ВИЯ, выход третьего блока умножения соединен с вторым входом второго блока вычитания, выход первого блока умножения соединен с вторым входом второго блока умножения, причем выходы второго блока деления, первого блока умножения, второго блока умножения, второго блока вычитания и третьего блока умножения являются выходами расходомера
2. Расходомер по п. 1, о т л и чающийся тем, что блок приведения значения плотности нефти к условиям измерения содержит первый,второй и третий вычитатели, первый и второй умножители, усилитель, делитель напряжения, первый и второй потенцио- метры, причем средний вывод первого потенциометра соединен с первым входом первого вычитателя, второй вход
7018
которого является вторым входом блока и соединен с выходом усилителя и с первым входом первого умножителя, выход первого вычитателя соединен с входом делителя напряжения, выход которого соединен с вторым входом первого умножителя, выход последнего соединен с первым входом второго умножителя, выход которого соединен с вторым входом второго вычитателя, а первый вход вьиитателя соединен с выходом усилителя, выход второго вычита. теля является выходом блока, средний
вывод второго потенциометра соединен с вторым входом третьего вычитателя, первый его вход является первь1м входом блока, а выход соединен с вторым входом второго умножителя, первые выводы первого и второго потенциометров соединены с шиной питания, а вторые выводы - с общей шиной блока,
название | год | авторы | номер документа |
---|---|---|---|
Расходомер газонасыщенной нефти | 1980 |
|
SU901830A1 |
РАСХОДОМЕР ГАЗОНАСЫЩЕННОЙ НЕФТИ | 1996 |
|
RU2102708C1 |
Система управления бесконусным засыпным аппаратом доменной печи | 1984 |
|
SU1217884A1 |
Устройство преобразования напряжения для нечеткой системы управления охлаждением изделий | 2018 |
|
RU2712684C2 |
МАССОВЫЙ РАСХОДОМЕР ГАЗОЖИДКОСТНОГО ПОТОКА | 1997 |
|
RU2128328C1 |
Способ определения плотности жидкой фазы газоводонасыщенной нефти и устройство для его осуществления | 1983 |
|
SU1188583A1 |
УЛЬТРАЗВУКОВОЙ РАСХОДОМЕР-СЧЕТЧИК ГАЗА | 2007 |
|
RU2336499C1 |
МАССОВЫЙ РАСХОДОМЕР ГАЗОЖИДКОСТНОГО ПОТОКА | 2000 |
|
RU2178871C1 |
Быстродействующий дефаззификатор с использованием треугольных функций принадлежности | 2021 |
|
RU2759251C1 |
СИСТЕМА ИЗМЕРЕНИЯ СОДЕРЖАНИЯ КАПЕЛЬНОЙ ЖИДКОСТИ В ПОТОКЕ ПОПУТНОГО НЕФТЯНОГО ГАЗА | 2020 |
|
RU2750790C1 |
1, РАСХОДОМЕР ГАЗОВОДОНАСЫЩЕННОЙ НЕФТИ, содержащий два блока деления, блок определения- нефтесодержания, блок хранения значения п.потности нефти, блок хранения значения плотности воды, блок умножения, датчик температуры, датчик давления и блок вычитания, отличающийся тем, что, с целью повышения точности и, расширения функциональных возможностей, в него введены объемно-массовый расходомер нефтегазоводяной смеси, блок хранения значения плотности газа, блок хранения значения плотности жидкости, блок приведения значения плотности газ,а к условиям измерения, блок приведения значения плотности нефти к условиям измерения, блок вычисления доли жидкой фазы в смеси, второй и третий блоки умножения, второй блок вычитания, при этом выход Масса смеси объемно-массового расходомера нефтегазоводяной смеси соединен с первыми входами первого блока деления и первого блока вычитания соответственно, выход блока вычитания соединен с первым входом второго блока деления, выход Объем смеси объемно-массового расходомера соединен с вторым входом первого блока деления и первым входом первого блока умножения, второй вход которого соединен с выходом блока вычисления доли зкидкой фазы, первый и второй входь1 которого соединены соответственно с выходом первого блока деления, выходом блока приведения значения плотности газа- к условиям измерения, а третий вход соединен с выходом блока хранения значения плотности жидкости, с первым входом блока определения нефтесодержания и (Л первым входом второго блока умножения, первый, второй и третий- входы блока приведения значения плотности газа к условиям измерения соединены соответственно с выходом датчика давления и выходом датчика температуры соединенным с входом блока приведеел ния значения плотности нефти к условиям измерения, выходом блока хранения значения плотности газа, второй и третий входы бдока определения нефтесодержания соединены, соответ00 ственно с выходом блока приведения, значения плотности нефти к. условиям измерения, второй вход которого соединен с выходом блока хранения значения плотности нефти и с выходом блока хранения плотности воды, выход блока определения нефтесодержания соединен с вторым входом третьего блока умножения, первый вход которого соединен с первым входом второго блока вычитания, с выходом второго блока умножения и с BTopfaJM входом первого блока вычита
1
Изобретение относится к приборостроению и может быть использовано для измерения в продукции нефтяных скважин объема свободного газа, масс жидкой фазы, массы воды и массы нефти.
Известно устройство для измерения компонентов газоводонасьпденной . нефти, содержащее сепаратор и расходомеры жидкости и газа, включенные в разделенные потоки нефти и газа СОНедостатками этого устройства являются большая погрешность измерения расхода разделенных потоков расходомерами, измеряющими однофазные потоки из-за существенной зависимости качества сепарации, от скорости транспортирования смеси; сложность и громоздкость конструкций, трудоемкость эксплуатации.
Наиболее близким к предлагаемому является устройство для измерения расхода газоводонасыщенной нефти, содержащее два блока деления, блок определения нефтесодержания, блок хра- нения значения плотности нефти, блок хранения значения плотности , блок умножения, даТчик температуры, датчик давления и блок вычитания Г22.
Недостатком известного устройства является использование для вычисления отдельных компонентов газонасыщенной нефти в качестве условнопостоянной величины значения газового фактора. Использование значения газового фактора в качестве условнопостоянной величины сужает область применения расходомера. Так. наприме для скважин, эксплуатируемых газлифтным способом, газосодержание продукции нефтяных скважин искажено введением в эти скважины дополнительного газа, предназначрнного для подъема продукции скважины на дневную поверхность. Объем подачи дополнительного газа зависит от многих факторов технологического процесса при данном виде эксплуатации и не является постоянной величиной. Вторым, немаловажным недостатком использования значений газового фактора в качестве условно-постоянной величины является точность его определения на практике(даже для таких скважин,в которых газовый фактор не меняется в течение года) существующими методами.
Цель изобретения - повьшение точности и расширение области применения расходомера. Поставленная цель достигается тем, что в расходомер газоводонасыщениой нефти, содержа Ц 1й два 6JioK.a деления, блок определения нефтесодержания, блок хранения значения плотности нефти, блок хранения значе ния плотности воды, блок умножения, датчик температуры, датчик давления и блок вычитания, введены объемномассовый расходомер нефтегазоводяной смеси, блок хранения значения плотности газа, блок хранения значения плотности жидкости, блок, приведения значения плотности газа к условиям измерения, блок привед-ения значе:ния гаотности нефти к условиям измерения, блок вычисления доли жидкой фазы в смеси, второй и третий блоки умножения, второй блок вычитания, при этом выход Масса смеси объемно массового расходомера нефтегазоводяной смеси соединен с первыми входами Первого блока деления и первого блока вычитания соответственно, выход блока вычитания соединен с первы входом второго блока деления, выход Объем смеси упомянутого объемномассового расходомера.соединен с вто рым входом первого блока деления и первым входом первого блока умножения, второй вход которого соединен с выходом блока вычисления доли жидкой фазы, первый и второй входы которого соединены соответственно с выходом первого блока деления, выходом блока, приведения значения плотности газа к условиям измерения, а третий вход соединен с выходом блока хранения значения плотности жидкости с первым входом §л6ка определения нефтесодержания и первым входом второго блока умножения, первый, второй и третий входы блока приведения значения плотности газа к условиям изме рения соединены соответственно с выкодом датчика давления и выходом датчика температуры, соединенным с входом блока приведения значения пло .ности нефти к условиям измерения, вы ходом блока хранения значения плотности газа, второй и третий входы блока определения нефтесодержания соединены соответственно с выходом блока приведения значения плотности нефти к условиям измерения, второй. вход которого соединен с выходом бло ка хранения значения плотности нефти и с выходом блока хранения плотности воды, выход блока определения нефтесодержания соединен с вторым входомтретьего блока умножения, первый вход которого соединен с первым входом второго блока вычитания, с выходом второго блока умножения и с вторым входом первого блока вычитания, выход третьего блока умножения соеди 1ен с вторым входом второго блока вычитания, выход первого блока умножения соединен с вторым входом второго блока умножения, причем, выходы второго блока деления первого блока умножения, второго блока умножения, второго блока вычитания и третьего блока умножения являются выходами расходомера, БЛОК приведения значения плотности нефти к условиям измерения содержит первый-, второй и третий вычитатели, первый и умножители, усилитель, делитель напряжения, первый и второй потенциометры, причем средний вывод первого потенциометра соединен с первым входом первого вычитателя, второй вход которого является вторым входом блока и соединен с выходом уС11пителя и с первым входом первого умножителя, выход первого вычитателя соединен с входом делителя напряжения, выход которого соединен ;С вторым входом первого умножитепя, вьпсод последнего соединен с первым входом второго умножителя, выход которого- соединен с вторым входом второго вычитателя, а первый вход вычитателя соединен с выходом усилителя. Выход второго вычитателя является выходом блока, средний вывод второго потенциометра соединен с вторым входом третьего вычитателя, первый его вход является первыг-i входом блока, а выход соединен с вторым входом второго умножителя, первые выводы первого и второго потенциометров соединены с шиной питания, а вторые выводы - с общей .шиной блока. На фиг.1 представлена блок-схема пред-лагаемого расходомера газоводонасыщенной нефти; на фиг.2 и 3 функциональные схемы отдельных блоков. Устройство содержит (фиг.1) объемно-массовый расходомер 1 нефтегазовоДяной смеси, первый блок 2 деления, блок 3 вычисления доли жидкой фазы в смеси, блок 4 хранения величины Плотности газа, блок 5 приведения значения плотности газа к условиям измерения, блок 6 хранения значения плотности жидкости, первый блок 7 умножения, в-торой блок 8 умножения , первый блок 9 вычитания, второй блок 10 деления, датчик 11 температуры, датчик 12 давления, второй блок 13 вьгчитания, блок 14 определения нефтесодержания, блок 15 хранения значения плотности нефти, блок 16 приведения значения плотности нефти к условиям измерения, блок 17 хранения значения плотности воды 17, третий блок 18 умножения.
Элементы схемы соединены следующим образом. Объемно-массовый расходомер 1 своим выходом Объем смеси подсоединен к вторым входам блока 2 деления и первого блока 7 умножения , Выход Масса смеси объемно-массового расходомера 1 подсоединен к первым входам первого блока 9 вычитания и первого блока 2 деления. Датчик 1 1 температуры подсоединен к третьему входу блока 5 приведения значения плотности газа к условиям измерения и к первому входу блока 16 приведения значения плотности нефти к условиям измерения. Второй вход последнего соединен с выходом блока 15 хранения значения плотности нефти. Выход блока 16 соедийен с вторым входом блока 14 определения нефтесодержания, третий вьрсод последнего соединен с выходом блока 17 хранения плотности воды. Выход блока 6 хранения величины плотности жидкости соедин.ен с первым входом блока .14 определения нефтесодержаний, с третьим входом блока 3 вычисления доли жидкой фазы в смеси и с вторым входом второго блока 8 умножения. Выход датчика 12 давления соединен с вторым входом блока 5 приведения плотности газа к условиям измерения, выход которого соединен с вторым входом блока 3 вычисления доли жидкой фазы в смеси, выход; этого блока соединен с вторым входом первого блока 7 умножения, выход последнего соединен с первым ззходом второго блока 8 умножения. Выход блока соединен с вторьм входом первого блока 9 вычитания, первым входом второго блока 13 вычитания, и с первым входом третьего блока 18 умножения, а также с выходом сигнала пропорционального массе жидкой фазы Мж. Выход блока 14 определения нефтесодержания соединен с вторым вхо- дом третьего блока 18 умножения.
выход которого соединен с входом второго блока 13 вычитания и с выходом сигнала, пропорционального массе нефти Мн. Выход второго блока 13 вычитания соединен с выходом сигнала, пропорционального массе воды Мв. Выход блока 4 хранения значения плотности газа соединен с первым входом блока 5 приведения значения плотности газа к условиям измерения и с вторым входом второго блока 10 деления, первый вход этого блока соединен с выходом, первого, блока 9.вьиитания, а выход является выходом сигнала, пропорционального объему газа, соответствующему стандартньм условиям. Выход первого блока 2 деления соединен с первым входом блока 3 вычисления доли жидкой фазы в смеси.
Устройство работает следующим образом.
Сигнал, пропорциональньй массе смеси и объему смеси с выходов объемно-массового расходомера нефтегазоводяной смеси 1 поступает на первый блок 2 деления, в котором вычисляется плотность смеси:
J.
Ос.
Сигнал, пропорциональный значению )р„ с блока 2 подается на первый вход блока 3 .вычисления доли жидкой фазы в сМеси, на..его второй вход подается сигнал, пропорциональньй значению плотности газа из блока 4 хранения величины плотности газа через блок.5 приведения значения плотности газа к условиям измерения. При этом происходит коррекция значения р сигналами от датчика 11 температуры и датчика давления 12, которые подключены соответственно к второму и третьему входам блока 5. На третий вход блока 3 подается сигнал, пропорциональный значению плотности жидкой фазы из блока 6 хранения величины плотности жидкости Блоком 3 вычисляется значение доли жидкой фазы f., в смеси. С выхода блока 3 сигнал подается на первый вход первого блока 7 умножения, на второй вход которого поступает сигнал, пропорциональньй объему с объемномассового расходомера нефтегазоводяной. смеси 1. На выходе блока 7 формируется сигнал в соответствии с ,выражением .., , далее этот сигнал поступает на первый вход второго бло ка 8 умножения, на второй вход которого поступает сигнал, пропорциональ ный значению плотности жидкости Ч .е с блока 6. На выходе блока 8 формируется сигнал, пропорциональный массе жидкой фазы .,,,. Этот сигнал поступает на второй вход блока 9, на первьй вход которого подается сигнал, пропорциональный массе смеси от блока 1. На выходе блока 9 присутствует сигнал, пропорциональный массе газа г . который поступает на первый вход блока 10, на второй вход которого поступает сигнал с блока 4, пропорциональный гшотности газа j. На выходе блока 10 , М . присутствует сигнал (объем газа), приведенный к стандартным условиям. Так же с выхода блока 8 сигнал, пропорвдональный М поступает на первый вход третьего блока 18 умножения и на первый вход второго бло ка 13 вычитания. На второй вход блок 18 подается сигнал, пропорциональный значению нефтесодержания с блока 14. Для вычисления Ч, блоком 14 на первый его вход подается сигна от блока 6, пропорциональный .ц , на втор.ой вход - сигнал от блока 15, пропорциональный р через блок 16, который приводит значение f к условиям, соответствующим измерению среды при текущей температуре f p(1-pii), для чего на второй вход блока 16 подается сигнал с выхода датчика 11 температуры, на третий вход подается сигнал, пропорциональный плотности воды fd с блока 17. На выходе блока 18 формируется сигнал Мц М, VH (масса нефти) , кото рьш подается на второй вход блока 13, на выходе этого :блока получается сигнал Ма М - Мц (масса воды в о -1,11 продукции нефтяной скваясины) . Таким образом, на выходе блока 10 имеется сигнал, пропорциональный объему газа Q(для стандартных условий) , на выходе блока 8 - сигнал,. пропорциональ ный массе жидкой фазы М;, на выходе блока 12 - сигнал, пропорциональйьй массе нефти М, на выходе блока 13 сигнал, пропорциональный массе воды, а на выходе блока 7 - сигнал, пропорциональный объему жидкости. Продукция нефтяных скважин представляет собой двухфазный трехкомпонентный поток (без учета механических примесей), образованный свободным газом, нефтью, водой и растворенным газом. Масса жидкой фазы в измеренном объеме смеси определяется как доля объема жидкой фазы V , занятой в о 5ъеме в(.. М ОсмР, О) где р - плотность жидкой фазы. Плотность жидкой фазы колеблется в пределах Рн-Р, где Р| - плотность нефти; Pg - плотность воды. Объем газообразной фазы при станартных условиях в измеренной массе смеси определяется из выражения . Рг Мг MC.- М Рг - плотность газа при стандартных условиях; масса жидкой фазы; , масса смеси; .. Мр- масса газа. з (2) имеет значение пл-отности истемы газ-жидкость Рсм (-,;) ткуда можно определить значение доли идкой фазы и - Ж о -о г °г о аналогий с (5) для системы нефть -: ода имеем выражение для значения лотности жидкости . ( отсюда определяем нефтесодержание о огда масса нефти и воды в массе жидой фазы определяется выражением , Таким образом выражениями (3), (9) и (10) определяется соответственно объем газа в стандартных условиях, масса нефти и масса воды. Для определения нефтесодержа-ния Ч и доли жидкой фаз-ы f. в расходомер включены блоки, выполняющие операции по форму лам (6) и (8). На фиг. 2 представлена схема блока 14, который содержит первый 1 и второй 2 вычитатели, делитель 3. Эле менты блока соединены следующим образом. Первый вход блока соединен со вторым входом первого вычитателя третий вход блока соединен с первым входом первого вычитателя 1 и с первым входом второго вычитателя 2. Вто рой вход блока соединен с вторым вхо дом делителя 3, выход которого соеди нен с выходом блока. Для приведения значения плотности газа к условиям измерения в расходомер введен блок 5, который производи операцию согласновьфажению t Р Р - Р J г т где J5 плотность газа, приведенная к условиям измерения; текущее значение давления среды. Блок 16 приведения значения плотности нефти к условиям измерения. (фиг.З) содержит потенциометр R2 установки значения коэффициента пропор циональности диапазона С , потенциометр R3 установки значения стандартной температуры Т.- , соответствующей стандартному значению, вычитатель 19 усилитель 20, умножитель 21 и 22, вы читатели 23 и 24, делитель напряжения на резисторах R4 и R5. Элементы схемы соединены следующим образом. Второй вход блока соединен с первЫм входом первого вычитателя 19, входом усилителя 20 и вторым входом первого умножителя 21, первый вход первого вычитателя 19 соединен с средним вьшодом потенциометра R2, выход первого вычитателя 19 соединен с входом делителя напряжения R4, R5, выход делителя соединен с вторым входом первого умножителя 21, выход 18 . 10 которого соединен с первым входом второго умножителя 22, второй вход этого умножителя соединен с выходом третьего вычитателя 23, второй вход которого соединен с средней точкой потенциометра R3, а первый его вход является первым входом блока, первый вход второго вычитателя 24 соединен с выходом усилителя 20, а второй вход второго вычитателя 24 соединен с выходом второго умножителя 22, выход второго вычитателя 24 является выходом блока, один конец потенциометров R2 и соединен с общим проводом,„ ,„ S другой конец - с плюсовой шиной питания. Кпок приведения значения плотности нефти к условиям измерения работает следующим образом. Сигнал со среднего вывода потенциометра R1 блока 15 хранения значения плотности нефти, пропорциональный величине установленного значения плотности нефти, через второй вход блока поступает на второй вход первого вычитателя 19, вход усилителя 20 и первый вход умножителя 21, на первый вход вычитателя 19 со среднего вывода потенциометра R2 поступает сигнал, пропорциональный коэффициенту C-i , на выходе вычитаЧеля 19 присутствует сигнал и, представляющий собой коэффициент приведения диапазона изменения плотности нефти р к диапазону измерения d . Далее этот сигнал поступает на делитель R4, R5. С выхода делителя снимается сигнал, пропорциональный отношению UK/С(где С2 коэффициент приведения). Этот сигнал поступает на второй вход первого .умножителя 21. Умножитель 21 производит перемножение напряжений (U,.) зультат перемножения поступает на первый вход второго умножителя 22, на второй вход которого поступает напряжение с вькода третьего вычитателя 23. который в свою очередь производит вычитание из напряжения i-L., пропорционального текущей температуре и поступающего с первого входа блока, напряжения LI,/10, пропорционального темпера.туре, соответствующей стандартному значению и установленного потенцио11 . 1
метром R3, Второй умножитель 22 про 1зводит перемножение напряжений I
и,
UT-.T
С, 10
Сигнал с его выхода поступает на второй вход второго вычитателя 24, на первый вход которого поступает напряжение 10 Up с выхода усилите. ля 20, последний производит усиление входного налряжения Up в десять раз. Второй вычитатель 6 производит вычитание напряжений
(; %1-1Ь 1( разность пропорциональна значению плотности нефти, привв:денной условиям измерения.
1812
Применение предлагаемого ycTpcrfiства позволяет корректировать по температуре значение плотности нефти, корректировать по плотности нефти ее коэффициент объемного расширения и исключить влияние непостоянства газового фактора на определение объема жидкости й,( , что в совокупности повышает точность измерения и расширяет областьприменения расходомера, например, для опреределия компонентов- продукции нефтяных .скважин, на которьк величина газового фактора не постоЯппЗ. V
предлагаемое устройство имеет возможность гибкого построения расходомеров газоводонасьщенной нефти для различных целей.
Фиг.
Фцг.г
fH
Печь для непрерывного получения сернистого натрия | 1921 |
|
SU1A1 |
Акимов В.Ф | |||
Измерение расхода газонасьщенной нефти | |||
М., Недра, 1979, с, 51 | |||
Аппарат для очищения воды при помощи химических реактивов | 1917 |
|
SU2A1 |
Расходомер газонасыщенной нефти | 1980 |
|
SU901830A1 |
Печь для непрерывного получения сернистого натрия | 1921 |
|
SU1A1 |
. |
Авторы
Даты
1985-05-23—Публикация
1984-02-22—Подача