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

Формула изобретения

1. Способ контроля наличия газа в потоке жидкости, заключающийся в непрерывном и одновременном измерении объемного расхода Q ₁ 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.

Описание изобретения к патенту

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 Р на дросселе при изменяющемся расходе нефтегазовой смеси в трубопроводе (перед первым расходомером), поскольку перепад давления Р, 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 S ₂ становится неадекватной структуре потока в сечении S ₁.

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;

₁ и ₂ - плотности жидкости в сечениях S₁ и S₂.

При ₁= ₂ 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 _ф, то есть текущее (вычисленное) отношение расходов Q₁ и Q₂ и отклонение _y от единицы (допустимое по технологии перекачки численное значение _y определяется экспериментальным путем и заносится как уставка в память контроллера), выдает на пульт, то есть соответствующим службам сигнал о превышении уставки ( _ф> _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.