СПОСОБ ИЗМЕРЕНИЯ ПОТОКА ДВУХФАЗНЫХ СМЕСЕЙ И УСТРОЙСТВО ДЛЯ ЕГО РЕАЛИЗАЦИИ
METHOD FOR MEASURING TWO-PHASE MIXTURE FLOW AND DEVICE FOR ITS IMPLEMENTATION

Изобретение относится к технологии измерения расхода, включающей в себя системы для использования при измерении объемов добычи, включая двухфазную смесь из отдельных фаз, например смесь, содержащую нефтяную и газовую фазы.
Часто случается, что материал, текущий по трубопроводу, состоит из множества фаз. Термин "фаза", как он используется здесь, относится к типу материала, который может находиться в контакте с другими материалами. Например, смесь нефти, газа и воды включает в себя отдельную газовую фазу и отдельную жидкую фазу, где жидкая фаза содержит нефтяную фазу и водную фазу. Термин "материал" используется здесь в таком контексте, что материал включает в себя газ и жидкости.
Особые проблемы возникают при использовании расходомера для измерения объемных или массовых расходов (скоростей потока) в объединенном многофазном потоке. В особенности расходомер предназначен для обеспечения прямого измерения объединенного потока, но это измерение не может быть непосредственно разложено на индивидуальные измерения соответствующих фаз. Эта проблема является особенно острой в нефтяной промышленности, где продуктивные нефтяные и газовые скважины обеспечивают многофазный поток, включающий в себя необработанную нефть, газ и соленую воду.
В нефтяной промышленности обычно устанавливают оборудование, которое используется для отделения соответствующих нефтяной, газовой и водной фаз из потока от нефтяных и газовых скважин. Часто для этой цели продуктивные скважины в месторождении или части месторождения совместно используют эксплуатационное оборудование, включая главный эксплуатационный сепаратор, сепаратор для испытания скважин, доступ к перекачке по трубопроводу, скважины для сброса соленой воды и детали устройств защиты. Надлежащее управление эксплуатацией месторождений нефти или газа требует знания относительно соответствующих объемов нефти, газа и воды, которые добываются из месторождений и отдельных скважин в месторождениях. Это знание используется для улучшения эффективности эксплуатации месторождения, а также при распределении собственности на доходы от коммерческих продаж массовой добычи.
Известные установки оборудования для отделения включали в себя установку больших и громоздких устройств разделения камерного типа. Эти устройства имеют горизонтальную или вертикальную продолговатую камеру высокого давления вместе с внутренними узлами вентилей и перегородок. В промышленной терминологии упоминается "двухфазный" сепаратор как сепаратор, который используется для отделения газовой фазы от жидкой фазы, включающей в себя нефть и воду. Использование двухфазного сепаратора не обеспечивает возможности получать прямые объемные измерения отделенных компонентов нефти и воды при фактических условиях добычи, поскольку объединенные нефтяные и водные фракции практически не разделяются из объединенного потока жидкости. "Трехфазный" сепаратор используется для отделения газовой фазы от жидких фаз, а также для разделения жидкой фазы на нефтяную фазу и водную фазу. По сравнению с двухфазными сепараторами для трехфазных сепараторов требуются дополнительные узлы вентилей и перегородок, и они обычно имеют большие объемы для обеспечения более длинного времени пребывания добываемых материалов для гравитационного разделения материалов добычи на их соответствующие нефтяные, газовые и водные компоненты.
Более старые сепараторы с камерами давления являются громоздкими и занимают относительно большую площадь поверхности. Эта площадь поверхности сильно ограничена и является весьма дорогостоящей для обеспечения в некоторых сооружениях, включая морские эксплуатационные платформы и опорные плиты для добычи из скважин с подводным устьем. Прилагались некоторые усилия для усовершенствования с целью обеспечения возможности измерения многофазной смеси в компактных модулях для использования в местоположениях, где площадь поверхности ограничена. Эти модули обычно требуют использования ядерной технологии для получения измерений многофазного потока.
Кориолисовы расходомеры представляют собой массовые расходомеры, которые также можно использовать в качестве денситометров с вибрирующей трубкой. Плотность каждой фазы можно использовать для преобразования массового расхода для отдельной фазы в объемное измерение. При идентифицировании соответствующих массовых процентных содержаний нефти, газа и воды в полном объединенном потоке существуют многочисленные трудности в использовании кориолисова расходомера.
В патенте US5029482 раскрыто использование эмпирически выведенных соотношений, которые получены при протекании объединенных газового и жидкого потоков через кориолисов расходомер при известных массовых процентных содержаниях соответствующих газовых и жидких компонентов. Затем выведенные эмпирически соотношения использовали для вычисления процентного содержания газа и процентного содержания жидкости в объединенном газовом и жидком потоке с неизвестными процентными содержаниями газа и жидкости на основании прямого кориолисова измерения полного массового расхода. Состав жидкой смеси из скважины со временем может изменяться на основании явлений давления, объема и температуры, поскольку пластовое давление истощается и, следовательно, существует непрерывная потребность в повторяющихся проверках величины плотности.
В патенте US4773257 раскрыто, что водную фракцию полного нефтяного и водного потока можно рассчитать посредством регулирования измеряемого полного массового расхода для содержания воды и что соответственные массовые расходы соответствующих нефтяной и водной фаз можно преобразовывать в объемные величины посредством деления массового расхода соответствующих фаз на плотность соответствующих фаз. Плотность соответствующих фаз следует определять из фактических лабораторных измерений. В патенте '257 полагаются на оборудование разделения для отделения газа от всех жидкостей, и это отделение считают полным.
В патенте US5654502 описан самокалибрующийся кориолисов расходомер, в котором используется сепаратор для получения соответствующих измерений плотности нефти и воды, в противоположность лабораторным измерениям плотности. Измерения плотности нефти корректируют для содержания воды, которое измеряют с помощью монитора или зонда содержания воды. В патенте '502 полагаются на сепаратор для удаления газа из текучих сред, проходящих через измерительный прибор, и не предлагают механизм для обеспечения измерений многофазного потока, когда газ является частью потока, подаваемого в кориолисов расходомер.
Даже оборудование трехфазного разделения необязательно обеспечивает полное отделение нефтяной фазы от водной фазы. Зонды содержания воды используют для измерения содержания воды в отделенной нефтяной фазе, поскольку в явно отделенном нефтяном компоненте остаточное содержание воды обычно составляет приблизительно до десяти процентов. Термин "содержание воды" используется для описания водного содержания многофазной смеси и наиболее часто применяется к отношению, которое представляет соотношение между объемом нефти и объемом воды в нефтяной и водной смеси. Согласно наиболее обычному использованию термина "содержание воды" добываемые из скважины текучие среды имеют содержание воды 95%, когда вода составляет 95 из общих 100 баррелей нефтяных и водных жидкостей. Термин "содержание воды" иногда также используется для указания отношения полного объема добываемой нефти к полному объему добываемой воды. Термин "содержание нефти" может подразумевать объем нефти, разделенный на объединенный объем нефти и воды. Как определено здесь, термин "содержание воды" охватывает какую-либо величину, которая математически эквивалентна величине, представляющей воду или нефть, как процентное содержание от полной жидкой смеси, включающей в себя воду и нефть.
Остается потребность в обеспечении компактного модуля для выполнения измерений многофазного потока, когда газ является частью потока, и где для модуля не требуется использование ядерной технологии, чтобы выполнять прямые измерения в жидкости. Соответственно задачей настоящего изобретения является создание способа и устройства, которые способны обеспечить измерения многофазных потоков в системах, имеющих смеси газа и жидкостей, или в системах жидкостей, имеющих смеси жидкостей, независимо от того, являются ли эти смеси смешивающимися или несмешивающимися.
Наиболее близким аналогом является патент RU2270981, опубл.: 27.02.2006, в котором описана измерительная система, содержащая вихревой сепаратор, связанный с парой кориолисовых расходомеров, обеспечивающих измерение массового расхода и плотности соответственно газового и жидкого компонента, а также измеритель воды в жидком компоненте. Тип измерителя (емкостной, резистивный, микроволновой) выбирается в зависимости от содержания воды в продукции нефтяной скважины. Плотность воды измеряют гидрометром в образце воды, отобранном водоотделителем. Данные по плотности и содержанию воды, а также плотности жидкого компонента поступают в регулятор для определения расчетной плотности жидкого компонента. Изобретения обеспечивают повышение точности измерения за счет проведения всех измерений при фактических условиях добычи с помощью полностью автоматизированной компактной системы.
Система включает в себя трубопровод поступающего многофазного потока, который выпускается в вертикальный двухфазный вихревой сепаратор. В свою очередь, вихревой сепаратор выпускает газ в верхний трубопровод измерения газа, а жидкости выпускает в нижний трубопровод измерения жидкости. Трубопровод измерения газа и трубопровод измерения жидкости объединяются в нагнетательный трубопровод после выполнения измерений потоков.
Технической проблемой прототипа является потребность в использовании сепаратора с целью разделения потоков и последующего измерения различных фаз на разных трубопроводах, затем потребность в дальнейшем сведении потоков.
Задачей изобретения является устранение указанных технических проблем.
Техническим результатом изобретения является возможность разделения газово-жидкостной смеси непосредственно внутри измерительного трубопровода и измерение жидкой и газовой фазы, без использования сепаратора, разделения и сведения потоков отдельными трубопроводами.
Указанный технический результат достигается за счет того, что заявлен способ измерения потока двухфазных смесей, включающего в себя жидкую фазу и газовую фазу, характеризующийся созданием вихревого потока, которым разделяют поступающий многофазный поток на жидкий и газовый компонент, для измерения объемов потока используют расходомеры, отличающийся тем, что для создания вихревого потока, которым разделяют поступающий многофазный поток на жидкий и газовый компонент, используют геликоидальную турбину, которую вставляют внутрь измерительного трубопровода на оси, обеспечивая ей вращение с помощью двигательной установки, причем за турбиной по ходу движения потока соосно основному трубопроводу размещают трубу меньшего диаметра, которой образуют зазор между своей внешней поверхностью трубы меньшего диаметра и внутренней поверхностью трубопровода; на внешней или внутренней трубе размещают расходомер определения жидкой фазы; а на выходе из внутренней трубы, где происходит естественное смешивание жидкой и газовой фаз и их совместное движение, либо до турбины, размещают расходомер определения общей фазы; по разнице показаний между фракциями определяют объем газовой составляющей смеси.
Также заявлено устройство для измерения потока двухфазных смесей, содержащее устройство для центрифугирования потока на жидкую фазу и газовую фазу, расходомер, отличающийся тем, что для центрифугирования потока на жидкую фазу и газовую фазу, использована геликоидальная турбина, расположенная внутри измерительного трубопровода на его оси, выполненная с возможностью вращения с помощью двигателя, причем за турбиной по ходу движения потока соосно основному трубопроводу установлена труба меньшего диаметра, на внешней поверхности внутренней трубы или на поверхности трубопровода расположен расходомер определения жидкой фазы, а вне пределов внутренней трубы за пределами внутренней трубы по ходу движения потока или до турбины по ходу движения потока размещен расходомер определения общей фазы.
Датчики для исследования параметров общей фракции могут быть размещены внутри трубопровода или на его наружной поверхности.
Изобретение поясняется чертежом.
На чертеже показана схема установки измерения потока, где 1 - трубопровод, 2 - турбина, 3 - ось трубопровода, 4 - внутренняя труба, 5 - лопасти, 6 - зазор, 7 - расходомер определения жидкой фазы, 8 и 9 - расходомеры определения общей фазы.
Осуществление изобретения
Сущность изобретения заключается в том, что разделение газово-жидкостной смеси осуществляется непосредственно внутри измерительного трубопровода 1 (см. Фиг.). Принцип действия основан на принципе центрифуги. Внутрь измерительного трубопровода 1 вставляется геликоидальная турбина 2, подобная применяемым в турбинных расходомерах. Турбина закреплена на оси 3 трубопровода 1.
Газожидкостная смесь, перегоняемая по трубопроводу 1 (показана стрелками), падает на лопасти 5 турбины 2 и закручивается. За счёт появления радиальной скорости происходит центрифугирование и разделение на жидкую и газовую фракции. Жидкая фракция скапливается у стенки и образует пристеночное течение. Газовая фракция продолжает своё движение ближе к оси трубопровода.
Используя данный эффект в заявленном решении за турбиной соосно основному трубопроводу размещается внутренняя труба 4 меньшего диаметра, которая образует зазор 6 между своей внешней поверхностью и внутренней поверхностью трубопровода 1.
Вдоль по этому зазору 6 происходит течение жидкой фракции.
На внешней 1 или внутренней 4 трубе размещают датчики 7, которыми исследуют параметры жидкой фракции.
Газовая фракция перемещается по внутреннему приосевому пространству. Далее на выходе из внутренней трубы 4 происходит естественное смешивание жидкой и газовой фаз и их совместное движение.
На выходе из внутренней трубы, где происходит естественное смешивание жидкой и газовой фаз и их совместное движение размещают датчики 9, которыми исследуют параметры общей фракции, либо датчики 8 размещают до турбины, где также идет общий фазовый поток.
По разнице показаний между объемом общей фракции, собираемых с датчиков 8 или 9, и объемом жидкой фракции, собираемых по данным с датчика 7, определяют объем газовой составляющей смеси.
Датчики 8 или 9 для исследования параметров общей фракции могут быть размещены внутри трубопровода или на его наружной поверхности.
Таким образом, без использования сепараторов, без разделения и сведения потоков отдельными трубопроводами, обеспечивается возможность разделения газово-жидкостной смеси непосредственно внутри измерительного трубопровода и измерение жидкой и газовой фазы.