УСТРОЙСТВО ДЛЯ ИЗМЕРЕНИЯ ПОКОМПОНЕНТНОГО РАСХОДА ТРЕХКОМПОНЕНТНОГО ГАЗОЖИДКОСТНОГО ПОТОКА

Устройство относится к измерительной технике и может использоваться для измерения расхода трехкомпонентного потока, в частности в нефтегазодобывающей отрасли, при контроле работы нефтяных скважин без разделения на фракции (без сепарации) газожидкостной смеси (ГЖС) продуктов добычи непосредственно на скважинах или на участках коллекторов промыслового сбора нефти.
Известны устройства для измерения покомпонентного расхода потока, содержащие источники гамма - излучения для измерения плотности компонентов ГЖС. Например, согласно патенту US 4458524, G 01 N 33/22, опубл. 1984 г, устройство- анализатор содержит участок трубы, выполненный из непроводящего материала, на котором закреплены приемные и передающие индуктивные катушки, источник гамма-излучения (Цезий 137) и датчики давления и температуры. Наиболее близким к заявляемой полезной модели является устройство, реализующее способ определения покомпонентного расхода ГЖС, известный под названием «радиоденситометрия», основанный на использовании двойных энергетических характеристик гамма-излучения и трубки Вентури (Э.Тоски, В.Хансен, Д.Смит, Б.Теувени. «Эволюция измерений многофазных потоков и их влияние на управление эксплуатацией», Научно-технический журнал «Технологии ТЭК», декабрь 2003, с.50-57). Известное устройство содержит измерительную секцию, которая состоит из следующих элементов: трубки Вентури с датчиками давления, температуры и дифференциального давления; детектора гамма-излучения, работающего по принципу двойной энергетической спектральной характеристики и расположенного в месте сужения трубки Вентури, а также радиоактивного химического источника. Перепад давления между входом в трубку Вентури и местом ее сужения используется для расчета полного расхода, замеры давления и температуры
используются для оценки свойств флюида в условиях выкидной линии. С помощью измерителя гамма-излучения производится определение долей нефти, воды и газа, а также плотности смеси. Дебиты отдельных фаз рассчитываются путем перемножения общего расхода (дебита) на массовую долю фазы.
Приведенные устройства, содержащие источники гамма -излучения, имеют следующие недостатки. Реализуемый в известных устройствах коллиматорный способ измерения плотности узким пучком гамма-излучения не гарантирует корректного измерения плотности ГЖС, т.к.. большие флюктуации потока могут создать условия, когда большая часть газа (в виде пузырьков, «четок» и т.д.) будет проходить мимо узкого пучка гамма-излучения, не находя отклика на детекторе гамма-излучения. Расположение гамма-плотномера в месте наивысшей скорости потока в измерителе не способствует повышению его точностных характеристик, а наоборот, существенно снижает их, т.к.. инерционность детектора гамма-излучения и малое время нахождения неоднородностей потока в сечении коллиматорного гамма-плотномера могут дать эффект, сравнимый с флуктуацией показаний детектора гамма-излучения. Использование высокоэнергетического химического источника гамма-излучения связано с необходимостью его регистрации в органах Санэпиднадзора, использованием хранилищ, специальных устройств для перевозки, подготовкой персонала для работы с ним, и т.п. Недостатком известных устройств является также отсутствие измерения фоновой гамма-активности жидкой фазы ГЖС, достигающей значительных величин.
Технический результат использования предлагаемого в качестве полезной модели устройства для измерения покомпонентного трехкомпонентного газожидкостного расхода потока выражается в повышении точности измерения покомпонентного расхода потока, состоящего из нефти, газа и воды и расширении области применения за счет возможности проводить измерения в широких пределах относительного содержания компонентов газожидкостного потока. Техническим результатом также является возможность бесконтактного определения покомпонентного расхода ГЖС практически при любых объемных долях газа и дебитах скважин в условиях течения реальных нестандартных потоков
ГЖС. Дополнительным техническим результатом предлагаемой полезной модели является расширение функциональных возможностей применения многокомпонентного расходомера за счет определения непосредственно в потоке продукции скважины фоновой гамма-активности, изменение которой связано с подходом к добывающей скважине фронта осолонения воды, закачиваемой в пласты для поддержания пластового давления, а также за счет измерения окислительно-восстановительного потенциала жидкости добываемой продукции, значения которого связаны с повышенным содержанием растворенного кислорода в составе закачиваемой в пласты воды из открытых водоемов.
Сущность полезной модели заключается в том, что устройство для измерения покомпонентного расхода трехкомпонентного газожидкостного потока, содержащее источники и детекторы гамма- излучения, датчики давления и температуры, представляет симметричную конструкцию, состоящую из двух вертикально и параллельно расположенных труб из высокопрочного радиопрозрачного материала (стеклопластик) с металлическими законцовками, заканчивающимися фланцами, соединенных в верхней и нижней частях двумя горизонтальными металлическими трубами с вертикально расположенными фланцевыми соединительными отводами, во фланцевых соединениях отводов верхней горизонтальной трубы и в ее середине расположены три сменных сужающих устройства (дроссели), представляющие собой шайбы, диаметр проходного отверстия которых в 2-4 раза меньше внутреннего диаметра вертикальных стеклопластиковых труб, за счет чего создается перепад давления между восходящим и нисходящим потоками, на концах нижней горизонтальной трубы расположены фланцевые соединения, предназначенные для встраивания устройства в основной трубопровод, в середине и на вертикальных отводах нижней горизонтальной трубы расположены запорные шаровые краны, с помощью которых газожидкостный поток может быть направлен через нижнюю горизонтальную трубу, либо через байпасную линию измерителя, образуя восходящую, горизонтальную и нисходящую ветви потока, на нижних металлических законцовках вертикальных труб и на противоположных им частях верхней
горизонтальной трубы симметрично расположены 4 датчика давления и температуры; на вертикальных трубах симметрично расположены: 2 источника ионизирующего излучения, представляющие собой контейнеры с засыпкой в них КС1, 4 детектора гамма-излучения, образующие малые и большие зонды гамма-плотномеров, два электромагнитных зонда проводимости и диэлектрической проницаемости; на верхней горизонтальной трубе симметрично расположены: в левом торце - компенсационный детектор фоновой гамма-активности; в правом торце - зонд окислительно-восстановительного потенциала.
Зонд окислительно-восстановительного потенциала содержит платиновый электрод и электрод сравнения.
Электромагнитные зонды проводимости и диэлектрической проницаемости выполнены в виде индуктивных катушек, расположенных на внешней поверхности вертикальных труб с возможностью бесконтактных измерений затухания и сдвига фаз, резонансной частоты и допплеровского смещения частоты высокочастотной энергии проходящей через поток смеси.
Индуктивные катушки на восходящей и нисходящей ветвях потока разнесены на расстояния, обеспечивающие корреляционное измерение скорости движения смеси за счет ее неоднородности по проводимости и диэлектрической проницаемости.
Детекторы гамма-излучения в гамма-плотномерах и детектор фоновой гамма-активности выполнены в виде сцинтиблоков, состоящих из кристалла NaJ(Tl) или ZsJ и фотоэлектронного умножителя (ФЭУ).
Для минимизации влияния космического фона детекторы гамма-плотномеров защищены с внешней стороны защитными экранами, например, из освинцованной резины.
Для определения плотности по гидростатическим плотномерам датчики давления и температуры могут быть выполнены в виде высокоточных кварцевых преобразователей давления с частотным выходом, включаемых дифференциально с накоплением разностных сигналов за среднее время транспортного запаздывания движения смеси между серединами баз измерений гидростатических плотномеров.
Устройство содержит блок электроники, микропроцессорный контроллер и блок энергонезависимой памяти, используемые для сбора и обработки информации от датчиков, проведения вычислений по определенным заранее задаваемым алгоритмам, хранения калибровочных данных, являющихся базой сравнения, архивирования выходных данных за длительный срок измерения.
Устройство содержит систему аварийного аккумуляторного питания, обеспечивающего работоспособность измерителя при отключении питающей сети на срок не менее 24 часов,
Система аварийного аккумуляторного питания содержит блок автоматической подзарядки аккумуляторов при включении питающей сети.
Для предотвращения нарастания на внутренней поверхности устройства асфальто-смолистых и парафиновых отложений (АСПО) стенки устройства имеют защитное покрытие, предотвращающее отложения АСПО.
Все измерительное устройство закрыто теплоизолированным защитным кожухом.
На фиг1. представлена схема устройства для измерения покомпонентного расхода трехкомпонентного газожидкостного потока. На фиг 2. приведена схема направления потока ГЖС при подсоединении устройства в трубопровод.
Устройство для измерения покомпонентного расхода трехкомпонентного газожидкостного потока, представленное на фиг.1, выполнено в виде симметричной конструкции. Вертикальные трубы 1 и 2 выполнены из высокопрочного радиопрозрачного материала (например из стеклопластика) с металлическими законцовками 3 и фланцами 4 на концах. Верхние части вертикальных труб 1 и 2 соединены с верхней горизонтальной металлической трубой 5 через вертикально расположенные фланцевые соединительные отводы 6 и 7. Во фланцевых соединительных отводах 6 и 7 и в середине горизонтальной трубы 5 расположены три сменных сужающих устройства (дроссели) 8, 9, 10, представляющих собой шайбы, диаметр проходного отверстия которых в 2-4 раза меньше внутреннего диаметра вертикальных стеклопластиковых труб 1, 2. В нижней части стеклопластиковые трубы 1, 2
соединяются с вертикальными отводами 11, 12 нижней горизонтальной трубы 13, встраиваемой в основной трубопровод через фланцевые соединения 14. В середине нижней горизонтальной трубы 13 и на ее вертикальных отводах 11, 12 расположены шаровые краны 15, 16, 17, На нижних металлических законцовках 3 вертикальных труб 1, 2 и на верхней горизонтальной трубе 5 расположены датчики 18, 19, 20, 21 давления и температуры. Примерное расстояние между датчиками 18-19 и 20-21 по вертикали составляет около 1 м, между датчиками 19-20 по горизонтали - 0,6 м. Вблизи нижней части вертикальных стеклопластиковых труб (с расположением между трубами) расположены два источника 22, 23 ионизирующего излучения, выполненные в виде контейнеров объемом около 7,5л с засыпкой в них КС1, безопасного для обслуживающего персонала. Диаметрально противоположно источникам 22 и 23 гамма-излучения на внешней стороне стеклопластиковых труб 1, 2 расположены детекторы 24 и 25 «малых» зондов гамма-плотномеров, а со смещением вверх - детекторы 26 и 27 «больших» зондов гамма-плотномеров. Между детекторами 24, 26 (на трубе 1) и 25, 27 (на трубе 2) расположены системы катушек электромагнитных зондов 28 и 29 резистивиметра. В левом торце верхней горизонтальной трубы 5 расположен компенсационный детектор 30 фоновой гамма-активности, а в правом торце верхней горизонтальной трубы 5 симметрично детектору 30 расположен датчик 31 окислительно-востановительного потенциала (ОВП), представляющий собой зонд с платиновым электродом и электродом сравнения. Вся система симметрична геометрически и уравновешена гидравлически. В качестве детекторов 24, 25, 26, 27 и 30 гамма-излучения используются сцинтиляционные кристаллы NaJ(Tl) или ZsJ с фотоэлектронными умножителями (ФЭУ). С целью устранения влияния космического фона детекторы 24, 25, 26, 27 закрыты с внешней стороны защитными экранами 32 из освинцованной резины. Датчики 18, 19, 20, 21 давления и температуры, детекторы 24, 25, 26, 27, гамма-активности, электромагнитные зонды 28 и 29, компенсационный детектор 30 гамма активности, датчик 31 ОВП соединены с блоком электроники, вычислительным устройством и блоком энергонезависимой памяти (на фигурах не показаны). Устройство
содержит аккумуляторный блок аварийного питания (на фигурах не показано) обеспечивающий работоспособность измерителя при отключении питающей сети на срок не менее 24 часов. Стенки устройства имеют защитное покрытие, предотвращающее отложения АСПО. Все измерительное устройство закрыто защитным кожухом 32 с теплоизоляцией 33.
Предлагаемое устройство для измерения покомпонентного расхода трехкомпонентного газожидкостного потока, в частности, продукции добывающих нефтяных скважин работает следующим образом.
Устройство через фланцевые соединения 14 встраивают в трубопровод, по которому осуществляется транспортировка газожидкостной смеси. Система шаровых кранов 15, 16, 17 направляет газожидкостной поток либо через нижнюю горизонтальную трубу 13 (кран 15 -открыт, краны 16 и 17 - закрыты), либо через байпасную линию измерителя, через вертикальную трубу 1, горизонтальную трубу 5 и вертикальную трубу 2, образуя при этом восходящую, горизонтальную и нисходящую ветви потока (кран 15 - закрыт, краны 16 и 17 -открыты). При направления потока через измеритель (схема на фиг.2), внутренняя полость устройства заполняется продукцией скважины. При этом на каждом сужающем устройстве 8, 9, 10 создается перепад давления. Объемное газосодержание потока определяют на основе измерения плотности восходящего и нисходящего потоков двумя симметрично установленными двухзондовыми гамма-плотномерами, каждый из которых содержит источник ионизирующего гамм-излучения 22 (или 23), детектор 24(или 25) малого зонда, детектор 2б(или 27) большого зонда.
Используемые в устройстве гамма-плотномеры отличаются следующими особенностями:
- источники (22, 23) гамма-излучения, содержащие сильвин (КС1), являются низкофоновыми, поэтому совершенно безопасны для обслуживающего персонала и не требуют их регистрации в органах Санэпиднадзора;
- в отличие от коллиматорных гамма-плотномеров предлагаемые гамма-плотномеры являются объемными двухзондовыми, охватывающими все сечение потока, при этом определяемая плотность является функцией отношения показаний «малого» и «большого» зондов, что
существенным образом устраняет возможную временную нестабильность работы детекторов гамма-излучения и повышает точность определения плотности газожидкостного потока.
Симметричное расположение гамма-плотномеров на восходящей и нисходящей ветви газожидкостного потока обеспечивает возможность непрерывного определения объемного газосодержания газожидкостной смеси как по данным калибровки по газу, нефти и воде, так и по разнице плотностей в восходящем и нисходящем потоках, находящихся под различными рабочими давлениями.
Наличие в устройстве фонового компенсационного детектора 30 гамма-активности жидкости газожидкостного потока позволяет устранить влияние естественной радиоактивности жидкости, обусловленной подходом фронта нагнетаемых вод и т.п., а также определить значение фоновой радиоактивности жидкости, что является дополнительной важной информацией о состоянии добывающей скважины. Например при длине «малого» зонда 20 см и «большого» зонда 70 см зависимость плотности газожидкостной смеси от показания зондов с погрешностью не более ±0,1% аппроксимируется уравнением:
M
где J - накопленное число импульсов «малого» зонда за время измерения т;
б
J - накопленное число импульсов «большого» зонда за время измерения т;
ф
J - накопленное число импульсов фонового компенсационного детектора за время измерения τ. Время измерения τ (постоянная времени) регулируется в пределах 60÷600 с со сменой значений по правилу скользящего среднего через 10 с.
Фоновые значения естественной гамма-активности добываемой жидкости (в имп/мин) определяется также отдельным параметром с осреднением показаний за 60-600с и сменой значений через 10 с.
ф
Регистрация параметра J позволяет также дополнительно определить время подхода к добывающей скважине осолоненного фронта закачиваемой воды, имеющей повышенную радиоактивность за счет солей бария, и спад гамма-активности во времени с ростом обводненности продукции.
2
Гамма-плотномер позволяет проводить прямое инструментальное определение истинного газосодержания по результатам его калибровки при различных давлениях (от 1 до 40 кгс/см) на жидкости (нефть или вода) и газе. При этом истинное газосодержание определяется по формуле:
см
ж
u
где (J), (J), (J) - отношения показаний малого и большого зондов гамма-плотномера, замеренных при прохождении гамма-излучения через газожидкостную смесь, жидкость и газ.
гп
Параллельно с количественным высокоточным определением истинного газосодержания регистрация параметра φ позволяет четко определить структурные формы течения газожидкостной смеси, что дает возможность повышать точность измерения путем изменения постоянной времени осреднения τ и подключением дублирующих методов измерения.
г
гп
Определить истинное газосодержание смеси С  можно также используя значения плотности на основе показаний гамма-плотномеров в восходящей и нисходящей ветвях потока и рабочих давлений в них по формуле:
вос
где ρ - плотность ГЖС в восходящей ветви,
нис
ρ - плотность ГЖС в нисходящей ветви,
1
4
см
гр
ж
г
ж
гп
гп
гп
гп
P, P - давление в восходящей и нисходящей ветвях. Определяемая гамма-плотномерами плотность газожидкостной смеси ρ  является суммой произведений плотности газовой ρ и жидкой ρ  фаз на их долевое содержание в смеси С , С :
гр
плотность газа ρ при рабочих условиях, вычисляется по формуле
гст
3
где ρ - плотность газа при стандартных условиях, кг/м
ст
Т - стандартная температура, 288,5 К
ст
2
P - стандартное (атмосферное) давление, 1 кгс/см
р
2
Р - рабочее давление, кгс/см
р
Т - рабочая температура, К
пр
пр
Z - коэффициент сжимаемости газа, определяемый через приведенную температуру Т и приведенное давление Р (в диапазоне рабочих давлений от 0,5 до 4МПа меняется от 0,98 до 0,87).
ж
гп
Содержание жидкости в газожидкостной смеси С  определяется как
плотность жидкости:
содержание воды:
а содержание нефти
Таким образом, применение двух двухзондовых объемных гамма-плотномеров позволяет с высокой точностью определить как плотность ГЖС в восходящем и нисходящем потоках, так и долевое содержание воды, нефти и газа в потоке ГЖС.
Конструкция предлагаемого устройства, включающая симметричное расположение на восходящем и нисходящем потоке датчиков давления, позволяет дополнительно измерять плотность ГЖС способом, основанном на применении гидростатических плотномеров.
су1
су2
су3
При прохождении ГЖС через измеритель на каждом сужающем устройстве 8, 9, 10 создается перепад давления ΔР, ΔР, ΔР соответственно, при этом в силу неразрывности потока при равной плотности газожидкостной смеси по всему потоку
гс
1
2
3
4
В то же время на вертикальных трубах 1 и 2 на разницу давлений до сужающих устройств 8 и 10 и после них него будет влиять и составляющая гидростатического давления. Разность давления ΔРмежду точками измерения давления P и P (датчиками 18 и 19) и Р и P (датчиками 20 и 21) (см. фиг.2):
где Δh - разнос измерителей давления по высоте,
ρ - плотность газожидкостной смеси между точками измерения.
Так как гидростатическое давление в восходящем потоке направлено против потока, а в нисходящем - по потоку, то перепад давления между точками измерения будет равняться:
- в восходящем потоке
- в горизонтальном потоке
- в нисходящем потоке
су
1
2
3
4
Пренебрегая потерями на трение, которые на горизонтальном участке незначительны, а в восходящем и нисходящем потоках скомпенсированы, и учитывая, что в силу неразрывности потока при его неизменной плотности, скорости потока в сужающих (дроссельных) устройствах 8, 9, 10 равны между собой, в результате чего равны и потери в сужающих устройствах ΔР. Оперируя значениями давлений P, Р, Р, P в точках измерения и перепадами давлений между ними, получим ряд уравнений, которые выглядят следующим образом:
Из уравнений (18), (19), (20) следует, что
х
х
Таким образом, система из 4 высокочувствительных датчиков давления 18, 19, 20, 21, симметрично размещенных в определенных точках устройства, (в равной мере, как и система из 4 высокочувствительных датчиков дифференциального давления, включенных в эти точки) позволяет определить в потоке газожидкостной смеси, проходящей через измерительное устройство, следующие параметры:
1
P - давление ГЖС на входе в устройство;
4
Р - давление ГЖС на выходе из устройства;
1-4
ΔP - перепад давления на измерительном устройстве, равный трехкратному перепаду давления на единичном сужающем устройстве;
2-3
ΔР -перепад давления на единичном (среднем или втором по потоку) сужающем устройстве;
1-2
1
2
ρ - плотность ГЖС между точками измерения давления P и Р;
3-4
3
4
ρ - плотность ГЖС между точками измерения давления Р и P;
1-4
1
4
ρ - средняя (интегральная) плотность в измерительном устройстве между точками измерения давления P и P.
Полученная информация позволяет путем вычисления определить следующие параметры газожидкостного потока):
o
Q - объемный расход ГЖП по выражению:
массовый расход ГЖП по выражению:
o
M
где A, A - коэффициенты объемного и массового расхода, определяемые на поверочном устройстве;
D - диаметр трубы;
ΔР - перепад на сужающем устройстве;
ρ - плотность потока.
При подстановке определенных ранее значений в уравнения (24) и (25) получим:
- объемный расход через среднее сужающее устройство 9:
- массовый расход через среднее сужающее устройство 9:
- объемный интегральный расход через три сужающих устройства 8, 9, 10:
- массовый интегральный расход через три сужающих устройства 8, 9, 10:
При неизменной плотности ГЖП уравнения (26) и (27) и (28) и (29) дадут одинаковые результаты по объемному и массовому расходам.
1-2
3-4
1-2
3-4
В реальных условиях поток ГЖС не всегда является однородным по плотности (например, из-за появления газового «пузыря», плотность которого много меньше плотности жидкости ГЖП). Назовем отношение плотностей ρ/ρ коэффициентом неоднородности ГЖП. При равенстве ρ и ρ:
Н
Если в восходящем потоке появилась неоднородность по плотности значение К изменится: при прохождении восходящей ветви оно будет меньше 1, а при прохождении нисходящей ветви - больше единицы.
1-2
2-3
3-4
1-4
Обработка зависимости  в функции времени на вычислительном устройстве позволяет определить времена t, t, t, t прохождения естественных «меток», возникающие за счет неоднородности потока ГЖС между измерительными базами, образованными датчиками 18, 19, 20, 21.
1-2
2-3
3-4
1-4
1-2
2-3
3-4
1-4
o
Зная расстояния между измерительными базами l, l, l, l, объемы измерительных баз V, V, V, V, можно определить скорости движения v и объемные расходы Q' «метки» на соответствующих участках измерительного устройства по одному из выражений:
Если «метка» сформирована газовым «пузырем», то скорости ее движения на восходящем, горизонтальном и нисходящем участках измерительного устройства будут различны, поэтому предпочтение следует отдавать интегральным значениям скорости движения (34) и объемного расхода (38).
1-4
1-4
1-4
o1-4
При этом за счет увеличения длины l и объема V точность определения V и Q' по отношению к более коротким измерительным базам повышается.
1-2
3-4
При «пробковом» или «четочном» режимах движения потока ГЖС объем прошедшего газа может быть определен интегрированием объема газовых «пробок» по значению изменения плотности ρ(t) за время движения по одной из измерительных баз с учетом рабочего давления и температуры Так как плотности ρ и ρ определяются при разных
1
4
г
давлениях P и Р, объемное содержание газа С может быть определено через их значения по выражению (в долях от единицы):
1-2
3-4
1-4
Определяемая гидростатическим плотномером плотность (ρ, ρ, ρ) газожидкостной смеси является суммой произведений плотности газовой и жидкой фаз на их долевое содержание в смеси:
гр
ρ плотность газа при рабочих условиях, определенная по формуле (5)
Содержание жидкости в газожидкостной смеси определяется аналогично формуле (6):
Плотность жидкости рж определяется по выражению аналогично формуле (7):
Определение содержания нефти и воды по данным гидростатических плотномеров определяется исходя из условия:
в
н
где ρ и ρ задаются по данным лабораторных анализов продукции скважин,
ж
ж
С определяется по выражению (41), ρ - по выражению (42).
Тогда содержание воды определяют аналогично формуле (8)
содержание нефти аналогично формуле (9)
o2
OH
Объемные расходы газа, нефти, воды определяются из условия, что объемный расход газожидкостной смеси Q через сужающее устройство 9 и объемный интегральный расход Q через три сужающих устройства 8, 9, 10 определяемые по выражениям (26, 30), равен сумме расходов компонентов смеси по их доле в объеме смеси:
Тогда
см
гр
ж
При измеряемой ρ и вычисляемых ρ (31) и ρ (34) дополнительно определяется расходное объемное газосодержание β по выражению (в долях объема):
Таким образом, определение плотности газожидкостной смеси через гидростатические плотномеры и объемного расхода через сужающие устройства также позволяют определить содержание всех фаз в трехфазном потоке и их объемный расход. Объемные расходы газа, нефти и воды с использованием данных гамма - плотномеров определяют по формулам, аналогичным (51-53):
Объемное расходное газосодержание β в этом случае определяется по выражению, аналогичному формуле (54):
Система катушек электромагнитных зондов 28 и 29 для определения проводимости и диэлектрической проницаемости бесконтактным методом через радиопрозрачные стенки вертикальных труб, выполненных из высокопрочного стеклопластика, позволяет дополнительно непрерывно определять в восходящем и нисходящем потоках объемное содержание воды в газожидкостной смеси (по крайней мере, до 40-45%-ной обводненности при раздельном и пузырьково-пробковом течении).
Содержание воды в смеси определяется в этом случае по выражению:
см
где ε - диэлектрическая проницаемость газожидкостной смеси;
в
ε - диэлектрическая проницаемость воды;
угл
ε - диэлектрическая проницаемость углеводородов.
угл
Принимая ε=1,6, выражение (60) приводится к виду:
Содержание углеводородов в смеси определяется как:
Из условия
определяется плотность углеводородов
н
а затем по известным значениям ρ и ρгр определяется содержание нефти и газа в углеводородной смеси:
Проверка осуществляется по выражению:
а также в сравнении с уравнениями (39, 44, 45).
Объемный расход фаз в этом случае определяется аналогично уравнениям (48-53).
Датчик 31 окислительно-восстановительного потенциала (ОВП), размещенный в верхней горизонтальной трубе 5 устройства позволяет получить дополнительную информацию, связанную с появлением в продукции скважины воды, закачиваемой в нагнетательные скважины из открытых водоемов и имеющей повышенное содержание растворенного кислорода. Измеряя значения ОВП можно зафиксировать момент прорыва в скважину закачиваемых с дневной поверхности вод и своевременно принять меры по изоляции места их поступления в скважину.
Величину ОВП измеряют через потенциал Eh инертного электрода, погруженного в окислительно-восстановительную среду, относительно этой среды.
Имеет место соотношение(Pirson S.J. Redox log interprets reservoir potential. "Oil and Gas Journal", 1968, 66, №31, с.69-75 (англ.).):
где Eh - потенциал инертного электрода, отнесенный к стандартному водородному электроду;
ном
Ео - константа системы (электродный потенциал, измеренный при 50% окислении системы);
R=8,315 Дж и F=96,540 К - термодинамические константы;
Т - абсолютная температура;
n - число электронов, участвующих в реакции;
ОХ и Red - концентрации соответственно окислительного и восстановительного агентов. В качестве инертного электрода в датчике ОВП может быть использован золотой или платиновый электрод, а в качестве сравнительного электрода - свинцовый электрод, откалиброванный относительно стандартного водородного электрода (каломелевого). Метод ОВП состоит в непрерывном измерении потенциала Eh с осреднением за время измерения т, которое может быть изменено от 10 до 120 с. Пределы измерения Eh - от+500 до -500 мВ.
Дополнительное определение объемного содержания газа в многофазном газожидкостном потоке производится на основе эффекта Джоуля-Томсона(Кулинг X. Справочник по физике. Пер. с нем. - М.: Мир, 1982 - 520 с.(с.174-175)), возникающего при дросселировании газожидкостного потока через сужающие устройства 8, 9, 10 (дроссели) в виде шайб. Интегральный коэффициент Джоуля-Томсона:
где ΔТ - перепад температур на сужающем устройстве;
ΔР - перепад давления на сужающем устройстве.
Из справочных данных значение  для воды - 0,235°С / МПа, для нефти - 0,4-0,6°С / МПа, и для газа -3÷6°С / МПа (для метана ≈4°С / МПа).
При температурах ниже критических температур прохождение жидкостей (нефть, вода) через дроссель вызывает их нагрев, а прохождение газа через дроссель - его охлаждение (знак St меняется).
Учитывая, что  для газа на порядок больше, чем для жидкостей, а также то обстоятельство, что при дросселировании газа меняется и знак , этот параметр целесообразно дополнительно
использовать для определения объемного содержания газа в потоке (особенно при его значительных количествах) по уравнению:
т.к.
где  коэффициент Джоуля-Томсона для смеси;
в
н
г
ж
, , ,  - коэффициент Джоуля-Томсона для воды, нефти, газа и жидкости;
в
н
г
ж
С, С, С, и С - доли воды, нефти, газа и жидкости в смеси;
то можно записать
см
ж
ж
г
г
=С-С
ж
г
сс
ж
г
Принимая =0,4°С/МПа и =4°С/МПа, имеем =0,4С-4С.
ж
см
г
г
Принимая С=(1-Сг), получаем =0,4-0,4С-4С=0,4-4,4Сг
Отсюда , доли (71)
Например, при Δt°=-0,062°С и ΔР=0,041 МПа
ж
С=1-0,4318=0,5652
tг
tж
Значения ε уточняются по составу газа, a ε - по долям нефти и воды, определенным по уравнениям (3-9) (47), (48). (59), (63).
1-4
1
4
1-4
1
4
Значение перепада давления ΔР определяется по разнице давлений между входом и выходом измерительного устройства через показания дифференциального манометра ΔP=P-Р, а значение перепада температур Δt - по разнице температур между входом и выходом измерительного устройства по показаниям высокочувствительных термометров Δt=t°-t° или дифференциального термометра с двумя датчиками, включенными в разные плечи мостовой схемы.
3
3
Таким образом предлагаемая полезная модель решает актуальную задачу нефтегазодобывающей отрасли - измерение расхода трехкомпонентных потоков продукции добывающих скважин без строительства дорогостоящих громоздких сепарационных устройств на отдельных скважинах и кустах скважин. Количественные измерения покомпонентного расхода ГЖС продукции скважин могут быть проведены путем монтажа врезки устройства по предлагаемому изобретению в выкидную линию от скважины или группы скважин. При этом относительное содержание компонентов газожидкостных потоков могут изменяться в широких пределах - газовый фактор от 1 до 500 м/м, обводненность от 0 до 98%. Устройство для измерения может быть смонтировано также на подвижном транспортном средстве, например прицепе, и применяться для проведения исследовательских работ при освоении и вводе скважины в эксплуатацию, что расширяет сферу его применения.