ДВУХФАЗНЫЙ РАСХОДОМЕР "ОМЕГА" ДЛЯ ИЗМЕРЕНИЯ ДЕБИТА ПРОДУКЦИИ НЕФТЯНЫХ СКВАЖИН

Полезная модель относится к нефтяной промышленности и может быть использована для измерения дебита продукции нефтяных скважин в системах герметизированного сбора.
Известно устройство для измерения дебита продукции нефтяных скважин (многофазный универсальный расходомер «МУР»), содержащее измерительный трубопровод, включающий участок постоянного гидравлического сопротивления, два датчика избыточного давления, датчик температуры, электронный блок вычислений (1).
Недостатками известного устройства являются:
- низкая точность измерений по нефти, газу и воде, так как в алгоритме расчета используется очень мало измеренных устройством данных. При известных геометрических размерах измерительной трубы и участка постоянного гидравлического сопротивления измеряются только температура продукции и избыточное давление в трубе и на участке постоянного гидравлического сопротивления. Плотности сепарированной нефти, пластовой воды и свободного газа вводятся в алгоритм расчета на основании лабораторных анализов;
- при такой скудной информации о трехкомпонентном потоке требуется создание множества математических моделей возможного состава смеси, дающего данный период давления на участке постоянного гидравлического сопротивления, а, значит, электронный блок вычислений должен иметь соответствующий интеллект, быстродействие и стоимость;
- узкий диапазон измерений каждой измерительной трубы.
Наиболее близким техническим решением к заявляемой полезной модели является устройство для измерения двух и трехфазного потока
(патент США №5.099.697 от 31 марта 1992 года), содержащее входной патрубок, участок постоянного гидравлического сопротивления, измерительный участок, расположенный до участка постоянного гидравлического сопротивления, оснащенный дифференциальным датчиком перепада давления, измерительный участок, расположенный после участка постоянного гидравлического сопротивления, датчик температуры, датчик избыточного давления и выходной патрубок (2).
Недостатками данного устройства являются:
- низкая точность и нестабильность измерений по причине нестабильных показаний объемных расходомеров при работе на газожидкостных смесях малой плотности;
- низкая надежность механической части расходомеров при высоком содержании газа в потоке;
- узкий диапазон измерений дебитов продукции скважин.
Задачей предлагаемого технического решения является повышение точности и сходимости измерений дебита продукции скважин по жидкости, нефти, воде и газу, а также расширение динамического диапазона измерения дебитов продукции скважин.
Это достигается тем, что в двухфазном расходомере для измерения дебита продукции нефтяных скважин, содержащим входной патрубок, участок постоянного гидравлического сопротивления, измерительный участок, расположенный до участка постоянного гидравлического сопротивления, оснащенный дифференциальным датчиком перепада давления, измерительный участок, расположенный после участка постоянного гидравлического сопротивления, датчик температуры, датчик избыточного давления и выходной патрубок, согласно полезной модели, он выполнен в виде подковообразного трубопровода постоянного сечения, причем участок постоянного гидравлического сопротивления расположен в его верхней части и выполнен в виде крутоизогнутого колена под углом 180° и снабжен дифференциальным датчиком перепада давления, при этом
измерительный участок, расположенный после него, оснащен дифференциальным датчиком перепада давления, причем перед измерительными участками расположены участки стабилизации потока, при этом датчики температуры и избыточного давления установлены на участке стабилизации потока перед измерительным участком, расположенным до участка постоянного гидравлического сопротивления.
О
Выполнение двухфазного расходомера в виде подковообразного трубопровода постоянного сечения и выполнение участка постоянного гидравлического сопротивления, расположенного в его верхней части, в виде крутоизогнутого колена под углом 180° (с отношением , имеющим постоянный коэффициент сопротивления, определяемый по формуле , или опытным путем или по справочникам по гидравлическим сопротивлениям, например: И.Е.Идельчик. Справ. по гидравл. сопротивлениям. Стандартное чугунное колено с углом 180°, шероховатостью внутренней поверхности = 0,005, L=127 мм, Д=50 мм, имеет ζ=0,58), оснащенного дифференциальным датчиком перепада давления, наличие участков стабилизации потока до и после измерительных участков, оснащение измерительного участка, расположенного после участка постоянного гидравлического сопротивления дифференциальным датчиком перепада давления, а также установка датчика температуры и датчика избыточного давления на участке стабилизации потока перед измерительным участком, расположенным до участка постоянного гидравлического сопротивления, позволяет повысить точность и сходимость измерений дебита продукции нефтяных скважин по компонентам смеси путем непосредственных измерений значительного числа показателей, входящих в алгоритм расчета (гидростатическое давление столба восходящего и нисходящего потоков, перепад давления на участке постоянного гидравлического сопротивления, избыточное давление,
температура продукции), а также значительно расширить диапазон измерительных возможностей устройства.
При известных геометрических размерах устройства, коэффициенте сопротивления участка постоянного гидравлического сопротивления, плотности сепарированной нефти, пластовой воды, относительной плотности газа, объемного коэффициента нефти и количества растворенного в нефти газа, с учетом непосредственно измеренных показателей с достаточной точностью производится расчет объемного и массового дебита по смеси нефти, воды и газа.
Предлагаемое устройство позволяет повысить точность и сходимость измерений, а также расширить динамический диапазон измеряемых дебитов скважин одним устройством.
На чертеже изображена принципиальная схема предлагаемого двухфазного расходомера.
Двухфазный расходомер для измерения дебита продукции нефтяных скважин содержит входной патрубок 1, участок постоянного гидравлического сопротивления в виде крутоизогнутого колена 2, оснащенный датчиком перепада давления 3, измерительный участок 4, расположенный до участка постоянного гидравлического сопротивления 2, оснащенный дифференциальным датчиком перепада давления 5, измерительный участок 6, расположенный после участка постоянного гидравлического сопротивления 2, оснащенный дифференциальным датчиком перепада давления 7, выходной патрубок 8, микроконтроллер 9. После входного патрубка 1 до измерительного участка 4, расположенного до участка постоянного гидравлического сопротивления 2, расположен участок стабилизации потока 10. До измерительного участка 6, расположенного после участка постоянного гидравлического сопротивления 2, расположен участок стабилизации потока 11. На участке стабилизации потока 10, расположенного до измерительного участка 4, установлен датчик температуры 12 и датчик избыточного давления 13.
Устройство работает следующим образом.
Продукция скважины по входному патрубку 1 поступает непрерывно в двухфазный расходомер в виде подковообразного трубопровода и отправляется в нефтесборный коллектор по выходному патрубку 8, при этом на участке постоянного гидравлического сопротивления в виде крутоизогнутого колена 2 происходит падение давления, пропорциональное его коэффициенту сопротивления ξ, плотности смеси и квадрату скорости смеси. Вследствие падения давления после участка постоянного гидравлического сопротивления 2 происходит увеличение объема и скорости и уменьшение плотности смеси за счет расширения свободного газа. С заданным интервалом времени дифференциальный датчик перепада давления 5 фиксирует гидростатическое давление восходящего столба смеси на измерительном участке 4, дифференциальный датчик перепада давления 7 фиксирует гидростатическое давление нисходящего столба смеси на измерительном участке 6, а дифференциальный датчик перепада давления 3 фиксирует перепад давления на участке постоянного гидравлического сопротивления 2. Датчик избыточного давления 13 и датчик температуры 12 фиксируют избыточное давление и температуру смеси. По показателям дифференциальных датчиков перепада давления 5 и 7 рассчитывается плотность смеси по формуле:
По показаниям дифференциального датчика перепада давления 3 рассчитывается скорость смеси:
Объемный расход смеси в восходящем потоке:
Объемный расход смеси в нисходящем потоке находим из уравнения неразрывности потока:
Приращение объема смеси принимаем как приращение объема газа за счет только расширения газа:
Закон Чарльза и Бойля дает отношение между газом восходящего и нисходящего потоков:
1
2
При T≈T мы получаем:
или
1
где G объем газа в восходящем потоке при рабочих условиях.
Объем жидкости в восходящем потоке:
Плотность газа (свободного) в восходящем потоке при рабочих условиях:
где: Вч - коэффициент сжимаемости газа. Вч=0,817;
R=515 - газовая постоянная метана.
Масса газа в рабочих условиях в восходящем потоке:
Масса смеси в восходящем потоке:
Масса жидкости в восходящем потоке:
Мж=Мсм-Мг;
Плотность жидкости:
Плотность растворенного в нефти газа при рабочем давлении определяется растворимостью, процентным составом и плотностью отдельных компонентов газа и примерно равна:
Объемный коэффициент нефти с растворенным газом
Принимаем:
раб
При давлении Р - до 1 МПа - в=1,03
до 2 МПа - в=1,04
до 4 МПа - в=1,05
Корректируется в конкретных условиях.
Объемное количество растворенного в нефти газа, приведенное к нормальным условиям, примерно соответствует величине рабочего давления:
.р.г.
раб
.р.г.
раб
3
Q≈10·Р; где: Q - (м); Р - (МПа);
Вес газа растворенного в нефти:
.р.г.
.р.г.
.р.г.
G=Q·ρ;
3
Вес 1.м газонасыщенной нефти:
.г.н.
.н
.p.г.
G=G+G
Плотность газонасыщенной нефти:
Процентное содержание воды:
Дебит по воде:
В
Ж
V=V·n;
Дебит по нефти:
Ж
Vн=V·(1-n);
Г
Г.СВ.
.р.г.
Дебит по газу: V=V+Q
Предлагаемое техническое решение позволяет создать компактное недорогое устройство для измерения дебита продукции нефтяных скважин без сепарации газа с повышенной точностью и сходимостью измерений.