Способ контроля наличия газа в потоке жидкости и устройство для его осуществления

Изобретения могут быть использованы в системах объектов добычи, транспорта и подготовки нефти. С помощью двух расходомеров, имеющих идентичную погрешность измерения, проводят непрерывное и одновременное измерение объемного расхода Q₁ и Q₂ в двух точках, разнесенных по ходу потока в трубопроводе. После первой из которых в потоке создают локальное гидродинамическое возмущение расширением сечения потока. Второе измерение осуществляют на расширенном участке потока. О наличии газа судят по превышению текущим отношением Q₁ и Q₂ величины уставки, заданной в контроллере, к которому подключены расходомеры. Устройство для реализации способа выполнено в виде вставки в трубопровод. Изобретения обеспечивают текущий контроль наличия газа в нефти с повышенной надежностью. 2 н.п. ф-лы, 1 ил.

 

Изобретения относятся к технологии и технике контроля наличия газа в потоке жидкости и могут быть использованы, преимущественно, в информационно-измерительных системах объектов добычи, транспорта и подготовки нефти при транспортировке ее по трубопроводам.

Отметим, что продукция нефтедобывающих скважин представляет собой двухфазную газожидкостную смесь (жидкость+газ), а более точно - смесь многокомпонентную (нефть+газ+вода+смолы+парафины+асфальтены+мехпримеси), поэтому продукция из добывающих скважин сначала поступает на групповые замерные установки (ГЗУ) типа «Спутник», где в автоматическом режиме осуществляется периодическое измерение дебита каждой скважины по компонентам (по газу, по воде, по нефти соответственно). После ГЗУ газожидкостная смесь поступает на сепарационную установку (или единичный сепаратор) 1-й ступени и далее откачивается на комплексные сборные пункты (КСП) и центральный товарный парк (ЦТП). На ЦТП сырая нефть проходит полный цикл обработки: двух- или трехступенчатое разгазирование, обезвоживание и обессоливание до товарных кондиций (Абрамов Г.С., Барычев А.В. Практическая расходометрия в нефтяной промышленности. М.: ОАО «ВНИИОЭНГ», 2002. - С.111). Доведенная по физико-механическим показателям, согласно ГОСТ 9965-76, до товарных кондиций нефть поступает в резервуарный парк, а затем насосами направляется через коммерческий узел учета нефти (УУН) в магистральный нефтепровод (МН). Коммерческий узел учета является основной (замыкающей) частью системы учета нефти в целом, поскольку именно здесь возникают финансовые отношения нефтедобывающих предприятий и потребителей. Соответственно, к точности измерений предъявляются жесткие требования в том числе и в части оснащенности коммерческих узлов, к классу точности применяемых приборов, режимам работы. На коммерческих узлах учета массу брутто нефти определяют объемно-массовым динамическим или массовым динамическим способами (Абрамов Г.С., Барычев А.В. Практическая расходометрия в нефтяной промышленности. М.: ОАО «ВНИИОЭНГ», 2002. - С.111). Реализуются эти способы турбинными или лопастными преобразователями расхода, преобразователями плотности нефти и кориолисовыми преобразователями массового расхода соответственно (Абрамов Г.С., Арбузов В.Л., Зимин М.И., Сахаров В.М. Узлы контроля качества нефти и узлы учета нефти в блочно-комплектном исполнении. // НТЖ «Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности. - М.: ОАО «ВНИИОЭНГ», 2001. - №1-2. - С.19-22). Реально в коммерческие узлы учета по каким-либо причинам нефть может поступать с недопустимым процентом газа, который в (магистральном) нефтепроводе измерительными преобразователями расхода нефти воспримется как нефть, например, с измененной (уменьшенной) плотностью. Данными способами и устройствами, реализующими эти способы, уловить наличие газа в магистральном нефтепроводе (перед потребителем) не представляется возможным, в противном случае нужны какие-то дополнительные средства.

Для таких объектов разработаны (Рекомендация. Государственная система обеспечения единства измерений. Нефть. Остаточное газосодержание. Методика выполнения измерений МИ - 2575 - 2000, Казань, 1999) устройства, например, типа УОСГ-100 СКП для измерения объемного содержания свободного газа в нефти после сепарации. Показания прибора (устройства) используются для введения поправок в показания турбинных счетчиков, оценки качества сепарации нефти и нефтепродуктов (см. здесь же. Приложение А). Конструктивно прибор состоит из пробоотборного блока и прессового узла. Прибор подключается к нефтяному трубопроводу с помощью входного и выходного штуцеров. Прибор реализует способ определения газосодержания методом изотермического сжатия пробы газожидкостной смеси; после перехода ее из двухфазного в однофазное состояние характер зависимости давления от изменения объема пробы становится линейным. Определение содержания свободного газа в пробе производится по полученным значениям давления и изменению объема расчетным путем.

Недостатки способа определения газосодержания и устройства, реализующего этот способ, очевидны: измерения производятся в статике, с задержкой получения результата во времени, ручной способ прессования пробы, расчетный метод определения газосодержания. Результат измерения относится к потоку нефти, который на данный момент вероятно уже неадекватен настоящему (действительному).

Наиболее близкими техническими решениями (прототипами) к заявляемому способу и устройству являются способ для измерения покомпонентного расхода жидкой и газовой составляющих, реализуемый устройством (Чудин В.И., Ануфриев В.В., Сухов Д.К. Кольцевые счетчики РИНГ для измерения дебита нефтяных скважин. Материалы общероссийской научно-практической конференции «25-летие Тюменской научно-производственной школы расходометрии. М.: ОАО «ВНИИОЭНГ», 2004. - С.114-122), содержащим два камерных расходомера, соединенных последовательно и разделенных регулируемым дросселем, два датчика избыточного давления, установленных перед первым и вторым расходомерами.

Недостатком этого устройства является его приборная избыточность: два расходомера, два датчика давления, встроенный в трубопровод регулируемый дроссель (иначе - возмущающий поток жидкости элемент).

Способ, реализуемый устройством-прототипом (Чудин В.И., Ануфриев В.В., Сухов Д.К. Кольцевые счетчики РИНГ для измерения дебита нефтяных скважин. Материалы общероссийской научно-практической конференции «25-летие Тюменской научно-производственной школы расходометрии. М.: ОАО «ВНИИОЭНГ», 2004. - С.114-122), заключается в непрерывном измерении объемных расходов нефтегазовой смеси, плотность которой меняется, поскольку увеличивается объем свободной части газа в смеси по причине локальной сепарации, вызванной действием дросселя.

Недостатком известного способа определения количества газа является сложность получения зависимости расхода газа от перепада давления ΔР на дросселе при изменяющемся расходе нефтегазовой смеси в трубопроводе (перед первым расходомером), поскольку перепад давления ΔР, в свою очередь, является функцией проходного сечения дросселя и расхода нефти. Для построения такой зависимости требуются предварительные стендовые испытания при изменяющихся в широком диапазоне расходах. В то же время на объектах, в частности в коммерческих узлах учета, требуется не фактическое значение количества (расхода) газа в смеси, а сам факт наличия свободного газа сверх какого-то, установленного технологией откачки продукции, штатного предела.

Таким образом, цель заявляемых объектов (иначе - требуемый технический результат) заключается в придании известным техническим решениям более высоких потребительских свойств, а именно: в придании им функций контроля.

Требуемый технический результат в заявляемом способе, согласно прототипу заключающемся в непрерывном измерении двух расходов и двух давлений на входе и выходе регулируемого дросселя, достигается тем, что производят измерение расходов в суженной и расширенной частях трубопровода, а контроль наличия газа осуществляется по наличию неравенства двух расходов, причем, если, например, отношение этих расходов будет не равно единице на какую-то величину, то при условии одинаковой погрешности расходомеров и ее знака судят о показателе кондиционности (качестве) нефти по части наличия в ней остаточного газа.

Как показывает опыт эксплуатации устройства-прототипа, а также стендовые и промышленные испытания заявляемого устройства, требуемый технический результат в последнем достигается тем, что устройство для контроля наличия газа в потоке жидкости, согласно прототипу выполненное в виде вставки в трубопровод, причем в канале этой вставки на концевых ее участках размещены и задействованы расходомеры объемного расхода, а между ними размещен возмущающий фазовое равновесие потока жидкости элемент, снабжено расходомерами с идентичной погрешностью измерения, контроллером, электрически соединенным с информационными выходами этих расходомеров, возмущающий жидкость элемент выполнен в виде участка вставки со штатно, на определенную конкретную величину, увеличенным каналом относительно концевого входного участка, а второй расходомер установлен и задействован на участке устройства с штатно увеличенным каналом, при этом в контроллере задано в виде уставки предельное допустимое рассогласование информационных сигналов с расходомеров для выработки и выдачи сигнала о превышении этой уставки.

На чертеже приведена принципиальная схема устройства по реализации заявляемого способа контроля наличия газа в потоке жидкости.

Устройство состоит (см. чертеж) из измерительной вставки в трубопровод с нормальным 1 и расширенным 2 участками с калиброванными внутренними сечениями S₁ и S₂, в которых расположены расходомеры 3 и 4 общепромышленного назначения (турбинные, вихревые, ультразвуковые и т.п.), выходы которых соединены с контроллером (вычислителем) 5.

Устройство (см. чертеж) работает и реализует заявленный способ следующим образом. Движущийся в измерительной вставке поток жидкости (нефти), при наличии в ней остаточного, как правило, растворенного газа, проходя через расширенный участок 2 подвергается локальному возмущению и сепарации (то есть как бы вскипает) и, тем самым, структура потока нефти в сечении S₂ становится неадекватной структуре потока в сечении S₁.

Запишем общее условие неразрывности потока для жидкости (нефти) в сечениях S₁ и S₂ вставки (см. чертеж):

где S₁ и S₂ - площади сечений в нормальной и штатно расширенной частях вставки в трубопровод;

V₁ и V₂ - скорости течения потока жидкости соответственно в сечениях S₁ и S₂;

ρ₁ и ρ₂ - плотности жидкости в сечениях S₁ и S₂.

При ρ₁=ρ₂ условие (1) трансформируется в выражение

Поскольку

,

где Q - объемный расход жидкости, условие (2) приведем к виду

Следовательно, если непрерывно измерять расходы Q₁ и Q₂ в нормальной (поз. 1 на чертеже) и штатно расширенной (поз. 2 на чертеже) частях вставки расходомерами 3 и 4 с одинаковой абсолютной или основной относительной погрешностями и одинакового (+ или -) знака этих погрешностей, то есть с идентичными погрешностями, и вычислять отношение этих расходов, то неравенство расходов Q₁ и Q₂ или неравенство их отношения Q₁/Q₂ единице будет свидетельствовать о фазовом неравновесии потока, другими словами о наличии как растворенного, так и свободного остаточного газа в нефти. В данном случае удобнее пользоваться неравенством

.

Тогда контроллер, сравнивая Δ_ф, то есть текущее (вычисленное) отношение расходов Q₁ и Q₂ и отклонение Δ_y от единицы (допустимое по технологии перекачки численное значение Δ_y определяется экспериментальным путем и заносится как уставка в память контроллера), выдает на пульт, то есть соответствующим службам сигнал о превышении уставки (Δ_ф>Δ_y) этого отклонения, что свидетельствует о фазовом неравновесии потока или, другими словами, о наличии ненормативного количества газа в нефти.

Таким образом, предложенный способ и реализующее его устройство совмещают в себе функции и измерения расхода газосодержащей жидкости и контроля наличия газа в ней.

Совокупности существенных признаков (в том числе и отличительных) заявляемого способа контроля наличия газа в потоке жидкости и устройства для его осуществления обеспечивают достижение требуемого технического результата, соответствуют критериям «изобретения» и подлежат защите охранным документом (патентом) РФ в соответствии с просьбой заявителя.

1. Способ контроля наличия газа в потоке жидкости, заключающийся в непрерывном и одновременном измерении объемного расхода Q₁ и Q₂ в двух точках, разнесенных по ходу потока в трубопроводе, после первой из которых в потоке создают локальное гидродинамическое возмущение для изменения существующего фазового состояния, отличающийся тем, что гидродинамическое возмущение потока создают расширением его сечения путем увеличения проходного сечения трубопровода, измерения объемного расхода выполняют с идентичной погрешностью, при этом второе измерение осуществляют на расширенном участке потока жидкости, а о наличии газа судят по превышению текущим отношением Q₁ и Q₂ заданной уставки.

2. Устройство контроля наличия газа в потоке жидкости, выполненное в виде вставки в трубопровод и содержащее возмущающий фазовое равновесие потока жидкости элемент и расходомеры объемного расхода, размещенные в канале вставки, отличающееся тем, что оно снабжено контроллером, электрически соединенным с информационными выходами расходомеров, имеющих идентичную погрешность измерения, возмущающий жидкость элемент выполнен в виде участка вставки со штатно, на определенную конкретную величину увеличенным каналом относительно концевого входного участка вставки, а второй расходомер установлен на участке со штатно увеличенным каналом, при этом в контроллере задано в виде уставки предельное допустимое рассогласование информационных сигналов с расходомеров для выработки и выдачи сигнала о превышении этой уставки.