Способ измерения расхода компонентов газожидкостного потока нефтескважин

 

Изобретение относится к средствам измерения расхода и количества многокомпонентных газожидкостных сред. Способ измерения расхода газожидкостного потока нефтескважин основан на разделении газожидкостного потока на два тракта протекания вещества, расположенных параллельно друг другу. Во втором тракте протекания производят ограничение потока. В первом тракте протекания измеряют расход газожидкостного потока по массе, измеряют плотность потока, а также выявляют отсутствие жидкости. Во втором тракте протекания также измеряют расход газожидкостного потока по массе и измеряют плотность, а также производят выявление наличия газа. Усредняют измерение значения расхода плотности, а также дополнительно измеряют температуру и давление газожидкостного потока. Технический результат: повышение точности измерения расхода компонентов газожидкостного потока вещества. 10 з.п. ф-лы, 1 ил.

Предлагаемое изобретение относится к средствам измерения расхода и количества многокомпонентных газожидкостных сред и может применяться во всех отраслях, связанных с транспортированием веществ по трубопроводам, в том числе для измерения в потоке количества жидкой фазы (нефти и воды) и газа.

Известен способ измерения расхода компонентов газожидкостного потока, основанный на предварительном перемешивании трехкомпонентного потока мешалкой, вращаемой двигателем, измерении момента на валу двигателя и диэлектрической проницаемости при помощи радиоволнового датчика, определении относительного содержания жидкости по измеренному моменту и определение расхода каждой из фаз по формулам [1].

Наиболее близким техническим решением к предлагаемому изобретению является способ, описанный в [2]. Данный способ измерения расхода многофазной текучей среды, основанный на разделении газожидкостного потока на два тракта протекания текучей среды, расположенных параллельно друг другу, причем первый тракт включает первое расходомерное устройство, предназначенное для измерения расхода жидкости и газа, и ограничитель расхода потока жидкости, расположенный последовательно с первым расходомерным устройством для замедления потока жидкости через первое расходомерное устройство, а второй тракт включает второе расходомерное устройство для измерения расхода газа, выявление наличие жидкости в расходомере, управление потоком текучей среды в первом и втором трактах текучей среды посредством отклонения потока текучей среды во второй тракт протекания текучей среды, когда в ходе операции выявления не обнаруживается наличия жидкости в расходомере, отсечение потока текучей среды от второго тракта при обнаружении наличия жидкости в расходомере и выдачу показаний о величине расхода жидкости в первом расходомерном устройстве и суммарном расходе газа в первом и втором расходомерных устройствах.

Задачей, на решение которой направлено предлагаемое изобретение, является снижение сложности и повышение точности измерения расхода компонентов газожидкостного потока вещества.

Решение задачи достигается тем, что в известном способе измерения расхода компонентов газожидкостного потока нефтескважин, основанном на разделении газожидкостного потока на два тракта протекания вещества, расположенных параллельно друг другу, причем в первом тракте протекания измеряют расход газожидкостного потока, а во втором тракте протекания производят ограничение потока жидкости, дополнительно в первом тракте протекания измеряют плотность газожидкостного потока, а также производят выявление отсутствия жидкости, во втором тракте протекания измеряют плотность и расход жидкости газожидкостного потока, а также производят выявление наличия газа, усредняют измеренные значения плотностей газожидкостного потока в первом тракте протекания и жидкости во втором тракте протекания, усредняют измеренные расходы газожидкостного потока в первом тракте протекания и жидкости во втором тракте протекания, измеряют температуру и давление газожидкостного потока, при этом для второго тракта протекания обеспечивают пропорциональный по жидкостным компонентам в среднем забор жидкости из газожидкостного потока, затем по формулам вычисляют усредненные расходы компонентов нефти, воды и газа в измеряемом газожидкостном потоке с учетом измеренных температуры и давления, используя при этом априори известные плотности нефти, воды и газа для упомянутых измеренных температуры и давления, при выявлении отсутствия жидкости в первом тракте протекания выдают сигнал о некорректности выполненных измерений, результаты которых в этом случае для последующих вычислений не используются, при выявлении наличия газа во втором тракте протекания выдают сигнал о некорректности выполненных измерений, результаты которых в этом случае для последующих вычислений не используются.

Сопоставительный анализ с прототипом показывает, что введение существенных отличительных признаков составляют новизну.

На чертеже приведен алгоритм работы предлагаемого способа измерения расхода компонентов газожидкостного потока нефтескважин, поясняющий принцип его работу

Сделаем некоторые пояснения к алгоритму работы, приведенному на чертеже.

Разделение газожидкостного потока на два тракта протекания выполняют таким образом, чтобы в первом тракте протекания был газожидкостной поток, а во втором тракте протекания - только жидкостной поток, причем с пропорциональным по жидкостным компонентам представлением жидкости газожидкостного потока в целом. Для этого перед входом газожидкостного потока во второй тракт протекания производят его перемешивание, а на выходе второго тракта протекания для замедления потока жидкости обеспечивают ограничение потока жидкости Заметим, что перемешивание газожидкостного потока перед входом во второй тракт протекания выполняют не в полном сечении прохождения газожидкостного потока перед его разделением, а только в определенной части, оставляя некоторую часть упомянутого сечения для свободного прохождения газа в первый тракт протекания. Для практического применения предлагается 1/3 полного сечения прохождения газожидкостного потока оставлять для свободного прохождения газа, т.е. 2/3 полного сечения будет использоваться для перемешивания полного газожидкостного потока перед его входом во второй тракт протекания. Здесь же заметим, что второй тракт протекания необходимо располагать по уровню ниже нижнего уровня общего полного входного потока перед его разделением, при этом упомянутый второй тракт протекания необходимо выполнять таким образом, чтобы не создавалось карманов и пазух для удержания пузырей газа, т.е. с определенным монотонным наклоном по горизонтали. Практически перемешивание газожидкостного потока можно реализовать путем закрепления неподвижных лопастей шнекового типа в 2/3 общего сечения полного тракта протекания, а ограничение потока жидкости - путем сужения выхода второго тракта протекания.

Измерение плотностей и расходов газожидкостного потока в первом тракте протекания и жидкостного потока во втором тракте протекания можно реализовать различным путем, например с использованием расходомеров на основе методов ядерно-магнитного резонанса, ультразвукового зондирования, радиационного облучения и др.

В данном случае предлагается:

- измерение плотностей газожидкостного потока в первом тракте протекания и жидкостного потока во втором тракте протекания можно выполнить путем возбуждения и измерения резонансных частот собственных колебаний первого и второго трактов протекания, которые затем следует использовать как аргументы функций плотностей;

- измерение расходов по массе газожидкостного потока в первом тракте протекания и жидкостного потока во втором тракте протекания можно, например, выполнить методом измерения изгибных колебаний трактов протекания, возникающих от воздействия кориолисовых сил при вибрации трактов протекания, которые затем следует использовать как аргументы функций расходов.

В данном варианте реализации способа предлагается измерение плотностей и расходов по массе измеряемых потоков практически выполнить с помощью кориолисовых расходомеров [3]. Здесь же заметим, что для уменьшения энергетических затрат при определении расходов вибрацию трактов протекания необходимо выполнять на резонансных частотах для каждого из трактов протекания.

Для обеспечения нормальной работы предлагаемого способа необходимо постоянно контролировать отсутствие жидкости в первом тракте протекания и наличие газа во втором тракте протекания.

Для первого тракта протекания это можно выполнить путем постоянного сравнения измеряемых кратковременной ρ _T1кр и средней плотностей ρ _T1cр газожидкостного потока первого тракта протекания с пороговыми значениями П1 и П2, если ρ _T1кр≤ П1, то результат этого измерения игнорируется, а вместо него в последующих вычислениях подставляется измеренное предыдущее значение, если ρ _T1cр≤ П2, то все последующие вычисления, связанные с данной средней плотностью, не выполняются, при этом выдается сигнал "Авария". Для практического применения предлагается принимать П1=10ρ _г и П2=20ρ _г (ρ _г - заданная плотность газа, задается как данные в виде таблиц в диапазоне температур и давлений).

Для второго тракта протекания это можно выполнить путем постоянного сравнения измеряемых кратковременной ρ _T2кр и средней плотностей ρ _T2cр жидкости второго тракта протекания с пороговыми значениями П3 и П4, если ρ _T2кр<П3, то результат этого измерения игнорируется, а вместо него в последующих вычислениях подставляется измеренное предыдущее значение, если ρ _T2cр≤ П4, то все последующие вычисления, связанные с данной средней плотностью, не выполняются, при этом выдается сигнал "Авария". Для практического применения, как вариант, предлагается принимать П3=П4=ρ _н (ρ _н - заданная плотность нефти, задается как данные в виде таблиц в диапазоне температур и давлений).

Усреднение измеренных значений плотностей и расходов газожидкостного потока в первом тракте протекания и жидкостного потока во втором тракте протекания выполняют в пределах интервала постоянства в среднем соотношений компонентов в газожидкостном потоке нефтескважин, т.е. интервала стационарности измеряемых потоков, за время, необходимое для обеспечения заданной точности измерений.

Интервал стационарности характеризуется месторождением и является достаточно устойчивым параметром. Для повышения точности измерений интервал усреднения следует увеличивать. Если позволяют ресурсы вычислительного устройства, усреднение следует выполнять для нескольких временных интервалов, например за 1,8, 24 часа и др., в интересах технологических процессов.

Средние значения расходов компонентов по массе в измеряемом газожидкостном потоке с учетом измеренных температуры и давления можно вычислить по формулам:

нефти Q_нcp=(Q _ж1cp+О_ж2ср)· G_н, (1)

воды Q_вcp=(Q_ж1cp+О_ж2ср)· G _в, (2)

где G_н и G_в, - доли нефти и воды в жидкости газожидкостного потока соответственно, причем по определению G_н+G_в=1;

Q _ж1cp - средний расход жидкости в первом тракте протекания, данный расход определен с учетом допущения Q_ж1cp>>Q _гcp (Q_гcp - средний расход газа в первом тракте протекания);

Q_ж2cp - средний расход жидкости во втором тракте протекания.

Далее, исходя из того, что

ρ _T2cp=ρ _нG_н+ρ _в(1-G_н); (3)

ρ _T2cp=ρ _нG_н+ρ _в(1-G_н), (4)

найдем

G_н =(ρ _в-ρ _Т2ср)/(ρ _в-ρ _н); (5)

G_в=(ρ _Т2ср-ρ _н)/(ρ _в-ρ _н), (6)

где ρ _в - плотность воды в жидкости во втором тракте протекания, задается как данные в виде таблиц в диапазоне температур и давлений.

Подставляя в (1) и (2) значения G_н и G _в из (5) и (6) соответственно, определим расходы нефти и воды в виде

Q_нср=(Q_ж1cp+Q_ж2cp )*(ρ _в-ρ _Т2ср)/(ρ _в-ρ _н); (7)

Q_вср=(Q_ж1cp+Q _ж2cp)*(ρ _Т2ср-ρ _н)/(ρ _в-ρ _н) (8)

Средний расход газа по массе определяется как

Q_гср=v_гS_гρ _г, (9)

где v_г скорость движения газа в первом тракте протекания;

S_г - сечение первого тракта протекания, занимаемого газом, определяется как

S_Г=S_Т1(ρ _T2cp-ρ _Т1ср)/ρ _Т2ср; (10)

S_Т1 - полное сечение первого тракта протекания.

Теперь, исходя из общеизвестного эффекта “проскальзывания” газа в газожидкостном потоке, т.е. того факта, что скорость движения газа в трубопроводе больше скорости движения жидкости, v_г можно определить как эмпирическую функцию

v_г=v_ж1k_гa(k_г , t, ρ ), (11)

где k_г=S_г/S_Т1 -коэффициент заполняемости первого тракта протекания газом;

v_ж1 - скорость жидкости в первом тракте протекания, определяется как

v_ж1=Q_ж1/S_Т1 ρ _ср, (12)

a(k_г, t, ρ ) - функция от k_г и измеренных температуры t и давления (газожидкостного потока, определяется экспериментальным путем. Подставляя в (9) значение S_г из (10) и v_г из (11) с учетом значения v_ж1 из (12), получим

Q_гср=Q_ж1ср(ρ _Т2ср-ρ _Т1ср)²ρ _гa(k_г, t, ρ )/ρ ²_Т2срρ _T1cp (13)

В заключение заметим, что использование предлагаемого способа позволит практически реализовать измерение расхода компонентов газожидкостного потока нефтескважин достаточно просто и с необходимой точностью.

Таким образом, использование предлагаемого способа позволяет решить поставленную задачу.

Источники информации

1. Способ измерения покомпонентного расхода трехкомпонентного газожидкостного потока, проходящего по трубопроводу, и устройство для его осуществления. Патент №2008617, опубл. 1994.02.28, МПК G 01 F 5/00.

2. Расходомер для многофазной текучей среды и способ измерения расхода многофазной текучей среды. Патент №2159409, опубл. 2000.11.20, МПК G 01 F 1/74.

3. Серов Б.Б. Современные подходы к построению систем измерения количества нефти и нефтепродуктов//Датчики и Системы. 2001. №2, стр.27, 2 колонка, подзаголовок “Многофункциональность”.

Формула изобретения

1. Способ измерения расхода компонентов газожидкостного потока нефтескважин, основанный на разделении газожидкостного потока на два тракта протекания вещества, расположенных параллельно друг другу, причем в первом тракте протекания измеряют расход газожидкостного потока по массе, а во втором тракте протекания производят ограничение потока жидкости, отличающийся тем, что дополнительно в первом тракте протекания измеряют плотность газожидкостного потока, а также производят выявление отсутствия жидкости, во втором тракте протекания измеряют плотность и расход жидкости по массе газожидкостного потока, а также производят выявление наличия газа, усредняют измеренные значения плотностей газожидкостного потока в первом тракте протекания и жидкости во втором тракте протекания, усредняют измеренные расходы газожидкостного потока в первом тракте протекания и жидкости во втором тракте протекания, измеряют температуру и давление газожидкостного потока, при этом для второго тракта протекания обеспечивают пропорциональный по жидкостным компонентам в среднем забор жидкости из газожидкостного потока, затем по формулам вычисляют средние значения расходов компонентов нефти, воды и газа в измеряемом газожидкостном потоке с учетом измеренных температуры и давления, используя при этом априори известные плотности нефти, воды и газа для упомянутых измеренных температуры и давления, при выявлении отсутствия жидкости в первом тракте протекания и выявлении наличия газа во втором тракте протекания выдают сигнал о некорректности выполненных измерений, результаты которых в этом случае для последующих вычислений не используются и выдается сигнал “Авария”.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что перед входом во второй тракт протекания выполняют перемешивание газожидкостного потока, а на выходе второго тракта протекания выполняют ограничение потока жидкости, тем самым обеспечивают для заданных условий во втором тракте протекания только жидкостной поток с пропорциональным по жидкостным компонентам забором жидкости газожидкостного потока в целом.

3. Способ по п.2, отличающийся тем, что перемешивание газожидкостного потока перед входом во второй тракт протекания выполняют не в полном сечении прохождения газожидкостного потока перед его разделением, а только в определенной части, оставляя некоторую часть упомянутого сечения для свободного прохождения газа в первый тракт протекания.

4. Способ по п.1, отличающийся тем, что измерение плотностей газожидкостного потока в первом тракте протекания и жидкостного потока во втором тракте протекания выполняют путем возбуждения и измерения резонансных частот собственных колебаний первого и второго трактов протекания, которые используют как аргументы функций упомянутых плотностей.

5. Способ по п.1, отличающийся тем, что измерение расходов газожидкостного потока в первом тракте протекания и жидкостного потока во втором тракте протекания производят по массе и обеспечивают методом измерения изгибных колебаний трактов протекания, возникающих от воздействия кориолисова ускорения при вибрации трактов протекания, которые используют как аргументы функций упомянутых расходов.

6. Способ по п.4, отличающийся тем, что вибрацию трактов протекания выполняют на резонансных частотах для каждого из трактов протекания.

7. Способ по п.1, отличающийся тем, что операцию выявления отсутствия жидкости в первом тракте протекания выполняют путем постоянного сравнения измеряемых кратковременной и средней плотностей газожидкостного потока первого тракта протекания с пороговыми значениями, если измеренная кратковременная плотность меньше предварительно установленного порогового значения, то результат этого измерения игнорируется, а вместо него в последующих вычислениях подставляется измеренное предыдущее значение, если измеренная средняя плотность меньше предварительно установленного порогового значения, то все последующие вычисления, связанные с данной средней плотностью, не выполняются, при этом выдается сигнал “Авария”.

8. Способ по п.1, отличающийся тем, что усреднение измеренных значений плотностей и расходов газожидкостного потока в первом тракте протекания и жидкостного потока во втором тракте протекания выполняют в пределах интервала постоянства в среднем соотношений компонентов в газожидкостном потоке нефтескважин, т.е. интервала стационарности измеряемых потоков, за время, необходимое для обеспечения заданной точности измерений.

9. Способ по п.1, отличающийся тем, что операцию выявления наличия газа во втором тракте протекания выполняют путем постоянного сравнения измеряемых кратковременной и средней плотностей жидкости второго тракта протекания с пороговыми значениями, если измеренная кратковременная плотность меньше предварительно установленного порогового значения, то результат этого измерения игнорируется, а вместо него в последующих вычислениях подставляется измеренное предыдущее значение, если измеренная средняя плотность меньше предварительно установленного порогового значения, то все последующие вычисления, связанные с данной средней плотностью, не выполняются, при этом выдается сигнал “Авария”.

10. Способ по п.1, отличающийся тем, что второй тракт протекания располагается по уровню ниже нижнего уровня входного потока перед его разделением, при этом упомянутый тракт протекания образуется таким образом, чтобы не создавалось карманов и пазух для удержания пузырей газа.

11. Способ по п.1, отличающийся тем, что средние значения расходов компонентов по массе в измеряемом газожидкостном потоке с учетом измеренных температуры и давления вычисляют по формулам:

⇒ нефти

Q_нср=(Q_ж1ср+Q_ж2ср )· (ρ _в–ρ _Т2ср)/(ρ _в–ρ _н)

⇒ воды

Q_вср=(Q_ж1ср+Q_ж2ср )· (ρ _Т2ср–ρ _н)/(ρ _в–ρ _н)

⇒ газа

Q_гср=Q_ж1ср(ρ _Т2ср–ρ _Т1ср)²ρ _га(k_г,t,p)/ρ ²_Т2ср ρ _Т1ср.

где Q_ж1ср – среднее значение расхода газожидкостного потока в первом тракте протекания, который при условии, что Q_ж&γτ; >Q_г (Q_ж и Q_г – расходы жидкости и газа в первом тракте протекания), равен расходу жидкости в первом тракте протекания, измеряется в процессе работы;

Q_ж2ср – среднее значение расхода жидкости во втором тракте протекания, измеряется в процессе работы;

ρ _Т1ср – среднее значение плотности газожидкостного потока, измеряется в процессе работы;

ρ _Т2ср – среднее значение плотности жидкости во втором тракте протекания, измеряется в процессе работы;

ρ _в – плотность воды при измеренных температуре и давлении, задается в виде таблицы;

ρ _н – заданная плотность нефти при измеренных температуре и давлении, задается в виде таблицы;

ρ _г – заданная плотность газа при измеренных температуре и давлении, задается в виде таблицы;

а(k_г, t, р) – функция от измеренных температуры и давления газожидкостного потока, определяется экспериментальным путем.

РИСУНКИ