Презентация на тему АО Сигма-оптик. Датчик-сигнализатор твердых включений и капельной влаги в потоке газа ДСП-А

параметрами, наряду с устьевым давлением, температурой и расходом (дебитом)

газа, являются сведения о наличии в газовом потоке жидких включений (пластовой воды) и твердых механических примесей.
Из-за отсутствия оперативной и достоверной информации о содержании примесей в потоке продукции скважин и непринятия своевременных мер по изменению режима их эксплуатации происходит преждевременный износ подземного и устьевого технологического оборудования, возникают аварийные ситуации, что приводит к потере добываемой продукции, загрязнению окружающей среды, остановке и простою скважин.
Для решения указанных задач в практике эксплуатации объектов добычи и хранения газа используются средства контроля указанных параметров, такие как детекторы и датчики-сигнализаторы (ДС) выноса песка и влаги (ВПВ).

2

используются акустические ДС твёрдых включений и капельной влаги типа

«ДСП-А», производства АО «Сигма-Оптик». «ДСП-А» разработаны по техническому заданию ПАО «Газпром» и в настоящее время в виде различных модификаций поставляются на предприятия добычи и хранения газа.
Межведомственные испытания (МВИ) данных изделий проведены в 2004 году. За период с 2003 г. по настоящее время на различные объекты ПАО «Газпром» поставлено более 2 000 комплектов ДС типа «ДСП-А» различных модификаций.
На слайде 4 представлены существующие конструкции отечественных и зарубежных датчиков-сигнализаторов, применяемых в газовой промышленности.

3

и зарубежных ДС в сравнении с датчиком типа «ДСП-А».

Из приведенных характеристик следует, что «ДСП-А» уступает некоторым аналогам в предельной рабочей температуре. Но при этом, в отличие от других аналогов «ДСП-А», обладает функцией самодиагностики чувствительности и не нуждается в поверке. В остальном «ДСП-А» не уступает аналогам, а по возможности одновременного контроля твёрдых включений и капельной влаги превосходит их.

капельной влаги в потоке газа в трубопроводе (ДСП-А)
Принцип действия

основан на выделении из акустического фона стенки газопровода акустического сигнала, обусловленного наличием твёрдых включений и капельной влаги в потоке газа. Сертификат соответствия № ТС RU С-RU.ГБ06.В.00002, соответствующий требованиям Технического регламента Таможенного союза ТР ТС 012/2011 "О безопасности оборудования для работы во взрывоопасных средах", действующий с 02.07.2013 по 01.07.2018.
Сертификат соответствия распространяется на акустический датчик-сигнализатор превышения уровней содержания твердых включений и капельной влаги в потоке газа в трубопроводе (ДСП-А) следующих модификаций: ДСП-А0, ДСП-АК, ДСП-АКЭ. Модификация ДСП-АКЭ имеет три исполнения: ДСП-АКЭ (базовое), ДСП-АКЭ-1, ДСП-АКЭ-2.

7

включений и капельной влаги в потоке газа в трубопроводе

ДСП-АКЭ предназначен для телеметрического контроля режимов работы сеноманских скважин. Устанавливается на манифольдах однотипной конфигурации в теплозащитном кожухе. На трубопроводе прижимными устройствами устанавливаются моноблок с чувствительным элементом, блок управления питанием и выносной блок автономного питания. Клеммная соединительная коробка для подключения датчика размещается на внешних конструкциях скважины. Датчик прижимного типа с возможностью автоматического перехода при отключении питания в автономный режим с внутренней записью зарегистрированных превышений тарированных уровней дебитов песка и капельной влаги. Допустимый объем записи в собственной памяти составляет до одного года с периодом измерений 1 минута. Моноблок устанавливается вблизи колена газопровода и передает сигналы превышения пиковых и средних значений уровней дебита твердых включений и капельной влаги кустовой системе телеметрического контроля по согласованному протоколу обмена (см. таблицу слайд 9).

КАПЕЛЬНОЙ ВЛАГИ ДСП-АКЭ
9

включений и капельной влаги в потоке газа в трубопроводе

предназначен для телеметрического контроля режимов работы газовых скважин с использованием интерфейса RS485. В теплозащитном кожухе на трубопроводе прижимными устройствами устанавливаются моноблок чувствительного элемента и блок управления. Клеммная коробка для подключения датчика размещается на внешних конструкциях скважины. Датчик прижимного типа с постоянным сетевым питанием +24В. Допустимый объем записи в собственной памяти составляет до одного года с периодом измерений 1 минута. Моноблок устанавливается вблизи колена газопровода и передает сигналы превышения пиковых и средних значений уровней дебита твердых включений и капельной влаги кустовой системе телеметрического контроля по протоколу обмена Modbus RTU.

семи дискретных уровней превышения дебита песка и капельной влаги,

обладает возможностями автономного режима работы, статистической обработки полученных данных и самодиагностики основных параметров датчика, включая его чувствительность.
Рассчитан на работу как на закрытых, так и на открытых площадках. В условиях открытой площадки при температуре от - 55°С до + 50°С и влажности до 90 %, осуществляет одновременный контроль дебита песка и капельной влаги в потоке газа. Источниками питания являются сеть постоянного тока с напряжением + 24 В, гальванически развязанная от сети переменного тока. Предусмотрена возможность подключения автономного источника питания, обеспечивающего работу датчика в отсутствии сети в течение сезона отбора газа. Накопленные в автономном режиме данные скачиваются без подключения компьютера на флэш- устройство. Потребляемый от сети ток – не более 30 мА в активном состоянии (режим измерения в течение 7 с) и не более 15 мА в пассивном режиме. Периодичность измерений – 1 раз в 15 с или в минуту. Результаты измерений накапливаются в буфере процессора в виде пиковых и средних значений превышения установленных семи уровней дебита песка и капельной влаги до запроса внешней телемеханической системы. Диапазон контролируемого дебита: - капельной влаги от 3-5 до 3500 л/час; - песка от 0,003 до 35 л/час. Обмен между датчиком и системой верхнего уровня происходит по протоколу Modbus RTU.

примере скважины № 9262 Ямбургского НГКМ (ООО «Газпром добыча

Ямбург»)

На слайде 16 приведен снимок экрана диспетчерского графического интерфейса принятых показаний датчика ДСП-АКЭ, полученных в процессе проведения ГДИ на четырех режимах скважины №9262.
На слайде 17 приведены результаты обработки полученных показаний с указанием времени получения каждого уровня превышения и диаметра диафрагм на четырех режимах. Результаты ГДИ скважины № 9262 Ямбургского НГКМ приведены в таблице на слайде 18.

15

ПРИМЕНЕНИЕ ДС ТИПА «ДСП-А» НА НЕФТЕГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЯХ (НГКМ)

ПОДПОРНОЙ ШАЙБЫ (ММ)

9262 ЯМБУРГСКОГО НГКМ (ООО «ГАЗПРОМ ДОБЫЧА ЯМБУРГ»)
18

ПРИМЕРЕ СКВАЖИНЫ №9262 ЯМБУРГСКОГО НГКМ (ООО «ГАЗПРОМ ДОБЫЧА

ЯМБУРГ»)

Из анализа приведенных данных видно:
1. Датчик зарегистрировал воду на диафрагмах 15 и 12,64 мм превышением четвертого и первого уровня, соответственно. Соответствующие показания при ГДИ составили 24 и 12 л. за час.
2. Датчик зарегистрировал песок во всех четырех режимах. На четвертом режиме - превышениями 5-4-го уровней. На третьем режиме – превышениями 4-2-го уровней. На втором и на первом режимах – превышениями первого уровня.

Таким образом, данные ГДИ, показали, что уровень чувствительности датчика ДСП-АКЭ позволяет регистрировать выявленные в продувках уровни дебитов воды и песка и, в качестве многоуровневого индикатора, отобразить их динамику.

19

ДОБЫЧИ ГАЗА И НЕФТИ ПО СОСТОЯНИЮ НА АПРЕЛЬ 2016

г.

20

(ПХГ)
Первые результаты опытно-промышленной эксплуатации ДС типа «ДСП-А» были получены

в 2001-2003 гг. на Касимовском ПХГ.
На гистограмме (см. слайд 22) сопоставлены число зарегистрированных в сезоне отбора 2002-2003г. показаний датчиков по наличию песка в потоке газа и степень абразивного износа кранового распределительного устройства (КРУ) на обводненных скважинах. Корреляция вполне очевидная – чем больше число зарегистрированных показаний, тем больше степень износа КРУ.

21

ИНДИКАЦИИ В СИСТЕМЕ «ELPRO» В СРАВНЕНИИ СО СТЕПЕНЬЮ АБРАЗИВНОГО

ИЗНОСА ДЕТАЛЕЙ КРУ
В СЕЗОНЕ ОТБОРА ГАЗА 2002-2003 гг.

22

тарировки комбинированных датчиков модификации ДСП-АКЭ-2.
В 2013г. на скважине №

46 Увязовской площадки Касимовского ПХГ была проведена проверка тарировки ДСП-АКЭ-2 по капельной влаге с использованием замерного сепаратора. На первой стадии до уменьшения расхода газа с 6 000 до 4 500 м3/час было слито 210 л воды, накопленных в течение получаса. При этом среднее значение дебита воды по показаниям датчика составило порядка 200 л/час без учета расходного множителя, который на верхнем уровне учитывает текущее значение расхода газа. Для расхода газа 6400 м3/час его значение составляет 2,4 и, таким образом, скорректированное значение среднего дебита воды составило за первые 30 минут 480 л/час или всего по объему 240 л. Разница с объемом слива из сепаратора не превышает 15%. Интересно отметить динамику дебита воды после повышения расхода газа с 4 500 до 5 800 м3/час Выброс воды с нуля был столь значителен, что заполнил сепаратор за 20 с (см. слайд 24, точки измерений с 250 по 300). Пиковое значение дебита в этом выбросе достигало более
1 000 л/час.
Таким образом, датчик ДСП-АКЭ-2 прошел проверку тарировки по дебиту капельной влаги на Касимовском ПХГ.

23

46 УВЯЗОВСКОЙ ПЛОЩАДКИ КАСИМОВСКОГО ПХГ (2013Г.)
24

сведения по реализованным на конец 2015г. поставкам ДС типа

«ДСП-А» на различные ПХГ.

25

НА РУССКОМ НЕФТЯНОМ МЕСТОРОЖДЕНИИ ЗАО «РОСПАН ИНТЕРНЕШНЛ»
Сравнительные данные по

замерам мехпримесей и воды на скважинах






Из таблицы видно, что уровня чувствительности датчика ДСП-АКЭ достаточно для мониторинга содержания песка и обводненности. При этом полученные значения содержания песка совпадают по чувствительности с датчиком «ClampOn» и пробой лаборатории физико-химического анализа (ЛФХА). Сравнивая данные по обводненности, получаемые с датчика ДСП-АКЭ и ЛФХА, необходимо сделать поправку на возможности датчика, так как он является детектором и показывает обводненность по запрограммированным семи дискретным уровням.

26

хранилищах газа показывает, что они позволяют оперативно и без

больших материальных затрат осуществлять мониторинг параметров работы скважин по выносу твёрдых механических примесей и жидких включений (пластовой воды). При этом решается задача оптимизации режимов работы скважин в различные периоды их эксплуатации тем самым существенно снижая риск преждевременного износа подземного и устьевого технологического оборудования, возникновения аварийных ситуаций, что приводит к потере добываемой продукции, загрязнению окружающей среды, остановке и простою скважин. ДСП-А могут применяться как в виде самостоятельного законченного изделия, так и являться составной частью интегрированных автоматизированных систем управления технологическими процессами.

27