СПОСОБ КОНТРОЛЯ НАЛИЧИЯ ОСТАТОЧНОГО ГАЗА В ПОТОКЕ ЖИДКОСТИ И УСТРОЙСТВО ДЛЯ ЕГО ОСУЩЕСТВЛЕНИЯ
METHOD OF CHECKING PRESENCE OF RESIDUAL GAS IN LIQUID STREAM AND DEVICE TO THIS END

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.
δ
δ
Недостатком известного способа определения количества газа является сложность получения зависимости расхода газа от перепада давления Р на дросселе при изменяющемся расходе нефтегазовой смеси в трубопроводе (перед первым расходомером), поскольку перепад давления Р, 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.
1
2
1
2
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 Q и Q 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 Q и Q заданной установки.
2
1
2
1
1
2
2
1
Недостатком аналога являются высокие погрешности индикации и сложность тарирования устройства. Действительно, согласно уравнению Бернулли в части трубопровода с большим диаметром скорость потока V меньше скорости потока V в части трубопровода с меньшим диаметром, т.е V<V, но при этом соотношение давлений P и Р в этих частях трубопровода также будут неравными, P>P. 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.