Способ определения обводненности газожидкостного потока

 

Изобретение относится к способу определения обводненности газожидкостного потока, может быть использовано в газовой, нефтегазовой и химической промышленности и позволяет повысить оперативность и точность определения . По сигналу блока 4 программног о управления производят-отсечку газожидкостного потока без изменения его характеристик в объеме участка трубопровода 5 путем закрытия кранов 1,2. Затем по сигналу того же блока посредством дозатора 6 в пробу вводится доза реагента-деэмульгатора , и проба подвергается подогреву до максимальной температуры дезмульсации. После отстоя пробы опре S (Л

СОЮЗ СОВЕТСКИХ

СОЦИАЛИСТИЧЕСКИХ»

РЕСПУБЛИК (е) ап

ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ

К ABTOPCHOMY СВИДЕТЕЛЬСТВУ

ГОСУДАРСТВЕННЫЙ НОМИТЕТ СССР пО делАм изОБРетений и ОткРытий (21) 3740542/24-26 (22) 14.05.84 (46) 28 ° 02.87. Бюл. 11 - 8 (71) Октябрьский филиал Всесоюзного научно-исследовательского и проектноконструкторского института комплексной автоматизации нефтяной и газовой промышленности (72) Ю.И.Синдяев и А.Г.Зарипов (53) 66.012-52 (088.8) (56) ГОСТ 2477-65. Нефтепродукты. Метод количественного определения содержания воды.

Андриасов P.С., Бочаров А..Н. и Пелевин Л.H. и др. Исследование движения газоводонефтяных смесей в промысловых трубопроводах. M.: ВНИИОЭНГ, серия Нефтепромысловое дело, 1966, с. 10-29. (1) 4 С 10 G 33/00, С 05 D 27/00 (54) СПОСОБ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ОБВОДНЕННОСТИ

ГАЗОЖИДКОСТНОГО ПОТОКА (57) Изобретение относится к способу определения обводненности газожидко— стного потока, может быть использовано в газовой, нефтегазовой и химической промышленности и позволяет повысить оперативность и точность определения. По сигналу блока 4 программного управления производят отсечку газожидкостного потока без изменения его характеристик в объеме участка трубопровода 5 путем закрытия кранов 1,2. Затем по сигналу того же блока посредством дозатора 6 в пробу вводится доза реагента-деэмульгатора, и проба подвергается подогре— ву до максимальной температуры деэмульсации. После отстоя пробы опре—

1293200

W =------ t00X, ив

KV„+V

35 где W„

Ь н

К деляют измерение уровней раздела фаз газ — нефть и нефть — водя и по калибровочным данным (в памяти блока

4) определяют объем воды, нефти и

Изобретение относится к нефтяной отрасли промышленности и может быть использовано при определении обводненности газожидкостного потока при сборе продукции нефтегазодобываюших скважин, а также в других отраслях народного хозяйства (газовая, нефтехимическая, химическая и др.).

Цель изобретения — повышение оперативности и точности определения обводненности газожидкостпого потока

На чертеже изображена блок-схема устройства для реализации способа определения обводненности газожидкостного потока.

Устройство состоит из быстродействующих запорных органов (шаровых кранов) 1 — 3, блока 4 программного управления, отсекаемого участка трубопровода 5, выполненного в виде вертикального сосуда и оттарированного и по объему и по высоте, дозируюшего устройства 6, источника 7 пбдогрева, уровнемера 8 трехслойных сред, командного устройства 9 информационноизмерительной системы учета продукции нефтепромысла.

Способ определения обводненности газожидкостного потока осуществляется следующим образом.

При открытых кранах 1 и 2 и закрытом кране 3 газожидкостный поток нефтегазодобывающих скважин проходит через участок трубопровода 5, произведя прочистку (продувку) этого участка.

По сигналу блока 4 программного управления производится мгновенная отсечка газожидкостного потока без изменения его характеристик в объеме участка трубопровода 5 путем закрытия кранов 1 и 2. Процесс транспортировки не прекращается, так как одновременно открывается кран .3 и поток объемного коэффициента обводненности с учетом сжимаемости нефти при температуре и давлении производимых анализов. 1 ил.

2 направляется по участку трубопровода с краном 3.

По сигналу блока 4 программного управления посредством дозирующего

5 устройства 6 в пробу (отсеченный объег потока) вводится доза реагента-деэмульгатора. Одновременно, источником 7 подогрева, включаемым также по

10 команде блока 4 программного управления, проба подвергается подогреву до мак с имальн ой температуры де эмульсации.

Далее -проба подвергается отстою.

Продолжительность нагрева и отстоя

15 предварительно устанавливаются по каждому месторождению и вводятся в блок 4 программного управления.

После окончании отстоя по команде

20 блока 4 программного управления с помощью уравнемера 8 трехслойных сред, производится автоматическое одновременное измерение уровней раздела фаз газ — нефть и нефть — вода и

25 определение по калибровочным данным, заложенным в блок 4 программного управления, объемов воды, нефти и объемного коэффициента обводненности с последующей передачей полученных данных командному устройству 9 информационно †измерительн системы.

Объемный коэффициент обводйенности рассчитывают в блоке 4 программного управления по формуле объемный коэффициент обводненности; объем остоявшейся воды, объем нефти; объемный коэффициент нефти.

Под объемным коэффициентом нефти

45 понимается отношение объема пластовой нефти к объему этой же неФти при

1?93200

Составитель Б. Долотин

Техред Л.Сердюкова Корректор М. Шароши

Редактор И. Сегляник

Заказ 346/27 Тираж 464 Подписное

ВНИИПИ Государственного комитета СССР по делам изобретений и открытий

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

Производственно-полиграфическое предприятие, r Ужгород, ул. Проектная, 4 нормальных условиях. Он вводится для приведения количества нефти, определенного по данному способу к нормаль— ным условиям.

Далее по команде блока 4 программного управления кран 3 закрывается, а кран 1 и 2 открываются. Производится освобождение (продувка) участка трубопровода 5 от остатков проанализированной пробы, приводящее устрой- 10 ство в готовность для проведения следующего цикла определения обводненности.

Формула изобретения15

Способ определения обводненности газожидкостного потока, включающий отвод газожидкостного потока из нефтесборной системы, формирование про- 20 бы в мерном сосуде из объема этого потока в мгновенно отсеченном участке трубопровода, введение в пробу реагента-деэмульгатора, отстой ее, изме— рение уровней раздела фаэ, определение по ним жидкостей, расчет объемного коэффициента обводненности и возврат отведенного газожидкостного потока в нефтесборную систему, о т— л и ч а ю шийся тем, что, с це— лью повышения оперативности и точности определения обводненности газожидкостного потока, пробу отбирают и анализируют в объеме и месте отсечения потока, подогревают ее до макси— мальной температуры деэмульсации в присутствии газовой фазы, а объемный коэффициент обводненности рассчитывают с учетом сжимаемости нефти при температуре и давлении производимых анализов по формуле

Vg

W =-- — -- 1007, КЧ +V н в где И вЂ” объемный коэффициент обвод— ч ненности;

V — объем отстоявшейся воды; е

ׄ— объем нефти;

К вЂ” объемный коэффициент нефти.