ТУРБИННЫЙ РАСХОДОМЕР Российский патент 2015 года по МПК G01F1/12 

Изобретение относится к геофизическим исследованиям действующих нефтяных скважин и предназначено для оценки производительности погружных нефтяных насосов в процессе эксплуатации.

Существуют различные способы измерения скорости потока жидкости в скважине, используемые для изучения профиля притока и дебита, например с помощью вращающегося элемента механической турбинки.

Известен скважинный расходомер, реализующий этот метод, в котором используются гидродинамические турбинки и преобразователи числа оборотов турбинки в электрический сигнал (авт. св-во СССР №1270311, Ε21В 47/10, 1986).

Недостатком известного расходомера является изнашивание вращающихся турбинок под воздействием механических примесей, содержащихся в потоке жидкости, что искажает показания расходомера. С другой стороны, в процессе эксплуатации возможно образование асфальтосмолопарафиновых отложений (АСПО) на вращающихся элементах, что также приводит к снижению точности измерения и может вызвать заклинивание вращающихся турбинок.

Наиболее близким к заявляемому является турбинный расходомер, содержащий установленные в корпусе с возможностью вращения две винтовые турбинки с различными шагами винтовой линии лопасти, связанные между собой моментосоздающим узлом, размещенным в герметичном разделительном кожухе, и два узла съема сигнала (патент РФ №2193757, G01F 1/82, G01F 1/12, 2002).

Недостатком такого турбинного расходомера в скважинных условиях является наличие в объеме жидкости вращающихся элементов, что приводит к их повышенному износу. Кроме того, известный расходомер недостаточно надежен при использовании в осложненных скважинах в связи с отложениями парафина на его стенках и проникновением твердых частиц в зазор оси вращения, вызывающим остановку вращения турбинки.

Задачей настоящего изобретения является повышение надежности работы и, соответственно, увеличение срока эксплуатации погружного расходомера при использовании в скважинах, осложненных механическими примесями и АСПО.

Указанный технический результат достигается тем, что в турбинном расходомере, содержащем расположенные в корпусе турбинки с различными шагами винтовой линии лопастей и узлы съема сигнала, согласно изобретению турбинки и узлы съема сигнала расположены на отделенных друг от друга валах, установленных без возможности вращения, при этом узлы съема сигнала оборудованы статическими тензодатчиками крутящего момента.

Для обработки сигнала возникающего статического крутящего момента на валу тензодатчика крутящего момента расходомер может быть снабжен микроконтроллером.

Предпочтительно использование турбинок с соотношением шагов винтовых линий лопастей, равным 1:3. Такое соотношение шагов винтовых линий лопастей обеспечивает значимую разницу в создаваемом статическом крутящем моменте и позволяет снизить влияние погрешности измерения электрического сигнала на точность определения расхода.

Изобретение поясняется чертежом, где схематически представлен предлагаемый турбинный расходомер в разрезе.

Турбинный расходомер содержит цилиндрический корпус 1 с тремя направляющими аппаратами 2, 3, 4, внутри которых установлены статические тензодатчики крутящего момента 5, 6, 7, размещенные на неподвижных валах 8, 9, 10, соответственно. Статические тензодатчики 5, 6, 7 являются одновременно узлами съема сигнала. На валах 8, 9, 10 жестко закреплены турбинки 11, 12, 13, имеющие различный шаг линии винтовой лопасти. По ходу движения жидкости турбинки 11, 12, 13 расположены последовательно с уменьшением шага винтовой линии лопасти от турбинки 13 к турбинке 11, при этом на турбинке 13 шаг винтовой линии лопасти в три раза длиннее, чем на турбинке 12, а шаг винтовой линии лопасти на турбинке 11 в три раза короче шага на турбинке 12. Направляющие аппараты 2, 3, 4 предназначены для выпрямления потока после прохождения через турбинки 11, 12, 13, соответственно. Валы 8, 9, 10 разнесены друг от друга на некоторое расстояние, препятствующее их взаимодействию, и вмонтированы в соответствующий статический тензодатчик крутящего момента 5, 6, 7. Вращению турбинок 11, 12, 13 препятствуют реактивные моменты, создаваемые в статических тензодатчиках 5, 6, 7. Турбинки 11, 12, 13, установленные в корпусе 1 без возможности вращения, меньше подвергаются воздействию механических примесей, содержащихся в проходящем вокруг них потоке жидкости, что способствует более длительному сохранению работоспособности расходомера.

Размещаемый в скважине расходомер связан с установленным на поверхности микроконтроллером (не показан), принимающим электрические сигналы от статических тензодатчиков 5, 6, 7 для дальнейшей обработки.

Расходомер работает следующим образом.

Поток жидкости, проходящий через корпус расходомера 1, сначала попадает на первую неподвижную турбинку 13, где, двигаясь вдоль его лопасти по спирали, закручивается, создавая при этом статический крутящий момент, который передается через вал 10 на тензодатчик 7, в котором создается статический момент, который преобразуется в электрический сигнал, передаваемый на микроконтроллер. Выходящий из турбинки 13 закрученный поток жидкости переходит в направляющий аппарат 4, где происходит его выпрямление, после чего поток направляется на вторую турбинку 9, имеющую меньший шаг винтовой линии лопасти. Поэтому при прохождении через турбинку 9 поток закручивается более интенсивно и создает новый статический крутящий момент, который, аналогично вышеописанному, через вал 9, установленный в статическом тензодатчике 6, также передается на микроконтроллер для обработки. Далее поток выпрямляется в направляющем аппарате 3, после чего попадает в третью турбинку 11 с еще меньшим шагом винтовой линии лопасти, где так же, как и в предыдущих случаях, производится измерение нового статического крутящего момента и преобразование его в электрический сигнал.

В результате на микроконтроллере появляются значения электрического сигнала с трех статических тензодатчиков крутящего момента, которые отличаются друг от друга, т.к. турбинки имеют разный шаг винтовой линии лопасти, и, соответственно, на каждой турбинке создается отличный от других крутящий момент. После обработки этих сигналов с помощью программы выдается информация о величине расхода, вязкости протекающей жидкости и ее плотности. Сигналы могут быть обработаны и на любом другом вычислительном устройстве, имеющем входы для измерения напряжения.

В случаях, когда плотность жидкости известна и остается неизменной или изменяется незначительно в процессе замеров, а расходомер откалиброван в лабораторных условиях на жидкостях с разной вязкостью, достаточно использовать расходомер с двумя турбинками и, соответственно, двумя узлами съема сигналов. Если же в процессе замеров меняются оба параметра: вязкость и плотность жидкости, то необходимо использовать расходомер с тремя турбинками и, соответственно, тремя узлами съема сигналов, как показано на чертеже.

Функциональная зависимость крутящего момента для каждой из трех турбинок M1, М2 и М3 от параметров протекающей жидкости имеет следующий общий вид:

М1=f1(Q,υ,ρ,m_i), i=1...n,

М2=f2(Q,υ,ρ,m_i), i=1...n,

М3=f3(Q,υ,ρ,m_i), i=1...n,

где Q - объемный расход жидкости, υ - вязкость жидкости, ρ - плотность жидкости, m_i - совокупность механических характеристик системы, которые известны и в процессе измерения не изменяются, n - их число. В полученной системе трех уравнений неизвестными являются три величины: Q, υ, ρ, поэтому данная система уравнений разрешима при проведении замеров для трех таких турбинок.

На микроконтроллере должна быть реализована математическая процедура, позволяющая решить данную систему уравнений. Результатом решения будут известные значения расхода, вязкости и плотности жидкости. Эта процедура может быть реализована разными способами, например, с помощью построения прямых функциональных зависимостей Q=Q(M1, M2, M3), υ=υ(Μ1,Μ2,Μ3), ρ=ρ(М1, М2, М3) по измеренным данным или с использованием технологии обучаемой нейросети с входными параметрами M1, М2, М3 и выходными Q, υ, ρ без построения явных зависимостей; возможны также любые другие численные алгоритмы решения.

Таким образом, предлагаемая конструкция позволяет повысить надежность работы и, соответственно, увеличить срок эксплуатации расходомера за счет отсутствия вращения турбинки в статическом тензодатчике крутящего момента и измерения статического крутящего момента на валу.

Изобретение относится к геофизическим исследованиям действующих нефтяных скважин и предназначено для оценки производительности погружных нефтяных насосов в процессе эксплуатации. Турбинный расходомер содержит расположенные в корпусе турбинки с различными шагами винтовой линии лопастей и узлы съема сигнала. Турбинки и узлы съема сигнала расположены на отделенных друг от друга валах, установленных без возможности вращения. Узлы съема сигнала оборудованы статическими тензодатчиками крутящего момента, которые преобразуют статический момент в электрический сигнал, передаваемый на микроконтроллер. Технический результат - повышение надежности работы и, соответственно, увеличение срока эксплуатации погружного расходомера при использовании в скважинах, осложненных механическими примесями и АСПО. 2 з.п. ф-лы, 1 ил.

1. Турбинный расходомер, содержащий расположенные в корпусе турбинки с различными шагами винтовой линии лопастей и узлы съема сигнала, отличающийся тем, что турбинки и узлы съема сигнала расположены на отделенных друг от друга валах, установленных без возможности вращения, при этом узлы съема сигнала оборудованы статическими тензодатчиками крутящего момента.

2. Расходомер по п. 1, отличающийся тем, что расходомер снабжен микроконтроллером для обработки сигналов статических тензодатчиков крутящего момента.

3. Расходомер по п. 1, отличающийся тем, что соотношение шагов винтовых линий лопастей турбинок равно 1:3.