способ определения массового расхода газожидкостной смеси

Формула изобретения

1. Способ определения массового расхода газожидкостной смеси, основанный на одновременном измерении объема газожидкостной смеси, нефти, воды и газа в многофазном потоке, проходящем по трубопроводу из скважины, заключающийся в том, что измерение объема газожидкостной смеси проводят по показаниям каждого из датчиков давления, температуры, емкости и активной проводимости, для чего измерительную систему для определения массового расхода встраивают в трубопровод, по которому проходит газожидкостная смесь из скважины, далее поступившую в измерительную систему смесь направляют в двухфазный газовый сепаратор, посредством которого смесь разделяют на две составляющие - газовую и водонефтяную фазы, газовую фазу направляют в газовый счетчик, посредством которого и определяют расход газа, а водонефтяную фазу фильтруют и передают на вход многофазного расходомера, в котором производят измерения емкости и активной проводимости с помощью датчиков, установленных в канале трубы Вентури многофазного расходомера, при этом последовательно производят измерение дифференциального давления в горловине трубы Вентури, определяют емкость и активную проводимость на электродах в канале трубы Вентури, снимают показания с датчика температуры и датчика газа, передают измеренные величины дифференциального давления и показания датчиков температуры, емкости и активной проводимости на преобразователи физических величин в электрические сигналы, производят подсчет объемного и массового расхода водонефтяной фазы газожидкостной смеси путем расчета переменного перепада давления и дифференциального давления, на основании которых, используя известные математические выражения и зная величину дифференциального давления и скорость потока, определяют плотность потока как частное от деления дифференциального давления на квадрат скорости, по полученным значениям плотности потока рассчитывают объем и соответственно массу водонефтяной фазы газожидкостной смеси по известному соотношению между плотностью потока, объемом и площадью сечения в суженной части горловины трубы Вентури многофазного расходомера, далее производят корректировку полученных результатов на основании поправочных коэффициентов, учитывающих состав смеси и соотношения между водяной и нефтяной фракциями, передают упомянутые электрические сигналы в блок памяти промышленного контроллера для хранения и последующей выдачи на персональный компьютер для обработки полученных результатов, далее в персональном компьютере на основании полученных данных измерений производят расчет массового и объемного расхода нефти, газа и воды с помощью встроенного в компьютер прикладного программного обеспечения и заложенных в программу расчетных соотношений и графических зависимостей в процентном соотношении между фракциями газожидкостной смеси, полученные результаты выдают на внешние устройства посредством линии связи.

2. Способ по п.1, заключающийся в том, что дополнительно измеряют температуру поступающей из скважины газожидкостной смеси, величину которой используют при расчете плотности многофазного потока и поправочных коэффициентов.

3. Способ по п.1, заключающийся в том, что многофазный расходомер устанавливают в вертикальном положении для исключения расслоения жидкости и минимизации абразивного износа многофазного расходомера, вызванного присутствием в потоке песка и мелких твердых частиц.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к области нефте- и газопромысловой геофизики и может быть использовано для определения массового расхода нефти, газа и воды в многофазном потоке, проходящем по трубопроводу из скважины.

При разработке месторождений нефти и газа возникает необходимость определения параметров потока, проходящего по трубопроводу из скважины, на предмет оценки перспективности разработки месторождений нефти и газа.

Известны способы определения текущей нефте- и газонасыщенности пород на основе применения импульсного нейтронного каротажа (ИНК) в случае двухфазного насыщения пород (вода-нефть или вода-газ) и достаточно высокой минерализации пластовых вод [1, 2, 3].

Известен способ раздельного определения текущей нефте- и газонасыщенности коллекторов, основанный на измерении сечения захвата тепловых нейтронов и регистрации гамма-квантов, образующихся при распаде активированных ядер кислорода, а также на последующей закачке жидкости с известными свойствами для изменения характера насыщения пластов, проведении очередных измерений сечения захвата и регистрации гамма-излучения активированных ядер кислорода. По результатам сопоставления данных до и после закачки жидкости определяют текущую нефте- и газонасыщенность коллектора [4].

Недостатками известных способов являются значительные временные затраты и высокая трудоемкость процессов определения параметров потока, а также необходимость проведения дополнительной защиты обслуживающего персонала от воздействия радиоактивного излучения.

Наиболее близким по технической сущности к предлагаемому способу является способ гидродинамических исследований скважин, включающий измерение давления, температуры и дебита газа на установившихся режимах работы скважины, обработку результатов и определение экспериментальных коэффициентов индикаторных линий. При этом рассчитывают дебиты для каждого режима по коэффициентам индикаторных линий текущего исследования и определяют показатель, характеризующий их отклонение от значений дебитов, полученных в результате измерений, затем по коэффициентам индикаторных линий, полученных при обработке предыдущих исследований, рассчитывают для каждого режима дебиты и определяют показатель, характеризующий их отклонение от дебитов, рассчитанных по коэффициентам индикаторных линий текущего исследования, при этом, если оба показателя меньше заданных значений, исследования завершают, а если один или оба показателя больше или равны заданным значениям, проводят дополнительные исследования для уточнения характеристик скважин [5].

Недостаток данного способа заключается в том, что расчет расхода производят только для установившегося режима работы скважины, на что требуется значительное время. Кроме того, точность расчетов по этому способу получается недостаточно высокой.

Целью изобретения является повышение точности определения расхода газожидкостной смеси и обеспечение защиты обслуживающего персонала от радиоактивного излучения.

Предлагаемый способ определения расхода газожидкостной смеси свободен от перечисленных недостатков. Он реализуется на основе одновременного измерения температуры, перепада давления и дебита нефти, газа и воды в многофазном потоке с использованием измерительной системы, включающей в себя двухфазный газовый сепаратор, счетчик газа и многофазный расходомер, обработки результатов измерений и определения индивидуальных компонент многофазного потока, таких как объем, масса и плотность газожидкостной смеси.

Предлагаемый способ по данным отечественных и зарубежных источников неизвестен, поэтому он соответствует критерию новизны и изобретательского уровня.

Сущность предлагаемого способа заключается в одновременном измерении объема газовой составляющей многофазного потока с помощью счетчика газа и водонефтяной фазы посредством многофазного расходомера, в котором производится подсчет объема и массы водонефтяной фазы, причем расчет производят методом переменного перепада давления (дифференциального давления), возникающего в суженном участке расходомера. При этом разность давлений в сужении и служит мерой расхода водонефтяной эмульсии, которая связана следующей зависимостью: разность давлений тем больше, чем больше расход протекающей через расходомер текучей среды.

На основании известных математических выражений, зная величину дифференциального давления, определяют плотность потока как частное от деления дифференциального давления на квадрат скорости потока. Затем, используя полученные значения плотности потока, рассчитывают объем и соответственно массу водонефтяной фазы газожидкостной смеси, проходящей через многофазный расходомер.

Суммарный расход нефти, газа и воды многофазного потока определяют на основании обработки результатов измерений в счетчике газа и многофазном расходомере и последующей корректировки результатов с учетом поправочных коэффициентов, которые учитывают состав смеси и соотношения между водяной и нефтяной фракциями. Эту корректировку проводят по результатам измерения емкости и активной проводимости в канале многофазного расходомера.

На чертеже представлена структурная схема устройства для осуществления предлагаемого способа.

Устройство содержит измерительную систему 1 в составе двухфазного газового сепаратора 2, фильтра 3, многофазного расходомера 4, счетчика газа 5, промышленного контроллера 6, включающего в себя электронный блок 7 в составе датчика температуры 8, датчика газа 9, датчика давления 10, датчика емкости 11, датчика активной проводимости 12 и функционального преобразователя 13, включающего в себя первый 14, второй 15, третий 16, четвертый 17, пятый 18 аналого-цифровые преобразователи и блок памяти 19, персональный компьютер 20, состоящий из системного блока 21, монитора 22, клавиатуры 23 и печатающего устройства 24, линию связи 25 для выхода на внешние устройства.

Устройство содержит измерительную систему 1, включающую в себя двухфазный газовый сепаратор 2, последовательно соединенные по текучей среде фильтр 3, вход которого соединен с выходом трубопровода А скважины, и многофазный расходомер 4, счетчик газа 5, при этом выход газовой фазы двухфазного газового сепаратора 2 через счетчик газа 5 соединен со входом трубопровода А скважины, по которому проходит газожидкостная смесь, а выход двухфазного газового сепаратора 2 по водонефтяной фазе через фильтр 3 соединен со входом многофазного расходомера 4, вывод водонефтяной фазы которого соединен с упомянутым входом трубопровода А скважины, промышленный контроллер 6 в составе электронного блока 7, включающего в себя датчик температуры 8, датчик газа 9, вход которого посредством электрической связи соединен с информационным выходом счетчика газа 5, датчик давления 10, датчик емкости 11, датчик активной проводимости 12 и функциональный преобразователь 13, включающий в себя первый 14, второй 15, третий 16, четвертый 17 и пятый 18 аналого-цифровые преобразователи и блок 19 памяти (постоянное запоминающее устройство), при этом первый, второй и третий выходы многофазного расходомера 3 посредством электрических связей соединены со входами соответственно датчика емкости 11, датчика давления 10 и датчика 12 активной проводимости, информационные (электрические) выходы датчика температуры 8, датчика газа 9, датчика давления 10, датчика емкости 11 и датчика 12 активной проводимости подключены соответственно ко входам первого 14, второго 15, третьего 16, четвертого 17 и пятого 18 аналого-цифровых преобразователей, выходы которых подключены соответственно к первому, второму, третьему, четвертому и пятому входам блока 19 памяти (постоянного запоминающего устройства), вход-выход которого является входом-выходом измерительной системы 1 и соединен с первым входом-выходом системного блока 21 персонального компьютера 20. Второй, третий и четвертый входы-выходы системного блока 21 персонального компьютера 20 подключены к входам-выходам соответственно монитора 22, клавиатуры 23 и печатающего устройства 24 (принтера), а к пятому входу-выходу системного блока 21 персонального компьютера 20 подключена линия связи 25 для выхода на внешние устройства.

Персональный компьютер 20 указанного состава может быть выполнен в соответствии со схемой и конструктивными решениями, приведенными в известной литературе [6].

По сравнению с прототипом получен следующий положительный эффект:

обеспечена возможность определения параметров многофазного потока газожидкостной смеси, проходящего по трубопроводу из скважины, без остановки процесса добычи нефти и газа;

повышена точность расчета параметров многофазного потока с 10-15 до 2-5 процентов;

обеспечена экологическая безопасность обслуживающего персонала на трубопроводе и специалистов, проводящих измерения непосредственно на месте эксплуатации;

обеспечена возможность дистанционного контроля параметров в реальном масштабе времени и одновременной передачи результатов контроля в центр управления, анализа и учета;

повышение производительности скважины за счет сокращения затрат и времени;

обеспечен непрерывный контроль расхода без закрытия скважины и измерение расхода без разделения нефти, воды и газа;

обеспечена мгновенная реакция на прорыв газа или воды;

позволяет значительно уменьшить затраты на монтаж и эксплуатацию;

требуется малый объем технического обслуживания, что также значительно уменьшает эксплуатационные затраты.

Источники информации

1. Буров Б.М. и др. К вопросу количественной оценки нефтенасыщенности по материалам ИННК. / Бюл. НТИ Мингео СССР. Серия «Региональная разведочная и промысловая геофизика», 1969, №17.

2. RU, авторское свидетельство №410353, кл. G01V 5/00, E21В 47/00, 1976.

3. US, патент №3817328, кл. Е21В 47/00, НКИ 166-250, 1974.

4. RU, патент №2232409, кл. Е21В 47/00, G01V 5/00, 2004.

5. RU, патент №2232266, кл. Е21В 47/00, 2004 (прототип).

6. Фигурнов В.Э. IBM PC для пользователя. Изд. 5-е исправл. и доп. - С.-Петербург, АО «Коруна», НПО «Информатика и компьютеры», 1994.