СПОСОБ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ПОГРАНИЧНОГО УРОВНЯ ТЕКУЧЕЙ СРЕДЫ
METHOD OF DEFINING FLUID BOUNDARY LEVEL

Настоящее изобретение относится к способу определения уровня пограничного слоя между текучими средами, в частности уровня пограничного слоя между нефтью и водой в связи с применением измерителя пограничного слоя, основанного на сегментах.
Во многих различных случаях, например в сепараторе в технологическом комплексе или эксплуатационной установке для нефти и газа, в которых вода является нежелательным компонентом, может быть желательно определить уровень соответствующих текучих сред (нефти, воды и газа) в сепараторе. Целью такого измерения может быть, например, регулирование уровня в сепараторе. Для достижения хорошего регулирования уровня измерение уровня должно быть «устойчивым» и постоянным. Для измерения уровня воды в сепараторах, однако, существует проблема учета эмульсии.
В связи с измерением уровня текучих сред можно применить так называемый профилометр, сконструированный для обнаружения границы между различными фазами (каждой текучей среды в смеси текучих сред). Профилометр состоит из большого числа сегментов, расположенных в вертикальном ряду один выше/ниже другого. Каждый сегмент сконструирован для обнаружения положения или свойства с выявляемой текучей средой и подает сигнал в блок регистрации/вычисления. Такой измеритель может быть основан, например, на индукционном измерении, емкостном измерении или радиоактивных источниках. Для большинства профилометров, известных из предшествующего уровня техники, трудно выявлять изменения плотности соответствующей текучей среды (текучих сред) или смеси (смесей) текучих сред, что означает, что измерения могут содержать много «шума». Кроме того, измерения являются не очень постоянными, поскольку стандартный алгоритм, применяемый для известных решений, выбирает «правильный» сегмент для изменения фазы, основанный на использовании регистрации из 2 сегментов, для расчета уровня посредством линейной интерполяции.
Настоящее изобретение касается способа определения уровня или уровня пограничного слоя между различными фазами в текучей среде, основанного на использовании сигналов из нескольких сегментов, таким образом, производя более надежные, более согласующиеся расчеты с течением времени.
Настоящее изобретение характеризуется признаками, указанными в независимом пункте формулы изобретения.
Настоящее изобретение далее подробно описано с помощью примеров и со ссылкой на фигуры, где:
фиг.1 показывает упрощенную схему 150-сегментного профилометра, применяемого для способа в соответствии с настоящим изобретением;
фиг.2 показывает распечатку гистограммы измерений такого 150-сегментного профилометра.
Как указано выше, для регулирования уровня требуются устойчивые, постоянные измерения с минимумом шума. Этого можно достичь с помощью сигналов измерения от нескольких сегментов в профилометре. Фиг.1 показывает профилометр 1, применяемый для способа в соответствии с настоящим изобретением. Профилометр 1 в представленном примере измеряет профиль плотности в сепараторе для газа, нефти и воды в вертикальном направлении с «разрешением» 150 сегментов 2, т.е. профилометр основан на применении 150 сегментов, расположенных один над другим.
3
3
Выбор этих сегментов осуществляют в соответствующей области, например, для уровня воды. Фиг.2 показывает распечатку в форме гистограммы измерений таким 150-сегментным профилометром, размещенном в сепараторе для нефти, воды и газа, и показывает принцип выбора сегментов (показано в виде затененной области) в качестве основы расчета. Выбранная область проходит от дна, поверх песчаного слоя, до немного выше сливного отверстия для выпуска нефти. Значения средней плотности также показаны на фиг.2. Фигура показывает, что вода имеет среднюю плотность примерно 1040 кг/м, а нефть примерно 900 кг/м. Эти значения применяются для калибровки при определении уровня пограничного слоя для нефти и воды. Уровень определяют путем расчета пропорции нефти и воды. Уровень пролегает прямо между этими объемами, независимо от того, разделены ли нефть и вода или находятся в форме эмульсии. Если существует эмульсия между фазами воды и нефти, уровень определяют как центр эмульсии. Чтобы расчет был правильным, может быть не более двух компонентов, нефть и вода (или смесь этих компонентов, в виде эмульсии). Это означает, что правильного измерения нельзя достичь, если регистрируется газ в наиболее высоких сегментах, и/или песок в самых низких сегментах. Эту проблему можно устранить путем определения «допустимых» значений для плотности сегментов. Например, возможно установить следующее:
Если плотность < нефти (т.е. газ) → плотность = плотности нефти.
Если плотность > воды (т.е. песок) → плотность = плотности воды.
Плотность, «скорректированная для газа и песка», равна:
Среднюю плотность рассчитывают следующим образом:
Уровень пограничного слоя вычисляют следующим образом:
где:
L - вычисленный уровень воды
u
L - верхняя область воды (*)
l
L - нижняя область воды (*)
n
ρ - плотность сегмента № n в профилометре
- скорректированная плотность для сегмента № n
- вычисленная средняя плотность
v
ρ - средняя плотность воды в профилометре
о
ρ - средняя плотность нефти в профилометре
N - общее число включенных сегментов.
*) (Эти области определены в пределах сегментов профилометра.)
Способ в соответствии с настоящим изобретением может легко быть осуществлен с помощью для подходящей компьютерной программы и может быть адаптирован для регистрационного оборудования для походящего сегментного профилометра в каждом отдельном случае измерения. Реализация также легко может быть осуществлена непосредственно в автоматизированной системе, если значение походящих сегментов имеется или может быть получено.