СПОСОБ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ОБЪЁМНЫХ ДОЛЕЙ ВОДЫ И СВОБОДНОГО ГАЗА В ПОТОКЕ СЫРОЙ НЕФТИ И ИЗМЕРИТЕЛЬНАЯ СИСТЕМА ДЛЯ ЕГО ОСУЩЕСТВЛЕНИЯ
METHOD OF DETERMINING VOLUME FRACTIONS OF WATER AND FREE GAS IN A STREAM OF CRUDE OIL AND A MEASURING SYSTEM FOR ITS IMPLEMENTATION

Изобретение относится к способу и устройству для непрерывного определения параметров потока смеси и, в частности, предназначен для применения в нефте- и газодобывающей промышленности, где фазы в потоке смеси могут представлять собой углеводороды в жидкой и газообразной форме, а также воду.
Предлагаемый способ и устройство предназначены для определения в любой момент времени процентного соотношения объемных долей воды и свободного газа в транспортирующем нефть трубопроводе, а также вычисления на их основе других параметров потока сырой нефти.
Присутствие свободного газа в потоке сырой нефти, представляющей собой трехкомпонентную нефтегазоводную смесь (НГВС), значительно влияет на результаты измерений влагосодержания в ней, что делает невозможным точное его определение в сырой нефти на нефтедобьшающих скважинах без предварительной сепарации. Поэтому для измерения количества, воды и газа в сырой нефти обычно эти компоненты отделяют друг от друга сепаратором, а затем отдельными приборами измеряют их количество (Патент РФ №2114398, конвенционный приоритет от 10.04.1992 US 07/866387, опубликовано: 27.06.1998).
Недостатком такого способа измерения является громоздкость и дороговизна сепараторов, а также трудоемкость их обслуживания, при этом с их использованием необходимая информация о компонентах поступает только с длительными промежутками.
Вместе с тем, для измерения количества, воды и газа в сырой нефти в настоящее время также используются многофазные приборы, заменяющие сепараторы. Большинство из них спроектированы для непрерывного измерения объемной доли добываемых сырой нефти, воды и газа. Их можно комбинировать с расходомером таким образом, чтобы можно было подсчитать производительность для трех компонентов.
Наиболее близким к предлагаемому способу является известный способ определения объемных долей воды и свободного газа в потоке сырой нефти, предусматривающий пропускание потока сырой нефти через эжектирующий канал с последовательно преобразующими поток зонами: зоной сужения канала; зоной с неизменным поперечным сечением, соответствующей размерам самого узкого поперечного сечения канала; и зоной расширения канала, а также непрерывное измерение датчиками частотной характеристики диэлектрической проницаемости потока сырой нефти и последующее определение содержания в нем объемной доли воды и свободного газа путем вычислений (Патент на изобретение РФ №2243 510, опубл._27.12.2004 Бюл. №36).
Этот известный способ позволяет определить не только объемную долю воды в сырой нефти, но и объемную долю газа в ней, он основан на первоначальном измерении скорости потока сырой нефти при помощи взаимной корелляции измерений и последующем определении объемных долей воды и свободного газа в транспортирующем нефть трубопроводе объемного вычислении фракций на основе объединения двух других измерений.
Недостаток этого наиболее близкого способа определения объемных долей воды и свободного газа в потоке сырой нефти заключается в возможности его использования только в скважинном вертикальном потоке нефтяной смеси, т.к. использование его при транспортировании потока исключено из-за невозможности его подсоединения к транспортирующему нефть трубопроводу, а также в необходимости дополнительного измерения скорости потока, требующей взаимной корреляции этих измерений на основе измерений других параметров потока и применения сложного алгоритма вычислений (проведения множества сложных вычислений), обусловленных присутствием газовой составляющей в потоке сырой нефти. Кроме того, использование этого способа измерений при низких скоростях потока сырой нефти дает большую погрешность измерений, т.к. фазовые составляющие потока: нефть и вода, полностью или частично отделяются от него. При этом может наблюдаться «скольжение» этих фазовых составляющих относительно друг друга. Поэтому перед использованием этого известного способа измерений поток сырой нефти нужно тщательно гомогенизировать.
Там же отражена и наиболее близкая к предлагаемому изобретению система измерения объемных долей воды и свободного газа в потоке сырой нефти, содержащая обтекаемое тело, преобразующее своей наружной поверхностью транспортируемый поток сырой нефти, и диэлькометрические датчики, непрерывно измеряющие частотную характеристику диэлектрической проницаемости потока нефти, а также связанный с электродами датчиков вычислительный блок и соединенный с ним блок считывания результатов измерений и вычислений.
Это известная система измерения имеет очень простую и компактную конструкцию и позволяет без использования в нем сепаратора определять при всех режимах течения газожидкостной смеси объемные доли воды и свободного газа в потоке сырой нефти.
Недостатком этой известной измерительной системы является возможность ее использования только в скважинном вертикальном потоке нефтяной смеси, из-за трудоемкости ее монтирования и обслуживания в трубопроводе, транспортирующем сырую нефть, невозможности ее подсоединения к транспортирующему нефть трубопроводу, ее дороговизна, а также большая погрешность измерений, обусловленная необходимостью использования дополнительных измерительных средств для измерения скорости потока: измеряющих перепады давления дифференциальных манометров, взаимокорреляторов. Кроме того, большая погрешность измерений этой измерительной системы обусловлена отсутствием в ней гомогенизатора смеси, тщательно перемешивающего поток перед измерениями.
Задача, на решение которой направлено предлагаемое изобретение, состоит в создании недорогого, точного и надежного отечественного способа определения в автоматическом режиме объемных долей воды и свободного газа в потоке сырой нефти, реализованного в отдельной недорогой и технологичной в обслуживании измерительной системы, которую можно использовать непосредственно в местах нефтедобычи, а также в расширении линейки известных эффективных способов и измерительных систем, используемых для этой цели.
Единый технический результат, достигаемый заявляемым изобретением, заключается в снижении погрешности определения объемных долей воды и свободного газа в потоке сырой нефти за счет создания присоединяемой к транспортирующему нефть трубопроводу измерительной системы, обеспечивающей эффективные условия для преобразования в ней потока сырой нефтегазоводной смеси путем его предварительной гомогенизации, и последующего преобразования в процессе измерения путем ускорения и торможения до гравитационного отделения от него смеси нефти с водой, значение частотной характеристики диэлектрической проницаемости которой используют для вычисления объемной доли воды и свободного газа в сырой нефти.
Указанный технический результат достигается тем, что в способе определения объемных долей воды и свободного газа в потоке сырой нефти, предусматривающем пропускание потока сырой нефти из нефтегазоводной смеси через канал с последовательно преобразующими поток зонами: ускоряющей пропускаемый поток зоной сужения канала; стабилизирующей скоростное течение потока зоной с неизменным поперечным сечением канала, соответствующим размерам самого узкого его поперечного сечения: и зоной расширения канала, а также непрерывное измерение частотной характеристики диэлектрической проницаемости потока сырой нефти и последующее определение содержания в нем объемной доли воды и свободного газа путем вычислений, дополнительно перед пропусканием потока сырой нефти через зону сужения канала поток подвергают гомогенизации, а после поступления потока нефти в зону расширения канала его тормозят с обеспечением гравитационного отделения от него тяжелой фракции сырой нефти в виде смеси нефти с водой, и отделившуюся смесь нефти с водой направляют в отдельную, сформированную в канале, проточную камеру с обратной пассивной циркуляцией потока смеси, при этом, непрерывному измерению частотной характеристики диэлектрической проницаемости сырой нефти подвергают как ее общий поток в зоне с неизменным поперечным сечением канала, соответствующим размерам самого узкого его поперечного сечения, так и поток ее тяжелой фракции в виде смеси нефти с водой, а значение частотной характеристики диэлектрической проницаемости смеси нефти с водой используют для вычисления объемной доли воды и свободного газа в сырой нефти, причем, объемную долю воды в сырой нефти вычисляют по формуле:
где:
W - объемная доля воды в тяжелой фракции потока сырой нефти с преимущественным наполнением смесью нефти с водой, %;
w
f - частота датчика влагосодержания при калибровке водой, Гц;
n
f - частота датчика влагосодержания при калибровке нефтью, Гц;
wn
f - текущее значение частоты датчика влагосодержания для смеси вода-нефть, Гц.,
а объемную долю свободного газа в сырой нефти вычисляют по формуле:
где:
G - объемная доля газа в легкой фракции потока сырой нефти с преимущественным газовым наполнением, %;
G
f - частота датчика газосодержания при калибровке воздухом, Гц;
Gwn
f - текущее значение частоты датчика газосодержания в НГВС, Гц;
wn
f - текущее значение частоты датчика влагосодержания для смеси вода-нефть, Гц.
Для получения указанного технического результата предлагается также измерительная система для определения объемных долей воды и свободного газа в потоке сырой нефти, содержащая обтекаемое тело, преобразующее своей наружной поверхностью транспортируемый поток сырой нефти, и диэлькометрические датчики, непрерывно измеряющие между своими электродами частотную характеристику диэлектрической проницаемости потока сырой нефти, а также связанный с датчиками вычислительный блок и соединенный с ним блок считывания результатов измерений и вычислений с информационным табло, дополнительно оснащена деталями, вместе формирующими преобразователь потока сырой нефти, а именно: горизонтальным цилиндрическим, прикрепляемым к транспортирующему поток нефти трубопроводу, заземленным корпусом с пропускным, вмещающим обтекаемое тело каналом, а также закрепленным в канале корпуса за его входным фланцем элементом, гомогенизирующим поток транспортируемой смеси, и элементом торможения потока нефти, установленным в зоне расширения канала перед выходным фланцем корпуса, а также двумя плоскими наклонными элементами, встречно установленными в корпусе по его длине с противоположных сторон обтекаемого тела с формированием под ним проточной камеры с обратной пассивной циркуляцией потока: одного, примыкающего к обтекаемому телу, элемента, формирующего в канале корпуса зону расширения потока смеси и выполненного с окном в теле для входа смеси нефти с водой в проточную камеру, и другого элемента со сплошным телом, формирующего в канале корпуса за элементом, гомогенизирующим поток транспортируемой нефти, зону сужения потока нефти и закрепленного в корпусе с образованием между ним и обтекаемым телом щели для выхода из проточной камеры смеси нефти с водой, отделенной от потока сырой нефти, при этом, обтекаемое тело выполнено из двух плоских, разделенных электроизоляционным материалом, металлических пластин, функционирующих, каждая, в качестве одного из электродов измерительных датчиков и закрепленных в корпусе горизонтально одна под другой с формированием наружной поверхностью верхней пластины и внутренней поверхностью корпуса зоны с постоянным поперечным сечением, соответствующим размерам самого узкого поперечного сечения, и формированием наружной поверхностью нижней пластины и внутренней поверхностью корпуса между наклонными элементами проточной камеры с обратной пассивной циркуляцией потока, а в качестве диэлькометрических датчиков использованы емкостные датчики.
Предлагаемое изобретение иллюстрируется чертежами, а именно:
Фиг. 1 - Общий вид измерительной системы для определения объемных долей воды и свободного газа в потоке сырой нефти в разрезе;
Фиг.2 - Общий вид проточной камеры с обратной пассивной циркуляцией потока в разрезе;
Фиг. 3 - Вид А;
Фиг. 4 - Шкаф управления.
Измерительная система для измерения объемных долей воды и свободного газа в потоке сырой нефти содержит горизонтальный цилиндрический заземленный корпус 1 (фиг. 1) с фланцами 2 и 3 для крепления к транспортирующему поток нефти трубопроводу (не показан) и с пропускным каналом 4, в котором установлены следующие узлы и элементы:
- гомогенизатор 5 потока транспортируемой сырой нефти 6, установленный за входным фланцем 2 корпуса 1;
- плоское обтекаемое тело 6, преобразующее своей поверхностью транспортируемый поток сырой нефти;
- две плоских пластины 7 и 8, расположенные в канале 4 с противоположных сторон обтекаемого элемента 6 с возможностью формирования под ним проточной камеры 9 с обратной пассивной циркуляцией потока: одной сплошной пластины 7. формирующей в канале 4 корпуса 1 за гомогенизатором потока транспортируемой нефти 5 зону сужения потока нефти 10, ускоряющую его истечение, и закрепленной в корпусе с образованием между ней и обтекаемым телом щели 11 для выхода из проточной камеры смеси нефти с водой, и другой пластины 8 с окном 12 в своем теле для входа смеси нефти с водой в проточную камеру 9, соединенной с обтекаемым телом 6 с формированием в эжектирующем канале 4 корпуса 1 зону расширения потока смеси 13;
- два емкостных диэлькометрических датчика 14 и 15, соответственно, датчик газосодержания 14 и датчик влагосодержания 15. при этом, датчик газосодержания 14 расположен над верхней пластиной 7 обтекаемого элемента 6 и предназначен для измерения частотной характеристики диэлектрической проницаемости потока сырой нефти, а датчик влагосодержания 15 расположен в проточной камере 9 и предназначен для измерения частотной характеристики диэлектрической проницаемости тяжелой фракции потока сырой нефти в виде смеси нефти с водой;
- элемент торможения потока нефти 16, расположенный в канале 4 корпуса 1 за зоной расширения канала 13 перед выходным фланцем 3 корпуса 1.
Сам обтекаемый элемент 6 состоит из двух плоских, разделенных электроизоляционным материалом (не показан), металлических пластин 17 (фиг. 2) и 18, функционирующих, каждая, в качестве одного из электродов измерительных датчиков 14 (фиг. 1), 15, закрепленных в корпусе 1 горизонтально одна под другой. При этом, наружная поверхность верхней пластины 17 с внутренней поверхностью корпуса 1 формируют между собой зону 19 с постоянным поперечным сечением, стабилизирующим скоростное течение потока и соответствующим размерам его самого узкого поперечного сечения канала 4, а наружная поверхностью нижней пластины 18 с внутренней поверхностью корпуса 1 формируют между собой проточную камеру обратной пассивной циркуляции смеси нефти с водой 9, гравитационно отделившейся от общего потока сырой нефти из нефтегазоводной смеси.
Измерительная система для измерения объемных долей воды и свободного газа в потоке сырой нефти также содержит размещенные в шкафу управления 20 связанный с датчиками системы 14 и 15 вычислительный блок 21 (фиг. 4) и соединенный с ним блок считывания результатов измерений и вычислений 22 с информационным табло.
Система дополнительно снабжена пробоотборником 23 со своим клапаном 24, врезанным в проточную камеру с обратной пассивной циркуляцией потока смеси нефти с водой 19.
Заявляемый способ определения объемных долей воды и свободного газа в потоке сырой нефти реализуют следующим образом в предлагаемой измерительной системе для его осуществления.
n
G
w
Перед началом измерений выполняется калибровка измерительной системы для основных компонентов нефтегазоводной смеси: 100% газ (воздух), 100% нефть (имитатор нефти) и 100% вода, т.е. определяют частотные характеристики диэлектрической проницаемости чистых сред (f,f,f), измеряемые датчиками системы 14 и 15, между электродами которых и корпусом 1 создается электрическое поле.
Каждая чистая среда имеет свою частотную характеристику диэлектрической проницаемости:
G
- частотная характеристика диэлектрической проницаемости чистого газа (f), измеряется датчиком газосодержания, при этом, в качестве чистой газовой среды используют атмосферный воздух;
w
- частотная характеристика диэлектрической проницаемости чистой воды измеряется датчиком влагосодержания (f), при этом, в качестве пластовой воды используют ее имитатор (дистиллированную воду);
n
- частотная характеристика диэлектрической проницаемости чистой нефти (f) измеряется тем же датчиком влагосодержания, при этом, в качестве чистой нефти (без газа и воды) используют ее имитатор.
Наибольшую диэлектрическую проницаемость из трех компонентов нефтегазоводной смеси имеет вода (около 81). Диэлектрическая проницаемость газа и нефти значительно ниже (2 и 1 соответственно). Разность значений частотных характеристик диэлектрической проницаемости компонентов нефтегазоводной смеси позволяет с большой достоверностью измерять процентное содержание воды и газа в нефтегазоводной смеси.
Для этого корпус 1 с закрепленными в нем узлами и элементами размещают в установке для поверки многофазных расходомеров, и последовательно пропускают через этот корпус каждую из этих чистых сред.
n
G
w
Полученные характеристики (f,f,f), вносят в вычислительный блок 20.
После этого корпус 1 устанавливают в разрыв трубопровода, транспортирующего сырую нефть (не показан), и закрепляют в нем с помощью его фланцев 2 и 3.
Поток сырой нефти подают в пропускной канал 4 корпуса 1.
Продвигаясь по каналу 4 поток нефтегазоводной смеси вначале поступает в гомогенизатор 5 и тщательно перемешивается в нем до получения однородной смеси. Перемешивание потока сырой нефтегазоводной смеси в корпусе 1 необходимо, т.к. наличие в нем трех компонентов, распределенных по потоку неравномерно в осевом и радиальном направлениях и представляющих собой перемещающиеся в нем с разной скоростью фазы: сплошную и дискретную, не обеспечит достоверности измерений, что станет особенно заметно, если измерения проводятся непрерывно по времени. Обычно жидкость является сплошной фазой, в которой свободный газ является дискретной фазой. Вместе с тем, когда нефть является доминирующей в процентном отношении фазой потока, то смесь не является электропроводящей. Кроме того, если скорость потока в транспортирующем сырую нефть трубопроводе низкая, то нефть и вода могут подвергаться полному или частичному разделению, т.к. вода тяжелее нефти и она будет перемещаться с более низкой скоростью, чем у нефти.
После гомогенизатора 5 поток поступает в зону сужения канала 10, ускоряется в нем и поступает в зону 19 канала 4, стабилизирующую скоростное течение потока. Продвигаясь далее между заземленным корпусом 1 и верхней пластиной 18 обтекаемого элемента 6, функционирующей в качестве электрода датчика 14, поток нефтегазоводной смеси подвергается непрерывному измерению датчиком 14 частотной характеристики его диэлектрической проницаемости, сигналы от которого поступают в вычислительный блок 21.
Затем поток этой нефтегазоводной смеси поступает в зону 13 расширения канала 4, в которой скорость его истечения резко снижается. Далее поток сталкивается с установленным перед выходным фланцем 3 корпуса 1 элементом торможения 16 и тормозиться им. что приводит к гравитационному отделению от потока тяжелой фракции в виде смеси нефти с водой, направляемой через окно 12 наклонной пластины 8 в проточную камеру 9 с обратной пассивной циркуляцией потока. При этом, легкая фракция потока смеси с преимущественным наполнением свободным газом уносится через выходной фланец 3 корпуса 1 в транспортирующий сырую нефть трубопровод (не показан).
Тяжелая фракция в виде смеси нефти с водой, продвигаясь вдоль проточной камеры 9 между заземленным корпусом 1 и нижней пластиной 18 обтекаемого элемента 6, функционирующей в качестве электрода датчика 15, подвергается непрерывному измерению этим датчиком 15 частотной характеристики ее диэлектрической проницаемости, сигналы от которого поступают в вычислительный блок 21. После этого, смесь нефти с водой уносится через щель 11 в эжектируемый канал 4 зоны постоянного сечения 19 этого канала, смешивается с общим потоком нефтегазоводной смеси и далее направляется в зону расширения канала 13.
Вычислительный блок 21 вначале рассчитывает объемную долю воды в сырой нефти по формуле:
где:
W - объемная доля воды в тяжелой фракции потока сырой нефти с преимущественным наполнением смесью нефти с водой, %;
w
f - частота датчика влагосодержания при калибровке водой, Гц;
n
f - частота датчика влагосодержания при калибровке нефтью, Гц;
wn
f - текущее значение частоты датчика влагосодержания для смеси вода-нефть, Гц.,
а объемную долю свободного газа в сырой нефти вычисляют по формуле:
где:
G - объемная доля газа в легкой фракции потока сырой нефти с преимущественным газовым наполнением, %;
G
f - частота датчика газосодержания при калибровке воздухом, Гц;
Gwn
f - текущее значение частоты датчика газосодержания в НГВС, Гц;
wn
f - текущее значение частоты датчика влагосодержания для смеси вода-нефть, Гц.
Пример расчета объемной доли воды и газа в НГВС.
Частоты компонентов сырой нефти получают при калибровке «на чистых средах» (воздух, обезвоженная нефть, пластовая вода). Затем полученные значения вводятся вручную в вычислитель 21 в качестве исходных данных для вычисления обводненности и газосодержания сырой нефти. Вычислитель 21 в зависимости от полученных с обоих датчиков значений частот, вычисляет процентное соотношение компонентов сырой нефти.
n
G
w
Измерительную систему для измерения объемных долей воды и свободного газа в потоке сырой нефти монтируют на поверочную установку и калибруют измерительную систему для чистых компонентов нефтегазоводной смеси: 100% газ (воздух), 100% нефть (имитатор нефти) и 100% вода, т.е. определяют частотные характеристики диэлектрической проницаемости чистых сред (f,f,f), измеряемые датчиками системы 14 и 15, между электродами которых и корпусом 1 создается электрическое поле.
Вначале измеряют частоту атмосферного воздуха: 10000 Гц. Затем заполняют корпус 1 водой (пластовой водой) и измеряют ее частоту: 3000 Гц.
После этого из корпуса 1 удаляют воду и заполняют его обезвоженной нефтью, получив значение ее частоты: 9000 Гц.
Вносят полученные пограничные значения в калибровочную таблицу вычислителя 20:
G
f = 10000 Гц - 100% чистый газ;
n
f = 9000 Гц - 100% чистая нефть;
w
f = 3000 Гц - 100% чистая вода.
n
w
Получили диапазон измерений влагосодержания от 0 до 100%: При отсутствии влаги (0%) в нефти: f = 9000 Гц При наличии влаги в смеси (100%): f = 3000 Гц.
wn
После этого выполняют калибровку измерительной системы на нефтеводяных смесях, создаваемых с заданным влагосодержанием. Направляют в корпус 1 нефтеводяную смесь с влагосодержанием 20% и измеряют ее датчиком влагосодержания f = 7800 Гц.
Вычислитель 21 рассчитывает обводненность смеси по формуле:
После этого производят оценку погрешности измерений влагосодержания нефти измерительной системой относительно заданного влагосодержания на эталоне. В случае отклонения результата измерений устройства от эталонных величин выполняют корректировку измерений в виде коэффициентов преобразования. Для проверки повторяемых результатов измерения выполняют в нескольких контрольных точках (не менее трех) с количеством повторов не менее 5-ти раз в каждой точке, при этом отклонения не должны превышать допускаемых значений. После заполнения таблицы калибровки путем выполнения нескольких последовательных измерений при значениях влагосодержания, отличных от значений калибровки,
Gwn
После получения положительных результатов, в установку к жидкости добавляют воздух с заданным процентным содержанием, например 15% относительно общего объема нефтегазоводной смеси f = 8130 Гц., при влагосодержании смеси 15% и частоте нефтеводяной смеси 7800 Гц.
Затем вычисляется газосодержание нефтегазоводной смеси по формуле:
А после этого проводят оценку погрешности измерении газосодержания нефтегазоводной смеси относительно заданного газосодержания на эталоне. В случае отклонения результата измерений устройства от эталонных величин выполняют корректировку измерений в виде коэффициентного преобразования. Измерения выполняют в нескольких контрольных точках (не менее трех) с количеством повторов не менее 5-ти раз в каждой точке для проверки повторяемых результатов.
Предлагаемый способ определения объемных долей воды и свободного газа в потоке сырой нефти позволяет снизить погрешность определения объемных долей воды и свободного газа в потоке сырой нефти за счет создания присоединяемой к транспортирующему нефть трубопроводу измерительной системы, обеспечивающей эффективные условия для преобразования в ней потока сырой нефегазоводной смеси путем его предварительной гомогенизации, и последующего его ускорения и торможения до гравитационного отделения от него тяжелой фракции в виде смеси нефти с водой, значение частотной характеристики диэлектрической проницаемости которой используют для вычисления объемной доли воды и свободного газа в сырой нефти.
Заявляемая измерительная система откалибрована и готова к выполнению измерений.