Способ измерения расходов компонентов продукции нефтяной скважины

Способ измерения расходов компонентов продукции нефтяной скважины

Иллюстрации

Показать все

Реферат

 

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 низкои 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 низкои высокочастотной составляющих сигнала. Одновременно с измерением флуктуации давления измеряют диэлектрическую проницаемость газонефтеводяной смеси и определяют объемные доли воды и нефти в смеси в результате решения приведенной системы уравнений. Т ил.

СОЮЗ СОВЕТСКИХ

СОЦИАЛИСТИЧЕСКИХ

РЕСПУБЛИК (я)5 Е 21 В 47/10

ГОСУДАРСТВЕН.ЮЕ ПАТЕНТНОЕ

ВЕДОМСТВО СССР

{ГОСПАТЕНТ СССР) ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ

К ПАТЕНТУ

Ф (21) 5004369/03 (22) 17.07.91 (46) 30.07.93. Бюл. hL 28 (75) Е.Н. Браго и А.В. Царев (73) Е.Н. Браго (56) Патент США hL 4881412, кл. Е 21 В 47/00, 1985.

Авторское свидетельство СССР

М 1060791, «л. E 21 В 47!00, 1981. (54) СПОСОБ ИЗМЕРЕНИЯ РАСХОДОВ

КОМПОНЕНТОВ ПРОДУКЦИИ НЕФТЯНОЙ

СКВАЖИНЫ (57) Назначение: изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности и может быть использовано для измерения расходов нефти, газа и воды, поступающих в виде потока иэ нефтяной скважины в одном трубопроводе. Сущность изобретения: Способ включает измерение и преобразование

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,,, Ы2, 1831565 А3 турбулентных флуктуаций 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 флуктуаций давления измеряют диэлектрическую проницаемость газонефтеводяной смеси и определяют обьемные доли воды и нефти в смеси в результате решения приведенной системы уравнений.

1 ил. 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, определяоТ расходы газожидкостного потока (суммарный расход) и газа по интегральным величинам среднеквадратических значений соответственно низко- и высокочастотной составляющих сигнала, одновременно с преобразованием турбулентных флуктуаций давления дополнительно измеряют ди1831565 электрическую проницаемость газонефтеводяной смеси и находят объемную долю воды в смеси в результате совместного решения системы уравнений с аг

Ев Ен

Яг

Ци +Цж (2) Чг+а* аг Ег+анян+а, Ев =Е аг+а, +а, = — 1 (5) аг, ан, 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 обьемные доли нефти и воды (см. выражение 1). При этом значение диэлектрической проницаемости смеси е определяется как отношение измеренного значения емкости емкостного преобразователя заполненного газонефтеводяной смесью Сн и к значению емкости этого преобразователя при его заСизч полнении воздухом Со, т,е. 6 = - Р . Ис -о пользуя 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 погде а,, аг, аж — объемные доли соответственно воды, газа, жидкости в смеси; а — диэлектрическая проницаемость газонефтеводяной смеси; ег, ен, е, — диэлектрические проницаемости соответственно газа, нефти и воды; цг, ож — 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 ток На пути движения потока установлено сужа ющее устройство 1. Газожидкостн ый поток за сужающим устройством 1 представляет собой диспергированную среду, движущуюся турбулентно, Возникающие при атом турбулентные флуктуации давления преобразуются широкополостным пьезоэлектрическим датчиком 2, Закрепленным в стенке трубопровода в электрический сигнал, в частности, в напряжение. Частотный спектр сигнала турбулентных флуктуаций давления несет в себе информацию о расходах движущейся среды и ее компонентов. C помощью полосовых

15 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 преде20 лах 100-1000 Гц. Отфильтрованные сигналы подвергаются детектированию в блоках 5— низкочастотная составляющая, б — высокочастотная составляющая. В результате получают модули знакопеременного

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

З0 Далее среднеквадратические значения интегрируются в течение определенного периода времени в блоках 9 и 10, Из блоков 9 интегральная величина среднеквадратического значения низкочастотной составляюЗ5 щей сигнала, пропорциональная суммарному расходу потока, поступает в блок вычитания сигналов 11 и в блок обработки информации 12, Из блока 10 интегральная величина среднеквадратического

40 значения высокочастотной составляющей сигнала пропорциональная расходу газа также поступает в блок вычитания сигналов

11 и в блок обработки информации t2 Емкостной преобразователь 13 преобразует

45 диэлектрическую проницаемость газонефтеводяной смеси в электрический сигнал, который поступает в блок информации 12. В блоке обработки информации 12 осуществляется необходимые преобразования над

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

Рассмотрим конкретный пример обра55 ботки результатов измерения. Допустим, что в результате обработки информации, поступившей в блок 12 были получены следующие значениязрасходов: суммарного — 10 м /ч, газа — 9 м /ч, жидкости - 1 м /ч. Полз з ученные значения расходов используются

1831565 для вычисления объемных долей газа и жидкости в смеси.

Допустим, что в блоке 12 одновременно с вышеприведенными значениями расходов получено значение емкости С»м равное

212, 5 пФ, а емкость преобразователя заполненного воздухом равна 50 пФ. Отсюда ес — . = 4,25. Значения диэлектриче212,5

50 ских проницаемостей компонентов смеси обычно составляют: газа — 1,0, нефти — 2,5, воды — 80. Подстановкой соответствующих значений величин в выражение (1) рассчитывается,объемная доля воды:

4,25 — 0.91 -0,1 2,5 0 04

80 — 2,5

Объемная доля нефти может быть найдена как разность объемной доли жидкости и объемной доли воды а,=0,1-0,04=0,06.

Расход нефти будет равен р =0,06 10 м /ч-0,6 м /ч. Расход воды составит

q>=0,04 10 м /ч=0,4 м /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 зкономическое 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

5 Способ измерения расходов компонентов продукции нефтяной скважины, включающий измерение и преобразование турбулентных флуктуаций давления газожидкостного потока в электрический сиг10 нал, выделение низкочастотных и высокочастотных составляющих этого сигнала, определение их среднеквадратичных значений, интегрирование полученных среднеквадратичных значений в течение

15 определенного периода времени и определение расходов газожидкостного потока и его газовой фазы по интегральным среднеквадратичным значениям соответственно низкочастотной и высокочастотной состав20 ляющих сигнала, отличающийся тем, что, с целью расширения функциональных возможностей путем получения информации об индивидуальных расходах в потоке нефти и воды, одновременно с изменением

25 и преобразованием турбулентных флуктуаций давления дополнительно измеряют диэлектрическую проницаемость сс газонефтеводяной смеси и определяют объемные доли воды и нефти по результатам

30 решения системы уравнений

35 а. +аж а„— аг аж

1 где ав, аг., а — объемные доли соответственно воды, газа, жидкости в смеси;

4, ен, а — диэлектрические проницаемости, соответственно газа, нефти, воды; аг, аж — расходы соответственно газа жидкости в кубических метрах в единицу времени.

1831565

Составитель А.Царев

Тех ред M.Морге нтал Корректор С.Лисина

Редактор

Производственно-издательский комбинат "Патент", г. Ужгород, ул.Гагарина, 101

Заказ 2544 Тираж Подписное

ВНИИПИ Государственного комитета по изобретениям и открытиям при ГКНТ СССР

113035, Москва, Ж-35, Раушская наб., 4/5