СПОСОБ ИЗМЕРЕНИЯ ПАРАМЕТРОВ ДВУХФАЗНОГО ТЕЧЕНИЯ
METHOD OF MEASURING PARAMETERS OF TWO-PHASE FLOW

1. Область техники, к которой относится изобретение
Изобретение относится к областям техники, связанным с транспортировкой газожидкостных сред. Преимущественная область применения изобретения - разработка геотермальных месторождений с транспортировкой теплоносителя в виде пароводяной смеси.
Скважины, обеспечивающие теплоносителем геотермальные электрические станции, обычно выводят на поверхность пароводяную смесь. Для эффективного использования геотермальных ресурсов необходим контроль соблюдения проектного режима разработки месторождения. Важнейшим элементом такого контроля являются измерения параметров двухфазного течения теплоносителя добычных скважин, служащие также основанием для принятия оперативных решений по управлению промыслом. Подобные измерения нужны, в том числе, и при двухфазной транспортировке теплоносителя, т.е. при отсутствии возможности сепарации вблизи устья скважин и раздельного измерения расходов пара и воды с последующим пересчетом параметров двухфазного течения.
2. Уровень техники
Измерение параметров двухфазного течения является важным вопросом при освоении геотермальных месторождений. На этих измерениях основывается подсчет запасов месторождения, проектируется его разработка и наземное оборудование, кроме того, как уже было отмечено, эти измерения лежат в основе контроля за разработкой месторождений. Сложность решения вопроса заключается в необходимости измерения сразу двух независимых параметров, характеризующих смесь: например, расходов пара и воды, расхода воды и паросодержания и т.д. Традиционные подходы однофазной гидравлики здесь неприемлемы. Проблемы осложняет многоэтапность опробования скважин: пробный выпуск, опытно-эксплуатационный выпуск и мониторинг (при эксплуатации), т.к. на каждом этапе к измерениям предъявляются различные требования.
Способы измерения параметров однофазных потоков наиболее подробно описаны в работах П.П.Кремлевского [Кремлевский П.П. Расходомеры и счетчики количества веществ: Справочник: Кн.1. СПб.: Политехника, 2002, 409 с. Кн.2. СПб.: Политехника, 2004, 412 с.]. Там же имеются некоторые сведения по способам измерения двухфазных потоков. Способы измерения двухфазных геотермальных потоков описаны в работах [Шулюпин А.Н., Алексеев В.И. Измерение расходных параметров пароводяных скважин // Теплоэнергетика. 1995. №11. С.46-49; Шулюпин А.Н. Пароводяные течения на геотермальных промыслах. Петропавловск-Камчатский: КамчатГТУ, 2004. 149 с.]. Наибольшее распространение в практике освоения геотермальных месторождений получили способы калориметрирования, сепарации и критического истечения.
Калориметрирование широко использовалось при первых опытах по освоению геотермальных месторождений с пароводяным теплоносителем [Методические указания по изучению термальных вод в скважинах / Н.М.Фролов, В.В.Аверьев, И.Е.Духин, Е.А.Любимова. М.: Недра, 1964. 140 с.]. Пароводяной поток направляют в калориметр, где путем перемешивания с охлаждающей водой достигают полной конденсации паровой фазы. Массовый расход смеси определяют по разности суммарной массы воды в калориметре и массы охлаждающей воды. Энтальпию смеси определяют по разности энтальпий воды после смешения с охлаждающей водой и охлаждающей воды. Появление высокопроизводительных скважин выявило главный недостаток данного способа - затруднительность конденсации полного потока смеси, требующей большого количества охлаждающей воды и больших размеров калориметра. Учитывая, что акцент в эксплуатации ставят на высокопроизводительные скважины, предлагалось калориметрирование представительного объема смеси [Banwell C.J. Physical investigations // Geothermal steam for power in New Zealand. Bul. 117. New Zealand, 1955. P. 45-74]. Отметим, что способ калориметрирования представительного объема использовался на начальных этапах освоения Мутновского месторождения (Россия). Однако проблемы обоснования представительности отбираемой пробы не позволили данному способу получить широкое распространение в дальнейшем. В настоящее время способ калориметрирования занял достойное место в истории освоения геотермальных месторождений, а на практике предпочтение отдается другим способам.
Наиболее надежным, обеспечивающим максимальную точность измерений считается способ сепарации. Пароводяную смесь разделяют на пар и воду, отдельно определяют расходы и энтальпию каждой фазы и затем на основании массового и энергетического баланса - расход и энтальпию смеси. Некоторые неудобства в реализации данного способа возникают в связи с возможностью вскипания насыщенной воды в измерительном устройстве. Для измерения расхода отсепарированной воды целесообразно применение устройств, исключающих вскипание. Например, на Паужетском месторождении (Россия) используется водосливной лоток с предварительным выпариванием сепарата в гасителе. Недостатком способа сепарации являются существенные затраты на его реализацию, а также необходимость отключения от магистрального трубопровода в случае транспортировки теплоносителя в виде пароводяной смеси. Последнее вызывает не только потери теплоносителя, но и изменение режима работы скважины, т.е. имеет место методическое несоответствие задачам при режимных наблюдениях. Поэтому применение данного способа экономически оправданно только на стадии эксплуатации месторождения в случае использования промысловой схемы с сепарацией на устье скважин.
На стадии разведки геотермальных месторождений широкое распространение получил способ, основанный на первоначальном измерении давления критического истечения и расхода отсепарированной при атмосферном давлении воды, предложенный Р.Джеймсом [James R. Factors controlling borehole performance // Geothermics. 1970. V.2. P.1502-1515]. В качестве сепаратора Р.Джеймс предложил использовать гасители, ранее широко использовавшиеся при освоении месторождений Новой Зеландии для снижения уровня шума и локализации сброса воды, содержащей вредные примеси. Заметим, что этот способ также требует отключения от магистрального трубопровода и при эксплуатации месторождения имеет те же недостатки, что и способ сепарации.
Наиболее близким аналогом является способ измерения параметров потока с помощью диафрагмы, предложенный в работе [Шулюпин А.Н. Измерение расхода и энтальпии пароводяных скважин с помощью диафрагм при эксплуатации ГеоТЭС // Теплоэнергетика. 1994. №2. С.28-30]. Признаками аналога является возможность выполнять измерения без сепарации потока, а также изначальное измерение одного абсолютного давления и двух перепадов давления. Указанный способ основан на применении стандартных диафрагм, при этом первоначально измеряют перепад давления до диафрагмы, создаваемый набегающим потоком, и стандартный перепад давления на диафрагме, вызванный сужением потока, а также статическое давление на диафрагме. Фазовый состав смеси определяют по отношению измеренных перепадов давления, а расход пара - по перепаду давления на диафрагме. Заметим, что перепад давления до диафрагмы можно представить как характеристику динамического давления набегающего потока, в то время как традиционно измеряемый перепад давления на диафрагме характеризует разность статических давлений в трубе и в суженом диафрагмой потоке. Данный способ специально разрабатывался для осуществления измерений в пароводяных потоках без отключения скважин от магистральных трубопроводов. Однако в практике освоения геотермальных месторождений способ диафрагмы не нашел применения. В качестве недостатков способа отмечают, что диафрагма создает дополнительные гидравлические сопротивления, увеличивая устьевое давление на скважинах, следовательно, снижая расход добываемого теплоносителя.
3. Раскрытие изобретения
В настоящее время для транспортировки теплоносителя на геотермальных месторождениях активно используют трубопроводы пароводяной смеси. При этом используют известные способы измерения параметров потоков от скважин, предполагающие отключение от магистрального трубопровода, которое имеет негативные моменты: во время замера теплоноситель не поступает к потребителю; выброс пара и слив воды из измерительной установки ухудшает экологию района промысла; пуск и останов трубопроводов пароводяной смеси представляет сложную техническую задачу и сопровождается регулировкой оборудования не только промысла, но и станции; атмосферный кислород, попадая в трубопровод во время останова и дренирования при пуске, вызывает коррозию металла; пуск и останов трубопроводов вызывает износ металла вследствие температурных нагрузок; при переключении изменяется режим работы скважины, поэтому фактически режимы до, во время и после замера, вообще говоря, различны.
Техническим результатом осуществления предлагаемого способа является решение задачи измерений параметров двухфазных течений непрерывного действия (без переключения на измерительную установку) без существенных потерь давления.
Существенным признаком предлагаемого способа является первичное измерение статического давления, а также динамических давлений набегающего и огибающего потоков.
Сущность изобретения выражается в определении фазового состава смеси по отношению измеренных динамических давлений, и скорости доминирующей фазы - по статическому и одному из измеренных динамических давлений. Возможность определения фазового состава определяется тем, что более тяжелая жидкая фаза оказывает существенное влияние на измеряемое давление набегающего потока и в меньшей степени влияет на измеряемое динамическое давление огибающего потока. При известном фазовом составе скорость потока может быть определена по измеренным статическим и динамическим давлениям.
4. Осуществление изобретения
Рассмотрим осуществление изобретения на примере пароводяных потоков из геотермальных скважин, характеризующихся доминированием по объему паровой фазы и наличием воды, в основном, в виде мелких капель, в тубах. Для измерения динамических давлений применяют напорные трубки. С учетом простоты монтажа и эксплуатации целесообразно использовать цилиндрические трубки с отбором плюсового (набегающий поток) и минусового (огибающий поток) динамических давлений отверстиями вверх и вниз по потоку, соответственно. Для минимизации динамических эффектов статическое давление целесообразно отбирать отверстием в стенке трубопровода. Плюсовое динамическое давление определяется как разность между плюсовым давлением в трубке и статическим давлением в трубе, минусовое динамическое давление - как разность между статическим и минусовым давлением.
Теоретический анализ показал, что массовое расходное паросодержание (степень сухости) и скорость пара на основе измеренных динамических давлений определяются формулами:
где х - массовое расходное паросодержание;
-
+
Δp и Δp - измеренное минусовое и плюсовое динамическое давление;
v" - скорость пара;
ρ" - плотность пара;
1
2
a и а - корректировочные коэффициенты.
1
2
Корректировочные коэффициенты зависят от особенностей конструкции трубки (диаметр трубки, диаметр отверстий и т.д.), технологии измерений (структура потока, глубина ввода трубки и т.д.), а в случае определения средних по сечению паросодержаний и скоростей - еще и от распределения скоростей и концентраций фаз по сечению трубы. При выборе трубки и технологии измерений необходимо обеспечить устойчивость к локальным возмущениям и стремиться к минимизации создаваемого перепада давления в трубе. Заметим, что в любом случае корректировочные коэффициенты должны устанавливаться экспериментально. Например, обобщение экспериментальных данных по реализации предлагаемого способа на скважине 013 Мутновского месторождения (Россия) для определения средних по сечению трубы параметров при расположении точек отбора динамических давлений на удалении от стенки на 1/3 радиуса трубы позволило установить значения коэффициентов a=1,5 и а=1,4.