Главная страница  |  Описание сайта  |  Контакты
СПОСОБ ОПРЕДЕЛЕНИЯ РАСХОДА КОМПОНЕНТОВ МНОГОФАЗНОЙ СРЕДЫ
СПОСОБ ОПРЕДЕЛЕНИЯ РАСХОДА КОМПОНЕНТОВ МНОГОФАЗНОЙ СРЕДЫ

СПОСОБ ОПРЕДЕЛЕНИЯ РАСХОДА КОМПОНЕНТОВ МНОГОФАЗНОЙ СРЕДЫ

Патент Российской Федерации
Суть изобретения: Изобретение может быть использовано в информационно-измерительных системах нефтедобывающей и нефтеперерабатывающей промышленности для измерения содержания компонентов многофазной среды. Внутри трубопровода в контролируемом объеме потока устанавливают источник и приемник акустических импульсов. Фиксируют время прохождения импульсов через контролируемый объем. Определяют количество импульсов, не зарегистрированных в течение зафиксированного промежутка времени, и их долю по отношению к общему количеству импульсов. Измеряют скорость движения потока и вычисляют расход компонентов по приводимым формулам. Измерение скорости осуществляют методом корреляции, используя дополнительный контролируемый объем, расположенный со смещением по ходу движения потока, либо доплеровским методом. Изобретение позволяет более эффективно и с меньшими погрешностями определять расход компонентов потока нефти с неоднородностями в виде газовых пузырей. 1 ил.
Поиск по сайту

1. С помощью поисковых систем

   С помощью Google:    

2. Экспресс-поиск по номеру патента


введите номер патента (7 цифр)

3. По номеру патента и году публикации

2000000 ... 2099999   (1994-1997 гг.)

2100000 ... 2199999   (1997-2003 гг.)
Номер патента: 2138023
Класс(ы) патента: G01F1/74, G01F1/708, G01F1/66
Номер заявки: 98103920/28
Дата подачи заявки: 02.03.1998
Дата публикации: 20.09.1999
Заявитель(и): Мельников Владимир Иванович; Дробков Владимир Петрович
Автор(ы): Мельников В.И.; Дробков В.П.
Патентообладатель(и): Мельников Владимир Иванович; Дробков Владимир Петрович
Описание изобретения: Изобретение относится к измерительной технике и может быть использовано в информационно-измерительных системах нефтеперерабатывающей, нефтедобывающей, химической и других отраслях промышленности для измерения содержания компонентов многофазной среды.
Известен способ измерения массового расхода жидких и газообразных сред, сущность которого заключается в следующем. В поток излучают акустическую цилиндрическую волну и измеряют ее частоту, по которой определяют плотность среды. Дополнительно в поток излучают нормальную волну по частоте, соответствующей одной из критических ряда ωкр = a-1 (3,83; 7,02; 10,17; 13,32...) · с, где а - акустический радиус трубопровода, с - скорость звука в среде. Изменяют частоту до достижения нового значения критической частоты и измеряют разность между значениями частот, по которой определяют величину объемного расхода. Произведением объемного расхода на плотность вычисляют массовый расход среды.
По мнению авторов изобретения, этот способ позволяет осуществить измерение массового расхода среды с высокой степенью точности.
Однако рассматриваемый способ разработан на основе модели жидкой или газообразной фазы. И для случая многофазных многокомпонентных сред он не подходит из-за высоких погрешностей при определении их реального состава.
Наиболее близким к изобретении по составу контролируемой среды и по реализации является флуктуационный способ определения расхода компонентов двухфазного трехкомпонентного потока [2]. Поток представляет собой жидкую фазу, состоящую из нефти и воды с неоднородностями в виде различного размера газовых пузырей. Перемещение фаз внутри трубопровода происходит с разными скоростями Vж и Vг соответственно. Поток облучают импульсами энергии от источника, расположенного снаружи трубопровода. В качестве источника энергии используют либо ультразвуковой преобразователь, либо гамма источник. Регистрацию прошедших через среду импульсов осуществляют с помощью находящегося напротив источника, на противоположной стороне трубопровода приемника излучения. Последний соединен с измерительной системой, блоки которой рассчитаны на измерение флуктуационной плотности: ρж, ρг и ρc, где ρж - высокочастотное колебание плотности, ρг - низкочастотное колебание плотности, а ρc - значение средней плотности смеси.
Благодаря учтенным в измерительной схеме закономерностям, определяют расход компонентов в зависимости от физических параметров компонентов потока, а именно:
Qг= Vг·S·ϕг;
Qж= Vж·S·(l-ϕж);
где Qг и Qж - соответственно расход газовой и жидкой фаз;
Vг и Vж - соответственно скорость движения газовой и жидкой фаз;
S - поперечное сечение трубопровода;
ϕг - объемная концентрация газа.
Для определения объемного расхода нефти вводят значение плотности нефти ρн и воды ρв, а затем по формуле
ϕн= (ρвж)/(ρвн)
определяют объемную концентрацию нефти в жидкой фазе. Объемный расход нефти вычисляют по формуле:
Qн= ϕн·Qж
Однако известный способ, принятый авторами за прототип, имеет существенные недостатки. В частности, при использовании в качестве источника импульсов акустических преобразователей возникают весьма большие потери ультразвука в многофазной среде. Это происходит из-за того, что источник и приемник расположены с наружной стороны трубопровода на довольно значительном удалении друг от друга. Поэтому в реальных условиях эксплуатации принять излучаемые импульсы не удается. Опытным путем обнаружено, что уменьшение амплитуды ультразвуковых импульсов на частоте 3 Мгц в водонефтегазовой эмульсии может составить величину порядка 10000 дБ/м.
В качестве источника излучения в способе по прототипу рассмотрен также γ-излучатель. Однако применение последнего ограничено его потенциальной опасностью, необходимостью охраны и специального обслуживания. Кроме того, модель контролируемой среды и разработанные на ее основе расчеты не отражают существующих в реальности условий. Поэтому способ по прототипу малоэффективен для реализации на практике, т.к. предлагаемый алгоритм пригоден для расчетов лишь в условиях стационарного течения потока.
Поэтому задачей изобретения является создание способа, позволяющего эффективно и достоверно осуществлять контроль за расходом компонентов многофазной многокомпонентной среды.
Поставленная задача решается благодаря способу определения расхода компонентов многофазной среды, например, в виде жидкой фазы из нефти и воды с газовыми образованиями в трубопроводе, включающему зондирование потока исходящими от источника излучения перпендикулярно к оси трубопровода акустическими импульсами, регистрацию прошедших через среду импульсов расположенным напротив источника излучения приемником, измерение параметров принятых импульсов и расчет по ним физических параметров компонентов среды, в котором, в соответствии с изобретением, зондирование и регистрацию импульсов проводят внутри трубопровода в ограниченном контролируемом объеме потока, образованном парой - источник излучения - приемник, фиксируют время прохождения импульсов через контролируемый объем, определяют количество исчезнувших импульсов No в течение зафиксированного промежутка времени и долю их d по отношению к общему количеству импульсов N, измеряют скорость движения потока, а затем вычисляют расход компонентов по формулам:
Qг = V·S·d
Qн= V·S·(1-d)·(τ-τв)/(τнв);
Qв= V·S·(1-d)·(τн-τ)/(τнв),
где Qг, Qн и Qв - объемные расходы газа, нефти и воды соответственно;
V- скорость движения потока;
S - поперечное сечение трубопровода;
d - доля количества исчезнувших импульсов от общего количества импульсов, равная No/N,
τ, τн и τв - соответственно время прохождения импульсов через контролируемый объем в процессе измерения в многофазном потоке внутри трубопровода, время прохождения импульсов в нефти и воде, измеренное при калибровке аппаратуры.
Причем для измерения скорости движения потока дополнительно по ходу движения его устанавливают источник излучения, зондируя поток импульсами, направленными либо перпендикулярно к нему, либо навстречу.
Одним из отличительных признаков изобретения, определяющим принципиально иной, по сравнению с прототипом, подход к оценке расхода компонентов многофазной среды, является размещение внутри потока в трубопроводе УЗ-источника излучения и приемника и подбор оптимального расстояния между ними с образованием ограниченного контролируемого объема. Разработчики способа исследовали закономерности изменения акустических импульсов, проходящих в ограниченном объеме между источником излучения и приемником в течение определенного промежутка времени. Причем исчезновение импульсов свидетельствовало о нахождении в контролируемом объеме газовых образований, а регистрация прошедших импульсов позволяла определить расход компонентов жидкой фазы. При этом при наличии в смеси трех компонентов - газа, нефти и воды - в формулах для определения их расхода постоянными величинами являются значения скорости потока и поперечного сечения трубопровода. Переменными же величинами являются доля исчезнувших импульсов d для газа, а для компонентов жидкой фазы коэффициент, равный (l-d), и коэффициент, полученный из соотношений между интервалами времени прохождения акустических импульсов в контролируемой среде, чистой нефти и воде: τ, τн и τв. При определении содержания нефти справедливо соотношение:
(τ-τв)/(τнв), а при определении содержания воды: (τн-τ)/(τнв).
Приведенные выше соотношения обусловлены физической природой компонентов: скорость звука в воде выше скорости звука в нефти, а скорость звука в смеси вода - нефть зависит линейно от объемной концентрации воды и нефти.
Появление в ограниченном объеме газовых включений приводит к полному затуханию ультразвуковых импульсов, вызванному практически нулевым акустическим волновым сопротивлением газовой фазы.
Измерение скорости движения потока осуществляют либо методом корреляции, используя дополнительный контролируемый объем, расположенный со смещением по ходу движения потока, и фиксируя пульсации амплитуд принятых импульсов в первом и втором контролируемых объемах, либо доплеровским методом, зондируя движущийся поток импульсами от дополнительного источника, направленными навстречу потоку.
В патентной и научно-технической литературе не обнаружены сведения о заявляемом объекте изобретения с аналогичной совокупностью существенных признаков.
Для иллюстрации реализации предлагаемого способа представлен чертеж.
Внутри трубопровода 1 в потоке многофазной среды 2 расположены источник излучения 3 и приемник 4, образующие контролируемый объем 5. Расстояние между источником и приемником, их линейные размеры определяют из следующих условий. Во-первых, амплитуда принимаемых импульсов должна быть существенно выше уровня шумов (не менее чем в 10 раз) в реальных условиях эмульгирования водо-нефте-газового потока. Во-вторых, время пробега импульсов от излучателя к приемнику должно быть достаточно большим для определения временных интервалов с необходимой точностью.
Импульсы с выхода генератора 6 преобразуются в акустические, излучаются источником 3, проходят контролируемый объем 5, принимаются приемником 4 и подаются на блок измерения временных интервалов 7 и блок измерения амплитуды импульсов 8.
Для вычисления скорости потока методом взаимной корреляции по ходу движения потока устанавливают дополнительную пару - источник излучения 9 - приемник 10, образующие второй контролируемый объем 11. Приемник подключен ко второму блоку измерения амплитуды импульсов 12. Блоки 7, 8, 12, а также синхровыход генератора 6 подключены к электронно-вычислительному блоку 13.
Блок 13, выполненный на базе, например, микропроцессора, производит следующие вычисления:
- определение функции взаимной корреляции пульсаций амплитуд акустических сигналов, прошедших контролируемые объемы 5 и 11, координата максимума которой τкор, связана со скоростью потока соотношением:
V = L/τкор,
где L - расстояние между контролируемыми объемами 5 и 11;
- определение доли исчезнувших импульсов в контролируемом объеме 5 по резкому уменьшению амплитуды импульсов на выходе блока 8 (более чем в 2 раза), d-No/N,
- определение интервала времени между посылкой импульса генератором 6 и его приемом блоком 7, τ;
- определение расхода компонентов среды по формулам:
Qг = V·S·d;
Qн= V·S·(1-d)·(τ-τв)/(τнв);
Qв= V·S·(1-d)·(τн-τ)/(τнв).
Перед началом эксплуатации измерительную систему калибруют в товарной нефти и подтоварной воде на объекте измерений, погружая датчик сначала в нефть и фиксируя τн, а затем - в воду, фиксируя τв. Эти данные вводятся в блок 13.
Авторами был изготовлен опытный образец прибора НВГР-1, с помощью которого был реализован заявляемый способ. Испытания прибора проводились на Первомайском месторождении Краснокамского участка нефтедобычи ЗАО "Лукойл-Пермь" (куст скважин N 4) в декабре 1997 года.
По результатам испытаний сделаны следующие выводы.
Заложенные алгоритмы обработки сигналов в целом адекватно отражают реальные процессы движения среды в выкидном трубопроводе нефтедобывающей скважины.
Численные значения параметров, полученных при проведении измерений, близки к измеренным с помощью штатных измерительных систем и величинам, полученным при лабораторных исследованиях.
Источники информации:
1. П. РФ N 2068543, G 01 F 1/66 от 27.10.96.
2. Кремлевский П.П. Расходомеры и счетчики количества, Л., Машиностроение, 1989, с. 645-649.
Формула изобретения: Способ определения расхода компонентов многофазной среды в виде жидкой фазы из нефти и воды с газовыми образованиями, включающий зондирование потока акустическими импульсами, направленными от источника излучения перпендикулярно к оси трубопровода, регистрацию прошедших через среду импульсов расположенным напротив источника излучения приемником и измерение скорости движения потока, отличающийся тем, что зондирование и регистрацию проводят внутри трубопровода в ограниченном контролируемом объеме потока, образованном парой источник излучения-приемник, фиксируют время τ прохождения импульсов через контролируемый объем, определяют количество исчезнувших импульсов N0 в течение зафиксированного промежутка времени и долю их d по отношению к общему количеству импульсов N, а затем вычисляют расход компонентов по формулам:
Qг=V · S · d;
Qн= V·S·(1-d)·(τ-τв)/(τнв);
Qв= V·S·(1-d)·(τн-τ)/(τнв),
где Qг, Qн, Qв - объемные расходы газа, нефти и воды соответственно;
V - скорость движения потока;
S - поперечное сечение трубопровода;
d = No/N;
τнв - время прохождения импульсов в нефти и воде, измеренное при калибровке аппаратуры.