- •Тема 2 измерение количества нефти, газа и воды по скважинам
- •1 Значение измерения продукции скважин
- •2 Массовый и объемный дебиты скважин
- •3 Старые методы измерения продукции скважин
- •4 Оборудование для замера дебита скважин
- •4.1 Устройство и принципиальная технологическая схема «Спутника б40»
- •4.2 Устройство многоходового переключателя скважин псм (рисунок 11а)
- •4.3 Устройство расходомеров нефти
- •5 Пути дальнейшего совершенствования оборудования для замера дебита скважин
- •5.1 Установка измерительная мобильная узм
- •5.2 Счетчики скж
- •5. 3 Передвижные замерные установки асма
- •6 Измерение расхода газа и жидкости в трубопроводе
4.3 Устройство расходомеров нефти
Турбинные расходомеры ТОР-1, устанавливаемые на «Спутниках», предназначаются для измерения жидкости вязкостью не более 8·10-6 м2/с. Расходомеры ТОР-1 обеспечивают как местный отсчет показаний, так и передачу показаний при помощи электромагнитного датчика на БМА.
Рисунок 12 – Общий вид расходомеров нефти:
а – объемного TOP-1:
1 – выходной патрубок корпуса; 2 – обтекатель; 3 – магнитоиндукционный датчик; 4 – отражатель;
5 – понижающий редуктор; 6 – станина; 7 – муфта съема показаний; 8 – механический счетчик; 9 – диск;
10 – магнитная муфта; 11 – лопатка крыльчатки; 12 – крышка; 13 – регистратор;
б – массового вибрационно-частотного:
1 – корпус; 2 – фланец; 3 – ребро жесткости; 4 – мембрана; 5 – чувствительный элемент; 6, 7 – корпуса
электромагнитных систем; 8 – сердечник; 9 – катушка; 10 – система возбуждения; 11 – система съема колебаний
Расходомеры ТОР-1 (рисунок 12, а) состоят из двух основных частей: турбинного счетчика жидкости и блока питания.
Турбинный расходомер ТОР-1 работает следующим образом. Жидкость, проходя через входной патрубок 1 корпуса и обтекатель 2, попадает на лопатки крыльчатки 11 и приводит ее во вращение. После крыльчатки направление движения жидкости экраном изменяется на 180°, и она через окна обтекателя поступает в выходной патрубок. Число оборотов крыльчатки прямо пропорционально количеству прошедшей жидкости. Вращательное движение крыльчатки передается через понижающий редуктор 5 и магнитную муфту 10 на механический счетчик 8 со стрелочной: шкалой (цена деления 0,005 м3). Одновременно со стрелкой механического счетчика вращается находящийся с ней на одной оси диск 9 с двумя постоянными магнитами, которые, проходя мимо» электромагнитного датчика, замыкают расположенный в нем магнитоуправляемый контакт. Получаемые при этом электрические сигналы регистрируются на блоке управления, счетчиком, т. е. дублируют показания местного механического счетчика 8. В то же время каждая лопатка, проходя мимо магнитоиндукционного датчика 3, выдает электрический сигнал, который регистрируется в блоке регистрации.
Диапазон измерения колеблется от 3 до 30 м3/ч. Паспортная погрешность измерения при расходе от 3 до 5 м3/ч – ±5%, oт 5 до 30 м3/ч – ±2,5 %. В реальных условиях из-за плохой сепарации и высокой вязкости нефти эта погрешность может достигать значительных величин (до 25 %).
Расход чистой нефти, прошедшей через ТОР-1, определяется автоматически как разность между показаниями ТОР-1 и датчика влагомера.
Принцип действия датчика вибрационно-частотного преобразователя (ВЧП) (рисунок 12, б) по измерению массового расхода (дебита) скважин основан на преобразовании массового расхода вещества (нефти, газа, воды и механических примесей), и показания его практически не зависят от физико-химических свойств последних.
Датчик состоит из корпуса 1, фланцев 2, чувствительного элемента 5, упругого крепления в виде плоской мембраны 4, электромагнитных систем съема 11 и возбуждения 10 колебаний чувствительного элемента 5. На упругой плоской мембране 4 имеется ребро жесткости 3 для поляризации поперечных колебаний чувствительного элемента 5. Электромагнитные системы 11 и 10 представляют собой катушки 9 с обмотками и сердечником 8.
Принцип действия датчика следующий. В систему возбуждения 10 подается напряжение, в результате чего создается магнитное поле, возбуждающее поперечные колебания чувствительного элемента 5. Протекающая через внутреннюю полость чувствительного элемента контролируемая среда вызывает изменение собственной частоты ωс и коэффициента затухания β его колебаний. Коэффициент затухания β линейно зависит от массового расхода GМ
β = β0 + kGМ·GМ,
а собственная частота ωс зависит от плотности протекающей среды ρ
ω с = ω0·√1/(1+kρ·ρ),
где β0, kGМ, ω0 и kρ – коэффициенты, получаемые в результате градуировки датчика в лабораторных условиях.
Вторичное электронное устройство управления возбуждением колебаний чувствительного элемента датчика обеспечивает требуемый закон колебаний.
Выходной сигнал Uc(t) системы съема 11 несет информацию о частоте и амплитуде колебаний чувствительного элемента, измеряя которые определяют массовый расход GM и плотность ρ контролируемого потока.
Метрологический анализ вибрационно-частотных преобразователей показал, что приведенная погрешность измерений массового расхода не превышает ±4 % в широком диапазоне изменения параметров контролируемой среды: температуры до 100 °С, давления до 4 МПа, плотности
от 12 до 1200 кг/м3, кинематической вязкости до 8·10-5 м2/с, массового расхода от 0,05 до 6,5 кг/с, объемного расходного газосодержания до 0,997. Частота и амплитуда пульсаций газожидкостного потока в процессе испытаний не имитировались.
В настоящее время ведется освоение производства групповых замерных установок с вибрационно-массовым расходомером газожидкостной продукции без предварительной сепарации. Данные установки приблизительно в два раза будут дешевле, чем аналогичные замерные установки типа «Спутник-А», поскольку в них отсутствуют два дорогостоящих узла: многоходовой переключатель скважин (ПСМ) 3 и гидроциклонный сепаратор 13 (см. рисунок 10). Кроме того, новые групповые установки обеспечивают большую точность измерения и просты в эксплуатации.