Устройство для измерения параметров газожидкостной смеси, добываемой из нефтяных скважин



Устройство для измерения параметров газожидкостной смеси, добываемой из нефтяных скважин
Устройство для измерения параметров газожидкостной смеси, добываемой из нефтяных скважин
Устройство для измерения параметров газожидкостной смеси, добываемой из нефтяных скважин
Устройство для измерения параметров газожидкостной смеси, добываемой из нефтяных скважин
Устройство для измерения параметров газожидкостной смеси, добываемой из нефтяных скважин
Устройство для измерения параметров газожидкостной смеси, добываемой из нефтяных скважин

 


Владельцы патента RU 2634081:

Чуринов Михаил Иванович (RU)
Сабий Елена Михайловна (RU)
Салимов Ильшат Робертович (RU)

Изобретение относится к области измерительной техники и предназначено для измерения параметров газожидкостной смеси, добываемой из нефтяных скважин. Заявленное устройство содержит измерительную колонку с вертикальной ветвью, снабженной первым датчиком разности давления и датчиками абсолютного давления и температуры измеряемой жидкости, и ветвь измерительной колонки, содержащую участок калиброванного трубопровода длиной L1 меньшего диаметра D1 и участок калиброванного трубопровода длиной L2 с резким расширением его диаметра D2 в выходном патрубке, снабженный вторым датчиком разности давления. Ветвь измерительной колонки на участке калиброванного трубопровода длиной L1 снабжена третьим датчиком разности давления, а вертикальная ветвь измерительной колонки диаметром D снабжена четвертым датчиком разности давления. Кроме того, на вертикальной ветви измерительной колонки установлен сосуд с «эталонной» жидкостью, поддерживающей постоянный уровень высот столбов «эталонной» жидкости h1 и h2 в импульсных трубках, а на входе вертикальной ветви измерительной колонки установлена струевыпрямительная решетка. При этом все измерительные датчики соединены с регистрирующим блоком с заложенной программой для определения плотности, скорости потока, вязкости, количества массы воды, нефти, газа измеряемой газожидкостной смеси по прилагаемым формулам. Технический результат - повышение точности измерения плотности измеряемой газожидкостной смеси и расширение функциональных возможностей устройства. 1 з.п. ф-лы, 1 ил.

 

Изобретение относится к области измерительной техники и предназначено для измерения параметров газожидкостной смеси непосредственно в потоке и может применяться в нефтегазодобывающей, нефтеперерабатывающей, нефтехимической и других отраслях промышленности.

Известен плотномер жидких или газообразных сред, содержащий петлеобразную трубу равного сечения, состоящую из восходящей, горизонтальной и нисходящей ветвей, три отборника давления, установленные соответственно на этих ветвях, два датчика разности давления, датчик абсолютного давления, датчик температуры рабочей среды, импульсные трубки с «эталонной» жидкостью, воспринимающие давление рабочей среды непосредственно контактным методом, и регистрирующий блок, при этом плотномер снабжен датчиком температуры «эталонной» жидкости и дополнительным отборником давления, размещенным на корпусе термометра датчика температуры «эталонной» жидкости, а отборники давления, установленные на восходящей, нисходящей ветвях петлеобразной трубы, и отборник давления, размещенный на корпусе термометра, расположены на одном уровне в нижней части петли (Патент РФ на полезную модель 67263, приор. 24.05.2007 г., опубл. 10.10.2007 г.).

Работа известной конструкции основана на методе сравнения плотности «эталонной» жидкости, находящейся в статике, с плотностью рабочей среды, находящейся в динамике, что на порядок повышает точность измерения. Расход рабочей среды определяется по измеренным значениям плотности рабочей среды, потерям на трение на длине петли трубопровода и его диаметру.

К недостаткам полезной модели можно отнести появление погрешности в измерении расхода продукции нефтяных скважин из-за изменения диаметра трубопровода вследствие кругового отложения в нем асфальтопарафиновых включений. А поскольку измерение расхода определяется в зависимости от потерь на трение и диаметра трубопровода, то их изменение влечет за собой погрешности в измерении.

Известен плотномер-расходомер жидких сред, содержащий входной патрубок, измерительную колонку, имеющую вертикальную и горизонтальную ветви, выходной патрубок, датчики абсолютного давления и температуры измеряемой жидкости, отборники давления, два из которых - нижний и верхний, установлены на вертикальной ветви, два датчика разности давления, залитые «эталонной» жидкостью импульсные трубки для соединения отборников давления с соответствующими датчиками разности давления и регистрирующий блок, снабжен установленными на залитой «эталонной» жидкостью гильзе датчиком температуры «эталонной» жидкости и дополнительным отборником давления, расположенным на одном уровне с нижним отборником давления вертикальной ветви с диаметром D, выполненной с внутренним покрытием, снижающим сопротивление движению потока жидкости, верхний отборник давления на вертикальной ветви расположен от нижнего отборника давления на расстоянии H=(1÷1,5)D и соединен с упомянутой гильзой импульсными трубками с «эталонной» жидкостью, нижний и дополнительный отборники давления импульсными трубками с «эталонной» жидкостью соединены с первым датчиком разности давления, горизонтальная ветвь измерительной колонки содержит участок калиброванного трубопровода длиной L1 меньшего диаметра D1 и участок калиброванного трубопровода длиной L2 с резким расширением его диаметра D2 в выходном патрубке, причем , L1=(2÷3)D1, L2=(3÷4)D2, и снабжена первым отборником давления и вторым отборником давления, расположенным от первого отборника давления на расстоянии L=(2÷3)D2 на участке диаметром D2, при этом первый и второй отборники давления соединены импульсными трубками с «эталонной» жидкостью со вторым датчиком разности давления, датчики абсолютного давления и температуры измеряемой и «эталонной» жидкости и датчики разности давления соединены с регистрирующим блоком, выполненным с возможностью определения плотности и расхода измеряемой жидкости по прилагаемым формулам (Пат. РФ №2378638, приор. 24.09.2007 г., публ. 10.01.2010 г.).

Недостатком известного плотномера-расходомера является следующее.

Известная конструкция не предусматривает измерение вязкости газожидкостной смеси и обладает недостаточной точностью за счет неполной компенсации потерь на трение в измерительных колонках.

Задачей предлагаемого изобретения является расширение функциональных возможностей устройства путем измерения дополнительного параметра - вязкости газожидкостной смеси, добываемой из нефтяных скважин, и повышение точности измерения плотности за счет изменения конструкции, позволяющей компенсировать потери на трение.

Указанная задача решается тем, что в устройстве для измерения параметров газожидкостной смеси, добываемой из нефтяных скважин, содержащем входной и выходной патрубки, измерительную колонку с вертикальной ветвью, снабженной первым датчиком разности давления и датчиками абсолютного давления и температуры измеряемой жидкости, ветвь измерительной колонки, содержащую участок калиброванного трубопровода длиной L1 меньшего диаметра D1 и участок калиброванного трубопровода длиной L2 с резким расширением его диаметра D2 в выходном патрубке, снабженный вторым датчиком разности давления, отборники давления которого разнесены между собой на расстояние L=(2÷3)D2, импульсные трубки с «эталонной» жидкостью, соединяющие отборники давления с соответствующими датчиками разности давления, причем , a L1=(2÷3)D1, L2=(3÷4)D2, в отличие от известного, ветвь измерительной колонки на участке калиброванного трубопровода длиной L1 снабжена третьим датчиком разности давления, а вертикальная ветвь измерительной колонки диаметром D снабжена четвертым датчиком разности давления, причем точки отбора давления первого датчика разности давления и точки отбора давления четвертого датчика разности давления разнесены между собой на расстояние ΔН, кроме того, на вертикальной ветви измерительной колонки установлен сосуд с «эталонной» жидкостью, поддерживающей постоянный уровень высот столбов «эталонной» жидкости h1 и h2 в импульсных трубках, а на входе вертикальной ветви измерительной колонки установлена струевыпрямительная решетка для исключения турбулентности входящего потока.

Ветвь измерительной колонки, содержащую участок калиброванного трубопровода длиной L1 меньшего диаметра D1 и участок калиброванного трубопровода длиной L2 с резким расширением его диаметра D2 в выходном патрубке, установлена вертикально и выполнена из нержавеющей стали.

Датчики абсолютного давления, температуры измеряемой жидкости и датчики разности давления соединены с регистрирующим блоком с заложенной программой для определения плотности, скорости потока, вязкости, количества массы воды, нефти, газа измеряемой газожидкостной смеси по формулам:

,

,

,

,

,

,

,

,

где ρсм i - плотность измеряемой жидкости (нефтегазовой смеси), кг/м3;

ρt эт - плотность «эталонной жидкости», приведенная к рабочим условиям измеряемой жидкости по температуре и давлению, кг/м3;

ΔР1-ΔР2 - разность перепадов давления между «эталонной» и измеряемой жидкостями, снимаемая с датчиков разности давления, установленных на вертикальной колонке с диаметром D, Па;

g - ускорение свободного падения, м/с2;

ΔН - высота разноса точек отбора давления датчиков разности давления, установленных на вертикальной колонке с диаметром D, м;

V1 - скорость потока измеряемой жидкости, м/с;

D1 и D2 - диаметры участков калиброванных трубопроводов с длиной L1 и L2, м;

ΔР3 - перепад давления на датчике разности давления, установленном на участке L2 калиброванного трубопровода с диаметром D2, Па;

υ - вязкость измеряемой жидкости, сСт;

D1 - диаметр участка калиброванного трубопровода с длиной L1, м;

V1 - скорость потока измеряемой жидкости, м/с;

L1 - расстояние между точками отбора давления дополнительным датчиком разности давления, м;

ΔР4 - перепад давления на датчике разности давления, установленном на участке L1 калиброванного трубопровода с диаметром D1, Па;

Мн - количество массы нефти, т/сут;

Мв - количество массы воды, т/сут;

Qг - количество газа, м3/сут;

τ - 86400 сек в сутках;

Mнi, Mвi, Qгi - доли нефти, воды и газа в измеренных порциях;

Гф - газовый фактор, м3/т;

w - текущая обводненность нефти в массовых единицах, в %.

На фиг.1 представлено устройство в статике.

Устройство содержит входной патрубок 1, вертикальную ветвь 2 измерительной колонки с диаметром D, в нижней части которой установлена струевыпрямительная решетка 3 для исключения турбулентности входящего потока Q. Другая ветвь 4 измерительной колонки установлена также вертикально и содержит участок калиброванного трубопровода длиной L1 с меньшим диаметром D1 и участок калиброванного трубопровода длиной L2 с резким расширением его диаметра D2 в выходном патрубке 5. При этом , a L1=(2÷3)D1, L2=(3÷4)D2 (условие взято из известного источника: А.Д. Альтшуль, Л.С. Животовский, Л.П. Иванов. Гидравлика и аэродинамика. М., Стройиздат, 1985 г.).

Вертикальная ветвь 2 измерительной колонки с диаметром D снабжена датчиком 6 разности давления ΔР1 и датчиком 7 разности давления ΔР2.

Другая вертикальная ветвь 4 измерительной колонки содержит датчик 8 разности давления ΔР3 и датчик 9 разности давления ΔР4

Вентили 10, 11, 12 сообщают сосуд с «эталонной» жидкостью с импульсными трубками 18 и 20.

Отборник давления 13 с вентилем 14 посредством импульсной трубки 15 передает давление в «минусовую» камеру датчика 6 разности давления ΔР1. Отборник давления 16 с вентилем 17 посредством импульсной трубки 18 с «эталонной» жидкостью и вентилем 19 передает давление в «плюсовую» камеру датчика 6 разности давления ΔР1,

Отборник давления 16 с вентилем 17 посредством импульсной трубки 20 с «эталонной» жидкостью с вентилем 21 передает давление в «плюсовую» камеру датчика 7 разности давления ΔP1, а отборник давления 22 с вентилем 23 посредством импульсной трубки 24 передает давление в «минусовую» камеру датчика 7 разности давления ΔР1.

Датчик 8 разности давления ΔР3 расположен на участке калиброванного трубопровода длиной L2 с резким расширением его диаметра D2, отборники давления 25 и 26 которого разнесены между собой на расстояние L=(2÷3)D2, при этом отборник давления 25 с вентилем 27 передает давление в «плюсовую» камеру датчика 8 разности давления ΔР3, а отборник давления 26 с вентилем 28 передает давление в «минусовую» камеру датчика 8 разности давления ΔР3.

Датчик 9 разности давления ΔР4 расположен на участке калиброванного трубопровода длиной L1 меньшего диаметра D1, точка отбора давления 29 передает давление в минусовую камеру датчика разности давления 9, а точка отбора давления 30 передает давление в его плюсовую камеру.

На вертикальной ветви 2 установлен термометр измеряемой жидкости 31. В качестве «эталонной» жидкости используется жидкость, непосредственно контактирующая с измеряемой жидкостью, но не смешивающаяся с ней, например кремнеорганическая, имеющая известные коэффициенты объемного расширения и сжатия. В месте контакта «эталонной» жидкости с измеряемой жидкостью выполнены «мини» камеры для передачи давления (на чертеже не показаны).

Точка отбора давления 32 с вентилем 33 передает давление из объема вертикальной колонки 2 в датчик абсолютного давления 34.

На вертикальной ветви 2 измерительной колонки установлен сосуд 35 с «эталонной» жидкостью, поддерживающей постоянный уровень высот столбов «эталонной» жидкости h1 и h2 в импульсных трубках.

Термометр измеряемой жидкости 31, датчик абсолютного давления 34, датчики разности давления 6, 7, 8 и 9 связаны с регистрирующим блоком 36 (БОИ - блок обработки информации), который по заложенной в нем программе рассчитывает плотность, скорость потока, вязкость, количество массы воды, нефти, газа измеряемой газожидкостной смеси.

Устройство для измерения параметров газожидкостной смеси работает следующим образом.

При заливке «эталонной» жидкости вентили 10, 11, 12 открыты.

Во время работы вентиль 12 открыт, а вентили 10 и 14 закрыты.

В процессе измерения используется метод сравнения статических показателей «эталонной» жидкости с изменяющимися параметрами измеряемой газожидкостной смеси.

Измеряемая газожидкостная смесь «Q» поступает из входного патрубка 1 на вход вертикальной ветви 2 и, пройдя струевыпрямительную решетку 3, поднимается вверх, при этом датчики разности давления 6 и 7 передают измеренные ΔР1 и ΔР2 - перепады давлений между «эталонной» жидкостью и газожидкостной смеси на БОИ 36. На выходе из вертикальной ветви 2 температура измеряемой жидкости измеряется датчиком температуры 31, показания которого поступают на блок 36, а датчиком абсолютного давления 34 измеряется давление измеряемой газожидкостной смеси и передается на блок 36.

Далее газожидкостная смесь проходит другую вертикальную ветвь 4, которая содержит участок калиброванного трубопровода длиной L1 с меньшим диаметром D1 и участок калиброванного трубопровода длиной L2 с резким расширением его диаметра D2 в выходном патрубке 5, что позволяет повысить точность измерения за счет использования участка калиброванного трубопровода с резким расширением диаметра в качестве датчика гидродинамического типа, при этом датчик 8 разности давлений ΔР3 и датчик 9 разности давлений ΔР4 передают показания в БОИ 36, используемые для расчета вязкости, скорости и массового расхода жидкости и газа, содержащихся в газожидкостной смеси.

Поскольку вертикальная ветвь 4 установлена вертикально, то в ней не происходит застаивания и отложения осадков газожидкостной смеси, что влияет на точность измерения.

Алгоритм расчета плотности газожидкостной смеси (нефть, газ, вода) для действующих скважин без предварительной сепарации газа ведется по известной формуле (Г.С. Лутошкин. Сбор, подготовка нефти, газа и воды. Недра, 1973 г.):

,

где ρсм i - измеряемая расходная плотность газожидкостной смеси, кг/м3;

ρн - плотность дегазированной нефти при стандартных условиях, кг/м3;

ρв - плотность пластовой воды при стандартных условиях, кг/м3;

ρг - плотность газа при стандартных условиях, кг/м3;

ϕ - коэффициент объемного газосодержания в 1 м3 нефти при стандартных условиях, м33;

wi - расходная доля содержания воды порции смеси, величина безразмерная.

Для действующих нефтяных скважин значения ρн, ρв, ρг, ϕ известны, но неизвестно расходное содержание воды wi в продукции скважин.

Из уравнения (9) найдем расходное содержание воды wi, для чего поделим обе части уравнения (9) на (1-ϕ):

,

величиной можно пренебречь по сравнению с ρн(1-wi)+ρвwi ввиду ее малости, тогда уравнение (10) принимает вид:

или , или .

Значение ϕi в формуле (11) приводится к рабочим условиям по температуре и давлению, тогда

,

где wi - расходное содержание воды в продукции скважин

, (безразмерный коэффициент),

Р0, P - давление при стандартных и рабочих условиях, МПа;

Т0, T - температура при стандартных и рабочих условиях, град Кельвина;

Z - коэффициент объемного сжатия, .

Измерение расходной плотности газожидкостной смеси осуществляется по известным формулам (А.Д. Альтшуль, Л.С. Животовский, Л.П. Иванов. Гидравлика и аэродинамика. М., Стройиздат, 1985 г.)

,

,

из уравнения (12) вычитаем уравнение (13), тогда:

ΔР1-ΔР2tэmg(h1-h2)+ρсмi⋅g(Н1-h1)-ρсмi⋅g(H2-h2)-ρсмi⋅g(H1-H2)+Pmp1-Pmp2,

разделим обе части уравнения на g(H12), получаем:

.

По конструкции прибора выбраны: (Н12)=(h1-h2) или ΔH=Δh, тогда уравнение (14) запишется в следующем виде:

,

при этом , , а ,

поэтому ,

где λ - коэффициент гидравлического сопротивления, безразмерная величина;

ρсмi - плотность газожидкостной смеси на участке второй вертикальной ветви с диаметром D1, кг/м3;

V - скорость потока газожидкостной смеси, м/с.

Скорость потока выбирается из условия числа Рейнолдса: .

Исходя из изложенного, величиной можно пренебречь ввиду ее малости, тогда уравнение (15) запишется в следующем виде:

,

где ρсмi - расходная плотность газожидкостной смеси, кг/м3;

ρtэт - плотность «эталонной» жидкости, кг/м3;

ΔР1 и ΔР2 - перепады давлений между «эталонной» жидкостью и газожидкостной смесью, Па;

g - ускорение свободного падения, м/с2;

ΔН - разность высот столбов «эталонной» жидкости, м.

Плотность «эталонной» жидкости, залитой в импульсные трубки, автоматически приводится к рабочим условиям по температуре и давлению газожидкостной смеси по формуле:

,

где ρtэт - плотность «эталонной» жидкости, кг/м3;

ρ20смt - плотность «эталонной» жидкости в стандартных условиях, кг/м3;

βt - коэффициент объемного расширения «эталонной» жидкости, 1/град С;

КР - коэффициент объемного сжатия «эталонной» жидкости, 1/МПа;

Р0 - абсолютное давление газожидкостной смеси, МПа.

Коэффициенты βt и Kp берутся из государственной системы стандартных данных.

Определение скорости газожидкостной смеси на калиброванном участке L1 диаметром D1 производят по формуле, взятой из известного источника информации (А.Д. Альтшуль, Л.С. Животовский, Л.П. Иванов. Гидравлика и аэродинамика. М., Стройиздат, 1985 г.).

,

где ΔР3 - перепад давления на датчике, установленном на калиброванном участке длиной L1 с диаметром D1, Па;

V1 - скорость потока газожидкостной смеси на калиброванном участке длиной L1 с диаметром D1 м/с.

Из формулы (19) находим скорость потока газожидкостной смеси:

.

Вязкость газожидкостной смеси определяется из двух известных формул (А.Д. Альтшуль, Л.С. Животовский, Л.П. Иванов. Гидравлика и аэродинамика. М., Стройиздат, 1985 г.):

и ,

из формулы (21) находим ,

где λ - коэффициент гидравлического сопротивления, безразмерная величина;

ΔР4 - перепад давления на калиброванном участке длиной L1 диаметром D1, Па;

V1 - скорость газожидкостной смеси на калиброванном участке длиной L1 диаметром D1, м/с.

В уравнение (22) подставляем значение λ из уравнения (23)

,

отношением из-за малой величины пренебрегаем.

Обе части уравнения (24) возводим в четвертую степень, тогда:

.

Из уравнения (25) находим вязкость газожидкостной смеси:

,

где V1 - скорость газожидкостной смеси на калиброванном участке длиной L1 диаметром D1, м/с;

ν - вязкость газожидкостной смеси, сСт;

Кэ - коэффициент шероховатости, мм.

Объемный и массовый расходы газожидкостной смеси определяются по известным формулам:

, ,

где Qсмi - объемный расход газожидкостной смеси, м3/с;

Mсмi - массовый расход газожидкостной смеси, т/с.

Массовые доли нефти и воды определяются по формулам:

, ,

где Mнi - массовая доля нефти в газожидкостной смеси, т/с;

Мвi - массовая доля воды в газожидкостной смеси, т/с;

wi - берется из формулы (11), при этом массой газа пренебрегаем.

Суточные дебиты масс нефти, воды и объема газа определяются по формулам:

, ,

,

где Мн - суточный дебит масс нефти, т/с;

Мв - суточный дебит масс воды, т/с;

Qг - объем газа, м3/с;

τ - количество секунд в сутках.

Текущая обводненность нефти определяется по формуле:

,

где w - текущая обводненность нефти, величина безразмерная.

Задача предлагаемого изобретения - расширение функциональных возможностей устройства путем измерения дополнительного параметра - вязкости газожидкостной смеси - решается установлением в вертикальной калиброванной ветви с диаметром D1 дополнительного датчика разности давления ΔР4, а повышение точности измерения плотности достигается за счет размещения дополнительного датчика разности давления ΔP2, отстоящего от существующего датчика разности давления ΔР1 на расстоянии ΔН, что позволяет компенсировать потери на трение на участке вертикальной измерительной ветви с диаметром D.

1. Устройство для измерения параметров газожидкостной смеси, добываемой из нефтяных скважин, содержащее входной и выходной патрубки, измерительную колонку с вертикальной ветвью, снабженной первым датчиком разности давления и датчиками абсолютного давления и температуры измеряемой жидкости, ветвь измерительной колонки, содержащую участок калиброванного трубопровода длиной L1 меньшего диаметра D1 и участок калиброванного трубопровода длиной L2 с резким расширением его диаметра D2 в выходном патрубке, снабженный вторым датчиком разности давления, отборники давления которого разнесены между собой на расстояние L=(2÷3)D2, импульсные трубки с «эталонной» жидкостью, соединяющие отборники давления с соответствующими датчиками разности давления, причем , a L1=(2÷3)D1, L2=(3÷4)D2, отличающееся тем, что ветвь измерительной колонки на участке калиброванного трубопровода длиной L1 снабжена третьим датчиком разности давления, а вертикальная ветвь измерительной колонки диаметром D снабжена четвертым датчиком разности давления, причем точки отбора давления первого датчика разности давления и точки отбора давления четвертого датчика разности давления разнесены между собой на расстояние ΔН, кроме того, на вертикальной ветви измерительной колонки установлен сосуд с «эталонной» жидкостью, поддерживающей постоянный уровень высот столбов «эталонной» жидкости h1 и h2 в импульсных трубках, а на входе вертикальной ветви измерительной колонки установлена струевыпрямительная решетка для исключения турбулентности входящего потока, при этом датчики абсолютного давления, температуры измеряемой жидкости и датчики разности давления соединены с регистрирующим блоком с заложенной программой для определения плотности, скорости потока, вязкости, количества массы воды, нефти, газа измеряемой газожидкостной смеси по формулам:

,

,

,

,

,

,

,

где ρсм i - плотность измеряемой жидкости (нефтегазовой смеси), кг/м3;

ρt эт - плотность «эталонной жидкости», приведенная к рабочим условиям измеряемой жидкости по температуре и давлению, кг/м3;

ΔР1-ΔР2 - разность перепадов давления между «эталонной» и измеряемой жидкостями, снимаемая с датчиков разности давления, установленных на вертикальной колонке с диаметром D, Па;

g - ускорение свободного падения, м/с2;

ΔН - высота разноса точек отбора давления датчиков разности давления, установленных на вертикальной колонке с диаметром D, м;

V1 - скорость потока измеряемой жидкости, м/с;

D1 и D2 - диаметры участков калиброванных трубопроводов с длиной L1 и L2, м;

ΔР3 - перепад давления на датчике разности давления, установленном на участке L2 калиброванного трубопровода с диаметром D2, Па;

υ - вязкость измеряемой жидкости, сСт;

D1 - диаметр участка калиброванного трубопровода с длиной L1, м;

V1 - скорость потока измеряемой жидкости, м/с;

L1 - расстояние между точками отбора давления дополнительным датчиком разности давления, м;

ΔР4 - перепад давления на датчике разности давления, установленном на участке L1 калиброванного трубопровода с диаметром D1, Па;

Мн - количество массы нефти, т/сут;

Мв - количество массы воды, т/сут;

Qг - количество газа, м3/сут;

τ - 86400 сек в сутках;

Мнi, Mвi, Qгi - доли нефти, воды и газа в измеренных порциях;

Гф - газовый фактор, м3/т;

w - текущая обводненность нефти в массовых единицах, в %.

2. Устройство для измерения параметров газожидкостной смеси, добываемой из нефтяных скважин, по п. 1, отличающееся тем, что ветвь измерительной колонки, содержащая участок калиброванного трубопровода длиной L1 меньшего диаметра D1 и участок калиброванного трубопровода длиной L2 с резким расширением его диаметра D2 в выходном патрубке, установлена вертикально и выполнена из нержавеющей стали.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к области измерительной техники и может быть использовано для измерения ряда параметров жидких сред в потоке трубопровода. Заявленное устройство содержит измерительную колонку, выполненную в виде двух коаксиальных, установленных с кольцевым зазором вертикальных труб - с внешней трубой и внутренней трубой, датчик разности давления, установленный в верхней части измерительной колонки, два датчика разности давления, установленные в нижней части измерительной колонки, датчик давления и датчик температуры измеряемой жидкости, импульсные трубки с «эталонной» жидкостью, а также регистрирующий блок.

Изобретение относится к области экспериментальной океанографии, предназначено для непосредственного измерения вертикальных профилей плотности, температуры и скорости течения в море и может быть использовано в промышленности и на транспорте для определения тех же параметров в жидких средах, а также для контроля загрязнений морской воды.

Предусмотрен способ определения характеристик текучей среды для многокомпонентной текучей среды. Способ включает в себя этап измерения первой плотности, ρ1, многокомпонентной текучей среды, содержащей один или более несжимаемых компонентов и один или более сжимаемых компонентов в состоянии первой плотности.

Изобретение относится к измерительной технике и может быть использовано в системах измерения параметров жидких сред, например, в химической, нефтяной и других отраслях промышленности, где требуется учет количества жидкости (масса, объем), хранящейся в резервуарах.

Изобретение относится к теории и практике эксплуатации нефтедобывающих скважин с помощью установок электроцентробежных насосов (УЭЦН) и может использоваться в нефтедобывающей промышленности.

Изобретение относится к области хранения и транспортировки нефти и нефтепродуктов. Способ оценки количественных потерь нефти и нефтепродуктов от испарения при малых дыханиях резервуара, оборудованного дыхательным клапаном, заключается в контроле над изменением избыточного давления в резервуаре и предусматривает регистрацию значения избыточного давления, атмосферного давления, средних значений температуры газового пространства в резервуаре, определение изменений массовой концентрации углеводородов в газовом пространстве резервуара, определение массовых потерь от испарения при вытеснении обогащенной парами углеводородов по определенным формулам.

Изобретение относится к теории и практике эксплуатации нефтедобывающих скважин с помощью глубинно-насосного оборудования и может использоваться в нефтяной промышленности как способ определения плотности жидкости в межтрубном пространстве действующей скважины.

Изобретение относится к области исследований газоконденсатных разведочных и эксплуатационных скважин. .

Изобретение относится к измерительной системе для измерения плотности среды, являющейся изменяющейся в отношении термодинамического состояния, в частности, по меньшей мере, частично сжимаемой, протекающей в технологическом трубопроводе, таком как технологическая магистраль или труба, вдоль оси потока в измерительной системе.

Изобретение относится к устройству и служит для определения концентрации азотной кислоты, тяжелых элементов и других веществ в технологических растворах радиохимического производства в аппаратах без избыточного давления при переработке отработанного ядерного топлива по значению измеренной плотности раствора.

Изобретение относится к области измерительной техники и может быть использовано для измерения ряда параметров жидких сред в потоке трубопровода. Заявленное устройство содержит измерительную колонку, выполненную в виде двух коаксиальных, установленных с кольцевым зазором вертикальных труб - с внешней трубой и внутренней трубой, датчик разности давления, установленный в верхней части измерительной колонки, два датчика разности давления, установленные в нижней части измерительной колонки, датчик давления и датчик температуры измеряемой жидкости, импульсные трубки с «эталонной» жидкостью, а также регистрирующий блок.

Изобретение относится к области измерительной техники и может быть использовано для автоматического обнаружения концентрации технологического материала. Предложено устройство и способ для того, чтобы автоматически переключать матрицы в измерителе для определения концентрации продукта неизвестного материала, который может представлять собой очищающий материал или применяемый материал.

Изобретение относится к системе (200) датчика расхода. Система (200) датчика расхода включает в себя измеритель (202) плотности или удельной массы, включающий в себя сборку датчика (204a) и измерительную электронику (204b) измерителя плотности или удельной массы, сконфигурированную для получения измерения плотности или удельной массы технологического флюида.

Изобретение относится к системе (200) датчика массового расхода потока. Система (200) датчика массового расхода потока включает в себя измеритель (202) плотности, включающий в себя блок (204а) датчика и электронику (204b) измерителя плотности, выполненную с возможностью формировать измерения плотности технологической жидкости.

Изобретение относится к области теплотехнических измерений и учета количества и баланса природного газа и может быть использовано при измерениях количества и составлении фактического баланса природного газа в условиях поставки, транспорта и потребления в системе газораспределительной сети региона.

Изобретение относится к добыче скважинного флюида, в частности к способу измерения мультифазного потока флюида с использованием расходомера. Техническим результатом является повышение точности измерения мультифазного потока флюида.

Изобретение относится к измерительной системе для измерения плотности протекающей по технологической магистрали, изменяющейся вдоль воображаемой оси течения измерительной системы в отношении термодинамического состояния, в частности, по меньшей мере, частично сжимаемой среды посредством датчика температуры, датчика давления, а также, по меньшей мере, временно связанного с датчиками температуры и давления измерительного электронного блока, который, по меньшей мере, временно формирует, по меньшей мере, одно измеренное значение плотности, максимально точно представляющее локальную плотность протекающей среды.

Изобретение относится к области измерительной техники и может быть использовано для измерения расхода и количества газообразных сред в транспортных сетях при колебаниях состава и физических свойств газа в системах газоснабжения.
Наверх