Способ измерения расхода при непрерывном движении жидкости в трубопроводе

 

Изобретение относится к области нефтедобычи и может быть использован для контроля количества жидкости, протекающей по трубопроводу, и производительности нефтяных скважин. Способ включает определение скорости прохождения жидкости через фиксированное сечение трубопровода посредством измерения акустических шумов, создаваемых движением жидкости через фиксированное сечение трубопровода, и последующую обработку результатов. Акустические шумы преобразуют в электрические сигналы различной амплитуды со спектром частот в диапазоне 20 Гц - 12 кГц, определяют на двух рабочих частотах в указанном диапазоне амплитуды сигналов, а скорость движения жидкости определяют по разнице этих амплитуд. При измерении расхода в выкидных трубопроводах скважин, оборудованных электроцентробежными насосами, рабочие частоты выбирают в диапазоне 0,9 - 4,0 кГц. Использование предлагаемого изобретения позволит повысить надежность контроля производительности скважин, достоверность получаемых результатов и сократить затраты на проведение технологических мероприятий. 1 з. п. ф-лы, 2 ил. , 1 табл.

Изобретение относится к области нефтедобычи и может быть использовано для контроля количества жидкости, протекающей по трубопроводу, и производительности нефтяных скважин, в частности добывающих, оборудованных электроцентробежными глубинными насосами (ЭЦН).

Известен "Тахометрический способ измерений расхода жидкости при непрерывном ее движении", включающий измерение скорости прохождения жидкости через вращающийся элемент и последующую обработку результатов (Книга: Кремлевский П. П. "Расходомеры и счетчики количества", Л. , "Машиностроение", 1989, стр. 259-262).

Известен "Способ измерения расхода при непрерывном движении жидкости", включающий измерение скорости прохождения жидкости через фиксированное сечение и последующую обработку полученных результатов, причем скорость прохождения жидкости определяют по углу поворота подвижного элемента, размещенного в трубе фиксированного сечения (Книга: Исаакович РЛ. и др. "Контроль и автоматизация добычи нефти и газа". М. , "Недра", 1976, cтp. 115-117).

Этим аналогам присущи общие недостатки, вытекающие из особенностей технической реализации способа и характеризуемые сложностью изготовления узлов вращающихся элементов измерителей, устанавливаемых внутри трубопроводов со средой различной степени вязкости и агрессивности, снижением надежности работы опорных узлов вращающихся элементов, вызываемым их износом в процессе длительных измерений расхода и появлением паразитных тормозящих моментов, снижающих точность измерений, инерционностью работы вращающихся узлов при различных скоростях измерения расхода. В целом, эти недостатки осложняют процесс контроля расхода жидкости, протекающей по трубопроводу, снижают достоверность его результатов и надежность работы измерительного оборудования.

Ближайшим аналогом изобретения является способ измерения расхода, включающий определение скорости прохождения жидкости через фиксированное сечение трубопровода посредством измерения акустических шумов, создаваемых движением жидкости через фиксированное сечение трубопровода, и последующую обработку результатов (см. RU 2140538 С1, кл. Е 21 В 47/10, опубл. 27.10.1999). В известном способе скорость прохождения жидкости определяют по частоте возникновения порций акустических шумов, неравномерностью движения жидкости.

К недостаткам ближайшего аналога можно отнести то, что способ применим при неравномерном движении жидкости. При равномерном движении жидкости трудно выделить соответствующие порции акустических шумов и частоту их возникновения, что приводит к значительным погрешностям в определении скорости движения жидкости.

Задача изобретения состоит в том, чтобы создать простой, надежный и доступный способ измерения расхода при непрерывном движении жидкости в трубопроводе, реализуемый небольшим набором специального оборудования.

Техническим результатом изобретения является сокращение затрат на техническую реализацию процесса измерения за счет исключения сложных в изготовлении, дорогостоящих вращающихся элементов измерителей, повышение надежности работы измерительного оборудования и достоверности результатов измерения расхода.

Поставленный технический результат достигается тем, что в способе измерения расхода при непрерывном движении жидкости в трубопроводе, включающем измерение скорости прохождения жидкости через фиксированное сечение трубопровода посредством измерения акустических шумов, создаваемых движением жидкости через фиксированное сечение трубопровода и последующую обработку результатов, акустические шумы преобразуют в электрические сигналы различной амплитуды со спектром частот в диапазоне 20 Гц-12 кГц, определяют на двух рабочих частотах в указанном диапазоне амплитуды сигналов, а скорость движения жидкости определяют по разнице этих амплитуд.

При измерении расхода в выкидных трубопроводах скважин, оборудованных электроцентробежными погружными насосами, рабочие частоты выбирают в диапазоне 0,9-4,0 кГц.

Из доступных источников патентной и научно-технической литературы нам неизвестна заявленная совокупность отличительных признаков. Следовательно, предлагаемый способ отвечает критерию "Изобретательский уровень".

На фиг. 1 представлена блок-схема установки, реализующей способ измерения расхода при непрерывном движении жидкости в трубопроводе.

На фиг. 2 представлены спектрограммы шумов в выкидных трубопроводах скважин с ЭЦН.

Установка для измерения расхода (см. фиг. 1) взаимодействует с нефтяной скважиной, а именно с колонной насосно-компрессорных труб (НКТ) 1, на нижнем конце которой прикреплен электроцентробежный насос 2. К верхней устьевой части НКТ I подсоединена выкидная труба 3 с участком фиксированного сечения 4, соединенная с трубопроводом 5 общей системы сбора жидкости. К внешней части трубы 3 на участке фиксированного сечения 4 прикреплен акустический датчик-преобразователь 6, причем крепление датчика-преобразователя 6 обеспечивает акустический контакт его с жидкостью внутри трубы 3. Датчик-преобразователь 6 электрически связан с блоком обработки 7, информация с которого поступает на цифровое табло 8.

Непрерывными стрелками на чертеже показано направление движения жидкости по НКТ 1 в выкидную трубу 3 и трубопровод системы сбора 5.

Измерение расхода по заявляемому способу рассмотрим на примере работы нефтяной скважины, оборудованной электроцентробежным глубинным насосом ЭЦН (см. фиг. 1).

В режиме эксплуатации электроцентробежный насос 2 обеспечивает непрерывный подъем жидкости скважины по НКТ 1 и выброс ее в выкидную трубу 3. Скорость выбрасываемой жидкости зависит от производительности насоса 2, режим работы которого может меняться в зависимости от технических и пластовых условий.

Прохождение потока жидкости в выкидной трубе 3 через фиксированное сечение 4 вызывает появление специфических шумов, обусловленных трением жидкости о стенки трубы, турбулентным характером потока. При появлении этих шумов датчик-преобразователь 6 воспринимает их, преобразует в электрические сигналы различной амплитуды со спектром частотных составляющих, лежащим в пределах 20 Гц - 12 кГц и посылает в блок обработки 7. В течение всего временного цикла измерений блок обработки 7 преобразует приходящие от датчика-преобразователя электрические сигналы на двух выделенных фильтрами рабочих частотах в указанном диапазоне. Амплитуды сигналов на выходе фильтров сравниваются; а абсолютные значения разницы этих сигналов преобразуются в пропорциональную скорости движения жидкости информацию. По завершении временного цикла измерений блок обработки 7 выдает на табло 8 результат измерения в соответствующих единицах измерения.

Статистика практических измерений шумов потока жидкости в выкидных трубопроводах нефтяных скважин, оборудованных ЭЦН, полученная в результате экспериментальных промысловых исследований, показала, что частотный спектр получаемой и обрабатываемой акустической информации о потоке жидкости ограничен областью звуковых частот 20 Гц-12 кГц. Спектральный анализ шумов потока, проведенный с помощью третьоктавного анализатора спектра СК-72 позволил выделить диапазон частот 0,9-4 кГц, в котором при непрерывном движении жидкости количественно оценивалась скорость ее прохождения через сечение выкидного трубопровода с закрепленным на нем чувствительным вибропьезодатчиком ДН-3. Так как диапазон частот 20 Гц - 0,9 кГц является зоной интенсивного проявления механических помех (удары, шум от работы скважинного оборудования, вибрации), а область частот 4,5-12 кГц характеризуется в основном шумами, связанными с газопроявлением скважины (повышенное газосодержание продукции, шумы утечек газа в устьевой арматуре), оценка амплитуд шумов на этих диапазонах привела к снижению точности и достоверности результатов измерения расхода. На фиг. 2 сплошными линиями представлены спектрограммы шумов в выкидных трубопроводах скважин с ЭЦН при фиксации датчика на трубе с внутренним диаметром 50 мм, полученные при значениях производительности (расхода) скважин: 20 м³/сут - линия 1, 80 м³/сут - линия 2; 160 м³/сут - линия 3; 320 м³/сут - линия 4. Они характеризуются равномерным подъемом амплитуд шумов (U_ш) с увеличением частоты (F) в диапазоне 0,9-3,6 кГц. Рост крутизны подъема амплитуд, представленный штриховыми линиями, соединяющими амплитуды шумов на крайних частотах этого диапазона с ростом расхода, объясняется физическими закономерностями, проявляющимися при движении жидкости в трубах с различными скоростями. Как наиболее оптимальные с точки зрения повторяемости результатов при многократных измерениях с граничными интервалами частот были выбраны полосы частот 0,9-1, % кГц и 3,4-4,0 кГц. Сравнение амплитуд акустических сигналов на двух рабочих частотах этих полос 1,0 и 3,6 кГц позволило получить наиболее качественные результаты экспериментов, в процессе которых была построена шкала зависимости абсолютных знамений перепадов (разницы) амплитуд шумов ΔU_m расхода Q, представленная в таблице. Величина Q определялась точными средствами измерения расхода на скважинах одновременно с замерами шумов.

Приведенные в таблице отклонения по значениям ΔU_m характеризуют границы разброса данных по акустическим измерениям и в известной степени определяют погрешность их результатов, полученную при использовании предложенного способа измерения расхода жидкости, не превышающую 5%.

Рабочие частоты, используемые для проведения сравнения амплитуд шумов, могут меняться в пределах полос 0,9-1,1 кГц и 3,4-4 кГц в зависимости от физико-химических свойств движущейся в трубопроводе жидкости, однако они не должны выходить из границ диапазона 0,9-4,0 кГц.

Использование предлагаемого изобретения позволяет в 4,5 раза сократить затраты на проведение технологических мероприятий по контролю производительности нефтяных скважин за счет исключения дорогостоящих операций по изготовлению коррозионно-устойчивых вращающихся элементов глубинных преобразователей расхода, спускаемых в скважину, спуско- подъемных операций с привлечением передвижных установок с лебедкой, сокращения персонала, обслуживающего измерения. При этом повышается надежность работы измерительного оборудования, не подвергаемого в процессе контроля расхода механическому износу и воздействию внутрискважинной среды, что в конечном счете повысит достоверность и качество результатов измерений.

Формула изобретения

1. Способ измерения расхода при непрерывном движении жидкости в трубопроводе, включающий определение скорости прохождения жидкости через фиксированное сечение трубопровода посредством измерения акустических шумов, создаваемых движением жидкости через фиксированное сечение трубопровода, и последующую обработку результатов, отличающийся тем, что акустические шумы преобразуют в электрические сигналы различной амплитуды со спектром частот в диапазоне 20 Гц - 12 кГц, определяют на двух рабочих частотах в указанном диапазоне амплитуды сигналов, а скорость движения жидкости определяют по разнице этих амплитуд.

2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что при измерении расхода в выкидных трубопроводах скважин, оборудованных электроцентробежными насосами, рабочие частоты выбирают в диапазоне 0,9 - 4,0 кГц.

РИСУНКИ

Рисунок 1, Рисунок 2, Рисунок 3

PD4A - Изменение наименования обладателя патента СССР или патента Российской Федерации на изобретение

(73) Новое наименование патентообладателя:Открытое акционерное общество «Татнефть» им. В.Д. Шашина (RU)

Адрес для переписки:423230, г.Бугульма, ул. М. Джалиля, 32, ОАО «Татнефть» имени В.Д. Шашина.

Извещение опубликовано: 10.11.2008        БИ: 31/2008