УСТРОЙСТВО КОНТРОЛЯ НАЛИЧИЯ ГАЗА В ПОТОКЕ ЖИДКОСТИ

Полезная модель относится к технологии и технике контроля наличия газа в потоке жидкости и может быть использована, преимущественно, в информационно-измерительных системах объектов добычи, транспорта и подготовки нефти при транспортировке ее по трубопроводам.
Отметим, что продукция нефтедобывающих скважин представляет собой двухфазную газожидкостную смесь (жидкость+газ), а более точно - смесь многокомпонентную (нефть+газ+вода+смолы+парафины+асфальтены+мехпримеси), поэтому продукция из добывающих скважин сначала поступает на групповые замерные установки (ГЗУ) типа «Спутник», где в автоматическом режиме осуществляется периодическое измерение дебита каждой скважины по компонентам (по газу, по воде, по нефти соответственно). После ГЗУ газожидкостная смесь поступает на сепарационную установку (или единичный сепаратор) 1-ой ступени и далее откачивается на комплексные сборные пункты (КСП) и центральный товарный парк (ЦТП). На ЦТП сырая нефть проходит полный цикл обработки: двух или трехступенчатое разгазирование, обезвоживание и обессоливание до товарных кондиций (Абрамов Г.С., Барычев А.В., Практическая расходометрия в нефтяной промышленности. М.: ОАО «ВНИИОЭНГ», 2002. - с.111). Доведенная по физико-механическим показателям, согласно ГОСТ 9965-76, до товарных кондиций нефть поступает в резервуарный парк, а затем насосами направляется через коммерческий узел учета нефти (УУН) в магистральный нефтепровод (МН). Коммерческий узел учета является основной (замыкающей) частью системы учета нефти в целом, поскольку именно здесь возникают финансовые отношения нефтедобывающих предприятий и потребителей. Соответственно, к точности измерений предъявляются жесткие требования
в том числе и в части оснащенности коммерческих узлов, к классу точности применяемых приборов, режимам работы. На коммерческих узлах учета массу брутто нефти определяют объемно-массовым динамическим или массовым динамическим способами (Абрамов Г.С., Барычев А.В., Практическая расходометрия в нефтяной промышленности. М.: ОАО «ВНИИОЭНГ», 2002. - с.111). Реализуются эти способы турбинными или лопастными преобразователями расхода, преобразователями плотности нефти и кориолисовыми преобразователями массового расхода соответственно (Абрамов Г.С., Арбузов В.Л., Зимин М.И., Сахаров В.М. Узлы контроля качества нефти и узлы учета нефти в блочно-комплектном исполнении. // НТЖ «Автоматизация, телемехани-зация и связь в нефтяной промышленности. - М.: ОАО «ВНИИОЭНГ», 2001. - №1-2. - с.19-22). Реально в коммерческие узлы учета по каким-либо причинам нефть может поступать с недопустимым процентом газа, который в (магистральном) нефтепроводе измерительными преобразователями расхода нефти воспримется как нефть, например, с измененной (уменьшенной) плотностью. Данными способами и устройствами, реализующими эти способы, уловить наличие газа в магистральном нефтепроводе (перед потребителем) не представляется возможным, в противном случае нужны какие-то дополнительные средства.
Для таких объектов разработаны (Рекомендация. Государственная система обеспечения единства измерений. Нефть. Остаточное газосодержание. Методика выполнения измерений МИ - 2575 - 2000, Казань, 1999) устройства, например, типа УОСГ-100 СКП для измерения объемного содержания свободного газа в нефти после сепарации. Показания прибора (устройства) используются для введения поправок в показания турбинных счетчиков, оценки качества сепарации нефти и нефтепродуктов (см. здесь же. Приложение А). Конструктивно прибор состоит из пробоотборного блока и прессового узла. Прибор подключается
к нефтяному трубопроводу с помощью входного и выходного штуцеров. Прибор определяет газосодержание методом изотермического сжатия пробы газожидкостной смеси; после перехода ее из двухфазного в однофазное состояние характер зависимости давления от изменения объема пробы становится линейным. Определение содержания свободного газа в пробе производится по полученным значениям давления и изменению объема расчетным путем.
Недостатки устройства очевидны: измерения производятся в статике, с задержкой получения результата во времени, ручной способ прессования пробы, расчетный метод определения газосодержания. Результат измерения относится к потоку нефти, который на данный момент вероятно уже неадекватен настоящему (действительному).
Наиболее близким техническим решением (прототипом) к заявляемому устройству является устройство для измерения покомпонентного расхода жидкой и газовой составляющих (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), содержащее 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 (иначе - возмущающий поток жидкости элемент).
Таким образом, цель заявляемого объекта (иначе - требуемый технический результат) заключается в обеспечении известному техническому решению более высоких потребительских свойств, а
именно: в придании ему функций контроля наличия газа в потоке жидкости.
Требуемый технический результат в заявляемом устройстве достигается тем, что устройство для контроля наличия газа в потоке жидкости, согласно прототипу выполненное в виде вставки в трубопровод, причем в канале этой вставки на концевых ее участках размещены и задействованы расходомеры объемного расхода а между ними размещен возмущающий фазовое равновесие потока жидкости элемент, снабжено расходомерами с идентичной погрешностью измерения, контроллером, электрически соединенным с информационными выходами этих расходомеров, возмущающий жидкость элемент выполнен в виде участка вставки со штатно, на определенную конкретную величину, увеличенным каналом относительно концевого входного участка, а второй расходомер установлен и задействован на участке устройства с штатно увеличенным каналом, при этом в контроллере задано в виде уставки предельное допустимое рассогласование информационных сигналов с расходомеров для выработки и выдачи сигнала о превышении этой уставки.
На чертеже приведена принципиальная схема устройства контроля наличия газа в потоке жидкости.
1
2
Устройство состоит (см. чертеж) из измерительной вставки в трубопровод с нормальным 1 и расширенным 2 участками с калиброванными внутренними сечениями S и S, в которых расположены первичные преобразователи 3 расходомеров 4, выходы которых соединены с контроллером (вычислителем) 5.
2
1
Устройство (см. чертеж) работает следующим образом. Движущийся в измерительной вставке поток жидкости (нефти), при наличии в ней остаточного, как правило, растворенного газа, проходя через расширенный участок 2 подвергается локальному возмущению и сепарации (то есть как бы вскипает) и, тем самым, структура потока нефти в сечении Sстановится неадекватной структуре потока в сечении S.
1
2
Запишем общее условие неразрывности потока для жидкости (нефти) в сечениях S и S вставки (см. чертеж):
1
2
где S и S - площади сечений в нормальной и штатно расширенной частях вставки в трубопровод;
1
2
1
2
V и V - скорости течения потока жидкости соответственно в сечениях S и S;
1
2
1
2
ρ и ρ - плотности жидкости в сечениях S и S;
1
2
При ρ=ρ условие (1) трансформируется в выражение
Поскольку
V·S=Q,
где Q - объемный расход жидкости, условие (2) приведем к виду
1
2
1
2
1
2
Следовательно, если непрерывно измерять расходы Q и Q в нормальной (поз. 1 на чертеже) и штатно расширенной (поз. 2 на чертеже) частях вставки расходомерами 3 и 4 с одинаковой абсолютной или основной относительной погрешностями и одинакового (+ или -) знака этих погрешностей, то есть с идентичными погрешностями, и вычислять отношение этих расходов, то неравенство расходов Q и Q или неравенство их отношения Q/Q единице будет свидетельствовать о фазовом неравновесии потока, другими словами о наличии как растворенного, так и свободного остаточного газа в нефти. В данном случае удобнее пользоваться неравенством
ф
1
2
y
Тогда контроллер, сравнивая Δ, то есть текущее (вычисленное) отношение расходов Q и Q и отклонение Δ от единицы, (допустимое по
y
ф
y
технологии перекачки численное значение Δ определяется экспериментальным путем и заносится как уставка в память контроллера), выдает на пульт, то есть соответствующим службам сигнал о превышении уставки (Δ>Δ) этого отклонения, что свидетельствует о фазовом неравновесии потока, или, другими словами, о наличии ненормативного количества газа в нефти.
Таким образом, предложенное устройство совмещает в себе функции и измерения расхода газосодержащей жидкости, и контроля наличия газа в ней.
Совокупность существенных признаков (в том числе и отличительных) заявляемого устройства контроля наличия газа в потоке жидкости обеспечивает достижение требуемого технического результата, соответствует критериям «полезной модели» и подлежит защите охранным документом (патентом) РФ в соответствии с просьбой заявителя.