Способ измерения расходов компонентов продукции нефтяной скважины Советский патент 1993 года по МПК E21B47/10 

Заявляемое в качестве изобретения техническое решение задачи относится к области нефтяной и газовой промышленности и может быть использовано Для измерения расходов нефти, газа и воды, поступающих В виде потока из нефтяной скважины в одном трубопроводе.

Цель изобретения - расширение функциональных возможностей способа за счет того, что дополнительно получают информацию об индивидуальных расходах нефти и воды.

Цель достигается тем, что формируют гаэожидкостный поток в виде диспергированной среды, движущейся турбулентно.

турбулентные флуктуации давления преобразуют в электрический сигнал, из которого полосовыми фильтрами выделяют низко- и высокочастотную составляющие сигнала, получают их среднеквадратические значения, интегрируют полученные среднеквадратические значения в течение определенного периода времени, определяют расходы газожидкостного потока (суммарный расход) и газа по интегральным величинам среднеквадратических значений соответственно низко- и высокочастотной составляющих сигнала, одновременно с преобразованием турбулентных флуктуации давления дополнительно измеряют ди00

ы

СП

о

СП

ы

электрическую проницаемость газонефтеводяной смеси и находят обьемную долю воды в смеси в результате совместного решения .системы уравнений

«в

Ее - ССг Ег - «ж Ен Ев - Ен

№

Cju + Qx

аж

(дг +дж) -дг, qr + дж

где «в, «г, «ж - объемные доли соответственно воды, газа, жидкости в смеси;

Ос диэлектрическая проницаемость гэзонефтеводяной смеси;

ЕГ , ЕН , ЕВ - диэлектрические проницаемости соответственно газа, нефти и воды;

qr, qx - расходы соответственно газа и жидкости в кубических метрах в единицу времени.

Сущность способа заключается в следующем. Трехкомпонентная диспергированная среда (газ+нефть+вода) может быть представлена по диэлектрическим свойствам аддитивной моделью смеси

От ЕГ + а ен + % ЕВ ЕС

От + Он

(4) (5)

От, «н , ав объемные доли соответственно газа, нефти, воды в смеси.

Измеряя расход газожидкостной смеси и расход газа, пользуясь выражениями (2) и (3) можно получить объемные доли газа и жидкости в смеси, Зная объемные доли газа и жидкости, при известных значениях диэлектрических проницаемостей компонентов с помощью выражения (4), можно найти объемные доли нефти и воды (см. выражение 1). При этом значение диэлектрической проницаемости смеси ЕС определяется как отношение измеренного значения емкости емкостного преобразователя заполненного газонефтеводяной смесью Сизм к значению емкости этого преобразователя при его за С полнении воздухом Со, т.е. ЕС . Используя зависимость расхода компонента от его объемной доли и расхода смеси, можно рассчитать расходы воды и нефти.

На чертеже представлена функциональная схема, поясняющая заявленный способ.

На чертеже изображен трубопровод, по которому движется газонефтеводяной поток. На пути движения потока установлено сужающее устройство 1. Газожидкостный поток за сужающим устройством 1 представляет собой диспергированную среду,

движущуюся турбулентно. Возникающие при этом турбулентные флуктуацию давления преобразуются широкополостным пьезоэлектрическим датчиком 2, Закрепленным в стенке трубопровода в

электрический сигнал, в частности, в напряжение. Частотный спектр сигнала турбулентных флуктуации давления несет, в себе информацию о расходах движущейся среды и ее компонентов. С помощью полосовых

5 фильтров нижних частот 3 и высоких частот 4 выделяются две составляющие сигнала. Полоса частот низкочастотной составляющей сигнала лежит в пределах 5-50 Гц, а высокочастотной составляющей - в преде0 лах. 1.00-1-000 Гц. Отфильтрованные сигналы подвергаются детектированию в блоках 5 - низкочастотная составляющая, 6 - высокочастотная составляющая. В результате получают модули знакопеременного

5 напряжения. С помощью блоков 7 и 8 осуществляется извлечение корня квадратного из модулей соответственно низко-и высокочастотных составляющих сигнала, т.е. получение среднеквадратических значений.

0 Далее среднеквздратические значения интегрируются в течение определенного периода времени в блоках 9 и 10. Из блоков 9 интегральная величина среднеквадратиче- ского значения низкочастотной составляю5 щей сигнала, пропорциональная суммарному расходу потока, поступает в блок вычитания сигналов 11 и в блок обработки информации 12. Из блока 10 интегральная величина среднеквадратического

0 значения высокочастотной составляющей сигнала пропорциональная расходу газа также поступает в блок вычитания сигналов 11 и в блок обработки информации 12. Емкостной преобразователь 13 преобразует

5 диэлектрическую проницаемость газонеф- теаодяной смеси в электрический сигнал, который поступает в блок информации 12. В блоке обработки информации 12 осуществляется необходимые преобразования над

0 поступающими сигналами и вычислительные операции, С выхода блока обработки информации 12 поступают значения расходов газа, нефти и воды.

Рассмотрим конкретный пример обра5 ботки результатов измерения. Допустим, что в результате обработки информации, поступившей в блок 12 были получены следующие значения .расходов: суммарного - 10 мэ/ч, газа - 9 м /ч, жидкости - 1 м3/ч, Пол- ученные значения расходов используются

для вычисления объемных долей газа и жидкости в смеси.

Допустим, что в блоке 12 одновременно с вышеприведенными значениями расходов получено значение емкости Сизм равное 212, 5 пФ, а емкость преобразователя заполненного воздухом равна 50 пФ. Отсюда

212 5

ЕС сп 4,25. Значения диэлектрических проницаемрстей компонентов смеси обычно составляют: газа - 1.0, нефти - 2,5, воды - 80. Подстановкой соответствующих значений величин в выражение (1) рэссчи- тывается.объемнэя доля воды:

Ов

4,25-0.91 -0,1

80 - 2,5

.04

Объемная доля нефти может быть найдена как разность объемной доли жидкости и объемной доли воды ,1-0,,06. Расход нефти будет равен .0610 ,б м /ч. Расход воды составит ,04ИОм3/ч 0,4м3/ч.

Заявляемый способ позволяет оперативно выдавать информацию о расходах компонентов продукции скважины - газа, нефти, воды. И таким образом обеспечивает возможность эффективного управления и оптимизации технологии газлифта. Задача оптимизации газлифта заключается в добыче максимального количества нефти при минимальных расходах на закачку газа и воды в пласт, а это требует соответствующего информационного обеспечения.

Проблема оптимизации газлифта имеет большое экономическое значение. На практике измерению расхода компонентов предшествуют процессы сепарации и фильтрации компонентов. Непрерывная сепарация и фильтрация осуществляется на сложном и дорогостоящем оборудовании. Заявляемый способ обеспечивает непрерывный контроль добычи продукции скважин (установка Спутник работает только периодически с интервалом до 12-18 ч) и тем самым создает значительный экономический эффект за счет оптимизации процесса управления. Заявляемое техническое решение находится в стадии промышленного внедрения.

Формула изобретения Способ измерения расходов компонентов продукции нефтяной скважины, включающий измерение и преобразование турбулентных флуктуации давления газожидкостного потока в электрический сигнал, выделение низкочастотных и высокочастотных составляющих этого сигнала, определение их среднеквадратичных значений, интегрирование полученных среднеквадратичных значений в течение

определенного периода времени и определение расходов газожидкостного потока и его газовой фазы по интегральным среднеквадратичным значениям соответственно низкочастотной и высокочастотной составляющих сигнала, отличающийся тем, что, с целью расширения функциональных возможностей путем получения информации об индивидуальных расходах в потоке нефти и воды,одновременно с изменением

и преобразованием турбулентных флуктуации давления дополнительно измеряют диэлектрическую проницаемость ЕС газонефтеводяной смеси и определяют объемные доли воды и нефти по результатам

решения системы уравнений

Јс -СЬЕг -ДжЈн О,,

Јв БН

35

2г

Qr

Qu + Яж

40

«ж

(qr+qx)-Qr .

Qr + Рж

где OB , Or., аж - объемные доли соответственно воды, газа, жидкости в смеси;

Јг, Ј ,Ј - диэлектрические проницаемости.соответствен но газа, нефти, воды; qr, РЖ - расходы соответственно газа жидкости в кубических метрах в единицу времени.

« I

Назначение: изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности и может быть использовано для измерения расходов нефти, газа и воды, поступающих в виде потока из нефтяной скважины в одном трубопроводе. Сущность изобретения: Способ включает измерение и преобразование турбулентных флуктуации давления газожидкостного потока в электрический сигнал. Затем выделяют полосовыми фильтрами низко- и высокочастотные составляющие сигналы и определяют их среднеквадратические значения. Полученные среднеквадратические значения интегрируют в течение определенного периода времени. Расходы газожидкостного потока и его газовой фазы определяют по интегральным величинам среднеквадратических значений соответственно низко- и высокочастотной составляющих сигнала. Одновременно с измерением флуктуации давления измеряют диэлектрическую проницаемость газонеф- теводяной смеси и определяют объемные доли воды и нефти в смеси в результате решения приведенной системы уравнений. Т ил.