SU901830A1 - Расходомер газонасыщенной нефти - Google Patents
Расходомер газонасыщенной нефти Download PDFInfo
- Publication number
- SU901830A1 SU901830A1 SU802945931A SU2945931A SU901830A1 SU 901830 A1 SU901830 A1 SU 901830A1 SU 802945931 A SU802945931 A SU 802945931A SU 2945931 A SU2945931 A SU 2945931A SU 901830 A1 SU901830 A1 SU 901830A1
- Authority
- SU
- USSR - Soviet Union
- Prior art keywords
- unit
- density
- gas
- oil
- input
- Prior art date
Links
Landscapes
- Measuring Volume Flow (AREA)
Description
Изобретение относитс к измерительной технике и может использоватьс в системах автоматического контрол и измерени расхода отдельных компонентов продукции скважин в неЛт ной промышленности.
Известно устройство дл измерени расхода газонасытенной нефти, содержащее сепаратор и расходомеры жидкости и газа, в котором поток раздел етс на отдельные компоненты, а их расход определ етс средствами измерени однофазной среды 13.
Недостатками этого устройства вл ютс сложность конструкций,больша металлоемкость и трудоемкость эксплуатации.
Наиболее близким к предлагаемому вл етс бесконтактное устройство дл измерени объемного расхода двухфазных сред, содержащее радиоизотопный датчик средней плотности, размещенный на трубопроводе, два блока измерени среднего квадрата приращени массы и блок делени 2.
Недостатком известного устройства вл етс невозможность измерени расхода отдельных компонентов газонасьпченной нефти.
Цель изобретени - обеспечение возможности измерени расхода отдельных компонентов газонасыщенной нефти.
Поставленна цель достигаетс тем, что в устройство дл измерени объемного расхода двухфазных сред, содержащее радиационный датчик средней плотности, размещенный на трубо10 проводе, два блока измерени среднего квсщрата приращени массы и блок делени , дополнительно введены блок определени истинного газосодержани , блок определени плотности
15 жидкой фазы, блок извлечени корн , блок определени нефтесодержани , блок хранени величины плотности нефти , блок хранени величины плотности воды, блок умножени , блок приведе20 ни к стандартным услови м, датчик темпердтуры и датчик давлени , размещенные на трубопроводе, два блока делени , блок хранени величины газового фактора и блок вычитани , при
25 этом выход датчика средней плотности соединен с блоками определени истинного газосодержани и плотности жидкой (азы, а также с первым и вторым блоками измерени среднего квадрата
30 приращени массы, выходы котощлх соединены соответственно с входами Делимое и Целитель первого Олока делени , соединенного с блоком извлечени корн , выход которого соединен с блоком измерени среднего квадрата приращени массы и с первым входом блока умножени ,соединенным с первым входом блока приведени к стандартным уолови м, два других входа которого соединены соответственно с датчиком температуры и датчиком давлени , а выход с входом Делимое второго блока делени вход Делитель которого соединен с блоком хранени величины газового фактора, выход второго блока делени соединен с входом Делимое третьего блока делени и первым входом блока вычитани , соединенного вторым входом с выходом третьего бло ка делени , вход Делитель которого соединен с блоком определени нефтесодержани , соединенного по двум входам с блоком хранени величины плотности нефти и блоком хранени величины плотности воды, блок определени плотности жидкой фазы по выходу соединен с третьим входом блока определени нефтесодержани и через блок определени истинного газосодер жани - с вторым входом блока умноже ни , а двум входами соединен соотве стве-нно с выходом блока хранени величины плотности нефти и выходом блока хранени величины плотности во ды. Продукци нефт ных скважин представл ет собой двухЛазный газожидкос ный поток, образованный свободным газом, нефтью, водой и растворенныгл газом. Эти компоненты распределены в потоке неравномерно, вследствие че го процесс изменени средней плотнос ти контролируемой среды носит пульси рующий характер. Определ с помогпьм датчика средней плотности приращени массы контролируемой среды, вызванные движением крупных пузырей газа, и, измер отношение средних квадратов приращений массы за различные промежутки времени, можно найти скорость движени газовой фазы. Истинное газосодержание, т.е. дол сечени потока, зан того газом определ етс из выражени рн-1 где истинное газосодержание; ptp - средн плотность текущей среды; Рз„.- плотность жидкой фазы потока . Величина измеренного расхода газовой фазы приводитс к с андартныг услови м. Дл данной скважины объемные расходы газа и неЛти св заны через посто нный коэффициент (газовый Лактор ) , равный отношению объемного рас-, хода газа (приведенного к стандартным услови м) к объемному расходу нефти. Газовый фактор практически остаетс посто нным в течение длительного времени (до одного,года). Плотность жидкой фазы потока и нефтесодержание определ етс из выражений N -PH - - PCP-H (2) Д-Рн где Я ср - плотность жидкой фазы потока, воды, нефти и средн плотность контролируемой среды соответственно; - нефтесодержание жидкой фазы потока, представл ющее собой отношение объемного расхода нефти к объемному расходу жидкой фазы потока, К - посто нный коэффициент, определ емый экспериментально. Расходы нефти, жидкой фазы и воды определ ютс из выражени QU QH объегшыИ расход га за, приведенный к стандартным услови м, т; Г - газовый фактор. На чертеже изображена функциональна схема расходомера газонасыщенной нефти. Устройство содержит радиационный датчик 1 средней плотности, первый блок 2 измерени среднего квадрата приращени массы, второй блок 3 измерени среднего квадрата приращени массы, первый блок 4 делени , блок 5 извлечени корн , блок б определени истинного газосодержани , блок 7 определени плотности жидкой фазы,блок 8определени нефтесодержани , блок 9хранени величины плотности нефти, блок 10 хранени величины плотности воды, блок 11 умножени , блок 12 приведени к стандартным услови м, датчик 13 температуры, датчик 14 давлени , второй блок 15 делени , блок 16 хранени величины газового фактора , третий блок 17 делени , блок 18 вычитани и трубопровод 19. Устройство работает следующим образом. Сигнал с выхода датчика 1 средней плотности поступает на входы, блоков 2 и 3. В 2 определ етс средНИИ квадрат приращений массы за промежутки времени At , раздел ющие сильно коррелированные значени 1;редней плотности, в блоке 3 - средний квадрат приращений массы за промежутки времени Atj, раздел ющие некоррелированные значени средней плотности.
В блоке 4 делени формируетс сигнал, соответствующий отношению средних квадратов приращений массы, определенных блоками 2 и 3. Этот сигнал подаетс на блок 5 извлечени корн .
Сигнал с выхода блока 5 поступает на управл ющий вход блока 3, регулиру длительность промежутка времени д tj, При этом достигаетг-. апапт аци к возможным изменени м коррел ци между значени ми средней плотности во входном и выходном сечени х контролируемого объема.
Установившеес значение сигнала на выходе блока 5 соответствует скорости движени газовой фазы потока.
В блоке 6 из сигналов от -датчика 1 средней плотности и блока 7 определени плотности жидкой фазы формируетс сигнал в соответствии с выражением (1), пропорциональный истинному газосодержанию.
В блоке 7 из сигналов от датчика 1 средней плотности и блоков 9 и 10 хранени величины плотности Нефти и воды в соответствии с выражением (2) определ етс сигнал, пропорциональный плотности жидкой фазы. Этот сигнал поступает на вход блока 8, где с учетом значений плотности воды и нефти формируетс сигнал в соответствии с выражением (3), пропорциональный нефтесодержанию.
В блоке 11 умножени из сигналов от блоков 5 и б определ етс величина объемного расхода газовой фазы.
В блоке 12 величина измеренного объемного расхода газа приводитс к стандартным услови м, дл чего на вход его подаютс сигналы от датчико температуры 13 и давлени 14..
В блоке 15 делени из сигналов от блока 12 приведени к стандартным ,услови м ,.и от блока 16 хранени величины газового фактора определ етс объемный расход нефти - выражение (4
В блоке 17 из сигналов, соответствующих расходу нефти от блока 17 и нефтесодержанию от блока 8,определ етс объемный расход жидкой фазы потока - выражение (5).
В блоке 18 из объемного расхода жидкой фазы вычитаетс объемный расход нефти. Сигнал на выходе блока 18 соответствует объемному расходу воды - тзыражение (б) .
Датчик средней плотности в предлагаемом устройстве представл ет собой радиоизотопный плотномер, включающий в себ источник ионизирующего излучени , защитно-коллимируюцее устройство и детектор ионизирующего излучени .
Блоки измерени средних квадратов приращений выполнены на основе врем -импульсных делительных устройств . В них формируютс временной интервал, соответствующий сигналу Делитель, и задерживаетс на врем , равное промежутку времени, 3k который определ ют средний квадрат приращений. Усреднение приращений происходит в накопительных счетчиках.
Экономический эЛфект от использовани изобретени достигаетс за счет улучшени технологических показателей
5 ( повышение оперативности и точности) систем контрол и регулировани процессов добычи, учета и подготовки нефти.
20
Claims (1)
- Формула изобретениРасходомер газонасыхценной нефти, содержащий радиационный датчик средней плотности, размещенный на трубо5 проводе, два блока измерени среднего квадрата приращени массы и блок делени , отличающийс тем, что, с целью обеспечени возможности измерени расхода отдельных0 компонентов газонасыщенной нефти, в него дополнительно введены блок определени истинного газосодержани , блок определени плотности жидкой, фазы, блок извлечени корн , блок оп5 ределени нефтесодержани , блок хранени величины плотности нефти,блок хранени величины плотности воды, блок умножени , блок приведени к стандартным услови м, датчик темпе0 ратуры и датчик давлени , размещенные на трубопроводе, два блока делени , блок хранени величины газового фактора, и блок вычитани , при этом выход датчика средней плотности соединен с блоками определени истинного5 газосодержани и плотности жидкой фазы , а также с первым и вторым б-ГОками измерени среднего квадрата прираще- ни массы,выходы которых соединены соответственно с входами Делимое и0 Делитель первого блока делени , соединенного с блоком извлечени корн ,, выход которого соединение блоком измерени среднего квадрата приращени массы и с первь1м входом блока5 умножени , соединенным с первым пгодом блока приведени к стандартным услови м, два других входа которого соединены соответственно с датчиком температуры и датчиком давлени , а выход с входом Делимое второго бло0 ка делени , вход Делитель которого соединен с блоком хранени величины .газового фактора, выход второго блока делени соединен с входом Делимое третьего блока делени и novjBiJM5
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| SU802945931A SU901830A1 (ru) | 1980-06-26 | 1980-06-26 | Расходомер газонасыщенной нефти |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| SU802945931A SU901830A1 (ru) | 1980-06-26 | 1980-06-26 | Расходомер газонасыщенной нефти |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| SU901830A1 true SU901830A1 (ru) | 1982-01-30 |
Family
ID=20904196
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| SU802945931A SU901830A1 (ru) | 1980-06-26 | 1980-06-26 | Расходомер газонасыщенной нефти |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| SU (1) | SU901830A1 (ru) |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| WO1995005580A1 (en) * | 1993-08-18 | 1995-02-23 | N Proizv Predpriaytie Fan | Method of determining phase flow rates in multiphase fluid streams and a device for implementing said method |
-
1980
- 1980-06-26 SU SU802945931A patent/SU901830A1/ru active
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| WO1995005580A1 (en) * | 1993-08-18 | 1995-02-23 | N Proizv Predpriaytie Fan | Method of determining phase flow rates in multiphase fluid streams and a device for implementing said method |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2079816C1 (ru) | Способ измерения скоростей потоков составляющих двухфазной или трехфазной текучей среды и устройство для его осуществления | |
| US5654551A (en) | Method and apparatus for the measurement of the mass flow rates of fluid components in a multiphase slug flow | |
| US5287752A (en) | Measurment of gas and liquid flowrates and watercut of multiphase mixtures of oil, water and gas | |
| AU2013405149B2 (en) | Coriolis direct wellhead measurement devices and methods | |
| RU2754656C1 (ru) | Способ и система измерения расходов многофазного и/или многокомпонентного флюида, добываемого из нефтегазовой скважины | |
| US20160341585A1 (en) | Multiphase Flow Meter | |
| RU93058387A (ru) | Способ измерения скорости потоков газообразной и жидкой составляющих двухфазной или трехфазной текучей среды и устройство для его осуществления | |
| CN110987097B (zh) | 一种利用压力波动测量气液多相流流量的方法 | |
| RU2726304C1 (ru) | Способ определения покомпонентного расхода газожидкостной среды | |
| RU2344288C2 (ru) | Способ определения продуктивности группы скважин | |
| SU901830A1 (ru) | Расходомер газонасыщенной нефти | |
| CN201007666Y (zh) | 矿浆连续自动计量装置 | |
| RU2730364C1 (ru) | Способ определения содержания компонента газожидкостной среды | |
| RU2393433C2 (ru) | Скоростной плотномер и массовый расходомер | |
| RU2521721C1 (ru) | Способ измерения покомпонентного расхода газожидкостной смеси | |
| US2959053A (en) | Flow measuring apparatus for hydraulic solids | |
| Abesekera et al. | Liquid flow measurement by cross-correlation of temperature fluctuations | |
| RU2695269C1 (ru) | Способ измерения массового расхода вещества и устройство для его реализации | |
| RU2578065C2 (ru) | Способ измерения продукции нефтегазодобывающих скважин | |
| RU2279641C2 (ru) | Способ измерения весового расхода газожидкостной смеси и устройство для его осуществления | |
| RU132837U1 (ru) | Установка для определения параметров продукции, добываемой из нефтяных скважин | |
| RU2102708C1 (ru) | Расходомер газонасыщенной нефти | |
| RU2636139C2 (ru) | Расходомер переменного уровня | |
| RU2744486C1 (ru) | Способ определения массы компонента газожидкостной среды | |
| RU62164U1 (ru) | Двухфазный расходомер "омега" для измерения дебита продукции нефтяных скважин |