Способ контроля наличия остаточного газа в потоке жидкости и устройство для его осуществления

Изобретение относится к технологии и технике контроля наличия газа в потоке жидкости и может быть использовано, преимущественно в информационно-измерительных системах объектов добычи, транспорта и подготовки нефти при транспортировке ее по трубопроводам. Техническим результатом является повышение достоверности результатов контроля наличия газа в потоке жидкости. Способ контроля наличия остаточного газа в потоке жидкости включает генерацию электрических импульсов, преобразование с помощью пьезоэлемента электрических импульсов в механические импульсы, с последующим их излучением в жидкость, содержащую остаточный газ, отражение затухающих механических импульсов на пьезоэлемент и их преобразование в электрические импульсы, по уровню затухания которых определяют наличие остаточного газа в потоке жидкости. При этом одновременно излучают механические импульсы в исследуемую жидкость и в жидкость пробоотборника, измеряют параметры импульсов в режиме реального времени и оценивают по разности параметров этих импульсов достоверность свойств исследуемой жидкости и жидкости пробоотборника, приводят состояние жидкости пробоотборника к стандартным условиям и, излучая импульсы в эту жидкость, фиксируют их пороговые параметры на остаточное содержание газа в жидкости и далее сравнивают усредненные параметры импульсов за время выполнения измерения с пороговыми параметрами импульсов, по разности сигналов которых определяют количество остаточного газа в жидкости в условиях измерений по отношению к количеству газа в жидкости, измеренному в стандартных условиях. Устройство реализуется вышеуказанным способом. 2 н.п. ф-лы, 1 ил.

 

Изобретение относится к технологии и технике контроля наличия газа в потоке жидкости и может быть использовано, преимущественно в информационно-измерительных системах объектов добычи, транспорта и подготовки нефти при транспортировке ее по трубопроводам.

Известно, что продукция нефтедобывающих скважин представляет собой двухфазную газожидкостную смесь (жидкость + газ). Элементарный объем продукции нефтедобывающих скважин при движении по нефтепроводу является неустойчивой термодинамической системой, и при изменении температуры или (и) давления из жидкости выделяется свободный газ, который находится в жидкости в виде пузырьков различной дисперсности. Его количество увеличивается со снижением давления и повышением температуры жидкости. Свободный газ увеличивает погрешности средств измерений показателей количества и качества нефти.

Содержание свободного газа в нефти обуславливает причину искажений метрологических характеристик турбинных преобразователей расхода и показаний плотности нефти, а также вносит большие погрешности измерений массового расхода нефти с помощью кориолисовых преобразователей массового расхода (журнал «Законодательная и прикладная метрология» №4, 2006 год, стр.37-44).

Известен способ определения содержания свободного газа в нефти после сепарации, реализуемый устройством типа УОСГ-100 СКП (Рекомендация. Государственная система обеспечения единства измерений. Нефть. Остаточное газосодержание. Методика выполнения измерений МИ-2575-2000, Казань, 1999), согласно которому определяют газосодержание в нефти методом изотермического сжатия пробы газожидкостной смеси.

Определение содержания свободного газа в пробе производится по полученным значениям давления и изменению объема расчетным путем на основе измерения косвенных величин. Данные, полученные расчетным путем, используются для введения поправок в показания измерений количества нефти турбинными счетчиками и оценки качества сепарации нефти и нефтепродуктов.

Вышеупомянутое устройство состоит из пробоотборного блока и прессового узла. Устройство подключается к нефтяному трубопроводу с помощью входного и выходного штуцеров.

Недостатком устройства и способа, реализованного в нем, является невысокий уровень автоматизации процесса, поскольку пробы прессуют вручную, не автоматизирован и процесс вычисления. Не автоматизирована статистическая обработка результатов измерений газосодержания, т.к. измерения производятся в статике, с задержкой получения результатов во времени, что не позволяет осуществлять непрерывный мгновенный «опрос» системы на остаточное газосодержание.

Известен также способ для измерения покомпонентного расхода жидкой и газовой составляющих, реализуемый устройством (Чудин В.И., Ануфриев В.В., Сухов Д.К. Кольцевые счетчики РИНГ для измерения дебита нефтяных скважин. Материалы общероссийской научно-практической конференции «25-летие Тюменской научно-производственной школы расходометрии. М.: ОАО «ВНИИОЭНГ», 2004. - С.114-122), содержащим два камерных расходомера, соединенных последовательно и разделенных регулируемым дросселем, два датчика избыточного давления, установленных перед первым и вторым расходомерами.

Недостатком этого устройства является его приборная избыточность: два расходомера, два датчика давления, встроенный в трубопровод регулируемый дроссель, что приводит к возмущению потока жидкости и изменению его последующего термодинамического состояния по фактору остаточного газосодержания в жидкости.

Способ, реализуемый этим устройством (Чудин В.И., Ануфриев В.В., Сухов Д.К. Кольцевые счетчики РИНГ для измерения дебита нефтяных скважин. Материалы общероссийской научно-практической конференции «25-летие Тюменской научно-производственной школы расходометрии. М.: ОАО «ВНИИОЭНГ», 2004. - C.114-122), заключается в непрерывном измерении объемных расходов нефтегазовой смеси, плотность которой меняется, поскольку увеличивается объем свободной части газа в смеси по причине локальной сепарации, вызванной действием дросселя.

Недостатком известного способа определения количества газа является сложность получения зависимости расхода газа от перепада давления δР на дросселе при изменяющемся расходе нефтегазовой смеси в трубопроводе (перед первым расходомером), поскольку перепад давления δР, в свою очередь, является функцией проходного сечения дросселя и расхода нефти. Для построения такой зависимости требуются предварительные стендовые испытания при изменяющихся в широком диапазоне расходах. В то же время на объектах, в частности в коммерческих узлах учета, требуется не фактическое значение количества (расхода) газа в смеси, а сам факт наличия свободного газа сверх нормативной величины, установленной технологией откачки продукции.

В другом известном способе контроля наличия газа в потоке жидкости (патент РФ №2280842, G01F 1/74, G01N 7/14, G01N 33/28, 2006.07.27), заключающемся в непрерывном и одновременном измерении объемного расхода Q1 и Q2 в двух точках, разнесенных по ходу потока в трубопроводе, после первой из которых в потоке создают локальное гидродинамическое возмущение для изменения существующего фазового состояния расширением его сечения путем увеличения проходного сечения трубопровода, измерения объемного расхода выполняют с идентичной погрешностью, при этом второе измерение осуществляют на расширенном участке потока жидкости, а о наличии газа судят по превышению текущим отношением Q1 и Q2 заданной установки.

Недостатком аналога являются высокие погрешности индикации и сложность тарирования устройства. Действительно, согласно уравнению Бернулли в части трубопровода с большим диаметром скорость потока V2 меньше скорости потока V1 в части трубопровода с меньшим диаметром, т.е V2<V1, но при этом соотношение давлений P1 и Р2 в этих частях трубопровода также будут неравными, P2>P1. Отсюда следует, что объемы потока газожидкостной смеси, проходящие через эти участки трубы, не будут одинаковыми, поскольку давления различные, а газожидкостная смесь сжимаема. Это обуславливает появление существенных погрешностей индикации устройства.

Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату к заявляемому является способ определения остаточного свободного газа, реализуемый устройством (ИНДИКАТОР ФАЗОВОГО СОСТОЯНИЯ ПОТОКА ИФС-1В-700М, Руководство по эксплуатации).

Способ заключается в непрерывном излучении в жидкость, содержащую свободный газ, ультразвуковых волн, поглощении энергии ультразвуковых волн средой и оценки этого поглощения затуханием ультразвуковых волн. Электрический импульс ультразвуковой частоты с помощью излучателя - приемника пьезоэлектрического преобразуется в гидроакустический импульс (ультразвуковую волну) и, пройдя через упругую среду (жидкость, содержащую газ), отразится от экрана - отражателя и вновь попадет на излучатель - приемник пьезоэлектрический, где этот гидроакустический ЭХО - импульс вновь преобразуется в электрический импульс, но с измененной амплитудой (отраженный электрический импульс). При отсутствии свободного газа в нефти амплитуда отраженного импульса наибольшая. При увеличении количества свободного газа в нефти амплитуда отраженного электрического импульса уменьшается. Значения амплитуд отраженных электрических импульсов преобразуются в цифровую информацию и сравниваются со значением амплитуды импульса, соответствующего пороговому значению количества растворенного газа в жидкости. Пороговое значение амплитуды импульсов соответствует предельно допустимому количеству растворенного газа в жидкости. При превышении порогового значения содержания свободного газа в потоке жидкости включается аварийная сигнализация.

Таким образом, крайне важно однозначно определить условия (температура, давление) выполнения измерений количества остаточного газа в жидкости при которых определяются пороговые значения параметров ЭХО-импульсов и идентифицировать эти параметры с действительным количеством остаточного газа в жидкости, определенном при этих, стандартных условиях измерений. Параметры этих импульсов назовем пороговыми, а цифровой сигнал, соответствующий этим параметрам - пороговым сигналом.

Недостатком прототипа способа является высокая погрешность индикации, связанная со сложностью определения значения порогового сигнала амплитуды импульсов, определяющих остаточное содержание газа в жидкости. Например, остаточное содержание газа в нефти по ГОСТ Р 8.615-2005 определяется только при стандартных условиях (температура - 20°С, избыточное давление равно нулю). При этом нефть может обладать различными свойствами (легкая, средняя, тяжелая, и т.д. - ГОСТ Р51858-2002), а месторождение иметь различные показатели по газовому фактору и обводненности. Большие расстояния от мест измерения количества углеводородного сырья до лабораторий по анализу его качества, с учетом изменения свойств пробы, связанные с ее доставкой, а также отсутствие специального оборудования, идентифицирующего амплитуду импульса пороговому значению остаточного содержания газа в пробе при нормальных условиях, приводят к существенным погрешностям величины порогового сигнала, а следовательно, и к значительным искажениям параметров индикации.

Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату к устройству является измеритель продукции скважины по нефти, газу и воде. Он содержит: сепаратор, вход которого соединен с трубопроводом, подающим в него газожидкостную смесь, количество остаточного газа в которой необходимо контролировать, трубопроводы измерительных линий газа, нефти и воды, линию тестирования нефти и воды на остаточный газовый фактор, содержащую трубопровод с последовательно расположенными на нем насосом, массовым расходомером, пробоотборниками.

Недостатком этого устройства является отсутствие формальных признаков, позволяющих хоть как-то оценить достоверность пробы на остаточное содержание газа в жидкости.

Задача изобретения - повышение достоверности результатов контроля наличия газа в потоке жидкости, в условиях выполнения измерения ее расхода, за счет наиболее точной идентификации пороговых сигналов, соответствующих значениям параметров отраженных электрических ЭХО-импульсов, при стандартных условиях выполнения измерений, отражающих действительное количество остаточного газа, содержащегося в жидкости пробы, и оценки достоверности сигналов, соответствующих значениям параметров отраженных электрических ЭХО-импульсов жидкости пробоотборника, полученных при условиях выполнения измерений ее расхода, по отношению к сигналам параметров отраженных электрических ЭХО-импульсов жидкости, находящейся в сепараторе.

Поставленная задача достигается тем, что в способе контроля наличия остаточного газа в потоке жидкости, включающем генерацию электрических импульсов, преобразование с помощью пьезоэлемента электрических импульсов в механические импульсы, с последующим их излучением в поток жидкости, содержащей остаточный газ, отражение затухающих механических импульсов на пьезоэлемент и их преобразование в электрические импульсы, по уровню затухания которых определяют наличие остаточного газа в потоке жидкости, в отличие от прототипа, одновременно излучают механические импульсы в исследуемую жидкость и в жидкость, отбираемую в пробоотборник в процессе выполнения измерений, измеряют параметры импульсов в режиме реального времени и оценивают по разности параметров этих импульсов достоверность свойств исследуемой жидкости и жидкости пробоотборника, приводят состояние жидкости пробоотборника к стандартным условиям и, излучая импульсы в эту жидкость, фиксируют их пороговые параметры на остаточное содержание газа в жидкости и далее сравнивают эти пороговые сигналы с усредненными параметрами импульсов, за время выполнения измерения по разности сигналов которых качественно определяют наличие остаточного газа в жидкости в условиях измерений по отношению к количеству газа в жидкости, измеренному в стандартных условиях.

Поставленная задача достигается также устройством контроля наличия остаточного газа в жидкости, содержащим сепаратор, первый вход которого соединен с магистральным трубопроводом газожидкостной смеси, а выход соединен с трубопроводом измерительной линии расхода жидкости, в который включены пробоотборник, задвижка, связанная с насосом, подсоединенным к массовому расходомеру, связанному с регулируемой задвижкой, причем трубопровод измерительной линии расхода жидкости снабжен контрольно-измерительной аппаратурой, соединенной с устройством управления, контроля и отображения информации в виде микропроцессора, а также линию тестирования жидкости на остаточное количество газа в ней, выход которой соединен со вторым входом в сепаратор, в котором в отличие от прототипа пробоотборник содержит съемную герметичную накопительную емкость, в которую встроен первый индикатор фазового состояния, в состав устройства введен второй индикатор фазового состояния, связанный с ним дополнительный микропроцессор и вычислитель, причем и сепаратор, и съемная герметичная накопительная емкость снабжены излучателем - приемником и отражателем импульсов, а микропроцессор и дополнительный микропроцессор соединены с вычислителем.

Существо изобретения поясняется чертежом. На чертеже изображена блок-схема устройства контроля наличия газа в жидкости.

Устройство контроля наличия газа в жидкости содержит сепаратор 1, соединенный трубопроводом 2, включающим задвижку 3, связанную с насосом 4, подсоединенным к массовому расходомеру 5, связанным с регулируемой задвижкой 6. Трубопровод 2 содержит съемный пробоотборник 7, в который встроен первый ИФС 8, содержащий первый микропроцессор 9, второй ИФС 10, связанный со вторым микропроцессором 11. Микропроцессоры первый 9 и второй 11 соединены с вычислителем 12. К трубопроводу 2 подсоединена тестовая линия 13, содержащая задвижку 14.

Устройство контроля наличия газа в жидкости работает следующим образом. Жидкость, содержащая газ, поступает по трубопроводу 2 через открытую задвижку 3 к насосу 4, который подает ее через массовый расходомер 5 на регулируемую задвижку 6. При этом массовый расходомер 5 измеряет массу жидкости, пройденной через него. Наличие остаточного газа искажает показания массового расходомера 5.

Для устранения погрешности измерений в устройство введены съемный пробоотборник 7, который во время выполнения измерений отбирает непрерывно пробу в течение всего времени проведения измерений. При выполнении измерений первый ИФС 8 излучает электрические импульсы в съемный пробоотборник 7, а изменение параметров отраженных электрических импульсов фиксирует первый микропроцессор 9. Второй ИФС 10 излучает импульсы в жидкость, содержащую газ, находящуюся в сепараторе, в зоне отбора жидкости в трубопровод 2. При этом изменение электрических параметров импульсов со второго ИФС 10 фиксируется вторым микропроцессором 11. Сравнение усредненных параметров электрических импульсов производится в вычислителе 12, который показывает достоверность отобранной пробы пробоотборника 7 относительно жидкости, содержащей газ в сепараторе 1. После выполнения измерений съемную герметичную накопительную емкость пробоотборника 7 снимают с установки и проба, содержащаяся в нем, приводится к стандартным условиям. После приведения пробы к стандартным условиям первый ИФС 8 излучает импульсы в пробу, приведенную к стандартным условиям, и тем самым определяет пороговые параметры импульсов. Сравнивая значения пороговых параметров с усредненными параметрами импульсов, полученными в процессе измерения, определяем поправочный коэффициент, который вводит коррекцию в массовый расходомер 5 на остаточное содержание газа в жидкости, измеренное массовым расходомером 5.

Пример конкретной реализации способа.

Способ реализуется посредством идентификатора фазового состояния потока (ИФС). ИФС представляет собой систему, состоящую из датчика, измерительного блока, блока сигнализации и линии связи между блоками. Датчик располагают непосредственно на трубопроводе во взрывоопасной зоне. Блок сигнализации устанавливают за пределами взрывоопасной зоны в помещении с искусственно поддерживаемыми климатическими условиями. Между ними прокладывается линия связи.

Способ основан на одновременном излучении механических импульсов в исследуемую жидкость и в жидкость, отбираемую в процессе выполнения измерений в съемную, герметичную накопительную емкость пробоотборника, измеряют параметры импульсов в режиме реального времени и оценивают по разности параметров этих импульсов достоверность свойств исследуемой жидкости и жидкости, находящейся в съемной герметичной накопительной емкости пробоотборника, состояние которой приводят к стандартным условиям и, излучая импульсы в эту жидкость, фиксируют их пороговые параметры на остаточное содержание газа в жидкости и далее сравнивают эти пороговые параметры с усредненными параметрами импульсов за время выполнения измерения, по разности сигналов которых качественно определяют наличие остаточного газа в жидкости в условиях измерений по отношению к количеству газа в жидкости, измеренному в стандартных условиях.

Пьезоэлемент, находящийся в датчике, излучает ультразвуковые колебания, которые распространяются в жидкость в сепараторе 1 перед входным патрубком трубопровода 2. Принятый ультразвуковой сигнал, который содержит информацию о фазовом составе жидкости, преобразуется в электрический сигнал и возвращается в вычислитель 12, в котором сравниваются аналогичные параметры импульсов жидкости, содержащейся в съемной герметичной накопительной емкости пробоотборника 7.

Итак, заявляемое изобретение позволяет повысить достоверность результатов контроля наличия газа в потоке жидкости, в условиях выполнения измерения ее расхода, за счет наиболее точной идентификации пороговых сигналов, соответствующих значениям параметров отраженных электрических ЭХО-импульсов, при стандартных условиях выполнения измерений, отражающих действительное количество остаточного газа, содержащегося в жидкости пробы, и оценки достоверности сигналов, соответствующих значениям параметров отраженных электрических ЭХО-импульсов жидкости, находящейся в съемной герметичной накопительной емкости пробоотборника, полученных при условиях выполнения измерений ее расхода, по отношению к сигналам параметров отраженных электрических ЭХО-импульсов жидкости, находящейся в сепараторе.

1. Способ контроля наличия остаточного газа в потоке жидкости, включающий генерацию электрических импульсов, преобразование с помощью пьезоэлемента электрических импульсов в механические импульсы с последующим их излучением в жидкость, содержащую остаточный газ, отражение затухающих механических импульсов на пьезоэлемент и их преобразование в электрические импульсы, по уровню затухания которых определяют наличие остаточного газа в потоке жидкости, отличающийся тем, что одновременно излучают механические импульсы в исследуемую жидкость и в жидкость пробоотборника, измеряют параметры импульсов в режиме реального времени и оценивают по разности параметров этих импульсов достоверность свойств исследуемой жидкости и жидкости пробоотборника, приводят состояние жидкости пробоотборника к стандартным условиям и, излучая импульсы в эту жидкость, фиксируют их пороговые параметры на остаточное содержание газа в жидкости и далее сравнивают усредненные параметры импульсов за время выполнения измерения с пороговыми параметрами импульсов, по разности сигналов которых определяют количество остаточного газа в жидкости в условиях измерений по отношению к количеству газа в жидкости, измеренному в стандартных условиях.

2. Устройство контроля наличия остаточного газа в жидкости, содержащее сепаратор, первый вход которого соединен с магистральным трубопроводом газожидкостной смеси, а выход соединен с трубопроводом измерительной линии расхода жидкости, в который включены пробоотборник, задвижка, связанная с насосом, подсоединенным к массовому расходомеру, связанному с регулируемой задвижкой, причем трубопровод измерительной линии расхода жидкости снабжен контрольно-измерительной аппаратурой, соединенной с устройством управления, контроля и отображения информации в виде микропроцессора, а также линию тестирования жидкости на остаточное количество газа в ней, выход которой соединен со вторым входом в сепаратор, отличающееся тем, что пробоотборник содержит съемную герметичную накопительную емкость, в которую встроен первый индикатор фазового состояния, в состав устройства введен второй индикатор фазового состояния, связанный с ним дополнительный микропроцессор и вычислитель, причем и сепаратор и съемная герметичная накопительная емкость снабжены излучателем-приемником и отражателем импульсов, а микропроцессор и дополнительный микропроцессор соединены с вычислителем.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к области нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано для измерения дебита двухфазных потоков эксплуатационных газовых, газоконденсатных и нефтяных скважин.

Изобретение относится к измерительной технике и может быть использовано в информационно-измерительных системах нефтеперерабатывающей, нефтедобывающей, химической и других отраслей промышленности.

Изобретение относится к контрольно-измерительной технике и может быть использовано для определения величин расходов многофазного потока. .

Изобретение относится к области измерительной техники и может быть использовано на продуктивных газоконденсатных скважинах, на установках подготовки газа к транспорту, установках первичной переработки газа для определения расхода газа, расхода жидкости, доли воды и доли конденсата в жидкости без разделения продукта добычи на газообразную и жидкую фазы.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и предназначено для анализа нефтяных и газовых составов для многофазного флюида. .

Изобретение относится к способу измерения, по меньшей мере, одного физического параметра потока, в частности весового расхода и/или плотности и/или вязкости протекающей в трубопроводе двух- или многофазной среды, а также к пригодной для этого измерительной системе

Изобретение относится к измерительной технике и может использоваться для измерения расхода газожидкостной смеси (ГЖС), в частности, в нефтедобывающей отрасли при контроле дебита газонефтяных скважин, извлекающих сырой газ

Изобретение относится к области измерительной техники и может быть использовано для определения объемной доли жидкости в потоке газожидкостной смеси (ГЖС) в рабочих условиях

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способам и устройствам для измерения дебита жидкости нефтяной или газоконденсатной скважины, и может применяться для определения суточной производительности скважины как в процессе опробования разведочной скважины, так и для оперативного учета дебита эксплуатирующейся скважины в стационарной системе нефтегазосбора

Изобретение относится к измерительной технике и предназначено для покомпонентного измерения потока нефти, который, как правило, дополнительно содержит свободный газ и воду, а также может быть использовано при измерениях газовых потоков в магистральных газопроводах, двухфазных потоков в различных областях промышленности, для замера трудно учитываемых жидкостей, например глинистые и цементные растворы

Изобретение относится к контрольно-измерительной технике и может быть использовано для определения величин расходов многофазного потока, например для измерения дебита нефтяных скважин
Наверх