способ измерения расхода многофазного потока и определения содержания в нем массы углеводорода

Формула изобретения

Способ измерения расхода многофазного потока и определения содержания в нем массы углеводорода (нефти), заключающийся в смешивании многофазного потока с потоком горячей воды и определении температуры tl многофазного потока и температуры t2 потока горячей воды до смешивания, отличающийся тем, что смешивание многофазного потока с потоком горячей воды осуществляют в теплоизолированном смесителе, одновременно с определением температур tl и t2, которое проводят непосредственно перед поступлением смешиваемых потоков в теплоизолированный смеситель, определяют температуру t3 смешанного потока на выходе из смесителя, с помощью турбинного расходомера измеряют расход _в горячей воды, поступающей на смешение, и отбирают представительную пробу многофазного потока перед входом в теплоизолированный смеситель для определения обводненности а многофазного потока, при этом расход Q_мфп многофазного потока определяют по формуле



где коэффициент f определяют по формуле f= 2 - (а/100), а массовое содержание углеводорода (нефти) М_н в многофазном потоке определяют по формуле



где d - плотность углеводорода (нефти) в многофазном потоке.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к нефтяной промышленности и, в частности к области измерения расхода потока продукции нефтяных скважин, поступающей с промысла на установку подготовки нефти (УПН).

Как известно, продукция нефтяных скважин представляет собой сложную по составу многофазную систему, основные компоненты которой нефть, попутный нефтяной газ и пластовая вода, в зависимости от ряда факторов, могут находиться в многофазном потоке как в свободном или растворенном виде, так и в виде стойкой эмульсии прямого ("нефть в воде"), или обратного ("вода в нефти") типа, или пенной нефтегазовой системы различно по степени устойчивости. При этом, в процессе эксплуатации нефтяного месторождения многофазная продукция нефтяных скважин меняется по составу, а именно, повышается содержание в ней водной фазы и, наоборот, снижается содержание попутного нефтяного газа. Кроме того, температура многофазного потока, поступающего с промысла на установку подготовки нефти в течение года подвержена влиянию сезонных колебаний температуры окружающей среды и, в ряде случаев, может колебаться довольно в широких пределах. Так, например, для многих нефтяных месторождений Урало-Поволжья температура продукции нефтяных скважин, поступающая с промысла на УПН в течение года может колебаться в пределах от 0 до 20^oС.

Известны объемные способы и устройства для измерения расхода продукции нефтяных, а так же использование для данной цели турбинных расходомеров (Цейтлин В.Г. Техника измерения расхода и количества жидкостей, газов и паров. - М.: из-во Стандартов, 1989 г.).

Основной недостаток данных способов измерения невозможность получения удовлетворительных данных по замеру без предварительного разделения многофазного потока на отдельные составляющие, т.е. нефть, газ и воду.

Известен способ измерения расхода многофазных потоков с помощью тепловых расходомеров, заключающийся в измерении с помощью терморезисторов разности температур в двух сечениях измерительного участка, между которыми подводят фиксированное количество тепла, при этом дополнительно измеряют в течение фиксированного промежутка времени перегрев терморезисторов при их работе в режиме термоанемометра, т. е. замечают время, в течение которого каждый из терморезисторов имеет значение перегрева в пределах диапазона, характерного для каждого из компонентов многофазного потока. Отношение времени перегрева, характерного для каждого компонента, к всему фиксированному промежутку времени учитывают при определении расхода многофазного потока (RU 2087871, кл. G 01 F 1/68, 1997 г.). Недостатком данного способа является низкая точность при измерении расхода многофазного потока, связанная с необходимостью получения в измерительном горизонтальном участке расслоенного движения многофазного потока что, как отмечалось выше, при пульсирующем режиме перекачки продукции нефтяных скважин и колебаниях температуры, а так же переменной обводненности, вязкости, устойчивости нефтяных эмульсий и нефегазовых пен, обеспечить довольно сложно. Кроме того, при определении объемного расхода многофазного потока в горизонтальном калориметрическом расходомере необходимо контролировать значительное (около 10) параметров и пользоваться для расчетов формулами, включающими коэффициенты, численные значения которых колеблются в довольно широких пределах.

Известно устройство и способ для перемешивания и измерения расхода текучей среды в напорном трубопроводе, основанный на тепловом методе, который, по совокупности признаков, является ближайшим аналогом заявляемого технического решения. В данном способе для перемешивания и измерения расхода в напорном трубопроводе текучей среды применяют устройство, содержащее средство для определения температуры основной текучей по трубопроводу среды, содержащей одну или более фаз, средство для впрыскивания в трубопровод вторичной текучей среды с температурой, отличной от температуры основной текучей среды, средство для измерения температуры в напорном трубопроводе в одном или более положениях вниз по течению от средства впрыскивания. Для обеспечения тесного перемешивания с основной текучей средой, впрыскивание вторичной среды осуществляется по меньшей мере через одну форсунку, установленную в стенке трубопровода, в заданные промежутки времени, для чего устройство имеет пресс-шток с контрольным выпуском жидкости. При этом, форсунки в напорном трубопроводе установлены под прямыми углами к стенке горизонтального трубопровода, под углом к направлению потока вниз по течению основной текучей среды. Устройство имеет также средство хронометрирования для определения скорости перемещения температурного импульса между двумя постоянными точками. Кроме того, для измерения плотности текучей среды, устройство содержит средство для измерения потери напора, например, измерительную диафрагму, трубку Вентури и т.п., способное измерять поток импульса в трубопроводе с помощью методики потери давления. Измерение расхода текучей среды в напорном трубопроводе осуществляют путем определения температуры основной текучей среды, содержащей одну или более текучих сред, впрыскиванием в нее вторичной текучей среды с температурой, существенно отличающейся от температуры основной текучей среды, определением температуры в напорном трубопроводе в одном или более положениях вниз по течению от средства впрыскивания. Расход текучей среды вычисляют путем измерения скорости перемещения по напорному трубопроводу температурного импульса, созданного впрыскиванием струи вторичной текучей среды. При этом, для вычисления массовой или объемной доли каждой из отдельных фаз в двух или трех фазной смеси, используют изменение одной или более теплоемкости, диэлектрической постоянной и плотности смеси текучих сред.

Недостатком данного способа является невозможность достижения в напорном трубопроводе эффективного перемешивания методом впрыскивания через форсунку вторичной текучей среды с основным перекачиваемым высоковязким, многофазным потоком, что снижает точность измерения расхода перекачиваемой среды. Кроме того, данное устройство и способ измерения сложно в исполнении, требует применения датчиков для изменения напора и температурных импульсов измеряемого основного потока текучей среды и специальных хронометрирующих и считывающих устройств (RU 94022272 А1, кл. 6 G 01 F 1/712, 1995).

Целью изобретения является повышение точности при измерении тепловым методом расхода многофазного потока, состоящего из нефти, газа и воды, включая определение в анализируемом потоке массы нефти независимо от колебаний состава потока, поступающего с промысла, изменения его температурных и вязкостных характеристик, а так же устойчивости образующихся в многофазном потоке водонефтяных эмульсий или нефтегазовых пен. Это достигается тем, что в предлагаемом способе измерения расхода многофазного потока и определения содержания в нем массы углеводорода (нефти), многофазный поток смешивают с потоком горячей воды в теплоизолированном смесителе осуществляют одновременно с определением перед входом в теплоизолированный смеситель t1 температуры многофазного потока, поступающего с промысла, и t2 температуры потока горячей дренажной воды, поступающей с УПН, расход которой Q_в определяют с помощью турбинного расходомера. Кроме того, перед входом в теплоизолированный смеситель, одновременно с определением температур t1 и t2, из многофазного потока отбирают представительную пробу для определения содержания в ней а водной фазы, (мас.%) методом Дина и Старка по ГОСТу 2477-65, а на выходе из теплоизолированного смесителя определяют t3 температуру смешанного потока, откачиваемого из смесителя на УПН.

На основании полученных данных расход многофазного потока (продукции нефтяных скважин) Q_мфп, поступающего с промысла на УПН, на момент проведения вышеуказанных определений, определяют по формуле:



где



где Ср_(вод), Ср_(неф) и Ср_(газ) - теплоемкость воды, нефти и газа, характеризуемая количеством тепла (кДж), сообщаемого единице массы М (кг,) того или иного тела для изменения его температуры на 1^oС, равная, для воды 4,17 кДж/кг, для нефти (в зависимости от типа) 1,7-2,1 кДж/кг и газа 2,48 кДж/ кг.

Учитывая, что в добываемой продукции нефтяных скважин, даже при высоком газовом факторе (порядка 200 м³ газа на 1 м³ нефти), масса газа в многофазном потоке по сравнению с массами воды и нефти ничтожно мала (примерно в 3000 раз меньше массы нефти), то обычно влияние теплоемкости газа в многофазном потоке на его теплофизические свойства не учитывают теплоемкость воды принимают в два раза больше, чем теплоемкость нефти. Поэтому, исходя из указанных допущений, формула (2) для многофазного потока может быть представлена в более простом выражении (3):

f=2-a/100 (3)

Из формулы (3) следует, что в период безводной эксплуатации нефтяного месторождения, т.е при a=0%, коэффициент f=2. С началом обводнения месторождения коэффициент f снижается и тем больше, чем выше значение а, т.е. массовое содержание воды в добываемой продукции нефтяных скважин, и принимает значение равное 1 при а=100%.

Удовлетворительная сходимость (табл. 1) значений коэффициента f, рассчитанных по упрощенной формуле (3) и определенных экспериментальным путем на двухфазных модельных системах, в частности, на примере нефтяных эмульсий обратного типа, т. е. эмульсий типа "вода в нефти" с известным содержанием дисперсной фазы а, приготовленных из безводной нефти Верхозимского месторождения (плотность 934 кг/м³ при 20^oС) и пластовой воды данного месторождения (плотность 1090 кг/м³ при 20^oС), подтверждает правомерность применения упрощенной формулы (3) для определения коэффициента f.

Определив по формуле (1) расход многофазного потока Q_мфп, поступающего с промысла на УПН, количество (массу) углеводорода (нефти) Мн в данном потоке рассчитывают по формуле (4):



где d - плотность безводной (товарной) нефти при 20^oС, кг/м³.

Предлагаемый способ измерения расхода многофазного потока и определения содержания в нем массы углеводорода (нефти), в отличие от известного способа, прост в исполнении, не требует применения каких-либо специальных измерительных датчиков и сооружения горизонтального участка для поддержания заданного режима движения контролируемого многофазного потока и может быть легко реализован на УПН при использовании в качестве теплоизолированного смесителя напорной вертикальной емкости нефтяного сортамента объемом 2-3 м³ с теплоизоляционным покрытием, а для замера расхода горячей воды, поступающей с УПН в темостатируемый смеситель, турбинный расходомер, например типа ТОР-1-50.

На чертеже показана принципиальная схема узла замера потока пенистой, высоквязкой продукции нефтяных скважин, поступающего с промысла на установку подготовки нефти НГДУ "Пензанефть", в котором реализовано предлагаемое техническое решение.

В табл. 2 в качестве примера представлены фактические данные замеров, выполненных предлагаемым способом измерения расхода многофазного потока продукции нефтяных скважин и содержания в нем массы углеводородов (нефти), поступавшей по трубопроводу на УПН НГДУ "Пензанефть" в различное время года.