RU2746167C1 - Multiphase flowmeter for the component-by-component determination of the flow rates of gas, hydrocarbon condensate and water in the products of gas condensate wells - Google Patents
Multiphase flowmeter for the component-by-component determination of the flow rates of gas, hydrocarbon condensate and water in the products of gas condensate wells Download PDFInfo
- Publication number
- RU2746167C1 RU2746167C1 RU2020116140A RU2020116140A RU2746167C1 RU 2746167 C1 RU2746167 C1 RU 2746167C1 RU 2020116140 A RU2020116140 A RU 2020116140A RU 2020116140 A RU2020116140 A RU 2020116140A RU 2746167 C1 RU2746167 C1 RU 2746167C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- gas
- measuring
- resonator
- filter
- water
- Prior art date
Links
Images
Classifications
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01F—MEASURING VOLUME, VOLUME FLOW, MASS FLOW OR LIQUID LEVEL; METERING BY VOLUME
- G01F1/00—Measuring the volume flow or mass flow of fluid or fluent solid material wherein the fluid passes through a meter in a continuous flow
- G01F1/74—Devices for measuring flow of a fluid or flow of a fluent solid material in suspension in another fluid
Landscapes
- Physics & Mathematics (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- General Physics & Mathematics (AREA)
- Measuring Volume Flow (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к области измерительной техники и может быть использовано на скважинах или установках первичной подготовки газа для определения расхода газа, жидкого углеводородного конденсата и воды без разделения продукта добычи скважины на составляющие его компоненты.The invention relates to the field of measuring technology and can be used in wells or primary gas treatment plants to determine the flow rate of gas, liquid hydrocarbon condensate and water without dividing the well production product into its constituent components.
Известен способ и устройство определения покомпонентного расхода потока газожидкостной смеси (ГЖС), основанный на результатах взаимодействия ГЖС с электромагнитным полем миллиметрового диапазона длин волн, измерении частоты Доплера и резонансной частоты микроволнового резонатора типа Фабри-Перо, заполненного ГЖС, вычислении по этим данным скорости потока и площадей поперечных сечений, занятых жидкой и газовой фазой и последующим определением расходов газа и жидкости [1].There is a known method and device for determining the component-wise flow rate of a gas-liquid mixture (GZHM), based on the results of the interaction of GZHM with an electromagnetic field of the millimeter wavelength range, measurement of the Doppler frequency and the resonant frequency of a microwave resonator of the Fabry-Perot type filled with GZHM, calculation of the flow rate and cross-sectional areas occupied by the liquid and gas phase and the subsequent determination of the gas and liquid flow rates [1].
Недостатками способа и устройства являются невозможность определения соотношения объемных долей воды и углеводородного конденсата в жидкости, а также низкий верхний предел водо-газового фактора (ВГФ) составляющей ~100 см3/нм3, в то время как большинство скважин имеют ВГФ, существенно превышающий эту цифру.The disadvantages of the method and device are the impossibility of determining the ratio of the volume fractions of water and hydrocarbon condensate in a liquid, as well as a low upper limit of the water-gas factor (WGF) of ~ 100 cm 3 / nm 3 , while most wells have a WGF significantly exceeding this figure.
Недостатком устройства являются также крутые углы входного сужающего устройства, отличие зеркал резонатора Фабри-Перо (РФП) от плоских, и наличие в объеме резонатора пластины, гасящей паразитные колебания, что создает газодинамическое сопротивление потоку ГЖС и вызывает нестабильность его пространственного положения, приводящую к резким скачкам сигнала с детектора резонатора, что требует применения сложных статических методов обработки сигнала и, в свою очередь, вызывает необходимость использовать мощное вычислительное устройство.The disadvantages of the device are also the steep angles of the input narrowing device, the difference between the mirrors of the Fabry-Perot resonator (RFP) and flat ones, and the presence in the resonator volume of a plate that dampens parasitic oscillations, which creates a gas-dynamic resistance to the gas flow and causes instability of its spatial position, leading to sharp jumps signal from the resonator detector, which requires the use of complex static methods of signal processing and, in turn, necessitates the use of a powerful computing device.
Наиболее близким к предлагаемому расходомеру является устройство [2], выбранное за прототип. Оно содержит встроенную в трубопровод измерительную секцию с переходами от стандартного сечения трубопровода к зауженному сечению, которое охватывается измерительным резонатором дециметровых волн, байпасную линию с встроенным в нее опорным резонатором, идентичным измерительному, который заполняется газом, прошедшим через фильтр, отбивающий жидкую фазу, и электронные блоки, измеряющие резонансные частоты и добротности обоих резонаторов при протекании через основной трубопровод потока газожидкостной смеси. Обрабатывая полученные с резонаторов данные, устанавливают объемные доли газа, воды и углеводородного конденсата, поступающего из скважины.Closest to the proposed flow meter is the device [2], selected for the prototype. It contains a measuring section built into the pipeline with transitions from a standard section of the pipeline to a narrowed section, which is covered by a measuring resonator of decimeter waves, a bypass line with a reference resonator built into it, identical to the measuring one, which is filled with gas that has passed through a filter that repels the liquid phase, and electronic blocks measuring the resonant frequencies and Q-factors of both resonators when the gas-liquid mixture flows through the main pipeline. By processing the data obtained from the resonators, the volume fractions of gas, water and hydrocarbon condensate coming from the well are established.
При этом сужающее устройство играет в приводимой конструкции непринципиальную роль: оно нужно только для сопряжения меньшего диаметра проходного отверстия резонатора с большим диаметром рабочего трубопровода.In this case, the constriction device plays an unimportant role in the reduced structure: it is only needed to mate the smaller diameter of the resonator through hole with the larger diameter of the working pipeline.
Недостатком устройства, принятого за прототип, является отсутствие измерителя скорости потока. Кроме того, из-за небольшого перепада давления на сужающем устройстве и достаточно высокого газодинамического сопротивления фильтра проток газа через опорный резонатор крайне мал. Это приводит к большим временам запаздывания показаний опорного резонатора по отношению к измерительному, что, в конечном счете, ведет к возрастанию погрешности при измерении плотности газожидкостной смеси.The disadvantage of the device, taken as a prototype, is the lack of a flow rate meter. In addition, due to the small pressure drop across the orifice and the sufficiently high gas-dynamic resistance of the filter, the gas flow through the reference resonator is extremely small. This leads to long delay times of the readings of the reference resonator in relation to the measuring one, which ultimately leads to an increase in the error in measuring the density of the gas-liquid mixture.
Следующим недостатком устройства является трудность регенерации фильтра и удаления из него капельной жидкости.The next disadvantage of the device is the difficulty in regenerating the filter and removing droplet liquid from it.
Недостатком способа и устройства является также необходимость вычисления коэффициента сжимаемости при определении плотности в рабочих условиях чистого (свободного от жидкой фазы) газа в опорном резонаторе.The disadvantage of this method and device is also the need to calculate the compressibility factor when determining the density under operating conditions of pure (free from liquid phase) gas in the reference resonator.
Недостатком способа является также то обстоятельство, что алгоритм получения сведений об объемной доле конденсата С3 построен таким образом, что из сдвига частоты измерительного резонатора вычитают долю, обязанную чистому газу, затем измеряют добротность резонатора с газожидкостным потоком и по изменению добротности находят объемную долю воды С2; далее вычитают приходящийся на ее долю сдвиг частоты из сдвига частоты измерительного резонатора, а по оставшемуся сдвигу рассчитывают объемную долю конденсата. При этом ввиду того, что вода является диэлектриком с диэлектрической проницаемостью (ДП) существенно большей, чем ДП конденсата, то даже небольшие погрешности в определении доли воды С2 сильно сказываются на величине С3.The disadvantage of this method is the fact that the algorithm for obtaining information about the volume fraction of condensate C 3 is constructed in such a way that the fraction due to the pure gas is subtracted from the frequency shift of the measuring resonator, then the Q-factor of the resonator with a gas-liquid flow is measured, and the volume fraction of water C is found from the change in Q-factor. 2 ; then the frequency shift attributable to it is subtracted from the frequency shift of the measuring resonator, and the volume fraction of the condensate is calculated from the remaining shift. In this case, since water is a dielectric with a dielectric constant (DP) significantly higher than the DP of condensate, even small errors in determining the proportion of water C 2 strongly affect the value of C 3 .
Недостатком устройства является также отсутствие датчиков, регистрирующих скорости и продольный размер водяных пробок, нередко встречающихся на газоконденсатных скважинах.The disadvantage of the device is also the lack of sensors that record the speed and longitudinal size of water plugs, which are often found in gas condensate wells.
Техническим результатом предложенного изобретения является возможность оперативного определения расходов продуктов добычи газовой или газоконденсатной скважины - природного газа, углеводородного конденсата и воды - без разделения продукта добычи скважины на составляющие его компоненты, а также определение объемных долей конденсата, воды и газа в потоке ГЖС с более низкой погрешностью.The technical result of the proposed invention is the ability to quickly determine the flow rate of the production products of a gas or gas condensate well - natural gas, hydrocarbon condensate and water - without dividing the well production product into its constituent components, as well as determining the volume fraction of condensate, water and gas in the flow of gas liquids with error.
Технический результат достигается тем, что в многофазном расходомере для покомпонентного определения расходов газа, углеводородного конденсата и воды в продуктах добычи газоконденсатных скважин, состоящего из сужающего устройства, измерительного и опорного резонаторов дециметрового диапазона, фильтра, отбивающего жидкую фазу, счетчика объема газа, прошедшего через фильтр, приборов контроля температуры и давления в измерительном и опорном резонаторе, электрически управляемых вентилей, электронных блоков управления работой расходомера и блока обработки информации и вычисления покомпонентных расходов, входной и выходной переходные участки от стандартного сечения трубопровода к зауженному сечению в трубной измерительной секции выполнены в виде трубы Вентури, на которой измеряется перепад давления ΔP, что позволяет определять скорость газожидкостного потока.The technical result is achieved by the fact that in a multiphase flow meter for the component-by-component determination of the flow rates of gas, hydrocarbon condensate and water in the products of production of gas condensate wells, consisting of a restriction device, measuring and reference resonators of the decimeter range, a filter that beats off the liquid phase, a gas volume meter passed through the filter , temperature and pressure control devices in the measuring and reference resonator, electrically controlled valves, electronic control units for the flow meter and information processing unit and for calculating component flow rates, inlet and outlet transition sections from the standard section of the pipeline to the narrowed section in the pipe measuring section are made in the form of a pipe Venturi, at which the differential pressure ΔP is measured, which makes it possible to determine the gas-liquid flow rate.
Технический результат достигается также тем, что выход газа в фильтре, отбивающем жидкую фазу, сделан в объем с низким давлением (порядка атмосферного), что позволяет осуществлять эффективную продувку фильтра.The technical result is also achieved by the fact that the gas outlet in the filter, which beats off the liquid phase, is made in a volume with low pressure (of the order of atmospheric pressure), which makes it possible to efficiently purge the filter.
Технический результат достигается также тем, что фильтр содержит нагреватель, позволяющий переводить жидкую фазу в паровую и, при наличии протока газа, очищать фильтр от отбитой жидкости.The technical result is also achieved by the fact that the filter contains a heater that allows you to transfer the liquid phase to the vapor phase and, in the presence of a gas flow, to clean the filter from the stripped liquid.
Технический результат достигается также тем, что фильтр, отбивающий жидкую фазу, выполнен в виде цилиндрического волновода и просвечивается радиоволнами миллиметрового диапазона.The technical result is also achieved by the fact that the filter, which beats off the liquid phase, is made in the form of a cylindrical waveguide and is transmitted through millimeter-wave radio waves.
Технический результат достигается также тем, что в байпасной линии установлен электрически регулируемый вентиль, позволяющий менять давление в опорном резонаторе и по реакции резонатора на давление и температуру газа оперативно определять коэффициент сжимаемости газа.The technical result is also achieved by the fact that an electrically adjustable valve is installed in the bypass line, which makes it possible to change the pressure in the reference resonator and, according to the resonator's reaction to the gas pressure and temperature, to quickly determine the gas compressibility factor.
Технический результат достигается также тем, что измерительная секция содержит резистивный или емкостной зонд, позволяющий определять время начала прохождения водяной пробки и время ее окончания.The technical result is also achieved by the fact that the measuring section contains a resistive or capacitive probe, which makes it possible to determine the time of the beginning of the passage of the water plug and the time of its end.
На чертеже схематично изображен многофазный расходомер для покомпонентного определения расходов газа, углеводородного конденсата и воды в продуктах добычи газоконденсатных скважин. Многофазный расходомер включает в себя: стандартный трубопровод 1, сужающее устройство - трубу Вентури 2, измерительный резонатор дециметрового диапазона 3, идентичный ему опорный резонатор 4, фильтр 5 отбивающий жидкую фазу, нагреватель 6, зонд для отбора пробы 7, рупоры для просвечивания фильтра радиоволнами миллиметрового диапазона -излучающий 8 и приемный 9, генератор миллиметровых волн 10, ферритовый вентиль 11, детектор 12, электрически управляемые вентили 13, 14, 15 и 34, счетчик объема газа в рабочих условиях 16, измерители термобарических параметров газожидкостной смеси в резонаторе 3 -давления 17 и температуры 18, измеритель давления 19 и температуры газа 20 в резонаторе 4, блок управления работой расходомера 21, вычислительное устройство 22, устройство передачи данных на верхний уровень 23, измеритель перепада давления на трубе Вентури 24, питание генератора миллиметрового диапазона от блока управления 25, выход с детектора миллиметрового диапазона на вычислительное устройство 26, вход и выход спирали подогревателя фильтра 27 и 28, кабель обмена информацией 29 между блоками 21 и 22, подвод питания 30 к резонатору 3, выход на детектор от резонатора 3-31, подвод питания к резонатору 4 - 32, выход от детектора резонатора 4-33, выход газа в объем низкого давления (~1 атм) на свечу или на каталитическое сжигание - 35. Обозначения 13*, 14*, 15* … 32* - выходы блока управления на соответствующие датчики или входы от датчиков на вычислительное устройство.The drawing schematically depicts a multiphase flow meter for the component-wise determination of the flow rates of gas, hydrocarbon condensate and water in the products of the production of gas condensate wells. The multiphase flowmeter includes: a
Работа многофазного расходомера происходит следующим образом. Блок управления подает на измерительный резонатор 3 и опорный резонатор 4 линейно изменяющееся по частоте напряжение в диапазоне дециметровых волн так, чтобы ГЖС резонаторы 3 и 4 (они сделаны идентичными) возбуждаются на моде ТМ010 (частоту, соответствующую этой моде в отсутствие потока, обозначим через ƒ0). Одновременно запускается генератор миллиметрового диапазона 10, выдающий стабилизированный по частоте и амплитуде микроволновый сигнал, который фиксируется детектором 12. Ферритовый вентиль 11 служит для предотвращения влияния фильтра на генератор 10.The operation of a multiphase flow meter is as follows. The control unit supplies the
При появлении в трубопроводе 1 продукта добычи скважины резонатор 3 заполняется потоком ГЖС. При этом его резонансная частота ƒ0 смещается за счет появления в нем газа, конденсата и воды и становится равной ƒΣ. При этом выполняется равенство:When the product of the well production appears in the
Здесь Δƒ1 = ƒ0 - ƒ1; Δƒ2 = ƒ0 - ƒ2; Δƒ3 = ƒ0 - ƒ3, где ƒ1, ƒ2 и ƒ3 - резонансные частоты резонатора при введении в него отдельных компонентов потока, а именно: только газа (ƒ1), только воды (ƒ2) и только конденсата (ƒ3) в тех объемах и при тех температурах и давлениях, в которых они присутствуют в потоке ГЖС. Т.е. Δƒ1, Δƒ2, Δƒ3 - это парциальные сдвиги частоты резонатора за счет введения в его объем газа, воды и конденсата, a ΔƒΣ = ƒ0 - ƒΣ - суммарный сдвиг частоты [3].Here Δƒ 1 = ƒ 0 - ƒ 1 ; Δƒ 2 = ƒ 0 - ƒ 2 ; Δƒ 3 = ƒ 0 - ƒ 3 , where ƒ 1 , ƒ 2 and ƒ 3 are the resonant frequencies of the resonator when individual flow components are introduced into it, namely: only gas (ƒ 1 ), only water (ƒ 2 ), and only condensate ( ƒ 3 ) in those volumes and at those temperatures and pressures in which they are present in the gas-liquid mixture flow. Those. Δƒ 1 , Δƒ 2 , Δƒ 3 are the partial shifts of the resonator frequency due to the introduction of gas, water and condensate into its volume, and Δƒ Σ = ƒ 0 - ƒ Σ is the total frequency shift [3].
Вклады Δƒ1, Δƒ2 и Δƒ3 в общее смещение частоты неизвестны и далее подлежат определению. Вначале определяют величину Δƒ1.The contributions of Δƒ 1 , Δƒ 2 and Δƒ 3 to the total frequency shift are unknown and are to be determined further. First, determine the value of Δƒ 1 .
Для этого по команде с блока управления 21 на некоторое время Δt = t2 - t1 (где t1 и t2 - время открытия и закрытия), открываются вентили 34, 14 и 15. После этого небольшая доля потока ГЖС (10-3…10-4) через заборное отверстие начинает заполнять байпасную линию. При этом жидкая фракция потока - углеводородный конденсат и вода - улавливаются фильтром 5, а газ, свободный от капельно-жидкого аэрозоля, заполняет резонатор 4 до рабочего давления З при рабочей температуре Т. Измеряют частоту резонатора 4 - ƒ1, вычисляют абсолютный Δƒ1 и относительный сдвиги частоты.To do this, by command from the
Затем определяют относительный парциальный сдвиг, даваемый водяным аэрозолем. Для этого замеряют величину сигнала с детектора до и после закрытия вентилей 34, 14 и 15 - U0 и U1 соответственно, одновременно замеряют и объем (в рабочих условиях) газа, прошедшего через байпасную линию счетчиком газа 16.Then determine the relative partial shift given by the water aerosol. To do this, measure the value of the signal from the detector before and after closing the
Так как конденсат имеет малый тангенс угла потерь на миллиметровых волнах, то все ослабление сигнала, прошедшего через фильтр 5, обусловлено только собравшейся в нем водяной фракцией.Since the condensate has a small tangent of the loss angle at millimeter waves, the entire attenuation of the signal passed through the
Затем вычисляют массу воды, задержанной фильтром mв. Для этого используют соотношение:Then calculate the mass of water trapped by the filter m in . To do this, use the ratio:
в котором коэффициент kв определяют заранее. Затем вычисляют объем воды Vв:in which the coefficient k in is determined in advance. Then calculate the volume of water V in :
где ρв- плотность воды.where ρ in is the density of water.
Зная объем пропущенного через фильтр газа Vбайп и объем воды Vв, находят объемную долю воды в смеси газожидкостного потока:Knowing the volume of the gas V byp passed through the filter and the volume of water V in , the volume fraction of water in the mixture of the gas-liquid flow is found:
После этого вычисляется относительный сдвиг частоты, обязанный водяной фракции, по соотношению:After that, the relative frequency shift due to the water fraction is calculated according to the ratio:
где - действительная и мнимая части диэлектрической постоянной воды на частоте ƒ0; С2 - объемная доля воды в резонаторе 3.Where - real and imaginary parts of the dielectric constant of water at a frequency ƒ 0 ; С 2 - volume fraction of water in
Далее из соотношения (1) находят сдвиг частоты резонатора 3, обязанный только углеводородному конденсату:Further, from relation (1), the frequency shift is found
Зная , находят объем конденсата Vк из соотношения:Knowing , find the volume of condensate V to from the ratio:
здесь Vо - объем резонатора 3; εк - диэлектрическая постоянная конденсата в рабочих условиях, η - формфактор, учитывающий то обстоятельство, что резонатор не полностью заполнен диэлектриком [3], [4]. Величина η предварительно устанавливается опытным путем.here V o is the volume of
После этого определяется объем Vк и вычисляется объемная доля конденсата в потоке ГЖС:After that, the volume V to is determined and the volume fraction of condensate in the gas liquids flow is calculated:
Зная объемные доли воды С2 и конденсата С3, находят объемную долю газа С1:Knowing the volume fraction of water C 2 and condensate C 3 , find the volume fraction of gas C 1 :
С1 = 1 - (С2 + С3)C 1 = 1 - (C 2 + C 3 )
После определения объемных долей компонентов ГЖС газ из резонатора 4 стравливают на свечу (или утилизируют каким-либо другим образом). После стравливания газа в байпасной линии остается газ при давлении Р ≈ 1 атм. Замеряют величины P=P1, T = Т1 и значения частоты резонатора 4 ƒ0. Эти данные далее будут использованы для вычисления коэффициента сжимаемости К.After determining the volume fractions of the components of the gas mixture, the gas from the resonator 4 is vented onto the candle (or disposed of in some other way). After venting the gas, gas remains in the bypass line at a pressure of P ≈ 1 atm. Measure the values of P = P 1 , T = T 1 and the frequency of the resonator 4 ƒ 0 . These data will be further used to calculate the compressibility factor K.
Далее переходят к определению парциальных объемных расходов в рабочих условиях: газа - Q1, воды - Q2 и конденсата - Q3. В начале определяется расход газожидкостной смеси Qгжс.Next, proceed to the determination of partial volumetric flow rates under operating conditions: gas - Q 1 , water - Q 2 and condensate - Q 3 . At the beginning, the flow rate of the gas-liquid mixture Q gzhs is determined .
За основу формулы для определения объемного расхода ГЖС Qсм взята классическая формула [5] для измерения расхода сухого газа, скорректированная на наличие в газовом потоке жидкости в аэрозольной фазе. Этот учет осуществляется функцией ψ, зависящей от скорости газа и процентного содержания в нем жидкой фазы.The basis of the formula for determining the volumetric flow rate of gas mixture Q cm is taken from the classical formula [5] for measuring the flow rate of dry gas, corrected for the presence of liquid in the aerosol phase in the gas flow. This accounting is carried out by the function ψ, depending on the gas velocity and the percentage of the liquid phase in it.
где S - площадь поперечного сечения трубы Вентури, Е - коэффициент входа, С - коэффициент истечения, β - коэффициент расширения, ρсм - плотность смеси в рабочих условиях, ΔPсм - перепад давления на трубе Вентури, ψ - поправочный коэффициент, учитывающий влияние жидкой фазы на скорость потока. Функция ψ либо определяется заранее на экспериментальном стенде, либо вычисляется, исходя из опубликованных литературных данных, например из работы [6]. Далее мы будем полагать, что она известна. Коэффициенты S, E, C, β вычисляются предварительно [5]: перепад давления ΔPсм измеряется прибором 24. Плотность смеси ρсм в формуле расхода рассчитывается исходя из объемных долей компонентов.where S is the cross-sectional area of the Venturi pipe, E is the inlet coefficient, C is the outflow coefficient, β is the expansion coefficient, ρ cm is the density of the mixture under operating conditions, ΔP cm is the pressure drop across the Venturi tube, ψ is a correction factor that takes into account the effect of liquid phases per flow rate. The function ψ is either determined in advance on the experimental bench, or is calculated based on published literature data, for example, from [6]. In what follows, we will assume that it is known. The coefficients S, E, C, β are calculated in advance [5]: the pressure drop ΔP cm is measured by the
где ρ1, ρ2 и ρ3 - плотность газа, воды и конденсата в рабочих условиях.where ρ 1 , ρ 2 and ρ 3 are the density of gas, water and condensate under operating conditions.
Плотность воды при рабочих условиях полагаем 1,0 кг/дм3, плотность нестабильного углеводородного конденсата ρ3 сообщает лаборатория газового предприятия, которому принадлежит скважина.The density of water under operating conditions is assumed to be 1.0 kg / dm 3 , the density of unstable hydrocarbon condensate ρ 3 is reported by the laboratory of the gas company that owns the well.
Плотность газа в рабочих условиях ρ1 вычисляется, исходя из плотности газа в стандартных условиях ρс, термобарических параметров Р, Т и факторов сжимаемости при стандартных Zc и рабочих Z условиях:The gas density at operating conditions ρ 1 is calculated based on the gas density at standard conditions ρ с , thermobaric parameters Р, Т and compressibility factors at standard Z c and operating Z conditions:
Величина плотности в стандартных условиях ρс известна - она вычисляется, исходя из состава газа (состав предоставляется химической лабораторией предприятия):The value of the density under standard conditions ρ c is known - it is calculated based on the composition of the gas (the composition is provided by the chemical laboratory of the enterprise):
здесь a i - объемные доли компонентов газа.here a i - volume fractions of gas components.
Коэффициент сжимаемости К, определяемый как отношение факторов сжимаемости , в настоящее время всегда только рассчитывают, исходя из состава газа [7], пробу которого берут не чаще 1 раза в сутки. В нашем случае имеется возможность оперативно отслеживать величину , проводя ее измерение резонатором 4, что способствует понижению погрешности измерения расхода Qсм. При этом делается два измерения частоты: одно при Р1 ≈ Р = 0,1 МПа и температуре газа T1, а второе - при рабочем давлении Р и температуре Т.Compressibility factor K, defined as the ratio of compressibility factors , at present they are always only calculated based on the composition of the gas [7], the sample of which is taken no more than 1 time per day. In our case, it is possible to quickly track the value , carrying out its measurement by resonator 4, which helps to reduce the error in measuring the flow rate Q cm . In this case, two measurements of frequency are made: one at Р 1 ≈ Р = 0.1 MPa and gas temperature T 1 , and the second at operating pressure Р and temperature T.
Величины Р и Т измеряются приборами 17, 18. Коэффициент сжимаемости рассчитывается по соотношению [8]:The values of Р and Т are measured by
Здесь - сдвиг частоты резонатора 4 в стандартных условиях. Величина известна из проведенных выше измерений; величина вычисляется из измерений давления Р1, температуры T1 и частоты резонатора ƒо, которые проводились после выпуска газа из байпаской линии в объем с низким (близким к атмосферному) давлением (см. выше):Here - frequency shift of resonator 4 under standard conditions. The quantity known from the above measurements; magnitude is calculated from measurements of pressure Р 1 , temperature T 1 and resonator frequency ƒ о , which were carried out after the gas was released from the bypass line into a volume with low (close to atmospheric) pressure (see above):
где:Where:
После определения плотности ρсм и измерения ΔPсм рассчитывается расход ГЖС Qсм. Покомпонентные расходы выполняются по соотношениям:After determining the density ρ cm and measuring ΔP cm, the gas flow rate Q cm is calculated. Component costs are carried out according to the ratios:
здесь Q1, Q2, Q3 - расходы газа, воды и конденсата соответственно; коэффициенты η1, η2, η3 характеризуют различие в скоростях газовой и аэрозольной фаз. Они предварительно определяются экспериментально на специально созданном стенде или с помощью сравнения расходов Q1, Q2, Q3 с потоками, измеренными на контрольном сепараторе. Как правило, эти коэффициенты ηi невелики и составляют величины η1 ≈ 1,0; η2 ≈ η3 = 0,95…0,98. В случае, если поток ГЖС в трубопроводе сопровождается водяными пробками, то переносимый ими объем воды Vпр также учитывается: он рассчитывается, исходя из скорости водяной пробки υпр и времени протекания ее по трубопроводу:here Q 1 , Q 2 , Q 3 - flow rates of gas, water and condensate, respectively; the coefficients η 1 , η 2 , η 3 characterize the difference in the velocities of the gas and aerosol phases. They are preliminarily determined experimentally on a specially created stand or by comparing the flow rates Q 1 , Q 2 , Q 3 with the flows measured at the control separator. As a rule, these coefficients η i are small and amount to values η 1 ≈ 1.0; η 2 ≈ η 3 = 0.95 ... 0.98. In the event that the flow of GZHM in the pipeline is accompanied by water plugs, then the volume of water V pr carried by them is also taken into account: it is calculated based on the speed of the water plug υ pr and the time of its flow through the pipeline:
где t1 - время начала появления пробки на зонде 29; t2 - время начала появления пробки на зонде 36; t3 - время окончания пробки на зонде 29; L - расстояние между зондами 29 и 36.Where t 1 - the time of the beginning of the appearance of the plug on the
После завершения цикла измерений и осуществления подготовки к следующему циклу проводится очистка фильтра 5 от капельно-жидкой фазы. Для этого вентиль 34 закрывается, включается нагреватель 6, открывается вентиль 13; при этом превратившаяся в пар жидкость стравливается на утилизацию (или в дренажную емкость). Процесс очистки контролируется сигналом с детектора 12 и происходит до тех пор, пока сигнал U1 не возрастет до первоначального значения Uо.After the completion of the measurement cycle and preparation for the next cycle, the
Работа расходомера в основном ее пункте - определении плотности ГЖС - была проверена в лабораторных условиях на воздушных газожидкостных смесях при атмосферном давлении. В качестве источника газожидкостной смеси использовался медицинский компрессорный генератор аэрозоля для физиотерапии Boreal, дающий поток воздуха с известным объемным содержанием жидкости в дисперсной фазе. В качестве прибора, питающего резонаторы 3 и 4 и измеряющего их частоту, использовался панорамный измеритель КСВН дециметрового диапазона Р2-102. Измерительный и опорный резонаторы имели размеры: диаметр 2а = 130 мм, высоту h = 100 мм, диаметр проходного отверстия был равен 40 мм. В качестве диэлектрика, заполняющего полость резонатора, использовался фторопласт-4. Рабочая частота резонаторов на моде ТМ010 в отсутствие газа составляла ƒо = 1450 МГц (λ ≈ 20 см), добротность Qо ≈ 850.The operation of the flow meter in its main point - determining the density of the gas mixture - was tested in laboratory conditions on air gas-liquid mixtures at atmospheric pressure. A medical compressor aerosol generator for physiotherapy Boreal was used as a source of the gas-liquid mixture, giving an air flow with a known volumetric liquid content in the dispersed phase. A panoramic VSWR meter of the decimeter range P2-102 was used as a
Вместо природного газа использовался воздух, вместо конденсата -компрессорное масло марки ScrewLub, имеющее диэлектрическую постоянную ε = 2,05, практически равную той, которую имеет стабильный конденсат. Перед распылением в аппарате Boreal водо-масляная эмульсия с известным отношением объема воды к объему масла приготавливалась на специальном вибростенде.Instead of natural gas, air was used, instead of condensate, screwLub compressor oil with a dielectric constant ε = 2.05, almost equal to that of stable condensate. Before spraying in the Boreal apparatus, a water-oil emulsion with a known ratio of water volume to oil volume was prepared on a special vibration stand.
В качестве генератора миллиметровых волн и измерителя ослабления использовался панорамный измеритель КСВН миллиметрового диапазона Р2-65. Фильтр-патрон представлял собой цилиндр диаметром 10 мм и длинной 95 мм, заполненный кварцевым песком и тканью Петрянова, взятых в отношении 2:1 по объему фильтра.A panoramic VSWR meter of the P2-65 range was used as a millimeter wave generator and an attenuation meter. The filter cartridge was a cylinder with a diameter of 10 mm and a length of 95 mm, filled with quartz sand and Petryanov's cloth, taken in a ratio of 2: 1 by the volume of the filter.
Метод оперативного определения коэффициента сжимаемости был ранее изложен в работе [8] и позже проверен в работе [9]. Эксперимент проводился на углекислом газе; максимальное рабочее давление составляло 50 атм.The method of on-line determination of the compressibility coefficient was previously described in [8] and later tested in [9]. The experiment was carried out on carbon dioxide; the maximum working pressure was 50 atm.
Проведенные эксперименты подтвердили правильность исходных соотношений (1), (2) и (3), положенных в основу расчета объемных содержаний газа, воды и конденсата (в дисперсной фазе).The experiments carried out confirmed the correctness of the initial relations (1), (2) and (3), which were the basis for calculating the volumetric contents of gas, water and condensate (in the dispersed phase).
Литература.Literature.
1. Патент РФ №2164340 от 20.03.2001 г. Способ определения покомпонентного расхода потока газожидкостной смеси продуктов газонефтедобычи в трубопроводе и устройство для его реализации. Авторы: Орехов Ю.И., Москалев И.Н., Костюков В.Е., Хохрин Л.П., Ремизов В.В., Битюков B.C., Филоненко А.С., Рылов Е.Н., Вышиваный И.Г., Филиппов А.Г.1. RF patent No. 2164340 dated 20.03.2001. Method for determining the component-wise flow rate of a gas-liquid mixture of gas-oil production products in a pipeline and a device for its implementation. Authors: Orekhov Yu.I., Moskalev I.N., Kostyukov V.E., Khokhrin L.P., Remizov V.V., Bityukov VS, Filonenko A.S., Rylov E.N., Vyshivanyi I. G., Filippov A.G.
2. Патент РФ №2289808 от 28.02.2005 г. Способ и устройство определения объемных долей жидкого углеводородного конденсата и воды в потоке газожидкостной смеси природного газа. Авторы: Вышиваный И.Г., Костюков В.Е., Москалев И.Н., Орехов Ю.И., Тихонов А.Б., Беляев В.Б.2. RF patent No. 2289808 dated 02.28.2005. Method and device for determining the volume fractions of liquid hydrocarbon condensate and water in a flow of a gas-liquid mixture of natural gas. Authors: Vyshivany I.G., Kostyukov V.E., Moskalev I.N., Orekhov Yu.I., Tikhonov A.B., Belyaev V.B.
3. Москалев И.Н., Костюков В.Е. «Микроволновый методы оперативного анализа природного газа и окнденсата» в 3 томах - Саров: ФГУП «РФЯЦ-ВНИИЭФ», 2013 T.I.420 с.3. Moskalev I.N., Kostyukov V.E. "Microwave Methods of Operational Analysis of Natural Gas and Occansate" in 3 volumes - Sarov: FSUE "RFNC-VNIIEF", 2013 T.I.420 p.
4. Брандт А.А. Исследование диэлектриков на сверхвысоких частотах. - М.: Госуд. Изд-во физ.-мат лит-ры, 1963, 403 с.4. Brandt A.A. Study of dielectrics at ultrahigh frequencies. - M .: Gosud. Publishing house of physical and mathematical literature, 1963, 403 p.
5. ГОСТ 8.586.5-2005 Измерение расхода и количества жидкостей и газов с помощью стандартных сужающих устройств. Часть 5. Методика выполнения измерений.5. GOST 8.586.5-2005 Measurement of flow and quantity of liquids and gases using standard orifice devices.
6. Рудометова А.В., Клапчук О.В. Исследования закономерностей течения газожидкостных потоков через расходомерные диафрагмы // Магистральный транспорт природного газа. - М.: ВНИИГаз, 1990.94-113.6. Rudometova A.V., Klapchuk O.V. Investigation of the regularities of the flow of gas-liquid flows through flow meter diaphragms // Magistralny transport of natural gas. - M .: VNIIGaz, 1990.94-113.
7. ГОСТ 30319.1-96 Газ природный. Методы расчета физических свойств. Определение физических свойств природного газа, его компонентов и продуктов его переработки.7. GOST 30319.1-96 Natural gas. Methods for calculating physical properties. Determination of the physical properties of natural gas, its components and products of its processing.
8. Патент РФ №2478195 МПК G 01 9/00 (2006.1). Способ оперативного определения коэффициента сжимаемости газов и их смесей. Авторы: Москалев И.Н., Костюков В.Е., Волков В.В. и др. Изобретения. Полезные модели - 2013 - №9.8. RF patent No. 2478195 IPC G 01 9/00 (2006.1). A method for the on-line determination of the compressibility factor of gases and their mixtures. Authors: Moskalev I.N., Kostyukov V.E., Volkov V.V. and other inventions. Utility Models - 2013 - No. 9.
9. Гришин Д.В., Голод Г.С., Москалев И.Н. и др. Метод и техника непрерывного определения коэффициента сжимаемости газов. Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности М.; ОАО «ВНИОЭНТ», 2016 - №1 - с. 11-19.9. Grishin D.V., Golod G.S., Moskalev I.N. and other Method and technique of continuous determination of the coefficient of compressibility of gases. Automation, telemechanization and communication in the oil industry M .; JSC "VNIOENT", 2016 - No. 1 - p. 11-19.
Claims (6)
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2020116140A RU2746167C1 (en) | 2020-04-24 | 2020-04-24 | Multiphase flowmeter for the component-by-component determination of the flow rates of gas, hydrocarbon condensate and water in the products of gas condensate wells |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2020116140A RU2746167C1 (en) | 2020-04-24 | 2020-04-24 | Multiphase flowmeter for the component-by-component determination of the flow rates of gas, hydrocarbon condensate and water in the products of gas condensate wells |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2746167C1 true RU2746167C1 (en) | 2021-04-08 |
Family
ID=75353443
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2020116140A RU2746167C1 (en) | 2020-04-24 | 2020-04-24 | Multiphase flowmeter for the component-by-component determination of the flow rates of gas, hydrocarbon condensate and water in the products of gas condensate wells |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2746167C1 (en) |
Cited By (1)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2794953C1 (en) * | 2022-09-26 | 2023-04-26 | Акционерное общество "Ижевский мотозавод "Аксион-холдинг" | Device for determining component rates of gas, water and hydrocarbon condensate in flow of surface products of gas condensate wells |
Citations (7)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
JPS58151517A (en) * | 1982-03-05 | 1983-09-08 | Sumitomo Metal Ind Ltd | Method and device for measuring flow rate of granule |
RU2164340C2 (en) * | 1997-12-30 | 2001-03-20 | Научно-исследовательский институт измерительных систем | Method determining component rate of flow of gas and liquid mixture of products of gas and oil production in pipe- line and device for its embodiment |
WO2003034051A1 (en) * | 2001-10-19 | 2003-04-24 | Roxar Flow Measurement As | Compact flow meter |
RU2289808C2 (en) * | 2005-02-28 | 2006-12-20 | Федеральное государственное унитарное предприятие "Федеральный научно-производственный центр Научно-исследовательский институт измерительных систем им. Ю.Е. Седакова" | Method and device for determining volumetric shares of liquid hydrocarbon condensate and water in the flow of gas-liquid mixture of natural gas |
US7293471B2 (en) * | 2004-02-27 | 2007-11-13 | Roxar Flow Measurement As | Flow meter for measuring fluid mixtures |
RU2386929C2 (en) * | 2008-07-25 | 2010-04-20 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром добыча Астрахань" Открытого акционерного общества "Газпром" | Measuring section of gas-liquid flow metre |
RU2397479C1 (en) * | 2009-08-24 | 2010-08-20 | Федеральное государственное унитарное предприятие федеральный научно-производственный центр "Научно-исследовательский институт измерительных систем им. Ю.Е. Седакова" | Device for measuring volume ratio of liquid phase in stream of liquid-natural gas mixture |
-
2020
- 2020-04-24 RU RU2020116140A patent/RU2746167C1/en active
Patent Citations (7)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
JPS58151517A (en) * | 1982-03-05 | 1983-09-08 | Sumitomo Metal Ind Ltd | Method and device for measuring flow rate of granule |
RU2164340C2 (en) * | 1997-12-30 | 2001-03-20 | Научно-исследовательский институт измерительных систем | Method determining component rate of flow of gas and liquid mixture of products of gas and oil production in pipe- line and device for its embodiment |
WO2003034051A1 (en) * | 2001-10-19 | 2003-04-24 | Roxar Flow Measurement As | Compact flow meter |
US7293471B2 (en) * | 2004-02-27 | 2007-11-13 | Roxar Flow Measurement As | Flow meter for measuring fluid mixtures |
RU2289808C2 (en) * | 2005-02-28 | 2006-12-20 | Федеральное государственное унитарное предприятие "Федеральный научно-производственный центр Научно-исследовательский институт измерительных систем им. Ю.Е. Седакова" | Method and device for determining volumetric shares of liquid hydrocarbon condensate and water in the flow of gas-liquid mixture of natural gas |
RU2386929C2 (en) * | 2008-07-25 | 2010-04-20 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром добыча Астрахань" Открытого акционерного общества "Газпром" | Measuring section of gas-liquid flow metre |
RU2397479C1 (en) * | 2009-08-24 | 2010-08-20 | Федеральное государственное унитарное предприятие федеральный научно-производственный центр "Научно-исследовательский институт измерительных систем им. Ю.Е. Седакова" | Device for measuring volume ratio of liquid phase in stream of liquid-natural gas mixture |
Cited By (2)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2794953C1 (en) * | 2022-09-26 | 2023-04-26 | Акционерное общество "Ижевский мотозавод "Аксион-холдинг" | Device for determining component rates of gas, water and hydrocarbon condensate in flow of surface products of gas condensate wells |
RU2816241C1 (en) * | 2023-01-11 | 2024-03-27 | Частное образовательное учреждение высшего образования "Московский Университет им. С.Ю. Витте" | Method and device for determining volumetric concentrations of gas, water and hydrocarbon condensate in stream of products of production of gas condensate wells |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
CA2572955C (en) | A method and apparatus for measuring the composition and water salinity of a multiphase mixture containing water | |
RU2499229C2 (en) | Method and apparatus for determining composition and flow rate of wet gas | |
RU2498230C2 (en) | Method and device for measuring flow rate of wet gas and determination of gas characteristics | |
US8224588B2 (en) | Method and apparatus for measuring the conductivity of the water fraction of a wet gas | |
US7775085B2 (en) | High water cut well measurements with hydro-separation | |
US7143638B1 (en) | Wet gas measurement system | |
RU2746167C1 (en) | Multiphase flowmeter for the component-by-component determination of the flow rates of gas, hydrocarbon condensate and water in the products of gas condensate wells | |
RU2356040C2 (en) | Method of determining water content in oil-water-has mixture | |
RU69143U1 (en) | DEVICE FOR MEASURING OIL PRODUCING WELLS | |
RU2397479C1 (en) | Device for measuring volume ratio of liquid phase in stream of liquid-natural gas mixture | |
CN211148396U (en) | Online measuring device for water content of crude oil | |
RU2445581C1 (en) | Method of fast determination of liquid phase volume content in gas-liquid flow and device to this end | |
RU2793153C1 (en) | Device for reducing products from gas condensate wells measured by a multi-phase flow meter from working to standard conditions | |
US11644351B2 (en) | Multiphase flow and salinity meter with dual opposite handed helical resonators | |
RU2556293C1 (en) | Device for measurement of gas-condensate factor | |
RU2289808C2 (en) | Method and device for determining volumetric shares of liquid hydrocarbon condensate and water in the flow of gas-liquid mixture of natural gas | |
RU2611439C1 (en) | Method for measuring composition of two-phase substance in the stream | |
RU2816241C1 (en) | Method and device for determining volumetric concentrations of gas, water and hydrocarbon condensate in stream of products of production of gas condensate wells | |
Skre | Water-in-liquid probe: System for measuring water-in-liquid ratio at low and high gas volume fractions | |
RU2569180C1 (en) | Method of flow measuring of water part in mixture with hydrocarbon liquid and device for its realisation | |
Akhter et al. | Salinity-Independent Multiphase Fraction Metering for the Oil and Gas Industry using Microwave Sensors | |
RU95132U1 (en) | ACOUSTIC ANALYZER FOR CONTINUOUS CONTROL OF COMPOSITION AND HEAT CAPACITY OF GAS MIXTURE (NATURAL GAS) | |
RU2794953C1 (en) | Device for determining component rates of gas, water and hydrocarbon condensate in flow of surface products of gas condensate wells | |
Moskalev et al. | Nonseparation Method for Determining Volumetric Fractions of Gas, Condensate, and Water in the Extracted Products of Gas–Condensate Wells | |
Liu | Investigation of trace amounts of gas on microvave water-cut measurement |