Материал: Расходомеры и счетчики количества веществ. Расходомеры обтекания, силовые, тепловые, оптические, ионизационные, ядерно-магнитные, концентрационные, меточные, корреляционные, вихре

преобразует эту сумму в частоту и затем в последовательность прямоугольных импульсов, частота которых умножается на сиг­ нал расходомера Qc с, предварительно также преобразованный в частоту. При настройке вычислительного устройства учитыва­ ются коэффициенты преобразования и принятое отношение поэтому счетчик показывает в тоннах количество прошедшего твердого вещества.

Система реализована на трубах диаметром 300 мм, при расхо­ дах газированной пульпы 800-1500 м3/ч, объемной концентра­ ции твердой фазы до 30 % и давлении 6,4 МПа. Основная по­ грешность измерения массы твердого вещества за время не менее 1 ч не превосходит ±3 % .

12.10.ПРИМЕНЕНИЕ НЕСКОЛЬКИХ РАСХОДОМЕРОВ

ССЕЛЕКТИВНЫМИ СВОЙСТВАМИ

ДЛЯ ИЗМЕРЕНИЯ РАСХОДА МНОГОФАЗНЫХ И МНОГОКОМПОНЕНТНЫХ ВЕЩЕСТВ

Имеются предложения [7] измерять расходы многофазных или многокомпонентных веществ с помощью нескольких последова­ тельно установленных расходомеров, обладающих селективными свойствами, и вычислительного устройства, определяющего на основе показаний этих приборов расходы отдельных компонен­ тов. Так, с помощью кориолисова, камерного и теплового расхо­ домеров, реагирующих соответственно на массовый QM, объем­ ный Q0 и тепловой ccQMрасходы (где сс — средняя теплоемкость 1 кг смеси), можно, зная плотности и теплоемкости отдельных компонентов трехфазного потока, например, состоящего из неф­ ти, газа и воды, определить их расходы. Точность такого опреде­ ления будет тем выше, чем сильнее плотности и теплоемкости отдельных компонентов отличаются друг от друга. Заметим, что теплоемкости воды и нефти отличаются почти вдвое.

При отсутствии надлежащего прибора для измерения массово­ го расхода QMиногда применяют вместо него расходомер другого типа. Так, в Грозненском нефтяном институте были проведены

245

опыты по применению шестеренчатого счетчика совместно с рас­ ходомером с диафрагмой для определения расхода отдельных компонентов воздуховодяной смеси. Погрешность определения суммарного объемного расхода последней с помощью шестерен­ чатого счетчика не превышала ±3 % . Имея значения Qc по пока­ заниям счетчика и перепада давления Ар на диафрагме, опреде­ ляют по формуле (см. кн. 1) расходную плотность смеси при к - 1, после чего находят

Qo = kaFoj2bp/Pc.p,

где к — поправочный множитель, зависящий от Р0, Ap/pj, т и свойств веществ смеси; рс — расходная плотность смеси.

На рис. 136, д приведена зависимость к от |3 при различных т . Кривые 1-4 о т н о с я т с я к воздуховодяным, а 5 -6 — к нефтегазо­ вым смесям. С увеличением Р0 коэффициент к возрастает сначала незначительно, а потом все более стремительно, достигая макси­ мума при Рс = 0,95-Ю,98, после чего резко падает. По мере умень­ шения т)м, т. е. по мере увеличения р0, множитель к уменьшает­ ся. Множитель к тем больше, чем меньше т и чем больше Ар. Это связано с тем, что с увеличением Ар все сильнее проявляется раз­ ница ускорений в диафрагме между отдельными фазами.

Итак, вначале значение множителя k= 1. Потом находили газосодержание р0 по уравнению Р0 = (рж - рс р)/(рж - рг). Зная Р, по рис. 136, д находили к9затем — уточненное значение рс и да­ лее уточненное значение Рс. Так продолжали, пока разница меж­ ду соседними значениями Рс не стала меньше наперед заданной величины. Зная Q0 и Р0, находят объемные расходы жидкости (?ж

степени точности поправочного множителя к.

При испытании этого метода на нефтегазовой смеси выясни­ лось, что погрешность определения только объемного расхода смеси с помощью лопастного счетчика оказалась слишком высо­ кой, достигавшей ±5 % и более. Это можно объяснить тем, что растворимость газа в нефти, зависящая от давления, значительно больше, чем растворимость воздуха в воде.

12.11. ИЗМЕРЕНИЕ РАСХОДА МНОГОФАЗНЫХ СМЕСЕЙ С ПОМОЩЬЮ ЯДЕРНО-МАГНИТНОГО РЕЗОНАНСА

Возможность применения ядерно-магнитного резонанса для измерения расхода жидкости, находящейся в многофазной сре­ де, основана или на существенном различии содержания прото­ нов в отдельных фазах, или же на сильном различии их времен релаксации (постоянных времени). Так, при небольших давлени­

246

ях газожидкостной или парожидкостной среды, когда плотность газа или пара мала по сравнению с плотностью жидкости, их вкладом в сигнал ядерно-магнитного резонанса можно пренеб­ речь. Влияние же протонов твердой фазы может не сказываться вследствие сильного различия времен релаксации [2].

12.12. ФЛУКТУАЦИОННЫЙ МЕТОД ИЗМЕРЕНИЯ РАСХОДА НЕФТЕВОДОГАЗОВЫХ СМЕСЕЙ

Нефтеводогазовый поток, идущий из промысловых скважин, — двухфазная трехкомпонентная смесь. Характерная структура та­ кого потока при наиболее часто встречающемся пробковом или, иначе, снарядном режиме течения показана [13,14] на рис. 136, а. Основная часть газовой фазы в виде отдельных пробок движется со скоростью vr. Флуктуация плотности смеси, вызванная движе­ нием этих пробок, имеющая частоту порядка нескольких герц, показана на рис. 136, б. Остальную часть потока занимает жид­ кая фаза, состоящая из нефти с включенными в нее неоднородно­ стями в виде капель воды и мелких газовых пузырей, движущая­ ся со скоростью иж. Флуктуация плотности смеси, зависящая от этих неоднородностей, имеет большую частоту, измеряемую де­ сятками герц (рис. 136, в). Суммарная флуктуация плотности потока показана на рис. 136, г. Измеряя с помощью плотномера низкочастотную флуктуацию плотности смеси, можно судить о скорости газовой фазы ит9 а путем измерения высокочастотной флуктуации — о скорости жидкой фазы иж. Для перехода к объем-

Рис. 136. Нефтегазовый поток при снарядном режиме течения: а — структура потока; б — флуктуация плотности потока, вызываемая не­ однородностями, находящимися в жид­ кости; в — суммарная флуктуация плотности потока; г — суммарная флук­ туация плотности потока; д — зави­ симость поправочного множителя k от газосодержания Р при различных т;

I — т = ОД; 2 — т = 0,2; 3 — т =0,3; 4 — т ~ 0,5; 5 — т - ОД; б — m = 0,425

247

ным расходам газа QT и жидкости QyK надо измерять еще сред­ нюю плотность смеси Qc в любом сечении потока. Имея рс и зная плотности жидкости рж и газа рг, найдем истинную объемную концентрацию газа фг

где S — поперечное сечение трубопровода.

На рис. 137 показана принципиальная схема устройства, по­ ясняющая реализацию рассматриваемого метода. С помощью ра­ диоизотопных или ультразвуковых преобразователей 1 и 3 изме­ ряются плотности потока в сечениях а—а и б—б, отстоящих друг от друга на расстоянии А1, а с помощью преобразователя 2 изме­ ряется средняя плотность рс в объеме, расположенном между этими сечениями. Если измерительная аппаратура настроена на изме­ рение только низкочастотных колебаний плотности (рис. 136, б), то скорость изменения плотности d pjd t в объеме между сечения­ ми а—а и б—б будет определяться уравнением

dpc/dt = ог (Дрд//ДО,

где ДрД£ = рб - ра — приращение плотности на пути AL Откуда определяем скорость газовой фазы vr

vr =(dpc/dt)/(Арм/Ы).

Аналогично определяем скорость жидкостной фазы иж, ес­ ли аппаратура отрегулирована на измерение только высоко­

частотных колебаний (рис. 136, в). Если с помощью преобразователя 1

измерять плотность в сечении а—а через интервал времени At, необходимый для перемещения среды из сечения а—а в сечение б—б, определяемый уравнени­ ем At = Al/vT>то найденное таким путем изменение плотности Дрде за время At будет равно изменению плотности Дрд/ на участке пути А1, т. е. Д£д, = Др^. Тог­ да предыдущее уравнение примет вид

248

сываемый далее. В этом случае отпадает необходимость в применении преобразователя 3.

Производная dpc/dt по времени от плотности в объеме между сечениями а—а и б—б пропорциональна производной d p jd t по времени от плотности в сечении а—а, т. е.

d p jd t = к (d p jd t),

где к — коэффициент пропорциональности, не зависящий от фор­ мы потока и его скорости.

Это равенство, справедливость которого экспериментально про­ верена для пузырькового, снарядного и дисперсно-кольцевого режимов течения, позволяет отказаться от преобразователя 2 и иметь лишь один преобразователь 1.

Из предыдущих двух уравнений следует, что

1>г = (* dpa/dt)/(ApAt/Al).

Учитывая знакопеременный характер флуктуаций плотности, целесообразно перейти к измерению средних квадратов всех ве­ личин, входящих в последнее уравнение. Тогда получим

v2r = [k(dPa /<й)/(дрд, /дед2.

Считая, что скорость потока не изменяется за время измере­ ния, имеем

При первом шаге итерационного процесса исходя из минималь­ но возможного значения скорости umin задаемся временем At = = At1 = AJ/Ai>min и измеряем соответствующее этому времени при­

ращение Дрд*. Подставляя это значение в уравнение (89) и имея измеренное значение (kdpjdt)2, найдем первое приближенное зна-

и время At2* Такую процедуру продолжаем, пока разница между

ше наперед заданного числа, определяемого из условия достиже­ ния требуемой точности измерения скорости пг. Таким же путем измеряется и скорость жидкости иж.

В гидродинамике газожидкостных потоков в зависимости от пространственного распределения жидкости и газа трубопровода для вертикальных восходящих потоков выделяют три основных структуры — пузырьковую, снарядную и дисперсно-кольцевую. Распределение жидкости и газа в потоке, соответствующие этим структурам, приведены на рис. 138 для нефтяных скважин.

ЦНИИ РТК в течение ряда лет (с 1978 г. и по настоящее вре­ мя) исследовались потоки продукции нефтяных скважин при во-

249

пузырьковый

донапорном режиме эксплуатации месторождений для различ­ ных геологических и климатических условий. В частности, ис­ следования проводились в Белоруссии (НГДУ «Речицанефть»), в республике Коми (НГДУ «Комитермнефть», Пермо-карбоновая залежь), в Казахстане (НГДУ «Комсомольскнефтъ»), в Западной Сибири (НГДУ «Ласьеганнефть»).

Обобщая полученные данные, можно утверждать, что в пото­ ках продукции нефтяных скважин при фонтанном способе добы­ чи нефти присутствуют все три структуры потока, сменяя друг друга во времени. В зависимости от перечисленных выше факто­ ров преобладает та или другая структура потока.

При механизированном способе добычи с точки зрения конт­ роля и измерений удобнее рассматривать две основные структу­ ры потоков продукции скважин. Первая структура преобладает

впродукции нефтяных скважин, оборудованных штанговыми глу­ бинными насосами. Для нее характерно чередование дисперсно­ кольцевой и пузырьковой структур потока. Периодичность чере­ дования структур зависит от производительности скважины, га­ зового фактора и обводненности продукции. Иначе говоря, в этом случае через трубопровод в течение большего или меньшего от­ резка времени (от долей до десятков минут) будет проходить

восновном свободный газ, жидкость будет течь частично в виде пленки по стенке трубопровода, частично двигаться вместе с га­ зом в виде диспергированных в нем капель. Пленка жидкости на стенке представляет собой эмульсию типа нефть в воде, капель­ ная жидкость в центральной струе газа — нефть. После этого пойдет эмульсия (нефть в воде или вода в нефти в зависимости от обводненности продукции), насыщенная пузырьками свободного газа. Затем опять пойдет газ с каплями нефти и пленкой жидко­ сти на стенке и так далее.

Вторая структура преобладает в продукции скважин, оборудо­ ванных погружными центробежными насосами. Для нее харак­ терно чередование снарядной и пузырьковой структур потока. Длина газового снаряда изменяется от единиц до десятков диа­ метров трубопровода. Следующие за газовыми снарядами жидкост­ ные пробки, насыщены пузырьками свободного газа и представ­

ляют из себя эмульсию типа вода в нефти или нефть в воде (в зависимости от обводненности жидкости). При скорости тече-

250