,ас go,ac
т = т -т
w,sc w,ac gw,ac
т = т +т + т
g,sc g,ac go,ac w,ac
Объемный расход фаз, стандартные условия Предоставляемая информация
Этап 9, но с учетом растворенного газа и достоверным внешним измерением характеристик газа
^ phase,sc ^¦phas^sc
Р phasqsc
Вычисленный массовый расход насыщенного газа
2,448
г/с
Теперь, игнорируя пренебрежимо малое количество газа, растворенного в воде
Принятый известный истинный массовый расход воды
1,0
кг/с
Реальная плотность воды, вычисленная при температуре в магистрали
994,2
кг/м3
Вычисленный объемный расход жидкости
0,006059
м3/с
Вычисленная обводненность (реальное волюметрическое отношение расходов)
16,6
Вычисленная плотность жидкости
825
кг/м3
Принятый известный истинный массовый расход газа
6,0
г/с
Массовый расход свободного газа
3,552
г/с
Плотность свободного газа, вычисленная при давлении и температуре в магистрали
4,4
кг/м3
Объемный расход свободного газа
0,000798
м3/с
Вычисленная GVF свободного газа
11,7
Вычисленная плотность смеси
732,0
кг/м3
Вычисленное падение плотности
11,6
Для сравнения, принимая, что отсутствует растворенный газ, можно было вычислить следующее
Плотность нефти
797,5
кг/м3
Объемный расход жидкости
0,006022
м3/с
Обводненность
16,7
Плотность жидкости
830,3
кг/м3
Объемный расход газа
0,001348
м3/с
"Номинальная GVF"
18,3
Плотность смеси
679,2
кг/м3
Падение плотности
18,2
ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ
1. Система для измерения расхода текучей среды, содержащая:
способную вибрировать расходомерную трубу для приема потока
многофазной текучей среды;
привод, выполненный с возможностью вибрации расходомерной трубы;
пару датчиков, установленных для обнаружения перемещения расходомерной трубы в разных местоположениях на этой расходомерной трубе и вывода сигналов датчиков, указывающих на обнаруженное перемещение;
датчик давления, установленный для измерения давления многофазной текучей среды;
датчик температуры, установленный для измерения температуры текучей среды; и
один или более процессоров, выполненных с возможностью приема сигналов датчиков, определения разности фаз между сигналами датчиков и использования определенной разности фаз для определения расхода текучей среды через расходомерную трубу, причем упомянутые один или более процессоров дополнительно выполнены с возможностью:
приема сигнала от датчика давления, указывающего на давление многофазной текучей среды в расходомерной трубе;
приема сигнала от датчика температуры, указывающего на температуру многофазной текучей среды в расходомерной трубе;
приема сигнала от измерителя, указывающего на относительные количества множества различных жидкостей в многофазной текучей среде; и
определения количества растворенного газа в многофазной текучей среде с использованием давления, температуры и относительных количеств множества жидкостей в многофазной текучей среде.
2. Система по п.1, причем упомянутые один или более
процессоров выполнены с возможностью определения расхода текучей
среды путем установления соответствия между множеством входных
данных и по меньшей мере одними выходными данными, относящимися
к упомянутому расходу текучей среды, причем эти входные данные
содержат исходный массовый расход текучей среды, давление текучей среды, температуру текучей среды и относительные количества множества жидкостей в многофазной текучей среде, и причем упомянутые один или более процессоров выполнены с возможностью определения количества растворенного газа в соответствии с моделью растворимости газа.
3. Система по п. 2, причем модель растворимости включает в себя регулируемый коэффициент настройки.
4. Система по любому из пунктов 1-3, причем упомянутые один или более процессоров выполнены с возможностью определения количества свободного газа в многофазной текучей среде.
5. Система по п.4, причем упомянутые один или более процессоров выполнены с возможностью определения общего количества газа в многофазной текучей среде с использованием количеств, определенных для растворенного газа и свободного газа.
6. Система по любому из пунктов 1-5, дополнительно содержащая формирователь потока, установленный и выполненный с возможностью перемешивать многофазную текучую среду до того, как она поступит в расходомерную трубу.
7. Система по п. б, причем формирователь потока содержит множество пластин, выступающих внутрь от стенки канала, установленного для транспортировки многофазной текучей среды к расходомерной трубе.
8. Система по любому из пунктов 1-7, дополнительно
содержащая канал, расположенный выше по потоку от расходомерной
трубы и соединенный с расходомерной трубой для транспортировки
многофазной текучей среды к этой расходомерной трубе, причем
канал выполнен имеющим два практически вертикальных сегмента и
практически горизонтальный сегмент между этими практически
вертикальными сегментами.
9. Система по п. 8, причем один из практически вертикальных
сегментов расположен между практически горизонтальным сегментом
и расходомерной трубой, причем расходомерная труба расположена
ниже по высоте, чем практически горизонтальный сегмент.
10. Система по п.8 или п.9, причем практически
горизонтальный сегмент соединен с каждым из практически вертикальных сегментов на верхних концах этих практически вертикальных сегментов.
11. Система по любому из пунктов 1-10, дополнительно содержащая разделитель, расположенный выше по потоку от расходомерной трубы, для отделения по меньшей мере части свободного газа, находящегося в многофазной текучей среде, от жидкой фазы, причем разделитель имеет выпуск газа и выпуск жидкости, причем выпуск жидкости направлен от разделителя к расходомерной трубе, а выпуск газа отведен от расходомерной трубы, чтобы снизить количество свободного газа в многофазной текучей среде до того, как она потечет через расходомерную трубу.
12. Система по любому из пунктов 1-11, причем упомянутое множество различных жидкостей включает в себя воду и нефть, и причем упомянутый измеритель содержит измеритель обводненности.
13. Система для измерения расхода текучей среды, содержащая:
способную вибрировать расходомерную трубу для приема многофазной текучей среды, содержащей множество жидкостей и газ;
привод, выполненный с возможностью вибрации расходомерной трубы;
пару датчиков перемещения, установленных для обнаружения перемещения расходомерной трубы в разных местоположениях на этой расходомерной трубе и вывода сигналов датчиков, указывающих на обнаруженное перемещение;
датчик давления, установленный для измерения давления многофазной текучей среды;
датчик температуры, установленный для измерения температуры текучей среды; и
один или более процессоров, выполненных с возможностью:
приема сигнала от датчика давления, указывающего на давление многофазной текучей среды в расходомерной трубе;
приема сигнала от датчика температуры, указывающего на температуру многофазной текучей среды в расходомерной трубе;
приема сигнала от измерителя, указывающего на относительные
количества множества различных жидкостей в многофазной текучей среде; и
определения расходов для каждой из упомянутого множества различных жидкостей в текучей среде путем установления соответствия между множеством входных данных и упомянутыми расходами этих различных жидкостей в текучей среде, упомянутые входные данные содержат разность фаз между сигналами датчиков перемещения, частоту по меньшей мере одного из сигналов датчиков перемещения, сигнал от датчика температуры, сигнал от датчика давления и сигнал от упомянутого измерителя, указывающий на относительные количества упомянутого множества различных жидкостей, при этом при установлении соответствия учитывается растворимость газа в упомянутом множестве различных жидкостей.
14. Система по п.13, причем установление соответствия содержит нейронную сеть.
15. Система по п.13 или п.14, причем установление соответствия отчасти основано на модели растворимости газа.
16. Система по любому из пунктов 13-15, причем упомянутые один или более процессоров выполнены с возможностью определения количества растворенного газа в многофазной текучей среде с использованием давления текучей среды, температуры текучей среды и относительных количеств упомянутого множества жидкостей в многофазной текучей среде.
17. Блок определения нетто-объема добычи нефти и газа, характеризующий выход одной или более нефтяных скважин, содержащий:
способную вибрировать расходомерную трубу для приема многофазной текучей среды от упомянутых одной или более нефтяных скважин;
привод, выполненный с возможностью вибрации расходомерной трубы;
пару датчиков, установленных для обнаружения перемещения расходомерной трубы в разных местоположениях на этой расходомерной трубе и вывода сигналов датчиков, указывающих на обнаруженное перемещение;
датчик температуры, установленный для измерения температуры
многофазной текучей среды;
датчик давления, установленный для измерения давления многофазной текучей среды;
измеритель обводненности, выполненный с возможностью измерения относительных количеств нефти и воды в многофазной текучей среде; и
один или более процессоров, выполненных с возможностью приема сигналов датчиков, определения разности фаз между сигналами датчиков и использования определенной разности фаз для определения расхода текучей среды через расходомерную трубу, причем упомянутые один или более процессоров дополнительно выполнены с возможностью:
приема сигнала от измерителя обводненности, указывающего на относительные количества нефти и воды в многофазной текучей среде;
определения плотности многофазной текучей среды в расходомерной трубе с использованием сигналов датчиков; и
определения количества растворенного газа в многофазной текучей среде с использованием температуры и давления этой многофазной текучей среды.
18. Блок определения нетто-объема добычи нефти и газа по п. 17, причем упомянутые один или более процессоров выполнены с возможностью определения количества растворенного газа в многофазной текучей среде путем установления соответствия между множеством входных данных и множеством выходных данных, причем установление соответствия основано отчасти на модели растворимости газа.
19. Блок определения нетто-объема добычи нефти и газа по п. 18, причем модель растворимости газа включает в себя регулируемый коэффициент настройки.
20. Блок определения нетто-объема добычи нефти и газа по любому из пунктов 18-19, причем установление соответствия содержит нейронную сеть.
21. Блок определения нетто-объема добычи нефти и газа по п.20, причем нейронная сеть обучена с использованием эмпирических данных, учитывающих влияние растворенного газа с
18.
использованием модели растворимости газа.
22. Блок определения нетто-объема добычи нефти и газа по п.20, причем модель растворимости газа представляет собой первую модель растворимости газа, и причем нейронная сеть обучена с использованием эмпирических данных, учитывающих влияние растворенного газа с использованием второй модели растворимости газа, которая отличается от первой модели растворимости газа.
23. Блок определения нетто-объема добычи нефти и газа по любому из пунктов 17-22, причем упомянутые один или более процессоров выполнены с возможностью определения количества свободного газа в многофазной текучей среде.
24. Блок определения нетто-объема добычи нефти и газа по п. 23, причем упомянутые один или более процессоров выполнены с возможностью определения общего количества газа в многофазной текучей среде с использованием упомянутых определенных количеств растворенного газа и свободного газа.
25. Блок определения нетто-объема добычи нефти и газа по любому из пунктов 17-24, дополнительно содержащий формирователь потока, установленный и выполненный с возможностью перемешивать многофазную текучую среду до того, как она поступит в расходомерную трубу.
26. Блок определения нетто-объема добычи нефти и газа по любому из пунктов 17-25, дополнительно содержащий разделитель, расположенный выше по потоку от расходомерной трубы, причем разделитель имеет выпуск газа и выпуск жидкости, причем выпуск жидкости направлен от разделителя к расходомерной трубе, а выпуск газа отведен от расходомерной трубы, чтобы снизить количество свободного газа в многофазной текучей среде до того, как она потечет через расходомерную трубу.
27. Способ измерения расхода многофазной текучей среды, содержащий:
вибрацию расходомерной трубы, в то время как многофазная текучая среда протекает через расходомерную трубу;
использование пары датчиков для обнаружения перемещения расходомерной трубы в разных местоположениях на этой трубе и вывод сигнала от каждого датчика;
измерение давления многофазной текучей среды;
измерение температуры многофазной текучей среды;
измерение относительных количеств множества различных жидкостей в многофазной текучей среде;
определение расхода на основе разности фаз между сигналами датчиков; и
определение количества растворенного газа в многофазной текучей среде с использованием температуры и давления текучей среды.
28. Способ по п.27, причем определение количества растворенного газа в многофазной текучей среде содержит установление соответствия между множеством входных данных и множеством выходных данных, причем это установление соответствия включает в себя модель растворимости газа.
29. Способ по п.28, причем установление соответствия содержит нейронную сеть, которая обучена с использованием эмпирических данных, учитывающих влияние растворенного газа с использованием модели растворимости газа.
30. Способ по п.29, причем модель растворимости газа представляет собой первую модель растворимости газа, и установление соответствия содержит нейронную сеть, которая обучена с использованием эмпирических данных, учитывающих влияние растворенного газа с использованием второй модели растворимости газа, которая отличается от первой модели растворимости газа.
31. Способ по любому из пунктов 27-30, дополнительно содержащий определение количества свободного газа в многофазной текучей среде.
32. Способ по п.31, дополнительно содержащий использование упомянутых определенных количеств растворенного газа и свободного газа для определения общего количества газа в многофазной текучей среде.
33. Способ по любому из пунктов с 27-32, дополнительно содержащий протекание многофазной текучей среды через формирователь потока, расположенный выше по потоку от расходомерной трубы.
28.
34. Способ по любому из пунктов 27-33, дополнительно содержащий использование разделителя, расположенного выше по потоку от расходомерной трубы, для отделения по меньшей мере части свободного газа, содержащегося в многофазной текучей среде, от жидкостной фазы и отвод отделенного газа, чтобы уменьшить количество свободного газа в многофазной текучей среде, до того, как она потечет через расходомерную трубу.
35. Способ по любому из пунктов 2 7-34, причем упомянутое множество различных жидкостей включает в себя воду и нефть.
36. Способ определения корректирующих коэффициентов для ошибок по массовому расходу и плотности с целью компенсации ошибок, связанных с протеканием многофазной текучей среды через расходомер Кориолиса, содержащий:
(i) протекание многофазной текучей среды через расходомер
Кориолиса;
(ii) использование эталонных измерителей для измерения
количества жидкости и общего количества газа в многофазной
текучей среде; и
(iii) регистрацию отклика расходомера Кориолиса на
многофазную текучую среду,
изменение состава многофазной текучей среды путем изменения относительных долей газа и жидкости в многофазной текучей среде и повторение этапов (i)-(iii), чтобы сгенерировать эмпирические данные, характеризующие отклик расходомера Кориолиса на многофазную текучую среду,
использование модели растворимости газа для определения того, как много из общего количества газа находилось в форме свободного газа при протекании многофазной текучей среды через расходомер Кориолиса, и
установление соответствия отклика расходомера Кориолиса на количество свободного газа в многофазной текучей среде, определенное посредством модели растворимости газа, чтобы получить корректирующие коэффициенты для массового расхода газа и плотности.
По доверенности
ФИГ. 1
532236
ФИГ. 2
48а
48b
Расход 'Плотность* Растворенный
газ
Смешанная
*/ICIl 1KOCI 1> ( МС(|)11" м
вола)
-fbife++л|г +,. + +ъ ++
10 20 30 40 50 60
Номинальная объемная доля газа (%)
80 г
70 60 50 40 30 20
CQ О О
о С а
ю -20
-30
¦40-
-50
00 00
-60
К н о
к н о
о с
VO К
-5 -10 -15
-20
-30 -35 -40
+ +
+ + +
+ +
CD 00
10 20 30 40 50 60
Номинальная объемная доля газа (%)
0 10 20 30 40 50 60 70
Номинальная объемная доля газа (%)
Он О
О ° Q О(r) О О
о о 00
о К
-40
-50
-60
ФИГ. 13
н о
о к н о
о с
VO К
-ю-
"15 -20 -25 -30 -35
- о
'1 ..... г"
О ста О,
О Чэ
о о о
сой о
о сР
о о
-401
"Исходный массовый
расход жидкости"
т I
m,raw 4
Исходное измерение "Падение плотности"/?^ Включает" р р W t
г m,rawr wr о cut
"Обводненность" Wcut < Измеренная, возможно, скорректированная
ФИГ. 15
Массовый расход
Плотность
"Корректирующий коэффициент для массового расхода"
С .
для т
, "Корректирующий коэффициент для
т,ас
плотности" С,
дляр
m,sc
В результате р т т т
o,sc w,sc g,sc
Обучение нейронной сети
Использование нейронной сети
Получить исходные измерения Согласовать с эталонными данными
Получить исходные измерения
Вычислить входные данные Этапы 1 -6
Вычислить входные данные Этапы 1-6
Вычислить целевые элементы Этапы 7-12
Применить Этапы 13-14
Обучить нейронную сеть/Получить результаты Этапы 13-14
Вычислить массовые расходы фаз Этапы 15-21
Вычислить массовые расходы фаз Этапы 15-21
"Исходный массовый расход жидкости" т
т,гам>
Исходное измерение "Падение плотности"/?^ Включает р р р W t
r m,rawr wr о cut
"Обводненность" Wcut Измеренная, возможно, скорректированная
Массовый расход
Плотность
"Корректирующий коэффициент для массового расхода"
С .
для т
"Корректирующий коэффициент для
плотности" С
т,ас
для р
m,sc
В результате р т т т
o,sc w,sc g,sc
ФИГ. 17
Обучение нейронной сети
Использование нейронной сети
Получить исходные измерения Согласовать с эталонными данными
Получить исходные измерения
Вычислить элементы входных дан ных нейронной сети Этапы 1-6
Вычислить целевые элементы ней роннои сети Этапы 7-17
Вычислить элементы входных данных нейронной сети Этапы 2-6
результаты Этапы 18-1
Обучить нейронную сеть/Полечить
Применить нейронную сеть Этапы 18-19
Вычислить массовые расходы фаз Этапы 20-30
Вычислить массовые расходы фаз Этапы 20-30
?2 8 аз
CD б
200
400
800
1000
1200
1400
Давление [кПа, абсолютное]
ФИГ. 19
Изменение В0 с давлением и температурой
I 1.07 Q_
| toe со
ГО 1.05
CD 1 04
IP.
s 1.03 CD 102 I 1.01
-J=80 °C
-T-70 "C
-1=60 'C
-;T=50 "C 4T=40 °C
П"=30 "C
-jT=20 °C -J=10°C
200
0.99
400
600
800
1000
1200
1400
Давление [кПа, абсолютное]
151 161 -
145
¦^^fv^^^^S, ~~ 215
-163
ФИГ 21
- 215
159
175
ОТЧЕТ О ПАТЕНТНОМ ПОИСКЕ
(статья 15(3) ЕАПК и правило 42 Патентной инструкции к ЕАПК)
Номер евразийской заявки: 201690286
Дата подачи: 25 февраля 2016 (25.02.2016) Дата испрашиваемого приоритета: 27 февраля 2015 (27.02.2015)
Название изобретения: Системы и способы для измерения расхода многофазного потока с учетом растворенного газа
Заявитель: ИНВЕНСИС СИСТЕМЗ, ИНК.
Некоторые пункты формулы не подлежат поиску (см. раздел I дополнительного листа)
Единство изобретения не соблюдено (см. раздел II дополнительного листа)
А. КЛАССИФИКАЦИЯ ПРЕДМЕТА ИЗОБРЕТЕНИЯ:
G01F1/84 (2006.01) G05B13/02 (2006.01)
Согласно Международной патентной классификации (МПК) или национальной классификации и МПК
Б. ОБЛАСТЬ ПОИСКА:
Минимум просмотренной документации (система классификации и индексы МПК) G01F 1/00, 1/84, G05B 13/00-13/02
Другая проверенная документация в той мере, в какой она включена в область поиска:
В. ДОКУМЕНТЫ, СЧИТАЮЩИЕСЯ РЕЛЕВАНТНЫМИ
Категория*
Ссылки на документы с указанием, где это возможно, релевантных частей
Относится к пункту №
А А А А
RU 2454635 С1 (АНДРЕИЧИКОВ БОРИС ИВАНОВИЧ) 27.06.2012
US 2014/0076035 Al (INVENSYS SYSTEMS INC.) 20.03.2014
WO 2005/093381 Al (INVENSYS SYSTEMS, INC. et al.) 06.10.2005
RU 2382337 C2 (ОТКРЫТОЕ АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО "АРЗАМАССКИЙ ПРИБОРОСТРОИТЕЛЬНЫЙ ЗАВОД" (ОАО "АПЗ")) 20.02.2010
1-36 1-36 1-36 1-36
более поздний документ, опубликованный после даты приоритета и приведенный для понимания изобретения "X" документ, имеющий наиболее близкое отношение к предмету поиска, порочащий новизну или изобретательский уровень, взятый в отдельности
"Y" документ, имеющий наиболее близкое отношение к предмету
поиска, порочащий изобретательский уровень в сочетании с
другими документами той же категории
" &" документ, являющийся патентом-аналогом
"L" документ, приведенный в других целях
Дата действительного завершения патентного поиска: 02 августа 2016 (02.08.2016)
Наименование и адрес Международного поискового органа: Федеральный институт промышленной собственности
РФ, 125993,Москва, Г-59, ГСП-3, Бережковская наб., д. 30-1.Факс: (499) 243-3337, телетайп: 114818 ПОДАЧА
Уполномоченное лицо :
О. В. Кишкович Телефон № (499) 240-25-91
1/18
1/18
2/18
2/18
3/18
ФИГ. 3
3/18
ФИГ. 3
3/18
ФИГ. 3
3/18
ФИГ. 3
ФИГ. 4
131 133
ФИГ. 4
131 133
133
ФИГ. 5
133
ФИГ. 5
141
141
ФИ Г. 6 Коэффициент усиления привода в зависимости от номинальной
GVF в предположении отсутствия растворенного газа -Непрерывный поток воды
ФИ Г. 6 Коэффициент усиления привода в зависимости от номинальной
GVF в предположении отсутствия растворенного газа -Непрерывный поток воды
Падение плотности в зависимости от номинальной GVF в предположении отсутствие растворенного газа -Непрерывный поток воды
Падение плотности в зависимости от номинальной GVF в предположении отсутствие растворенного газа -Непрерывный поток воды
10 20 30 40 50 60 70
Номинальная объемная доля газа (%)
10 20 30 40 50 60 70
Номинальная объемная доля газа (%)
ФИГ. 8
Ошибка по массовому расходу в зависимости от номинальной GVF в предположении отсутствия растворенного газа -
епрерывный поток воды
ФИГ. 8
Ошибка по массовому расходу в зависимости от номинальной GVF в предположении отсутствия растворенного газа -
епрерывный поток воды
10 20 30 40 50 60
Номинальная объемная доля газа (%)
10 20 30 40 50 60
Номинальная объемная доля газа (%)
ФИГ. 8
Ошибка по массовому расходу в зависимости от номинальной GVF в предположении отсутствия растворенного газа -
епрерывный поток воды
ФИГ. 8
Ошибка по массовому расходу в зависимости от номинальной GVF в предположении отсутствия растворенного газа -
епрерывный поток воды
10 20 30 40 50 60
Номинальная объемная доля газа (%)
10 20 30 40 50 60
Номинальная объемная доля газа (%)
ФИГ. 9
Ошибка по плотности в зависимости от номинальной GVF в предположении отсутствия растворенного газа -Непрерывный поток воды
ФИГ. 9
Ошибка по плотности в зависимости от номинальной GVF в предположении отсутствия растворенного газа -Непрерывный поток воды
О 10 20 30 40 50 60
Номинальная объемная доля газа (%)
О 10 20 30 40 50 60
Номинальная объемная доля газа (%)
ФИГ. 10
Коэффициент усиления привода в зависимости от номинальной GVF в предположении отсутствия растворенного газа - Непрерывный поток нефти
ФИГ. 10
Коэффициент усиления привода в зависимости от номинальной GVF в предположении отсутствия растворенного газа - Непрерывный поток нефти
Падение плотности в зависимости от номинальной GVF в предположении отсутствия растворенного газа -Непрерывный поток нефти
Падение плотности в зависимости от номинальной GVF в предположении отсутствия растворенного газа -Непрерывный поток нефти
ФИГ. 12
Ошибка по массовому расходу в зависимости от номинальной GVF в предположении отсутствия растворенного газа -Непрерывный поток нефти
ФИГ. 12
Ошибка по массовому расходу в зависимости от номинальной GVF в предположении отсутствия растворенного газа -Непрерывный поток нефти
10 20 30 40 50 60
Номинальная объемная доля газаго
10 20 30 40 50 60
Номинальная объемная доля газаго
ФИГ. 12
Ошибка по массовому расходу в зависимости от номинальной GVF в предположении отсутствия растворенного газа -Непрерывный поток нефти
ФИГ. 12
Ошибка по массовому расходу в зависимости от номинальной GVF в предположении отсутствия растворенного газа -Непрерывный поток нефти
10 20 30 40 50 60
Номинальная объемная доля газаго
10 20 30 40 50 60
Номинальная объемная доля газаго
ФИГ. 12
Ошибка по массовому расходу в зависимости от номинальной GVF в предположении отсутствия растворенного газа -Непрерывный поток нефти
ФИГ. 12
Ошибка по массовому расходу в зависимости от номинальной GVF в предположении отсутствия растворенного газа -Непрерывный поток нефти
10 20 30 40 50 60
Номинальная объемная доля газаго
10 20 30 40 50 60
Номинальная объемная доля газаго
ФИГ. 12
Ошибка по массовому расходу в зависимости от номинальной GVF в предположении отсутствия растворенного газа -Непрерывный поток нефти
ФИГ. 12
Ошибка по массовому расходу в зависимости от номинальной GVF в предположении отсутствия растворенного газа -Непрерывный поток нефти
10 20 30 40 50 60
Номинальная объемная доля газаго
10 20 30 40 50 60
Номинальная объемная доля газаго
Ошибка по плотности в зависимости от номинальной GVF в предположении отсутствия растворенного газа -Непрерывный поток нефти
Ошибка по плотности в зависимости от номинальной GVF в предположении отсутствия растворенного газа -Непрерывный поток нефти
10 20 30 40 50 60 70
Номинальная объемная доля газа (%)
10 20 30 40 50 60 70
Номинальная объемная доля газа (%)
Ошибка по плотности в зависимости от номинальной GVF в предположении отсутствия растворенного газа -Непрерывный поток нефти
Ошибка по плотности в зависимости от номинальной GVF в предположении отсутствия растворенного газа -Непрерывный поток нефти
10 20 30 40 50 60 70
Номинальная объемная доля газа (%)
10 20 30 40 50 60 70
Номинальная объемная доля газа (%)
Ошибка по плотности в зависимости от номинальной GVF в предположении отсутствия растворенного газа -Непрерывный поток нефти
Ошибка по плотности в зависимости от номинальной GVF в предположении отсутствия растворенного газа -Непрерывный поток нефти
10 20 30 40 50 60 70
Номинальная объемная доля газа (%)
10 20 30 40 50 60 70
Номинальная объемная доля газа (%)
14/18
ФИГ. 14
14/18
ФИГ. 14
14/18
ФИГ. 14
14/18
ФИГ. 14
15/18
ФИГ. 16
15/18
ФИГ. 16
15/18
ФИГ. 16
15/18
ФИГ. 16
16/18
ФИГ. 18
16/18
ФИГ. 18
16/18
ФИГ. 18
16/18
ФИГ. 18
16/18
ФИГ. 18
16/18
ФИГ. 18
16/18
ФИГ. 18
16/18
ФИГ. 18
17/18
147
ФИГ. 20
17/18
147
ФИГ. 20
17/18
147
ФИГ. 20
17/18
147
ФИГ. 20
17/18
147
ФИГ. 20
17/18
147
ФИГ. 20
18/18
ФИГ. 22
18/18
ФИГ. 22
