Расходомер газонасыщенной нефти

 

Союз Советскик

Социалистическик республик

ОПИСАНИЕ

<и> 1

К АВТОРСКОМУ СВИДЕТЕЛЬСТВУ (61) Дополнительное к авт. свид-ву (22) Заявлено 26. 06. 80 (21) 2945931/18-10 с присоединением заявки Мо (23) Приоритет

Опубликовано 30018 2. Бюллетень М 4

Дата опубликования описания 300182 ($g) + Кп 3

6 01 F 1/74

Государственный комитет

СССР по делам изобретений и открытий

{53) УДК 681.121. 8 (088.8) 3CE647аМ ГНО»

"-Мищ,;

БИьдИО (72) Авторы изобретения

В.A. Кратиров, A.Н. Казаков, A.Â. Козл

В.Н. Николаев, В.Д. Котенев, В.A. Куче и В.Г. Елисеев

Особое конструкторское бюро технической ки ер

Ленинградского политехнического института им. M.È. Калинина и Государственный научно-исследовательский и проектный институт нефтяной промышленности (71) Заявители (54) РАСХОДОИЕР ГАЗОНАСНЩЕННОЙ НЕФТИ

Изобретение относится к измерительной технике и может использоваться в системах автоматического контроля и измерения расхода отдельных компонентов продукции скважин в нефтяной промышленности.

Известно устройство для измерения расхода газонасыщенной нефти, содержащее сепаратор и расходомеры жидкости и газа, в-котором поток разделяется на отдельные компоненты, а их расход определяется средствами йзмерения однофазной среди (13 .

Недостатками этого устройства являются сложность конструкций, большая металлоемкость и трудоемкость эксплуатации.

Наиболее близким к .предлагаемому является бесконтактное устройство для измерения объемного расхода двухфазных сред, содержащее радиоизотопный датчик средней плотности, размеценный на трубопроводе, два блока измерения среднего квадрата приращения массы и блок деления (2) .

Недостатком известного устройства является невозможность измерения расхода отдельных компонентов гаэонасыщенной нефти.

Цель . Изобретения — обеспечение возможности измерения расхода отдельных компонентов гаэонасыщенной

Поставленная цель достигается тем, что в устройство для измерения объемного расхода двухфазных сред, содержащее радиационный датчик средней плотности, размещенный на трубопроводе, два блока измерения сред.него квадрата приращения массы и блок деления, дополнительно введены блок определения истинного гаэосодержания, блок определения плотности жидкой фазы, блок извлечения корня, блок определения нефтесодержания, блок хранения величини плотности нефти, блок хранения величины плотности воды, блок умножения, блок приведения к стандартным условиям, датчик температуры и датчик давления, размещенные на трубопроводе, два блока деления, блок хранения величины газового фактора и блок вычитания, при

25 этом выход датчика средней плотности соединен с блоками определения истинного газосодержания и плотности жидкой фазы, а также с первым и вторым блоками измерения среднего квалрата

ЗО приращения массы, выходы котоПих

901830

"ь - Р

Р,-р (3) ст

Qr Н Г (4) ъ о=— (5) (6) соединены соответственно с входами

"Делимое" и "Делитель" первого блока деления, соединенного с блоком извлечения корня, выход которого соединен с блоком измерения среднего квадрата приращения массы и с первым входом блока умножения,соединенным с первым входом блока приведения к стандартным условиям, два других входа которого соединены соответственно с датчиком температуры и датчиком давления, а выход с входом "Делимое" второго блока деления, вход "Делитель" которого соединен с блоком хранения величины газового фактсра, выход второго блока деления соединен с входом "Делимое" 35 третьего блока деления и первым входом блока вычитания, соединенного нторым входом с выходом третьего блока деления, вход "Делитель" которого соединен с блоком определения нефте- gp содержания, соединенного по двум входам с блоком хранения величины плотности нефти и блоком хранения неличины плотности воды, блок определения плотности жидкой фазы по выходу соединен с третьим входом блока определения нефтесодержания и через блок определения истинного газосодержания — с вторым входом блока умножения, а двумя входами соединен соотнет- ственно с выходом блока хранения ве- Ж личины плотности неФти и выходом блока хранения величины плотности воды °

Продукция нефтяных скважин представляет собой двухфазный газожидкост-55 ный поток, образованный свободным газом, неФтью, водой и растноренны>л газом. Эти компоненты распределены в потоке неравномерно, вследствие чего процесс изменения средней плотнос- 4р ти контролируемой среды носит пульсирующий характер.

Определяя с помощью датчика средней плотности приращения массы кон-. тролируемой среды, вызванные движе- 45 нием крупных пузырей газа, и, измеряя отношение средних квадратов приращений массы эа различные промежутки времени, можно найти скорость дни>кения газовой Лазы.

Истинное газосодержание, т.е. доля сечения потока, занятого газом, определяется из выра>кения

9= -Pw где 9 — истинное газ осодержание; 55 средняя плотность текущей среды; плотность жидкой фазы потока.

Величина измеренного расхода га- щ вовой фазы приводится к стандартным условиям.

Для данной скважины объе>лные расходЫ газа и нефти связаны через постоянный коэфФициент (газовый Фак- 65 тор), равный отношению объемного рас.. хода газа (принеденного к стандартным условиям) к объемному расходу нефти. Газовый фактор практически остается постоянным в течение длительного времени (до одного, года).

Плотность жидкой фазы потока и нефтесодержание определяется из выражений

+ в - >н

Г 1Н Р k ICP ) (2) где p i@a p p Gp — nJIOTHOCTb жидкой фазы потока, воды, нефти и средняя плотность контролируемой среды соответственно; нефтесодержание жидкой фазы потока, представляющее собой отношение объемного расхода нефти к объемному расходу жидкой фазы потока, К вЂ” постоянный коэффициент, определяемый экспериментально.

Расходы нефти, жидкой фазы и воды определяются иэ выражения

0 = Я>к 0н

СТ где 0 — объемный расход гаэа,приведенный к стандартным условиям, т;

à — газовый фактор.

На чертеже изображена функциональная схема расходомера газонасыщенной нефти.

Устройство содержит радиационный датчик 1 средней плотности, первый блок 2 измерения среднего квадрата приращения массы, второй блок 3 измерения среднего квадрата приращения массы, первый блок 4 деления, блок 5 извлечения корня, блок 6 определения истинного гаэосодержания, блок 7 определения плотности жидкой фазы, блок

8 определения нефтесодержания, блок

9 хранения величины плотности нефти, блок 10 хранения величины плотности воды, блок 11 умножения, блок 12 приведения к стандартным условиям, датчик 13 температуры, датчик 14 давления, второй блок 15 деления, блок

16 хранения величины газового фактора, третий блок 17 деления, блок

18 вычитания и трубопровод 19.

Устройство работает следующим образом.

Сигнал с выхода датчика 1 средней плотности поступает на входы. блоков

2 и 3. В блоке 2 определяется сред%

901830

Расходомер газонасьппенной нефти, содержащий радиационный датчик средней плотности, размещенный на трубопроводе, два блока измерения среднего квадрата приращения массы и блок деления, отличающийся тем, что, с целью обеспечения возможности измерения расхода отдельных компонентов гаэонасьпценной нефти, в него дополнительно введены блок определения истинного газосодержания, блок определения плотности жидкой . фазы, блок извлечения корня, блок on. ределения нефтесодержания, блок хранения величины плотности нефти, блок хранения величины плотности воды, блок умножения, блок приведения к стандартным условиям, датчик температуры и датчик давления, размещенные на трубопроводе, два блока деления, блок хранения величины газового фактора, и блок вычитания, при этом выход датчика средней плотности соединен с блоками определения истинного газосодержания и плотности жидкой фазы,а также с первым и вторым блоками измерения среднего квадрата приращения массы, выходы которых соединены соответственно с входами "Делимое" и

"Делитель" первого блока деления, соединенного с блоком извлечения корня, выход которого соединен с блоком измерения среднего квадрата приращения массы и с первым входом блока умножения, соединенным с первым п>одом блока приведения к стандартным условиям, два других входа которого соединены соответственно с датчиком температуры и датчиком давления, а выход с входом "Делимое" второго блока деления, вход "Делитель" которого сОединен с блоком хранения величины газового фактора, выход второго блока деления соединен с входом "Делимое" третьего блока деления и нерв)м ний квадрат приращений массы за промежутки времени 6с„, разделяющие сильно коррелированные значения

:редней плотности, в блоке 3 — средний квадрат приращений массы за промежутки времени Ь разделяющие

2 ° 5 некоррелированные значения средней плотности.

В блоке 4 деления формируется сигнал, соответствующий отношению средних квадратов приращений массы, определенных блоками 2 и 3. Этот сигнал подается на блок 5 извлечения корня.

Сигнал с выхода блока 5 поступает на управляюций вход блока 3, регули-. руя,длительность промежутка времени d t . При этом достигается апаптация к возможным изменениям корреляции между значениями средней плотности во входном и выходном сечениях контролируемоГо объема. 20

Установившееся значение сигнала на выходе блока 5 соответствует скорости движения газовой фазы потока.

В блоке 6 иэ сигналов от .датчика

1 средней плотности и блока 7 опре- g5 деления плотности жидкой фазы формируется сигнал в соответствии с выражением (1), пропорциональный истинному газосодержанию.

В блоке 7 иэ сигналов от датчика

1 средней плотности и блоков 9 и 10 хранения величины плотности нефти и воды в соответствии с выражением (2) определяется сигнал, пропорциональный плотности жидкой фазы. Этот сигнал поступает на вход блока 8,где с учетом значений плотности воды и нефти формируется сигнал в соответствии с выражением (3), пропорциональный нефтесодержанию.

В блоке 11 умножения из сигналов 40 от блоков 5 и 6 определяется величина объемного расхода газовой фазы.

В блоке 12 величина измеренного объемного расхода газа приводится к стандартным условиям, для чего на 45 вход его подаются сигналы от датчиков температуры 13 и давления 14..

В блоке 15 деления из сигналов от блока 12 приведения к стандартным ,условиям,,и от блока 16 хранения ве- 50 личины газового фактора определяется объемный расход нефти — выражение (4).

В блоке 17 иэ сигналов, соответствующих расходу нефти от блока 17 и нефтесодержанию оТ блока 8,определяется объемный расход жидкой фазы потока — выражение (5),.

В блоке 18 иэ объемного расхода жидкой фазы вычитается объемный расход нефти. Сигнал на выходе блока 18 соответствует объемному расходу 60 воды — ыражение (6).

Датчик средней плотности в предлагаемом устройстве представляет собой радиоиэотопный плотномер, включающий в себя источник иониэи- 65 рующего излучения, защитно-коллимируюцее устройство и детектор ионизирующего излучения.

Блоки измерения средних квадратов приращений выполнены на основе время-импульсных делительных устройств. В них формируются временной интервал, соответствующий сигналу

"Делитель", и задерживается на время, равное промежутку времени, за который определяют средний квадрат приращений.

Усреднение приращений происходит в накопительных счетчиках.

Экономический эффект от использования изобретения достигается эа счет улучшения технологических показателей (повышение оперативности и точности) систем контроля и регулирования процессов добычи, учета и подготовки нефти.

Формула изобретения

901830

Составитель В, Клещевников

Техред И. Гайду корректор Г. Реыетник

Редактор Е. Дичинская

Тираж 670 Подписное

ВЙИИПИ Государственного комитета СССР по делам изобретений и открытий

113035, Москва, Ж-35, Раушская наб., д, 4/5

Заказ 12356/49

Филиал ППП "Патент", r. Ужгород, ул. Проектная,4 входом блока вычитания, соединенного вторым входом с выходом третьего блока деления, вход "Делитель" которого соединен с блоком определения нефтесодержания, соединенного по двум входам с блоком хранения величины плотности нефти и блоком хранения величины плотности воды, блок определения плотности жидкости фазы по выходу соединен с третьим входом блока определения нефтесодержания и через блок определения истинного газосодержания — с вторым входом блока умножения, а двумя входами соединен соответственно с выходом блока хранения величины плотности нефти и выходом блока хранения величины плотности воды.

Источники информации, принятые во внимание при экспертизе

1. Акимов В.Ф. Измерение расхода гаэонасьпценной нефти, М., "Недра", 1978.

2. Авторское свидетельство СССР

Р 661983, кл. G 01 F 1/74, 1977 (прототйп).