Устройство для измерения количества нефтепродуктов Советский патент 1993 года по МПК G01F1/00 

Изобретение относится к измерительной технике, а йменйо к устройствам для измерения содержания жидкрй фазы в неф- тёгазоводяных смесях. v i;

Целью изобретения является пЬвыше- ; ниё точности за счет учета водных и газов« включений в нефтепродукт с одноврёмен ным повышением надежности работы,

На.чертеже показана схема предлагаё- мого устройства для измерения количества нефтепродуктов..... ::;К,у .. : ..V

Устройство содержит герметичный корпус 1, который разделен на два отсека 2 и 3 гидрозатвором 4. Корпус 1 имеет патрубок 5 для ввода нефтегазоводяной смеси и патрубок 6 для вывода ее. В корпусе 1, на оси 7, расположены два опрокидывающихся измерительных ковша 8 и 9 с грузовым уравновешиванием 10 и ограничителем поворота ковшей 11.

Отсеки 2 и 3 корпуса 1 соединены между собой ветвью пневматической магистрали

через газдвый счетчик 13, и кроме того, они соединены между собой другой параллельной ветвью пневматической магистрали 12 через дифференциальный манометр 14, имеющийся П0лнитёл ный механизм которого (на схеме не показан) соединен со ечётнйм механизмом 15 числа опрокидыва- ний Измерительных ковшей 8 и 9, : Устройство работает следующим обра -.jfOMi; , : -: : ::: :- ::-:,,:-/:-: :

Его монтй(эуют на продуктОпрйвбде, сб- единяя вход жидкости с Патрубком 5, и выход- патрубком .6, Корпус 1 и отсеки 2 и 3 предварительнб заполняют газом, например, отбираемым из satpyбного п ространст- ва скважины, до рабочего давления продуктопровода. При наличии в измеряемой жидкости газа (что характерно для жидкости поднимаемой из нефтяной скважины), предварительное заполнение корпуса 1 газом не требуется, оно происходит в процессе сепарации Из жидкости при прохождении

00

i

о

00

ее через устройство в течение небольшого промежутка времени. Нефтегазоводяная смесь через патрубок 5 поступает в отсек 2 корпуса Т, поочередно заполняя то один, то другой измерительные ковши 8 и 9. Одновременно вытеснявшей газом через гидрб- затвор 4 жидкость, находящаяся в нижней части отсека 3 в патрубок 6 и затем в трубопровод. Избыток газа также вытесняется в продуктопровод. Заполнение одного из ковшей 8 и 9 до величины, превышающей условия уравновешивания грузом 10, приводит к его опрокидыванию, и его место занимает другой коаш. Жидкость, сбрасываемая из ковша, поступает через гидрозатвор 4 в отсек 3, При этом в отсеке 2 происходит увеличение объема газового пространства на величину сброшенного объема жидкости из коешз, а в отсек 3 уменьшение на такую же величину, т.е., возникает перепад давления, что приводит к перетоку газа;по пневматической магистрали 12 из отсека 3 в отсек 2 через газовый счетчик 13, который фиксирует объем этого газа равный объему сброшенной жидкости из измерительного ковша. Кроме того, этот перепад давлений воздействует на дифференциальный манометр 14, который передает еиповой дашулье на счетный механизм 15 числа огфдаийша- ний ковшай. Следующий цикл повторяется. Измеряемый зесовой расход будет равен отношению

где QB - весовой расход жидкой фазы неф- тегазоводяной смеси;

число опрокидываний ковшей;

Р - вес жидкой фазы в ковше {Р - const);

Т - время измерения расхода.

Измеряемый объемный расход жидкости на гйзоеом счетчике будет равен

Qo:

V Т

где Qo - объемный расход жидкой фазы неф- тегазоводяной смеси;

У - объемное количество газа-жидкости зарегистрированное газовым счетчиком.

По известным величинам удельных весов составляющих фаз нефтеводяной смеси определяют содержание одной из фаз относительно другой из уравнения

Оа Qo

Ун

УЬ-Ун

100.

где В - содержание воды в нефти, %; УН Удельный вес нефти; у8 - удельный вес воды. Устройство для измерения количества йёфтепродуктов проходило испытание на устье скважины NJ 6247, 2-го промысла НГДУ Актюбанефть. ПО Татнефть. Устройство имело следующие технические дан- нЦе:.;: :-:Г-: -- ;: : ;г;; .- :- . .-- .- . . ... Рабочее давление 2,0 МПэ;

Диапазон измерения расхода жидко- стй; ;-;-:: ..;.-- ..- .;. .

весового 0-20 т/сут; V объемного 0-20 м3/сут. ; Диапазон измерения

обводненности 0-100%: Вязкость измеряемой нефти 500 сСт; ; Относигельная погрешность измерения по весовому расходу 0,5%;. по объемному расходу1.0%; . i Масса 54 кг. . : Относительная погрешность определялась в стенйовых условиях, с применением образцовой поверочной установки. 8 качестве газового счетчика использовался серийно выпускаемый счетчмк типа FCB-tSO, встроенный в другой корпус для рабдты под яаепемиемда 4,0 МПа. а в качестве дафференцизльмого манометра - ма- нометр типа ДСП-71, и счетный механизм т«паСХ-1Сб; :

Результат измерений расхода на скв. NJ 624 представлены в табл. t. Из табл. 1 видно, что с помощью одного измеритель-. ноге устройства удалось сразу получить два параметра расходной характеристики vi один параметр «о составу фаз измерительной нефтегазоводяной смеси:

Исследовалось изменение точности мз- мёрений на предлагаемом устройстве и л ро- тотипе, которое имеет место при асфаяьтопзрафиновых отложениях образующихся в процессе эксплуатации наУмх стенках. Были получены следующие резуль- тэты, которые представлены в табл. 2.

Для определения весового ра схода с пр- мЬщью предлагаемого измерительного устройства принимался поправочный коэффициент, определяемый из величины объемного расхода и равный

, ж--;.- ..-. -. .-..;. .- ;.

:.. ,. . . П1 .. .,.- . . -

где К-поправочный коэффициент; щ - число Опрокидываний ковша.

Для прототипа вследствие отсутствия возможности измерения объемного расхода поправочный коэффициент определить в

процессе эксплуатации невозможно. Таким образом как видно из табл. 2, применение предлагаемого устройства повышает точность измерений в среднем примерно в 5 раз. ;-, .::;. ../.у - .-::;-.,;;- ..:--;;;;;;: Г.

Применение предлагаемого устройства позволяет расширить функциональные воз- можности счетчика, т.е. определять соотйо- шение состава фаз измеряемой нефтегэзоводяной смеси, автоматизиро- вать процесс определения обводненное™ продукции скважины, устранить загрязнение окружающей среды, которое осуществлялось ранее при ручном отборе пробы продукции скважины, повысить точность измерений дебита малопродуктивных скважин в 3-5 раз.

Кроме того, предлагаемое устройство Кюжно использовать для прогнозирования и объективной оценки эффективности при- мёнения новой техники и технологии, например, производительности глубинных насосов, а также для выбора оптимальных режимов работы оборудования нефтяных скважин.;

Формула изобретения .

Устройство для измерения количества нефтепродуктов, содержащее герметичный корпус с входными и выходными гидравлическими каналами и первым пневматическим входом/измерительные ковши с грузовым уравновешиванием и счетный механизм, о т Л и ч а ю ш. е е с я тем, что, с целью повышения точности путем учета водных и газовых включений в нефтепродукт с одновременным повышением надежности работы, в него введены дифференциальный монометр, гидрозатвор, снабжённый вторым пневматическим входом, и пневматическая магистраль с двумя параллельными ветвями, в первую ветвь которой включен газовый счетчик, при этом гидрозатвор установлен между герметичным корпусом м выходным гидравлическим каналом, пневматическая магистраль соединена с пневматическими входами герметичного корпуса и гидрозатвора, а во вторую ветвь пневматической магистрали установлен дифференциальный манометр, выход которого соединен со счётным механизмом.

ИспольЗовйнйег в технике измерения нёфтёгазоаойяных смесей. Сущность изобретения: газовый счетчик и дифференци- ; альный манометр включёнь( параллельно прлому корпусу, в котором установлены из меритёльны ковши с грузовым уравнове- Шй1эанйём. Смесь Подается в KOBUIW поочередно и выводится из корпуса через гиДрЬзатвбр, быход дифференциального манометра соединен со счётчиком числа опрокидываний измерительных ковшей, 1 ил., | 2 ta-6n; - -..;.-; : ::;;-,.. ,,. -.-: :--- ;::

т П р и м е чан и е. Удельный вес составлял:

для нефти 870 кгс/см3; : ;: для воды 1127кгс/см3. .

Т а б л и ц а 1

: Ь -Та 6 л и ц

Продолжение таОл.2