RU191412U1

RU191412U1 - Device for measuring the content of gas and liquid in the gas-liquid flow of the pipeline

Info

Publication number: RU191412U1
Application number: RU2019116124U
Authority: RU
Inventors: Марсель Мухаматович Инсапов; Наталья Николаевна Алаева; Георгий Владимирович Макаров
Original assignee: Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина
Priority date: 2019-05-24
Filing date: 2019-05-24
Publication date: 2019-08-05

Abstract

Предложение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано в системах измерения, сбора и транспорта нефти на эксплуатируемых месторождениях, а также при измерении и контроле дебита скважин на объектах нефтедобычи.Устройство для измерения содержания газа и жидкости в газожидкостном потоке трубопровода, содержащее измерительный участок с последовательно установленными объемным и массовым расходомерами. Объемный и массовый расходомеры установлены на технологическом патрубке, сообщенном с измерительным участком и установленном с отклонением при входе от измерительного участка под углом 30°±5° для поддержания равномерного турбулентного потока. Технологический патрубок с обоих концов оснащен задвижками для изоляции от измерительного участка, который между входом и выходом технологического патрубка оснащен запорным механизмом.Предлагаемое устройство для измерения содержания газа и жидкости в газожидкостном потоке трубопровода просто в изготовлении и применении, позволяет производить измерения с небольшими погрешностями за счет работы с однородным турбулентным потоком с использованием измерительной линии трубопровода. 1 ил.The proposal relates to the oil and gas industry and can be used in systems for measuring, collecting and transporting oil at exploited fields, as well as for measuring and controlling the flow rate of wells at oil production facilities. A device for measuring the gas and liquid content in a gas-liquid pipeline flow containing a measuring section with series installed volumetric and mass flowmeters. Volumetric and mass flowmeters are installed on the technological branch pipe in communication with the measuring section and installed with a deviation at the entrance from the measuring section at an angle of 30 ° ± 5 ° to maintain a uniform turbulent flow. The technological branch pipe at both ends is equipped with valves to isolate from the measuring section, which is equipped with a locking mechanism between the inlet and outlet of the technological branch. The proposed device for measuring the gas and liquid content in the gas-liquid pipeline flow is simple to manufacture and use, allowing measurements with small errors due to work with a uniform turbulent flow using the measuring line of the pipeline. 1 ill.

Description

Предложение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано в системах измерения, сбора и транспорта нефти на эксплуатируемых месторождениях, а также при измерении и контроле дебита скважин на объектах нефтедобычи.The proposal relates to the oil and gas industry and can be used in systems for measuring, collecting and transporting oil at exploited fields, as well as for measuring and controlling the flow rate of wells at oil production facilities.

Известно устройство для измерения дебита продукции куста нефтяных скважин (патент на ПМ RU № 138833, МПК E21B 47/10, G01F 1/74, опубл. 27.03.2014 в Бюл. № 9), содержащее связанную с кустом нефтяных скважин групповую замерную установку (ГЗУ), выход которой подсоединен к нефтесборному коллектору, причем устье затрубного пространства каждой скважины куста нефтяных скважин через предохранительный клапан подсоединено к промежуточному трубопроводу с установленным на нем расходомером-счетчиком суммарного по всем скважинам куста нефтяных скважин свободного газа и соединенному с выходом ГЗУ и нефтесборным коллектором соответственно через обратные клапаны.A device is known for measuring the production rate of oil well cluster products (patent for PM RU No. 138833, IPC E21B 47/10, G01F 1/74, published March 27, 2014 in Bull. No. 9), containing a group metering unit connected to the oil well cluster ( GZU), the outlet of which is connected to the oil collector, and the mouth of the annular space of each well of the oil well cluster is connected to the intermediate pipeline with a flow meter installed on it, the total free gas of all wells in the oil well cluster installed on it and connected to the output of the gas supply unit and the oil collector, respectively, through check valves.

Недостатками данного устройства являются осуществление измерения каждой скважины, что требует большого количества объемных расходомеров, а содержание газа измеряют суммарно, что приводит в совокупности к большим погрешностям измерения.The disadvantages of this device are the measurement of each well, which requires a large number of volumetric flow meters, and the gas content is measured in total, which leads to large measurement errors.

Известна также установка для измерения дебита нефтяной скважины (патент RU № 2326241, МПК E21B 47/10, опубл. 10.06.2008 в Бюл. № 16), содержащая сепаратор, вход которого соединен с трубопроводом подвода из магистрали газожидкостной смеси, а выходы соединены с трубопроводами нефти, воды и газа, при этом трубопровод газа присоединен к верхней части сепаратора и в нем установлен первый расходомер, соединенный с устройством управления, контроля и отображения информации, к которому подключены датчики давления и температуры сепаратора, а трубопровод воды выполнен с клапаном сброса воды и присоединен к нижней части сепаратора, причем она снабжена вторым и третьим расходомерами, гомогенизатором и модулем коррекции, при этом трубопровод нефти с одной стороны присоединен к средней части сепаратора, а с другой - через гомогенизатор соединен со вторым расходомером, выход которого соединен с модулем коррекции, один выход которого связан обратной связью со вторым расходомером, а другой - с клапаном сброса воды, причем модуль коррекции представляет собой корпус, внутри которого последовательно расположены зона измерения относительного содержания газа в анализируемом потоке, включающая диаметрально расположенные источник и приемник ультразвукового излучения, и зона измерения относительного содержания воды в анализируемом потоке в виде области с высокочастотным полем, образованным пластинами конденсатора, перед и после которой расположены датчики температуры, причем выход приемника ультразвукового излучения и датчиков температуры через устройство управления, контроля и отображения информации связаны со вторым расходомером.There is also known a device for measuring the flow rate of an oil well (patent RU No. 2326241, IPC E21B 47/10, publ. 06/10/2008 in Bull. No. 16), containing a separator, the inlet of which is connected to the supply pipe from the gas-liquid mixture line, and the outputs are connected to oil, water and gas pipelines, while the gas pipeline is connected to the upper part of the separator and a first flowmeter is installed in it, connected to a control, monitoring and information display device, to which the pressure and temperature sensors of the separator are connected, and the water pipeline flax with a water discharge valve and attached to the bottom of the separator, and it is equipped with a second and third flow meters, a homogenizer and a correction module, while the oil pipeline is connected to the middle part of the separator on the one hand and connected to the second flow meter through the homogenizer, output which is connected to the correction module, one output of which is connected by feedback to the second flowmeter, and the other to the water discharge valve, and the correction module is a housing, inside of which the series a zone for measuring the relative gas content in the analyzed stream, including a diametrically located source and receiver of ultrasonic radiation, and a zone for measuring the relative water content in the analyzed stream in the form of a region with a high-frequency field formed by capacitor plates, before and after which temperature sensors are located, and the output of the receiver ultrasonic radiation and temperature sensors through the control device, control and display of information associated with the second flow meter.

Недостатками данной установки являются большие погрешности в определении расхода каждой фазы, связанные с установкой непосредственно на трубопроводе и неполной сепарацией свободного газа, а применение гомогенизатора, характеризующегося недолговечностью, приводит к частым остановкам трубопровода на проведение технологических и ремонтных операций.The disadvantages of this installation are large errors in determining the flow rate of each phase associated with installation directly on the pipeline and incomplete separation of free gas, and the use of a homogenizer, characterized by fragility, leads to frequent stops of the pipeline for technological and repair operations.

Наиболее близким по технической сущности является установка для измерения дебита продукции нефтяных скважин (патент на ПМ RU № 124309, МПК E21B 47/10, опубл. 20.01.2013 в Бюл. № 2), содержащая измерительную систему с сепарационной емкостью, гидроциклоном и уровнемером, сообщенную с выходным коллектором газовым и жидкостным измерительными участками с массовыми расходомерами, и измерительную систему для определения разности давления между газовой и жидкостной средами сепарационной емкости, причем она снабжена преобразователем дифференциального давления, соединенным своими входами соответственно с нижним жидкостным уровнем сепарационной емкости и верхним газовым уровнем последней, при этом уровнемер выполнен с возможностью определения границы раздела сред сепарационной емкости, а жидкостный измерительный участок дополнительно оснащен объемным расходомером, установленным последовательно с массовым.The closest in technical essence is the installation for measuring the production rate of oil wells (patent for PM RU No. 124309, IPC E21B 47/10, published on January 20, 2013 in Bull. No. 2), containing a measuring system with a separation tank, hydrocyclone and level gauge, connected to the output manifold gas and liquid measuring sections with mass flowmeters, and a measuring system for determining the pressure difference between the gas and liquid media of the separation tank, and it is equipped with a differential pressure transducer a meter connected to its inputs respectively with the lower liquid level of the separation tank and the upper gas level of the latter, while the level meter is configured to determine the interface between the media of the separation tank, and the liquid measuring section is additionally equipped with a volumetric flowmeter installed in series with the mass one.

Недостатками данной установки являются наличие измерительного участка (измерительного трубопровода), устанавливаемого без учета поддержания турбулентного однородного потока газожидкостной смеси, и дублирования измерений по газожидкостной смеси и по газу, которые значительно осложняют анализ полученных результатов.The disadvantages of this installation are the presence of a measuring section (measuring pipeline), installed without taking into account the maintenance of a turbulent uniform flow of a gas-liquid mixture, and duplication of measurements for a gas-liquid mixture and gas, which greatly complicate the analysis of the results.

Общим недостатком всех устройств является сложность изготовления и обслуживания, связанная с большим количеством конструктивных элементов и измерительных датчиков.A common disadvantage of all devices is the complexity of manufacturing and maintenance associated with a large number of structural elements and measuring sensors.

Технической задачей предполагаемой полезной модели является создание простой конструкции устройства для измерения содержания газа и жидкости в газожидкостном потоке трубопровода, позволяющей производить измерения с небольшими погрешностями за счет работы с однородным потоком с использованием измерительной линии трубопровода.The technical task of the proposed utility model is to create a simple design of a device for measuring the gas and liquid content in a gas-liquid flow of a pipeline, which allows measurements to be made with small errors due to work with a uniform flow using a measuring line of the pipeline.

Техническая задача решается устройством для измерения содержания газа и жидкости в газожидкостном потоке трубопровода, содержащим измерительный участок с последовательно установленными объемным и массовым расходомерами.The technical problem is solved by a device for measuring the content of gas and liquid in a gas-liquid flow of a pipeline containing a measuring section with sequentially installed volumetric and mass flowmeters.

Новым является то, что объемный и массовый расходомеры установлены на технологическом патрубке, сообщенном с измерительным участком и установленном с отклонением при входе от измерительного участка под углом 30°±5° для поддержания равномерного турбулентного потока, причем технологический патрубок с обоих концов оснащен задвижками для изоляции от измерительного участка, который между входом и выходом технологического патрубка оснащен запорным механизмом.New is that volumetric and mass flowmeters are installed on the technological branch pipe in communication with the measuring section and installed with a deviation at the entrance from the measuring section at an angle of 30 ° ± 5 ° to maintain uniform turbulent flow, and the technological branch pipe is equipped with isolation valves on both ends from the measuring section, which is equipped with a locking mechanism between the inlet and the outlet of the process pipe.

На чертеже изображена схема установки устройства.The drawing shows a diagram of the installation of the device.

Устройство для измерения содержания газа и жидкости в газожидкостном потоке трубопровода (не показан), содержащие измерительный участок 1 с последовательно установленными объемным 2 и массовым 3 расходомерами. Объемный 2 и массовый 3 расходомеры установлены на технологическом патрубке 4, сообщенным с измерительным участком 1 и установленным с отклонением при входе 5 от измерительного участка под углом α=30°±5° для поддержания равномерного турбулентного потока. Технологический патрубок 4 с обоих концов оснащен задвижками 6 и 7 для изоляции от измерительного участка 1, который между входом 5 и выходом 8 технологического патрубка 4 оснащен запорным механизмом 9.A device for measuring the content of gas and liquid in a gas-liquid stream of a pipeline (not shown), containing a measuring section 1 with sequentially installed volumetric 2 and mass 3 flowmeters. Volumetric 2 and mass 3 flowmeters are installed on the technological branch pipe 4, connected to the measuring section 1 and installed with a deviation at the inlet 5 from the measuring section at an angle α = 30 ° ± 5 ° to maintain a uniform turbulent flow. Technological pipe 4 at both ends is equipped with valves 6 and 7 for isolation from the measuring section 1, which between the input 5 and output 8 of the technological pipe 4 is equipped with a locking mechanism 9.

На конструкцию объемного 2 и массового 3 расходомера и способы обработки, полученной с них информации, авторы не претендуют. Конструктивные элементы и технологические соединения, не влияющие на работоспособность устройства, на чертеже не показаны.The authors do not claim to design a volumetric 2 and mass 3 flowmeter and methods of processing the information received from them. Structural elements and technological connections that do not affect the operability of the device are not shown in the drawing.

Устройство работает следующим образом.The device operates as follows.

Трубопровод для измерения содержания газа и жидкости в перекачиваемом по нему газожидкостном потоке оснащают измерительным участком 1 - байпасным трубопроводом с тарированным проходным сечением, расположенным горизонтально. Перед установкой измерительный участок 1 оснащают технологическим патрубком 4 с отклонением при входе 5 от измерительного участка под углом α=30°±5°. Технологический патрубок 4 снабжен при этом последовательно установленными объемным 2 и массовым 3 расходомерами. После установки измерительного патрубка 1 через него перенаправляют часть газожидкостного потока из трубопровода при открытом запорном механизме 9. После получения стабильного потока через измерительный участок 1, открывают задвижки 6 и 7, а запорный механизм 9 закрывают, перенаправляя поток через технологический патрубок 4 от входа 5 через расходомеры 2 и 3 к выходу 8. При этом регулировкой величины открытия и закрытия запорного механизма 9 в технологическом патрубке 4 создают равномерный турбулентный поток, благодаря чему точность измерения содержания газа и жидкости объемным 2 и массовым 3 расходомерами, как показала практика, увеличилась на 7 – 12 %, что очень существенно влияет на суммарный результат при больших объемах перекачки газожидкостного потока. При этом для ремонта и обслуживания расходомеров 2 и 3 достаточно перекрыть задвижки 6 и 7 при открытом запорном механизме 9 отсоединить технологический патрубок 4 и установить на его место аналогичный, например, при помощи быстросъемных соединений. Замену, обслуживание или ремонт расходомеров 2 и 3 можно производить в условиях специализированных мастерских, что улучшает качество проводимых работ.The pipeline for measuring the gas and liquid content in the gas-liquid stream pumped through it is equipped with a measuring section 1 - bypass pipeline with a calibrated flow area located horizontally. Before installation, the measuring section 1 is equipped with technological pipe 4 with a deviation at the inlet 5 from the measuring section at an angle α = 30 ° ± 5 °. Technological pipe 4 is equipped with sequentially installed volumetric 2 and mass 3 flowmeters. After installing the measuring pipe 1, part of the gas-liquid flow from the pipeline is redirected through it with the locking mechanism 9 open. After receiving a stable flow through the measuring section 1, the valves 6 and 7 are opened, and the locking mechanism 9 is closed, redirecting the flow through the technological pipe 4 from the inlet 5 through flow meters 2 and 3 to exit 8. At the same time, by adjusting the opening and closing values of the locking mechanism 9 in the process pipe 4, a uniform turbulent flow is created, due to which the measurement accuracy Ia dioxide and liquid volume 2 and 3 mass flowmeters, as experience has shown, increased by 7 - 12%, which is very significant effect on the overall result in high volume pumping gas-liquid flow. At the same time, for repair and maintenance of flowmeters 2 and 3, it is enough to shut off the valves 6 and 7 with the open locking mechanism 9, disconnect the process pipe 4 and install a similar one in its place, for example, using quick-release couplings. Replacement, maintenance or repair of flowmeters 2 and 3 can be carried out in specialized workshops, which improves the quality of work.

Предлагаемое устройство для измерения содержания газа и жидкости в газожидкостном потоке трубопровода просто в изготовлении и применении, позволяет производить измерения с небольшими погрешностями за счет работы с однородным турбулентным потоком с использованием измерительной линии трубопровода.The proposed device for measuring the gas and liquid content in a gas-liquid flow of a pipeline is simple to manufacture and use, it allows measurements to be made with small errors due to work with a homogeneous turbulent flow using a measuring line of the pipeline.

Claims

A device for measuring the content of gas and liquid in a gas-liquid flow of a pipeline containing a measuring section with sequentially installed volumetric and mass flowmeters, characterized in that the volumetric and mass flowmeters are installed on the process pipe in communication with the measuring section and installed with a deviation at the entrance from the measuring section under angle of 30 ° ± 5 ° to maintain uniform turbulent flow, and the process pipe at both ends is equipped with isolation valves m the measuring site, which between the inlet and outlet process tube equipped with a locking mechanism.