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

ния жидкости более 0,5 м /с свободная вода частично сепарирует­ ся из эмульсии и течет в виде пленки по стенке трубопровода. Для всех структур характерно, что средняя скорость движения свободного газа выше скорости течения жидкости, при этом соот­ ношение между этими скоростями изменяется при изменении структуры потока.

Из описания различных структур потоков продукции нефтя­ ных скважин видно, что свойства, которые в потоках «чистых» жидкостей и газов остаются постоянными в течение времени из­ мерений и могут быть заранее заданы, в потоках нефтегазоводя­ ных смесей изменяются случайным образом, флуктуируя во вре­ мени в широких пределах. Например, плотность такой смеси может изменяться от плотности газа до плотности воды.

То же относится и к вязкости, скорости жидкости и газа

идругим физико-химическим свойствам.

ВЦНИИ РТК (Санкт-Петербург) разработаны и изготовлены многофазные расходомеры «Нефтемер» [14], в которых использу­ ются связи между параметрами флуктуации плотности и скорос­ тями жидкости и газа продукции нефтяных скважин, а также между средними значениями выходных сигналов многолучевого радиоизотопного преобразователя плотности. О скорости газа су­ дят по флуктуациям всех пузырьков в потоке.

Методы обработки флуктуаций плотности продукции нефтя­ ных скважин, выполняемой при измерении скоростей жидкости

игаза, по своему содержанию близки к автокорреляционным методам. Независимость результатов измерений от изменений гидродинамической структуры контролируемого потока дости­ гается за счет подбора аналогов автокорреляционной функции флуктуаций, обеспечивающих максимальную чувствительность

кизменениям масштаба флуктуаций и нечувствительных к их

форме.

Расходомер «Нефтемер» состоит из следующих частей (рис. 139):

Рис. 139. Многофазный расходомер «Нефтемер»:

1 — блок гамма-излучения; 2 — держатель; 3 — технологический трубопровод; 4 — блок детектирования; 5 — блок питания

251

• серийно выпускаемого, аттестованного и сертифицированно­ го Минздравом СССР, Госкомитетом по атомной энергии и Гос­ атомнадзором блока гамма-излучения типа БГИ-60У. В нем ис­ пользуется закрытый источник гамма-излучения на основе ра­ дионуклида Cs137. Активность источника 6,6 •Е09 Бк. Блок со­ здает узкий однонаправленный пучок гамма-излучения с углом раствора 7°. Защитное устройство блока излучения удовлетворя­ ет самым жестким требованиям по биологической защите персо­ нала. (По документации мощность экспозиционной дозы на по­ верхности блока не превышает 10 мР/ч, на расстоянии 1 м — 0,3 мР/ч, практически дозы в 2-3 раза меньше.) Конструкция прибора «Нефтемер» исключает попадание персонала в прямой пучок излучения. Габариты блока БГИ-60У 150x200x200 мм. Масса

18кг;

•разработанного в ЦНИИ РТК блока детектирования излуче­ ния. В измерительном первичном преобразователе блока детек­ тирования происходит преобразование потока гамма-квантов, попадающих на детектор, в электрические сигналы, которые по­ ступают на встроенную в БД одноплатную микроЭВМ на основе микросхемы КР1816ВЕ31. В микроЭВМ сигналы от измеритель­ ного преобразователя преобразуются и обрабатываются по зало­ женной в ППЗУ типа КР573РФ8 программе. В результате обра­ ботки определяются значения суточной производительности сква­ жины по массе жидкости, объемная доля воды в жидкости, су­ точная производительность скважины по свободному газу (при давлении и температуре газа в контролируемом трубопроводе, без приведения к нормальным условиям. Погрешность измерений не превышает 5 % . Результаты измерений выдаются по трем элект­ рическим двухпроводным каналам в виде частоты следования прямоугольных импульсов и по каналу RS232C. Длина линии связи до 100 м. Питание блока детектирования осуществляется напряжением постоянного тока 27 В, нагрузка 0,6 А. В блоке детектирования установлен нагреватель, который поддерживает внутри блока температуру не ниже 20 °С. Нагреватель питается напряжением 27 В постоянного тока, нагрузка не более 3 А. Ра­ бочий диапазон температуры окружающей среды (-50-5-50) °С. Га­ бариты блока — 0 150 х 300 мм, масса не более 15 кг. Конструк­ ция корпуса блока выполнена с учетом требований к взрывопо­ жаробезопасному оборудованию. В случае перехода к серийному выпуску блок будет сертифицирован соответствующим образом.

•держателя для закрепления блока детектирования и блока источника излучения на трубопроводе. Держатель представляет собой два дюралевых швеллера, которые располагаются парал­ лельно друг другу и стягиваются шпильками так, что трубопро­

вод оказывается зажат между ними. Блоки детектирования и излучения устанавливаются на швеллерах друг против друга на противоположных концах диаметра поперечного сечения тру­ бопровода.

252

• стабилизированного блока питания на регулируемое напря­ жение (27-32) В постоянного тока на нагрузку 5 А.

• соединительных кабелей.

Принципиальная схема устройства флуктуационного расходо­ мера, обеспечивающая измерение отдельных компонентов нефте­ газовой смеси, показана на рис. 140, а. Схема работает лишь с од­ ним источником 1 и одним приемником 2 у-излучения, создаю­ щим сигнал средней плотности смеси рс, поступающий в три из­ мерительных блока 3-5. Блок 3, рассчитанный на измерение низкочастотных колебаний плотности (см. рис. 137, сечение б), будет давать в соответствии с итерационной схемой измерения значение скорости газа иг по формуле (87). Аналогичным образом блок 5, реагирующий на высокочастотные колебания плотности (см. рис. 136, в), будет давать скорость жидкости иж. Блок 4 служит для определения истинной объемной концентрации газа <рг по формуле (86). В него необходимо ввести значение плотности жидкости рж. В общем случае, когда жидкость есть смесь нефти и воды, в блок 4 надо ввести значения плотности нефти рн и воды рв. Зная плотность смеси рс и имея рн и рв, плотность рж можно определить по формуле

Рж Рн * (Рв Рн^Рс/Рв*

При этом блок 4 будет служить для определения не только объемной концентрации газа фг, но и объемной концентрации нефти срн в жидкой фазе по формуле

Фн (Рв Рж)/(Рв Рн)’ аналогичной формуле (86).

Рис. 140. Схемы измерения нефти: а — схема устройства флуктуационного расхо­ домера для измерения отдельных компонентов (нефти, газа, воды) смеси; б — схема измерения расхода трех компонентов нефтегазовой смеси

253

Блок 6 служит для определения объемного расхода газа Qr по формуле (87). Если он получает информацию не только о vr и <рг, но и о давлении р и о температуре газа 1, то он приводит расход Qr к нормальным условиям Q".

Блок 8 определяет объемный расход жидкой фазы <?ж по фор­ муле (88), а блок 7 — объемный расход нефти QHпо формуле

= Фн^ж-

Рассмотренный флуктуационный метод измерения расхода нефтегазовых потоков был с положительными результатами ис­ пытан как в стендовых, так и в производственных условиях. Ис­ точником излучения был изотоп Cs137. Приемник излучения со­ держал сцинтилляционный кристалл Nal(Te) размером 30 х 40 мм и фотоэлектронный умножитель ФЭУ.

Обычно большинство схем измерения расхода нефтегазовой смеси на сборной станции основано на предварительной сепарации жидкой и газовой фаз при раздельном определении их расходов.

Для возможности измерения расхода отдельных компонентов жидкой фазы (нефти и воды) необходимо естественное разделе­ ние нефти от воды в соответствии с их плотностями в отстойносепарационной емкости. Кроме того, помимо измерения общего объемного расхода смеси нефти и воды, надо измерять еще и со­ держание воды с помощью емкостного влагомера, основанного на измерении диэлектрической проницаемости смеси.

Одна из возможных схем, иллюстрирующих последний метод, показана на рис. 140, б. Сырая нефть поступает по трубе 1 в вер­ тикальный сосуд 2, где происходит сепарация газа от жидкости. Газ удаляется по трубе 3. Его расход и количество измеряются турбинным или камерным расходомером-счетчиком 4, имеющим на выходе прибор 7. Жидкость проходит через фильтр 13, а затем через преобразователь емкостного влагомера 11 и преобразова­ тель турбинного расходомера-счетчика 5. Уровень жидкости в со­ суде 2 поддерживается в определенных пределах с помощью кла­ пана 6у управляемого поплавковым устройством 12. Прибор 3, непосредственно связанный с преобразователем турбинного рас­ ходомера, показывает общий расход жидкости. Сигнал от пре­ образователя емкостного влагомера поступает в устройство Р, вносящее коррекцию в сигнал, поступающий от преобразователя турбинного расходомера таким образом, чтобы прибор 10 пока­ зывал только расход нефти.

В схеме коррекции, разработанной во ВНИИКАнефтегаз, уст­ ройство 9 представляет собой схему совпадения, в которую от турбинного преобразователя поступают прямоугольные импуль­ сы постоянной длительности, частота следования которых про­ порциональна расходу, а от преобразователя влажности поступа­ ют тоже прямоугольные импульсы, но с постоянной частотой сле­ дования и длительностью, пропорциональной содержанию воды

254

и нефти- С выхода схемы совпадения следуют импульсы, частота которых пропорциональна объемному расходу одной нефти.

Измерение расхода водонефтегазовых смесей и отдельных ее компонентов — сложная задача. Ее удачное решение дано В. А. Кратировым в расходомере под названием «Нефтемер» (см. рис. 139), обеспечивающем измерение массового расхода нефти с погрешностью ±5 % и объемных расходов воды с погреш­ ностью ±5 % и газа с погрешностью ±7 % . При этом массовый дневной расход жидкости из скважины может быть в пределах от О до 300 т, а объемный расход газа в пределах от 500 до 30 000 м3 и объемное содержание воды в пределах от 0 до 98 % [13].

Прибор «Нефтемер» основан на флуктуационном методе изме­ рения расхода жидкостной и газовой фаз, при котором расход газа определяется по частоте флуктуаций газовых «пробок» в по­ токе, а расход жидкости — по частоте флуктуаций мелких га­ зовых пузырьков, находящихся в жидкости и движущихся со скоростью последней. Подробнее об этом и о вычислении объем­ ного расхода компонентов нефтеводогазовой смеси дано в работе

характерно для газлифтного метода добычи, в «ГАНГ» (Москва) разработан расходомер «Пульсар». Он состоит из цилиндричес­ кого сопла и пьезоэлектрического преобразователя для измере­ ния флуктуаций давления и перепада давления на сопле, что поз­ воляет определять долю жидкости и газа в смеси. А расположен­ ный за соплом по оси трубопровода цилиндрический электрод, образующий вместе с внутренней поверхностью трубопровода емкостной преобразователь, служит для определения долей воды и нефти в жидкости.

За рубежом расходомеры для измерения нефтегазоводяных смесей разрабатывались преимущественно в Норвегии, США и Англии. На русском языке описание этих приборов рассмотре­ но в работе [13].

Расходомер «Fluenta» МРРМ1900 разработан в Норвегии фир­ мой «Fluenta». Для определения соотношения нефти и воды слу­ жит преобразователь емкости, электроды которого — это два ко­ аксиальных отрезка трубы из диамагнитного материала. С помо­ щью радиоизотопного плотномера измеряется соотношение жид­ кости и газа в смеси. Корреляционный же метод служит для измерения скорости жидкости по скорости движения маленьких пузырьков газа, а скорость газа — по скорости перемещения га­ зовых пробок. Погрешность измерения расхода смеси и отдель­ ных компонентов ±5 % [04].

Близок к предыдущему расходомер К0350-МСГ фирмы «КОБ» (Kongsberg Offshore). Но общий расход измеряется по перепаду давления в трубе Вентури, в горловине которой установлены ди­ электрические кольца преобразователя емкости [04].

255

На другом принципе действия основаны расходомеры «NEL/SOS» (разработан в Англии) и «Framo» (разработан в Норвегии). В них создается гомогенная смесь с помощью статических смесителей.

В приборе «NEL/SOS» общий расход определяется по перепа­ ду давления в трубе Вентури, в горловине которой с помощью изотопного плотномера измеряется плотность. Затем ответвля­ ется небольшая доля смеси, из которой удаляется газ, а остав­ шаяся жидкость проходит через кориолисов преобразователь плот­ ности, с помощью которого определяется соотношение нефти и воды.

В приборе «Framo» общий расход измеряется также с помо­ щью трубы Вентури, а доля газа и воды в смеси определяется в горловине трубы Вентури с помощью особой системы гаммаплотномера (dual energy).

Имеются и другие схемы расходомеров, основанные на пред­ варительной сепарации газа, например [13] установка «SWTS» (SWTS Caltec Tecnomake). В ней сепаратор выделяет 85-90 % газа из смеси, который измеряется с помощью двух труб Вентури (одна на расходы 14-70 м3/ч, другая на расходы 30-300 м3/ч). Для измерения расхода нефти с водой и остатком газа служат две другие трубы Вентури (пределы измерения одной 5-25 м3/ч, дру­ гой — 20-120 м3/ч), перед которыми измеряются содержание влаги в смеси и ее плотность. Погрешность измерения как обще­ го расхода, так и отдельных компонентов не более 5 % .

Перспективно применение ультразвуковых расходомеров. На FLOMEKO в 1996 г. рассматривалось и применение турбинного расходомера.

12.13.ИЗМЕРЕНИЕ РАСХОДА МАГНЕТИТА

ВЖЕЛЕЗОРУДНОЙ ПУЛЬПЕ

Железорудная пульпа — многокомпонентная смесь, состоящая из жидкости и твердой фазы. В последнюю входят магнетит (FeO, Fe20 3) и прочие магнитные компоненты (Fe20 3, FeC03). Пульпа абразивна и склонна к седиментации.

Интерес представляет массовый расход магнетита QM, кото­ рый можно найти по формуле

где рм — плотность магнетита; <рм — объемная концентрация или содержание магнетита в пульпе; Qc — объемный расход пульпы; »м/» с — отношение средних скоростей магнетита и пульпы. Это отношение можно найти экспериментально, измеряя среднюю плотность пульпы рс, а также расходы пульпы и твердой фрак­ ции за некоторый промежуток времени и принимая скорость им равной скорости пульпы.

256

Таким образом, для нахождения расхода магнетита QM надо помимо рм и Qc знать объемную концентрацию магнетита срм

впульпе, представляющую собой отношение объема магнетита VMв данном объеме пульпы Vc к самому объему пульпы Fc, так что <РМ= V JV C.

Зная (рм, можно определить и массовое содержание магнетита

впульпе по формуле

чм=<рм(рм/ рс)’

а также и массовое содержание магнетита г\м т в твердой фазе (железорудном сырье).

Как показано в работе [9],

V Т ” (Рм/Рт^Рт Рл)/(Рс Рл)»

где рм, рт и рс — средние плотности магнетита, твердой фазы, жидкой фазы и пульпы соответственно.

Объемное содержание <рм магнетита в пульпе функционально связано с магнитной проницаемостью или магнитной восприим­ чивостью пульпы. Для измерения последней в Львовском поли­ техническом институте разработано устройство [9], схема которо­ го показана на рис. 141. Катушки возбуждения магнитной систе­ мы питаются от выпрямителя 12 и стабилизатора 11. Магнитная цепь преобразователя состоит из трех ветвей: преобразующей 3, между полюсами 2 которой проходит пульпопровод 1 компенса­ ционной ветви 5 и ветви сравнения 4. При отсутствии пульпы магнитные потоки Фп в ветви 3 и Фк в ветви 5, направленные навстречу, равны друг другу. Тогда в ветви сравнения 4 поток Фс = Фп - Фк = 0. При необходимости равенство Фп = Фк можно получить, регулируя сопротивление R1, шунтирующее одну из катушек возбуждения. При появлении ферромагнитной пульпы магнитный поток Фп в ветви 3 увеличивается, и в ветви сравне­

257