способ измерения расхода фаз газожидкостного потока

Формула изобретения

Способ измерения расхода фаз газожидкостной смеси путем измерения пульсаций давления потока, фильтрации сигналов пульсаций давления в двух информативных диапазонах частот и определения среднеквадратических значений сигнала пульсаций давления в первом и втором частотных диапазонах, отличающийся тем, что дополнительно вычисляют отношение среднеквадратических значений сигнала пульсаций давления второго и первого частотных диапазонов и отношение среднеквадратических значений сигнала пульсаций давления первого и второго частотных диапазонов, по которым определяют функциональные коэффициенты расходного газосодержания соответственно для жидкости и газа, и расход жидкости находят как произведение среднеквадратического значения сигнала пульсаций давления в первом частотном диапазоне и функционального коэффициента расходного газосодержания для жидкости, а расход газа как произведение среднеквадратического значения сигнала пульсаций давления во втором частотном диапазоне и функционального коэффициента расходного газосодержания для газа.

Описание изобретения к патенту

Предлагаемое изобретение относится к области нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано при измерении дебита двухфазных потоков эксплуатационных газовых, газоконденсатных и нефтяных скважин.

Известен способ определения дебита скважин, по которому осуществляют измерение пульсаций давления газожидкостного потока и определение среднеквадратического значения сигнала пульсаций давления, по интегральному значению которого судят о величине массового расхода нефти в потоке [1].

Недостаток этого способа заключается в том, что он обеспечивает определение только расхода нефти и не дает информации о расходе газа в потоке.

Наиболее близким к предлагаемому является способ раздельного определения дебита скважины по жидкости и газу путем измерения пульсаций давления потока продукции с последующей их фильтрацией в диапазонах нижних и верхних частот [2] . При этом о расходе смеси жидкости и газа и о расходе газа судят по интегральной величине среднеквадратического значения сигнала пульсаций давления в указанных диапазонах частот.

Недостатком известного способа является то, что он не учитывает многообразия режимов работы нефтяных, газовых и газоконденсатных скважин, связанных с изменением газового фактора в широких пределах, вследствие чего возникают недопустимые погрешности измерения расхода фаз.

Задачей изобретения является повышение точности раздельного измерения расхода жидкости и газа в потоке смеси при изменении расходного газосодержания в широких пределах.

Поставленная задача достигается тем, что в способе измерения расхода фаз газожидкостной смеси путем измерения пульсаций давления потока, фильтрации сигналов пульсаций давления в двух информативных диапазонах частот и определения среднеквадратических значений сигнала пульсаций давления в первом и втором частотных диапазонах, согласно изобретению, дополнительно вычисляют отношение среднеквадратических значений сигнала пульсаций давления второго и первого частотных диапазонов и отношение среднеквадратических значений сигнала пульсаций давления первого и второго частотных диапазонов, по которым определяют функциональные коэффициенты расходного газосодержания, соответственно для жидкости и газа, и расход жидкости находят как произведение среднеквадратического значения сигнала пульсаций давления в первом частотном диапазоне и функционального коэффициента расходного газосодержания для жидкости, а расход газа - как произведение среднеквадратического значения сигнала пульсаций давления во втором частотном диапазоне и функционального коэффициента расходного газосодержания для газа.

Сущность предлагаемого способа заключается в следующем.

Обобщенная информационная модель расхода газожидкостной смеси при фиксированном сужающем устройстве представлена уравнением:



где Q - объемный расход газожидкостной смеси;

U - среднеквадратическое значение сигнала пульсаций давления;

- плотность газожидкостной среды;

() - безразмерная функция, учитывающая влияние коэффициента расходного газосодержания ;

K - постоянный коэффициент.

Так как плотность среды определяется давлением потока продукции и расходным газосодержанием, информационная модель сводится к следующему виду:

Q = K^*U^1/3₁(P)₂(), (2)

где K^* - постоянный коэффициент;

₁(P) - функция, учитывающая влияние давления потока продукции на устье скважины;

₂() - функция, учитывающая влияние коэффициента расходного газосодержания.

С учетом известных закономерностей поведения спектра выходного сигнала пьезокерамического датчика, обусловленного особенностями движения газожидкостной смеси через сужающее устройство, информационные модели расхода фаз можно описать такими уравнениями:



Q_ж, Q_г - расходы, соответственно, жидкости и газа;

U₁, U₂ - среднеквадратические значения сигнала пульсаций давления, вычисленные в первом и втором частотных диапазонах наибольшего влияния жидкости и газа, соответственно;

, - показатели степени;

f₁(P), f₂(P) - функции, учитывающие влияние давления потока продукции на устье скважины, соответственно, в первом и втором частотных диапазонах;

f₃(), f₄() - функции, учитывающие влияние коэффициента расходного газосодержания, соответственно, в первом и втором частотных диапазонах.

Влияние расходного газосодержания в уравнениях расхода (3, 4) можно оценить с помощью функций f₃(U₂₁), f₄(U₁₂), аргументы которых составлены из соотношений:



Тогда информационные модели расхода фаз, учитывающие изменение расходного газосодержания потока в широких пределах, имеют вид:



где f₁(P)=1+a₁P+b₁P²,

f₂(P)=1+a₂P+b₂P²,



f₃(U₂₁), f₄(U₁₂) - функциональные коэффициенты расходного газосодержания, соответственно, для жидкости и газа;

a₁, b₁, c₁, d₁

a₂, b₂, c₂, d₂ - постоянные параметры полиномиальных моделей;

K₁, K₂ - постоянные коэффициенты.

Блок-схема измерительной установки, реализующей заявляемый способ, приведена на фиг. 1. Измерительная установка состоит из измерительного модуля 1, в состав которого входят пьезокерамический датчик 2 пульсаций давления потока и согласующий усилитель-корректор 3, и вторичного прибора 4. В состав вторичного прибора входят управляемый масштабирующий усилитель 5, фильтры нижних и верхних частот 6 и 7, коммутатор 8, аналого-цифровой преобразователь 9, микропроцессорный контроллер 10, цифровые индикаторы расхода жидкости 11 и газа 12, клавиатура 13. Для коррекции вычислений при изменении давления потока продукции на устье скважины установлен датчик давления 14.

Измерительный модуль 1 устанавливается на трубопроводе 15 на заданном расстоянии от специального сужающего устройства 16, предназначенного для более интенсивной турбулизации потока и формирования его структуры.

Пьезокерамический элемент 2 осуществляет преобразование пульсаций давления потока в пропорциональный электрический сигнал (далее по тексту -сигнал), который поступает на согласующий усилитель - корректор 3, служащий для предварительного усиления сигнала, согласования высокоомного сопротивления пьезокерамического датчика с входным сопротивлением вторичного измерительного прибора 4 и коррекции амплитудно - частотной характеристики. Сигнал с выхода согласующего усилителя - корректора 3 поступает на вход масштабирующего усилителя 5. Оптимальный коэффициент усиления этого усилителя задается автоматически от микропроцессорного контроллера 10 либо оператором с помощью клавиатуры 13. С выхода масштабирующего усилителя 5 сигнал поступает на фильтры нижних и верхних частот, соответственно, 6 и 7. Фильтр нижних частот 6 выделяет первую информационную полосу частот (первый частотный диапазон), интенсивность сигнала в которой, в основном, связана с расходом жидкой фазы. С выхода фильтра 6 сигнал поступает на первый вход коммутатора 8, на второй вход которого поступает сигнал с фильтра верхних частот 7, выделяющего вторую информационную полосу частот (второй частотный диапазон), интенсивность сигнала в которой, в основном, связана с расходом газовой фазы. На третий вход коммутатора 8 поступает сигнал от датчика давления 14.

С выхода коммутатора сигнал поступает на аналого-цифровой преобразователь (АЦП) 9, где преобразуется в двоичный код. Выходной сигнал АЦП поступает на вход микропроцессорного контроллера 10, который вычисляет значения расходов жидкости и газа в соответствии с формулами (5, 6).

Результаты измерений индицируются на цифровых индикаторах 11 (жидкая фаза) и 12 (газовая фаза).

Алгоритм работы микропроцессорного контроллера 10 приведен на фиг.2. Он содержит следующие основные операторы:

17 - пуск;

18 - подпрограмма самотестирования;

19 - подпрограмма инициализации ресурсов системы (задание по умолчанию значений коэффициента усиления K масштабирующего усилия 5 и количества циклов измерений N);

20 - опрос клавиш клавиатуры изменения K и N;

21 - ввод новых значений K или N;

22 - опрос клавиши "измерение";

23 - проверка окончания времени одного цикла измерений;

24 - переключение коммутатора 8 на первый вход;

25 - чтение микропроцессорным контроллером 10 из АЦП 9 кода U_1i, соответствующего значению сигнала на выходе фильтра 6;

26 - переключение коммутатора 8 на второй вход;

27 - чтение микропроцессорным контроллером 10 из АЦП 9 кода U_2i, соответствующего значению сигнала на выходе фильтра 7;

28 - переключение коммутатора 8 на третий вход;

29 - чтение микропроцессорным контроллером 10 из АЦП 9 кода P, соответствующего значению давления от датчика 14;

30 - расчет оптимального значения коэффициента усиления K;

31 - корректировка коэффициента усиления К масштабирующего усилителя 5;

32 - расчет

33 - проверка количества циклов измерений (i=N ?);

34 - расчет значений U₁ и U₂ , соответственно, для первого и второго частотных диапазонов по формулам:



35 - расчет отношений U₂₁ и U₁₂;

36 - расчет f₁(p), f₂(p), f₃(U₂₁), f₄(U₁₂);

37 - вычисление Q_ж и Q_г в соответствии с формулами 5 и 6;

38 - вывод значений Q_ж и Q_г;

39 - конец.

Предлагаемый способ позволяет производить раздельное измерение расхода жидкости и газа в потоке продукции скважин с требуемой точностью в условиях широкого изменения расходного газосодержания потока.

Повышение точности раздельного измерения дебита нефтегазовой скважины при применении заявляемого способа измерения показано на примере, представленном в виде графиков на фиг. 3, 4. Эти графики отражают результаты измерений жидкости и газа в газожидкостных потоках, моделируемых на водонефтегазовом метрологическом полигоне при гидродинамических условиях, соответствующих режимам работы реальных нефтегазовых скважин. По оси ординат отложены фактические расходы газа (a) и жидкости (б), измеренные после разделения газожидкостной смеси на жидкость и газ в сепараторе.

По оси абсцисс отложены расходы газа (а) и жидкости (б), измеренные способом без учета изменения расходного газосодержания потока (фиг.3) и с учетом изменения расходного газосодержания потока предлагаемым способом (фиг.4).

Из графиков фиг.3 видно, что приведенная погрешность измерения расходов достигает 20% по газу и 25% по жидкости. При измерении расхода предлагаемым способом (фиг. 4) точность измерений существенно возрастает. Приведенная погрешность измерения расхода газа (фиг. 4, а) не превышает 5%, а при измерении расхода жидкости (фиг. 4, б) погрешность измерения не превышает 8%.

1. Патент США N 3834227, кл. 73-155, 1974.

2. Патент РФ N 1060791, МПК E 21 B 47/00, 1991.