СПОСОБ ПОВЫШЕНИЯ ТОЧНОСТИ ИЗМЕРЕНИЙ РАСХОДА ЖИДКОСТИ ТУРБИННЫМ СЧЕТЧИКОМ ПРИ НАЛИЧИИ СВОБОДНОГО ГАЗА Российский патент 2022 года по МПК E21B47/10 

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и предназначено для идентификации прорыва газа в турбинном счетчике за счет резкого увеличения частоты вращения лопастей турбины.

Известно устройство для измерения продукции нефтедобывающих скважин [RU 69143, МПК E21B 43/00, опубл. 10.12.2007], содержащее измерительную секцию с трубопроводом для прохода потока нефтеводогазовой смеси, при этом измерительная секция включает в себя средства для измерения мгновенного значения плотности нефтеводогазовой смеси. Включает в себя переключатель скважин, входной трубопровод, сепаратор для предварительного разделения смеси на составляющие, одна из которых содержит преимущественно жидкие фазы, а вторая преимущественно газообразную фазу исходной смеси, трубопроводы для отвода из сепаратора преимущественно газообразной и преимущественно жидкостной составляющей исходной смеси, каждая из которых снабжена массовым кориолисовым расходомером для измерения значения массового расхода через соответствующий трубопровод. Значение объемной доли воды в разгазированной нефти определяется непосредственно по показаниям оптической части влагомера.

Недостатком известного устройства является сложность вычислений системы трансцендентных уравнений с двумя неизвестными, численно решая которую получают значения обводненности смеси и содержанием в ней свободного газа, что может привести к ошибкам при алгебраических преобразованиях известных зависимостей и закономерностей, а также дополнительные затраты на покупку и установку оптического влагомера.

Известно устройство и способ для измерения дебита нефтяных скважин [RU 2761074, МПК E21B 47/10, опубл. 03.12.2021], содержащее сепаратор, входную и выходную линии, соединенные со счетно-решающим блоком, расходомер, датчики давления и температуры, запорный клапан, установленные на измерительной линии, сообщенной со сборным коллектором, и верхняя часть сепаратора через газовую трубу, сифон, каплеотбойник и выходную линия соединена через расходомер непосредственно с общей измерительной линией, а нижняя часть сепаратора через задвижки соединена трубой со сборным коллектором, при этом верхняя часть сепаратора связана газовой линией со сборным коллектором через расходомер по газу и запорный клапан, с датчиками давления и температуры, которые соединены со счетно-решающим блоком и газовая труба сепаратора разделена по сечению на сифоны, а окончание каждого сифона, выполнено гидроциклонами, установленными по уровню снизу вверх в каплеотбойнике, согласно изобретению нижняя часть сепаратора с внешней его стороны соединена с каплеотбойником жидкостной линией, где установлен плотномер, а верхняя часть сепаратора с внешней его стороны газовой трубой связана с каплеотбойником на жидкостной линии через два сифона один, из которых заканчивается на жидкостной линии гидроциклоном, находящимся на жидкостной линии ниже по уровню второго гидроциклона, на котором заканчивается второй сифон, где происходит окончательное перекрытие газовой фазы жидкой фазой и у которого начало на газовой трубе по уровню ниже уровня его окончания гидроциклоном, а выходная и измерительная линии, запорный клапан смонтированы вертикально вместе с расходомером.

Недостаток известного аналога заключается в необходимости дополнительного учета плотности, для чего требуется наличие плотномера и датчиков давления и температуры, вследствие чего возникают дополнительные затраты на техническое обслуживание, калибровку, поверку.

Известен способ измерения дебита нефтяных скважин и устройство для его осуществления [RU 2351757, МПК E21B 47/10, опубл. 10.04.2009], состоящий из газосепаратора с продуктоотборником и поплавком, связанным с заслонкой на газовой линии, сообщающей газосепаратор через объемный и массовый расходомеры и клапан с общей линией. Газосепаратор также сообщен с аварийной емкостью и связан с общей линией через гравитационный сепаратор с сифонным продуктоотборником, а через объемный и массовый расходомеры и клапан-жидкостной линией. Заслонка оборудована байпасом, включающим компенсационную емкость и клапан. Имеется блок вычисления, учета добычи, регистрации и анализа результатов измерения. Клапаны выполнены с фиксацией крайних положений и с возможностью открытия прохода сверх номинала. Способ включает отделение газовой фазы от жидкой, замер расхода и вычисление ее плотности, двухэтапное разделение жидкой фазы: предварительное - в процессе ее накопления и окончательное - гравитационной сепарацией после дросселирования отдельных капель нефти на компоненты. Технической задачей изобретения является повышение точности, качества и надежности замера дебита нефтяной скважины, по каждому компоненту ее продукции отдельно, за счет повышения эффективности и качества разделения нефтеводогазовой смеси и отстоя нефти, дублирования замеров и эффективной защиты устройства замера от резкого повышения давления газовой фазы в случае поступления из скважины газового «пузыря», контролируя перепады давления датчиком давления, решается согласно изобретению тем, что измеряют мгновенные объемный и массовый расходы газовой фазы и вычисляют ее плотность, жидкую фазу предварительно разделяют в процессе ее накопления, в результате которого ассоциируют отдельные капли нефти в отдельные интегрированные скопления, затем дросселируют и подают на гравитационную сепарацию, где окончательно разделяют ее на нефть и воду.

Недостатком данного устройства является трудоемкий и энергозатратный процесс замера и вычисления плотности газовой фазы и жидкой, двухэтапное разделение жидкой фазы: предварительное - в процессе ее накопления и окончательное - гравитационной сепарацией после дросселирования отдельных капель нефти на компоненты. Отбор поочередно порций каждого компонента, затем дублированный замер расходов компонентов и вычисление их плотностей, определение дебита скважин по компонентам отдельно и учет добычи, необходимость использования датчика давления, что приводит к дополнительным экономическим затратам, а также снижение точности вычислений за счет возможности допуска ошибок при расчетах, а также высокая стоимость и сложность техники кориолисового расходомера.

Способ повышения точности измерений расхода жидкости турбинным счетчиком при наличии свободного газа заключается в том, что в качестве расходомера используется турбинный определитель расхода сырой нефти, состоящий из первичного преобразователя расхода, направляющего аппарата и турбины, вторичного преобразователя с встроенным вычислительным блоком.

Задачей, на решение которой направлено заявляемое техническое решение, является повышение точности определения расхода за счет исключения некорректных измерений жидкости из-за наличия газа и своевременное предотвращение пропуска газа в нижний слив для жидкости.

Технический результат изобретения по повышению точности измерений расхода жидкости турбинным счетчиком при наличии свободного газа достигается тем, что вычислительный модуль регистрирует и передает на верхний уровень сигнал о некорректности измерений при прорывах газа. Естественное гидравлическое сопротивление отводящего трубопровода, на котором установлен расходомер, формируют характер нормального изменения частоты при наличии течения жидкости. Сигналы о наличии свободного газа и некорректности измерений регистрируются при аномальном изменении частоты в единицу времени, характеризующимся:

- выходом значения частоты вращения турбины за пределы 3 δ (среднеквадратическое отклонение), определяемых по тренду дебита жидкости за предыдущий период;

- выходом значений частоты вращения турбины за пределы 25% относительно тренда предыдущих измерений в течение 1 секунды.

Краткое описание чертежей.

На фиг. 1 представлен график регистрации отклонения более 3δ, на котором показано изменение частоты вращения турбины в течение промежутка времени. При прорыве газа тренд турбинного расходомера выходит за верхнюю границу 3δ (точка измерений 15). На фиг. 2 представлен график регистрации отклонения в 25% со временем. После прорыва газа, что соответствует резкому увеличению частоты, так же резко восстанавливается частота, при этом нормальное увеличение дебита повышается.

Таким образом, изобретение позволяет идентифицировать прорыв газа в турбинном счетчике за счет резкого увеличения частоты вращения лопастей турбины в системах измерения дебита и не учитывать эти измерения при определении расхода без установки дополнительных влагомеров, плотномеров, датчиков давления и КИП.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и предназначено для идентификации прорыва газа в турбинном счетчике за счет резкого увеличения частоты вращения лопастей турбины. Техническим результатом является повышение точности измерений расхода жидкости турбинным счетчиком при наличии свободного газа. Заявлен способ повышения точности измерений расхода жидкости, характеризующийся тем, что осуществляют измерение расхода сырой нефти турбинным расходомером, состоящим из первичного преобразователя расхода, направляющего аппарата, турбины, и вторичного преобразователя с встроенным вычислительным блоком. При этом расходомер устанавливают на отводящий трубопровод, создающий естественное гидравлическое сопротивление, формирующее характер нормального изменения частоты при наличии течения жидкости. Посредством вычислительного блока регистрируют и передают на верхний уровень сигнал о некорректности измерений при прорывах газа. При этом сигналы, идентифицирующие прорыв газа и некорректности измерений, регистрируют при аномальном резком увеличении частоты вращения лопастей турбины. Причем указанные сигналы характеризуются выходом значения частоты вращения турбины за пределы 3δ - среднеквадратического отклонения, определяемый по тренду дебита жидкости за предыдущий период и/или выходом значений частоты вращения турбины за пределы 25% относительно тренда предыдущих измерений в течение 1 секунды. 2 ил.

Способ повышения точности измерений расхода жидкости, характеризующийся тем, что осуществляют измерение расхода сырой нефти турбинным расходомером, состоящим из первичного преобразователя расхода, направляющего аппарата, турбины, и вторичного преобразователя с встроенным вычислительным блоком, при этом расходомер устанавливают на отводящий трубопровод, создающий естественное гидравлическое сопротивление, формирующее характер нормального изменения частоты при наличии течения жидкости, посредством вычислительного блока регистрируют и передают на верхний уровень сигнал о некорректности измерений при прорывах газа, при этом сигналы, идентифицирующие прорыв газа и некорректности измерений, регистрируют при аномальном резком увеличении частоты вращения лопастей турбины, причем указанные сигналы характеризуются выходом значения частоты вращения турбины за пределы 3δ - среднеквадратического отклонения, определяемый по тренду дебита жидкости за предыдущий период и/или выходом значений частоты вращения турбины за пределы 25% относительно тренда предыдущих измерений в течение 1 секунды.