RU62164U1

RU62164U1 - "OMEGA" TWO PHASE FLOW METER FOR MEASURING PRODUCT DEBIT OF OIL WELLS

Info

Publication number: RU62164U1
Application number: RU2006130475/22U
Authority: RU
Inventors: Геннадий Александрович Павлов; Валерий Митрофанович Демьянов; Валерий Витальевич Котлов; Фарит Фатыхович Хамматов
Original assignee: Открытое акционерное общество "Нефтемаш"
Priority date: 2006-08-23
Filing date: 2006-08-23
Publication date: 2007-03-27

Abstract

Полезная модель относится к нефтяной промышленности и может быть использована для измерения дебита продукции нефтяных скважин в системах герметизированного сбора. Задачей предлагаемого технического решения является повышение точности и сходимости измерений дебита продукции скважин по жидкости, нефти, воде и газу, а также расширение динамического диапазона измерения дебитов продукции скважин. Это достигается тем двухфазный расходомер содержит входной патрубок, участок постоянного гидравлического сопротивления, измерительный участок, расположенный до участка постоянного гидравлического сопротивления, оснащенный дифференциальным датчиком перепада давления, измерительный участок, расположенный после участка постоянного гидравлического сопротивления, датчик температуры, датчик избыточного давления и выходной патрубок. Он выполнен в виде подковообразного трубопровода постоянного сечения. Участок постоянного гидравлического сопротивления расположен в его верхней части, выполнен в виде крутоизогнутого колена под углом 180° и снабжен дифференциальным датчиком перепада давления. Измерительный участок, расположенный после него, оснащен дифференциальным датчиком перепада давления. Перед измерительными участками расположены участки стабилизации потока. Датчики температуры и избыточного давления установлены на участке стабилизации потока перед измерительным участком, расположенным до участка постоянного гидравлического сопротивления. 1 н.п. ф-лы, 1 ил.The utility model relates to the oil industry and can be used to measure the production rate of oil wells in pressurized collection systems. The objective of the proposed technical solution is to increase the accuracy and convergence of measurements of production rates of wells in liquid, oil, water and gas, as well as expanding the dynamic range of measurement of production rates of wells. This is achieved by the fact that the two-phase flow meter contains an inlet pipe, a constant hydraulic resistance section, a measuring section located before the constant hydraulic resistance section, equipped with a differential differential pressure sensor, a measuring section located after the constant hydraulic resistance section, a temperature sensor, an overpressure sensor and an outlet pipe. It is made in the form of a horseshoe-shaped pipeline of constant cross-section. A section of constant hydraulic resistance is located in its upper part, made in the form of a bent elbow at an angle of 180 ° and is equipped with a differential pressure differential sensor. The measuring section located after it is equipped with a differential differential pressure sensor. In front of the measuring sections there are sections for stabilizing the flow. Temperature and gauge pressure sensors are installed in the flow stabilization section in front of the measuring section located up to the constant hydraulic resistance section. 1 n.p. f-ly, 1 ill.

Description

Полезная модель относится к нефтяной промышленности и может быть использована для измерения дебита продукции нефтяных скважин в системах герметизированного сбора.The utility model relates to the oil industry and can be used to measure the production rate of oil wells in pressurized collection systems.

Известно устройство для измерения дебита продукции нефтяных скважин (многофазный универсальный расходомер «МУР»), содержащее измерительный трубопровод, включающий участок постоянного гидравлического сопротивления, два датчика избыточного давления, датчик температуры, электронный блок вычислений (1).A device is known for measuring the production rate of oil wells (multipurpose universal flowmeter "MUR"), containing a measuring pipeline including a section of constant hydraulic resistance, two gauges for overpressure, a temperature sensor, an electronic computing unit (1).

Недостатками известного устройства являются:The disadvantages of the known device are:

- низкая точность измерений по нефти, газу и воде, так как в алгоритме расчета используется очень мало измеренных устройством данных. При известных геометрических размерах измерительной трубы и участка постоянного гидравлического сопротивления измеряются только температура продукции и избыточное давление в трубе и на участке постоянного гидравлического сопротивления. Плотности сепарированной нефти, пластовой воды и свободного газа вводятся в алгоритм расчета на основании лабораторных анализов;- low accuracy of measurements for oil, gas and water, since very few data measured by the device are used in the calculation algorithm. With the known geometric dimensions of the measuring tube and the constant hydraulic resistance section, only the product temperature and overpressure in the pipe and in the constant hydraulic resistance section are measured. Densities of separated oil, produced water and free gas are introduced into the calculation algorithm based on laboratory tests;

- при такой скудной информации о трехкомпонентном потоке требуется создание множества математических моделей возможного состава смеси, дающего данный период давления на участке постоянного гидравлического сопротивления, а, значит, электронный блок вычислений должен иметь соответствующий интеллект, быстродействие и стоимость;- with such scanty information about the three-component flow, it is necessary to create many mathematical models of the possible composition of the mixture, giving a given period of pressure in the area of constant hydraulic resistance, which means that the electronic computing unit must have the appropriate intelligence, speed and cost;

- узкий диапазон измерений каждой измерительной трубы.- narrow measurement range of each measuring tube.

Наиболее близким техническим решением к заявляемой полезной модели является устройство для измерения двух и трехфазного потока The closest technical solution to the claimed utility model is a device for measuring two and three-phase flow

(патент США №5.099.697 от 31 марта 1992 года), содержащее входной патрубок, участок постоянного гидравлического сопротивления, измерительный участок, расположенный до участка постоянного гидравлического сопротивления, оснащенный дифференциальным датчиком перепада давления, измерительный участок, расположенный после участка постоянного гидравлического сопротивления, датчик температуры, датчик избыточного давления и выходной патрубок (2).(US Patent No. 5,099.697 dated March 31, 1992), comprising an inlet pipe, a constant hydraulic resistance section, a measuring section located before the constant hydraulic resistance section, equipped with a differential differential pressure sensor, a measuring section located after the constant hydraulic resistance section, a sensor temperature sensor overpressure and outlet pipe (2).

Недостатками данного устройства являются:The disadvantages of this device are:

- низкая точность и нестабильность измерений по причине нестабильных показаний объемных расходомеров при работе на газожидкостных смесях малой плотности;- low accuracy and instability of measurements due to unstable readings of volumetric flow meters when working on low-density gas-liquid mixtures;

- низкая надежность механической части расходомеров при высоком содержании газа в потоке;- low reliability of the mechanical part of the flow meters with a high gas content in the stream;

- узкий диапазон измерений дебитов продукции скважин.- a narrow range of measurements of production rates of wells.

Задачей предлагаемого технического решения является повышение точности и сходимости измерений дебита продукции скважин по жидкости, нефти, воде и газу, а также расширение динамического диапазона измерения дебитов продукции скважин.The objective of the proposed technical solution is to increase the accuracy and convergence of measurements of production rates of wells in liquid, oil, water and gas, as well as expanding the dynamic range of measurement of production rates of wells.

Это достигается тем, что в двухфазном расходомере для измерения дебита продукции нефтяных скважин, содержащим входной патрубок, участок постоянного гидравлического сопротивления, измерительный участок, расположенный до участка постоянного гидравлического сопротивления, оснащенный дифференциальным датчиком перепада давления, измерительный участок, расположенный после участка постоянного гидравлического сопротивления, датчик температуры, датчик избыточного давления и выходной патрубок, согласно полезной модели, он выполнен в виде подковообразного трубопровода постоянного сечения, причем участок постоянного гидравлического сопротивления расположен в его верхней части и выполнен в виде крутоизогнутого колена под углом 180° и снабжен дифференциальным датчиком перепада давления, при этом This is achieved by the fact that in a two-phase flow meter for measuring the production rate of oil wells containing an inlet pipe, a constant hydraulic resistance section, a measuring section located before the constant hydraulic resistance section, equipped with a differential pressure differential sensor, a measuring section located after the constant hydraulic resistance section, temperature sensor, overpressure sensor and outlet pipe, according to the utility model, it is made in the form a horseshoe-shaped pipeline of constant cross section, and a section of constant hydraulic resistance is located in its upper part and is made in the form of a bent bend at an angle of 180 ° and is equipped with a differential pressure differential sensor, while

измерительный участок, расположенный после него, оснащен дифференциальным датчиком перепада давления, причем перед измерительными участками расположены участки стабилизации потока, при этом датчики температуры и избыточного давления установлены на участке стабилизации потока перед измерительным участком, расположенным до участка постоянного гидравлического сопротивления.the measuring section located after it is equipped with a differential pressure differential sensor, with flow stabilization sections located in front of the measuring sections, while temperature and gauge pressure sensors are installed on the flow stabilization section in front of the measuring section located up to the constant hydraulic resistance section.

Выполнение двухфазного расходомера в виде подковообразного трубопровода постоянного сечения и выполнение участка постоянного гидравлического сопротивления, расположенного в его верхней части, в виде крутоизогнутого колена под углом 180° (с отношением , имеющим постоянный коэффициент сопротивления, определяемый по формуле , или опытным путем или по справочникам по гидравлическим сопротивлениям, например: И.Е.Идельчик. Справ. по гидравл. сопротивлениям. Стандартное чугунное колено с углом 180°, шероховатостью внутренней поверхности = 0,005, L=127 мм, Д_О=50 мм, имеет ζ=0,58), оснащенного дифференциальным датчиком перепада давления, наличие участков стабилизации потока до и после измерительных участков, оснащение измерительного участка, расположенного после участка постоянного гидравлического сопротивления дифференциальным датчиком перепада давления, а также установка датчика температуры и датчика избыточного давления на участке стабилизации потока перед измерительным участком, расположенным до участка постоянного гидравлического сопротивления, позволяет повысить точность и сходимость измерений дебита продукции нефтяных скважин по компонентам смеси путем непосредственных измерений значительного числа показателей, входящих в алгоритм расчета (гидростатическое давление столба восходящего и нисходящего потоков, перепад давления на участке постоянного гидравлического сопротивления, избыточное давление, The implementation of the two-phase flow meter in the form of a horseshoe-shaped pipeline of constant cross section and the execution of the section of constant hydraulic resistance located in its upper part, in the form of a steeply bent elbow at an angle of 180 ° (with the ratio having a constant coefficient of resistance, determined by the formula , or empirically or according to reference books on hydraulic resistance, for example: I.E. Idelchik. Ref. by hydraulic resistance. Standard cast iron elbow with an angle of 180 °, roughness of the inner surface = 0.005, L = 127 mm, D _O = 50 mm, has ζ = 0.58), equipped with a differential pressure differential sensor, the presence of sections of the flow stabilization before and after the measuring sections, equipment a measuring section located after the constant hydraulic resistance section with a differential differential pressure sensor, as well as installing a temperature sensor and an overpressure sensor in the flow stabilization section in front of the measuring section, are located up portion constant hydraulic resistance, improves the accuracy and precision of measurement flow rate production of oil wells in the components of the mixture by direct measurements of a significant number of parameters included in the calculation algorithm (hydrostatic pressure column upstream and downstream pressure differential across the portion of constant hydraulic resistance overpressure,

температура продукции), а также значительно расширить диапазон измерительных возможностей устройства.product temperature), and also significantly expand the range of measuring capabilities of the device.

При известных геометрических размерах устройства, коэффициенте сопротивления участка постоянного гидравлического сопротивления, плотности сепарированной нефти, пластовой воды, относительной плотности газа, объемного коэффициента нефти и количества растворенного в нефти газа, с учетом непосредственно измеренных показателей с достаточной точностью производится расчет объемного и массового дебита по смеси нефти, воды и газа.With the known geometric dimensions of the device, the resistance coefficient of the constant hydraulic resistance section, the density of the separated oil, produced water, the relative density of the gas, the volumetric coefficient of oil and the amount of gas dissolved in the oil, taking into account directly measured parameters, the volumetric and mass flow rates are calculated with sufficient accuracy oil, water and gas.

Предлагаемое устройство позволяет повысить точность и сходимость измерений, а также расширить динамический диапазон измеряемых дебитов скважин одним устройством.The proposed device allows to increase the accuracy and convergence of measurements, as well as expand the dynamic range of the measured flow rates of wells with one device.

На чертеже изображена принципиальная схема предлагаемого двухфазного расходомера.The drawing shows a schematic diagram of the proposed two-phase flow meter.

Двухфазный расходомер для измерения дебита продукции нефтяных скважин содержит входной патрубок 1, участок постоянного гидравлического сопротивления в виде крутоизогнутого колена 2, оснащенный датчиком перепада давления 3, измерительный участок 4, расположенный до участка постоянного гидравлического сопротивления 2, оснащенный дифференциальным датчиком перепада давления 5, измерительный участок 6, расположенный после участка постоянного гидравлического сопротивления 2, оснащенный дифференциальным датчиком перепада давления 7, выходной патрубок 8, микроконтроллер 9. После входного патрубка 1 до измерительного участка 4, расположенного до участка постоянного гидравлического сопротивления 2, расположен участок стабилизации потока 10. До измерительного участка 6, расположенного после участка постоянного гидравлического сопротивления 2, расположен участок стабилизации потока 11. На участке стабилизации потока 10, расположенного до измерительного участка 4, установлен датчик температуры 12 и датчик избыточного давления 13.A two-phase flowmeter for measuring the flow rate of oil well products contains an inlet pipe 1, a constant hydraulic resistance section in the form of a bent bend 2, equipped with a differential pressure sensor 3, a measuring section 4 located up to the constant hydraulic resistance section 2, equipped with a differential pressure differential sensor 5, measuring section 6, located after the section of constant hydraulic resistance 2, equipped with a differential differential pressure sensor 7, output oh branch pipe 8, microcontroller 9. After the inlet pipe 1 to the measuring section 4, located before the section of constant hydraulic resistance 2, there is a section of flow stabilization 10. To the measuring section 6, located after the section of constant hydraulic resistance 2, there is a section of flow stabilization 11. On the stabilization section of the flow 10, located before the measuring section 4, a temperature sensor 12 and an overpressure sensor 13 are installed.

Устройство работает следующим образом.The device operates as follows.

Продукция скважины по входному патрубку 1 поступает непрерывно в двухфазный расходомер в виде подковообразного трубопровода и отправляется в нефтесборный коллектор по выходному патрубку 8, при этом на участке постоянного гидравлического сопротивления в виде крутоизогнутого колена 2 происходит падение давления, пропорциональное его коэффициенту сопротивления ξ, плотности смеси и квадрату скорости смеси. Вследствие падения давления после участка постоянного гидравлического сопротивления 2 происходит увеличение объема и скорости и уменьшение плотности смеси за счет расширения свободного газа. С заданным интервалом времени дифференциальный датчик перепада давления 5 фиксирует гидростатическое давление восходящего столба смеси на измерительном участке 4, дифференциальный датчик перепада давления 7 фиксирует гидростатическое давление нисходящего столба смеси на измерительном участке 6, а дифференциальный датчик перепада давления 3 фиксирует перепад давления на участке постоянного гидравлического сопротивления 2. Датчик избыточного давления 13 и датчик температуры 12 фиксируют избыточное давление и температуру смеси. По показателям дифференциальных датчиков перепада давления 5 и 7 рассчитывается плотность смеси по формуле:Well production through the inlet pipe 1 enters continuously into a two-phase flow meter in the form of a horseshoe-shaped pipeline and is sent to the oil collector via the outlet pipe 8, while a pressure drop proportional to its resistance coefficient ξ, mixture density and squared mixture speed. Due to the pressure drop after the section of constant hydraulic resistance 2, an increase in volume and speed and a decrease in the density of the mixture due to the expansion of free gas. With a predetermined time interval, the differential pressure sensor 5 captures the hydrostatic pressure of the ascending column of the mixture in the measuring section 4, the differential pressure sensor 7 captures the hydrostatic pressure of the descending column of the mixture in the measuring section 6, and the differential differential pressure sensor 3 captures the pressure difference in the constant hydraulic resistance section 2. An overpressure sensor 13 and a temperature sensor 12 record the overpressure and temperature of the mixture. According to the differential pressure sensors 5 and 7, the mixture density is calculated by the formula:

По показаниям дифференциального датчика перепада давления 3 рассчитывается скорость смеси:According to the readings of the differential pressure differential sensor 3, the mixture speed is calculated:

Объемный расход смеси в восходящем потоке:The volumetric flow rate of the mixture in the upstream:

Объемный расход смеси в нисходящем потоке находим из уравнения неразрывности потока:The volumetric flow rate of the mixture in a downward flow is found from the equation of continuity of flow:

Приращение объема смеси принимаем как приращение объема газа за счет только расширения газа:The increment of the mixture volume is taken as the increment of the gas volume due to only gas expansion:

Закон Чарльза и Бойля дает отношение между газом восходящего и нисходящего потоков:The law of Charles and Boyle gives the relationship between gas upstream and downstream:

При T₁≈T₂ мы получаем:At T ₁ ≈T ₂ we get:

или or

где G₁ объем газа в восходящем потоке при рабочих условиях.where G _{1 is the} volume of gas in the upstream under operating conditions.

Объем жидкости в восходящем потоке:The volume of fluid in the upward flow:

Плотность газа (свободного) в восходящем потоке при рабочих условиях:The density of gas (free) in the upward flow under operating conditions:

где: Вч - коэффициент сжимаемости газа. Вч=0,817;where: Hf is the gas compressibility coefficient. Hf = 0.817;

R=515 - газовая постоянная метана.R = 515 - methane gas constant.

Масса газа в рабочих условиях в восходящем потоке:The mass of gas under operating conditions in the upstream:

Масса смеси в восходящем потоке:The mass of the mixture in the upstream:

Масса жидкости в восходящем потоке:The mass of fluid in the upward flow:

Мж=Мсм-Мг;Mf = Mcm-Mg;

Плотность жидкости:Fluid density:

Плотность растворенного в нефти газа при рабочем давлении определяется растворимостью, процентным составом и плотностью отдельных компонентов газа и примерно равна:The density of gas dissolved in oil at operating pressure is determined by the solubility, percentage composition and density of the individual gas components and is approximately equal to:

Объемный коэффициент нефти с растворенным газомVolumetric coefficient of oil with dissolved gas

Принимаем:Accept:

При давлении Р_раб - до 1 МПа - в=1,03At a pressure of P _slave - up to 1 MPa - in = 1,03

до 2 МПа - в=1,04up to 2 MPa - c = 1.04

до 4 МПа - в=1,05up to 4 MPa - c = 1.05

Корректируется в конкретных условиях.Corrected in specific conditions.

Объемное количество растворенного в нефти газа, приведенное к нормальным условиям, примерно соответствует величине рабочего давления:The volumetric amount of gas dissolved in oil, reduced to normal conditions, approximately corresponds to the value of the working pressure:

Q_.р.г.≈10·Р_раб; где: Q_.р.г. - (м³); Р_раб - (МПа); _Q.R.G. ≈10 · P _slave ; where: _Q.r.g. - (m ³ ); P _slave - (MPa);

Вес газа растворенного в нефти:Weight of gas dissolved in oil:

G_.р.г.=Q_.р.г.·ρ_.р.г.;G _.r.g. = Q _.r.g. Ρ _. ;

Вес 1.м³ газонасыщенной нефти:Weight 1.m ³ gas saturated oil:

G_.г.н.=G_.н+G_.p.г. G _.g.n. = G _.n + G _.p.g.

Плотность газонасыщенной нефти:Density of gas saturated oil:

Процентное содержание воды:The percentage of water:

Дебит по воде:Water rate:

V_В=V_Ж·n;V _B = V _W · n;

Дебит по нефти:Oil flow rate:

Vн=V_Ж·(1-n);Vh = V _W · (1-n);

Дебит по газу: V_Г=V_Г.СВ.+Q_.р.г. Gas rate: V _G = V _G.S. + Q _.r.g.

Предлагаемое техническое решение позволяет создать компактное недорогое устройство для измерения дебита продукции нефтяных скважин без сепарации газа с повышенной точностью и сходимостью измерений.The proposed technical solution allows you to create a compact, inexpensive device for measuring the production rate of oil wells without gas separation with increased accuracy and convergence of measurements.

Claims

A two-phase flow meter for measuring oil production rate, comprising an inlet, a constant hydraulic resistance section, a measuring section located up to the constant hydraulic resistance section, equipped with a differential differential pressure sensor, a measuring section located after the constant hydraulic resistance section, a temperature sensor, overpressure sensor and an outlet pipe, characterized in that it is made in the form of a horseshoe-shaped pipeline a constant section, and a section of constant hydraulic resistance is located in its upper part and is made in the form of a bent bend at an angle of 180 °, and is equipped with a differential pressure differential sensor, while the measuring section located after it is equipped with a differential pressure differential sensor, and in front of the measuring sections located before and after it, flow stabilization sections are located, while temperature and gauge pressure sensors are installed on the flow stabilization section before the measuring portion positioned to the land constant hydraulic resistance.