Содержание к диссертации
Введение
ГЛАВА 1. Обзор и анализ методов и систем информационного обеспечения измерения расхода нефтеводогазового потока 14
1.1. Проблемы измерения расхода нефтеводогазового потока в устье нефтяных скважин 15
1.2. Классификация методов измерения информационных параметров двухфазного многокомпонентного потока 17
1.2.1. Механические методы 20
1.2.2. Электромагнитные методы 25
1.2.3. Ядерно-физические методы 27
1.2.4. Теплофизические методы 29
1.2.5. Сравнительная оценка методов 30
1.3. Информационно-измерительные системы измерения расхода нефтеводогазового потока 34
1.3.1. Системы, основанные на предварительной сепарации газожидкостного потока 34
1.3.2. Системы непосредственного измерения расхода нефтеводогазового потока 46
ГЛАВА 2. Анализ физических характеристик нефтеводяных газо жидкостных смесей и их акустических свойств 65
2.1. Физические характеристики нефтеводяных эмульсий 65
2.2. Акустические свойства нефтеводяных эмульсий 74
2.2.1. Акустическая проводимость эмульсии 74
2.2.2. Скорость распространения звука в эмульсии 80
2.3. Гидродинамическая картина течения нефтеводогазового потока на выходе нефтяной скважины 86
2.3.1. Пузырьковый режим течения 90
2.3.2. Снарядный режим течения 100
2.3.3. Дисперсно-кольцевой режим течения 107
2.4. Выводы 110
ГЛАВА 3. Анализ акустических методов определения информационных параметров газожидкостного потока и разработка информационно модели 111
3.1. Анализ акустических методов измерения объёмной
концентрации газовой фазы в газожидкостном потоке 112
3.1.1. Объемные методы измерения 112
3.1.2. Методы, основанные на использовании волноводов 115
3.2. Акустические методы измерения скорости газожидкостного потока 119
3.2.1. Методы, основанные на перемещении ультразвуковых колебаний движущейся средой 120
3.2.2. Доплеровские методы измерения расхода потока 124
3.3. Акустические методы определения объёмной концентрации воды в нефтеводяной эмульсии 129
3.4. Разработка информационной модели и выбор определяющих параметров для системы измерения расхода нефтеводогазового потока 132
3.4.1. Связь характеристик нефтеводогазового потока с измеряемыми параметрами. Обобщенная информационная модель 133
3.4.2. Методика обработки первичной информации и алгоритмы вычисления расходов компонентов нефтеводогазового потока 138
ГЛАВА 4. Разработка и исследование информационно-измерительной системы определения расходных параметров нефтеводогазового потока 148
4.1. Структурная схема информационно-измерительной системы 148
4.2. Акустический измерительный преобразователь для определения концентрации газовой фазы в двухфазном потоке 151
4.2.1. Физические основы метода 151
4.2.2. Информационные сигналы локального зонда и их анализ 158
4.2.3. Особенности преобразователей и электронной аппаратуры для акустического зондирования нефтеводогазового потока 161
4.2.4. Конструктивное исполнение измерительного преобразователя 163
4.3. Ультразвуковой доплеровский преобразователь скорости
нефтеводогазового потока 165
4.3.1. Методы измерения частоты в ультразвуковых доплеровских измерителях скорости двухфазного потока 166
4.3.2. Особенности доплеровских преобразователей и электронной аппаратуры для измерения скорости нефтеводогазового потока 174
4.3.3. Конструктивное исполнение измерительного преобразователя 177
4.4. Импульсный акустический измерительный преобразователь обводненности нефтеводяной эмульсии 179
4.4.1. Методы измерения микросекундных интервалов времени 181
4.4.2. Конструкция акустического измерительного преобразователя обводненности нефтеводяной эмульсии 185
4.5. Конструктивное исполнение информационно-измерительной системы «Ультрафлоу» 189
4.5.1. Конструкция измерительной системы 190
4.5.2. Гидродинамический измерительный канал 190
ГЛАВА 5. Испытания информационно-измерительной системы измерения параметров нефтеводогазового потока и оценка адекватности информационной модели 193
5.1. Исследование структурных элементов и экспериментальной модели информационно измерительной системы в лабораторных и полевых условиях 193
5.1.1. Исследование структурных элементов измерительной системы в лабораторных условиях 193
5.1.2. Испытания экспериментальной модели информационно-измерительной системы «Ультрафлоу» в полевых условиях 200
5.2. Испытания измерительной системы на крупномасштабном специализированном стенде. Оценка адекватности информационной модели 205
5.3. Опытно-промысловая эксплуатация информационно- измерительной системы «Ультрафлоу» на Уньвинском нефтяном месторождении 213
5.3.1. Сопоставление показаний СИ «Ультрафлоу» со штатным АГЗУ «Спутник» 213
5.3.2. Сопоставление замеров дебитов, выполненных с помощью измерительных установок разного типа 218
5.4. Опытно-промышленная эксплуатация информационно- измерительной системы «Ультрафлоу» на Чернушинской дожимной насосной станции 227
Заключение 234
Литература
- Классификация методов измерения информационных параметров двухфазного многокомпонентного потока
- Гидродинамическая картина течения нефтеводогазового потока на выходе нефтяной скважины
- Акустические методы измерения скорости газожидкостного потока
- Особенности преобразователей и электронной аппаратуры для акустического зондирования нефтеводогазового потока
Введение к работе
Актуальность темы. Измерение дебита нефтяных скважин представляет собой актуальную и вместе с тем весьма сложную проблему, возникающую при разработке месторождений. Особенно эта проблема обострилась в условиях платного недропользования, поскольку является решающей во взаимоотношениях между нефтедобывающими предприятиями и государством. Актуальность этой проблемы определяется также необходимостью повышения эффективности нефтедобычи, что невозможно без качественного оперативного контроля эксплуатационных режимов нефтяных скважин [1-3].
Сложность этой проблемы состоит в том, что выходной продукцией скважин является смесь нефти, пластовой воды и попутных газов. Кроме того, смесь содержит некоторое количество твердых углеводородов (парафин, церезин и др.), а также минеральные частицы и другие механические примеси. Концентрация компонентов смеси непостоянна во времени, что приводит к нестабильности структуры, физических свойств и режимов течения нефтеводогазового потока.
Традиционные методы и средства контроля производительности скважин, основанные на предварительной сепарации свободного газа, а иногда разделении и жидких компонентов, не отвечают сегодняшним потребностям отрасли и современному уровню развития информационно-измерительных технологий. Применяемые сепарационные измерительные установки имеют значительные массогабаритные характеристики, что затрудняет их транспортировку на вновь обустраиваемые месторождения, особенно в труднодоступные северные и восточные регионы страны. К тому же, используемые сепарационные устройства не обеспечивают полного отделения газовой фазы, что приводит к погрешности измерения количества продукции скважины [4].
Существенным недостатком таких установок является выборочный контроль дебита отдельных скважин куста и дискретность показаний, определяемая временем накопления отделяемой фазы в сепарационной емкости. В результате объем и достоверность получаемой информации недостаточны для выработки оптимальных и экономически обоснованных технических решений по режимам эксплуатации и срокам ремонта фонда нефтяных скважин. Отсутствие постоянной информации приводит к простою скважин, преждевременному износу оборудования и создает предпосылки к возникновению аварийных ситуаций [5, 6].
Таким образом, можно сделать вывод, что задача разработки новых методов и средств измерения расхода нефтеводогазового потока без использования сепарационных устройств весьма остро стоит перед специалистами. Необходимо создание приемлемых по стоимости, простых и надежных измерительных систем, обеспечивающих непрерывный контроль эксплуатационных параметров скважин, и, прежде всего, расхода компонентов нефтеводогазового потока.
Для решения данной задачи многие исследователи пытались применить классические методы и устройства измерения расходов однофазных потоков. Это различные сужающие устройства, тахометрические расходомеры, камерные счетчики и т.д. [7, 8]. Подобный подход использован также при создании известных многофазных измерительных систем "AGAR MPFM-301" и "AGAR MPFM-401" американской компании "AGAR Corporation" [9, 10]. Однако в условиях эксплуатации эти измерительные системы показали низкую надежность. К тому же, масса и габариты этих установок оказались весьма значительны.
Наибольшую известность получили бессепарационные многофазные расходомеры, в которых наряду с другими используются методы просвечивания потока ионизирующими излучениями. К ним относятся такие измерительные системы как "Fluenta-Roxar MPFF-1900VI", "Framo-
Schlumberger Phase Watcher Vx", "Mixmeter" [11-13].
Кроме того, были разработаны и испытаны бессепарационные измерительные системы, в которых использованы другие методы измерений, основанные на регистрации изменений различных физических величин зондируемой среды. Однако они не нашли широкого применения в нефтедобывающей промышленности в силу различных причин, прежде всего недостаточной точности измерений.
Следует отметить, что успешное решение задачи определения количества продукции нефтяных скважин с помощью бессепарационных многофазных измерительных систем связано с выполнением следующих основных требований:
необходимо регистрировать параметры физических величин зондируемой многофазной среды;
следует обеспечить достоверность измерений в условиях нестабильности потока;
необходимо обеспечить минимальные потери давления в измерительном тракте;
динамический диапазон измерений расхода фаз должен быть достаточно широким (например, 1:20);
измерительная система должна быть высоконадежной и автономной;
измерительная система должна иметь небольшую массу и компактные размеры;
система должна быть устойчива к химическому и абразивному воздействию рабочей среды;
следует создать условия, исключающие появление смоло-парафиновых отложений;
должны быть обеспечены простота монтажа и низкие затраты на обслуживание измерительной системы;
- следует исключить использование источника радиоактивного
излучения.
К числу наиболее перспективных методов диагностики многофазных потоков, на базе которых могут быть разработаны измерительные системы, в значительной мере отвечающие перечисленным выше требованиям, относятся акустические методы. Эти методы были положены в основу вновь разработанных информационно-измерительных систем измерения расхода компонентов нефтеводогазовых потоков.
Цель работы. На основе теоретических и экспериментальных исследований газожидкостных потоков разработать и научно обосновать новый метод измерения расхода многофазных потоков ультразвуковыми средствами, создать и внедрить на нефтяных месторождениях России информационно-измерительные системы измерения расхода компонентов продукции нефтяных скважин.
Для достижения этой цели в диссертационной работе были поставлены и решены следующие основные задачи:
экспериментально исследованы физические параметры нефтеводогазового потока, включая акустические свойства нефтеводяной эмульсии;
проанализированы гидродинамические характеристики режимов течения многофазной смеси в вертикальном канале;
физически обоснованы и исследованы новые методы определения параметров нефтеводогазового потока: скорости движения, объемной концентрации компонентов жидкой фазы, объемного газосодержания в локальных точках;
разработаны новые эффективные ультразвуковые преобразователи для измерения параметров нефтеводогазового потока в локальных точках;
разработана и экспериментально исследована информационная
модель, связывающая локальные параметры потока с его интегральными расходными характеристиками;
создана информационно-измерительная система «Ультрафлоу» для определения расхода компонентов нефтеводогазового потока;
создана методика и экспериментальная база для калибровки информационно-измерительной системы в стендовых условиях, максимально приближенных к реальным;
разработаны и внедрены информационно-измерительные системы измерения расхода компонентов нефтеводогазового потока на скважинах отечественных месторождений;
проведены долговременные промысловые испытания информационно-измерительной системы на эксплуатационную надежность на нефтяном месторождении.
Научная новизна. Новые результаты, полученные в работе, заключаются в следующем:
Предложены, обоснованы и развиты научные основы нового класса измерительных систем измерения расходных характеристик нефтеводогазового потока на основе определения его локальных параметров акустическими средствами.
Разработана и экспериментально исследована информационная модель, связывающая локальные параметры многофазного потока с его интегральными расходными характеристиками. Предложен новый подход к измерению характеристик нефтеводогазового потока, базирующийся на определении статистически осредненных локальных параметров среды и вычислении на этой основе его интегральных расходных характеристик.
На основе экспериментальных исследований установлена взаимосвязь между физическими параметрами нефтеводогазового потока и его акустическими характеристиками.
Разработаны и обоснованы новые конструкции ультразвуковых пре-
образователей для определения локальной скорости потока, локального объемного газосодержания нефтеводогазового потока и обводненности нефтеводяной эмульсии.
Предложена и обоснована конструкция гидродинамического канала для размещения измерительных преобразователей.
Разработана и обоснована структура информационно-измерительной системы контроля расходных характеристик нефтедобывающей скважины.
7. Создана методическая и экспериментальная база для калибровки
информационно-измерительной системы в стендовых условиях, максимально
приближенных к реальным.
Практическая ценность и реализация результатов работы в промышленности. Создана информационно-измерительная система для определения расхода компонентов нефтеводогазового потока «Ультрафлоу», в которой достигнуто существенное улучшение важнейших эксплуатационных характеристик: обеспечена долговременная устойчивая работа системы на месторождениях в северных районах страны при значительных отрицательных температурах окружающего воздуха; осуществлена дистанционная передача данных измерений по радиоканалу на дистанцию до 20 км; достигнута более высокая точность измерения расходных параметров; более чем на порядок снижены массогабаритные характеристики относительно традиционных измерительных систем.
Разработан и построен измерительный испытательный стенд, позволяющий организовать течение модельного многокомпонентного потока с расходными и физическими характеристиками, воспроизводящими реальное движение продукции скважин. Стенд сертифицирован Федеральным агентством по техническому регулированию и метрологии РФ и включен в Государственный реестр средств измерений. На этом стенде выполнен цикл исследований гидромеханики многокомпонентного потока в широком диапазоне изменения режимных параметров, отработаны математические модели связи
расходных характеристик потока с параметрами среды, измеряемыми акустическими датчиками.
Выполнены исследования опытных образцов компонентов измерительной системы и в целом опытно-промышленного образца многофазного расходомера «Ультрафлоу».
Разработанная информационно-измерительная система «Ультрафлоу» была установлена на кусте скважин Уньвинского месторождения Пермского края, прошла опытно-промысловую эксплуатацию в течение четырёх лет и в настоящее время используется как штатная измерительная система. Система сертифицирована Федеральным агентством по техническому регулированию и метрологии РФ и включена в Государственный реестр средств измерений. ОАО «Арзамасский приборостроительный завод» приступил к серийному производству измерительных систем «Ультрафлоу», которые востребованы нефтедобывающими предприятиями. Первый серийный образец установлен на Чернушинском месторождении ООО «Лукойл-Пермь» в многофазной системе сбора и транспортировки продукции нефтяных скважин.
На основе разработанных методов измерения локальных параметров нефтеводогазовой смеси и математических моделей определения расходных характеристик многофазного потока создана информационно-измерительная система «Ультрафлоу» для определения количества компонентов продукции нефтяных скважин. Тем самым решена важная научно-техническая проблема, имеющая большое значение для нефтедобывающей отрасли.
Апробация работы. Основные результаты диссертации докладывались и обсуждались:
- на семинаре «5 Workshop on Measurement Techniques for Steady and Transient Multiphase Flows». Rossendorf (Dresden), Germany - September 18-20,2002;
на научно-техническом совете ЗАО «Лукойл-Пермь» об опытно-промысловых испытаниях системы измерения «Ультрафлоу». Пермь, 12 июля, 2002;
на научном семинаре по многофазным системам измерения дебита скважин. ОАО «Самаранефтегаз», Самара, 10-11 июля, 2003;
на конференции «European Oil/Gas Industry Conference». Aberdeen, Scotland, Great Britain, September 4-7,2003;
на совещании главных метрологов ООО «ЛУКОЙЛ» «Метрологическое обеспечение учёта энергоресурсов». Москва, 1-3 октября, 2003;
на семинаре «Новые технологии в системе замера дебита, учёта нефти и нефтепродуктов, мультифазные расходомеры». Нефтеюганск, ОАО «Юганскнефтегаз», 27 апреля, 2004;
на семинаре «Multiphase Flow Measurement Seminar». Франция, Париж (Кламар), 14-19 декабря, 2004;
на семинаре начальников управлений нефтедобычи ОАО «ЛУКОЙЛ». Пермь, 15 декабря, 2005;
на техническом совещании «Метрологическое обеспечение учета нефти и нефтепродуктов», проведенном Федеральным агентством по техническому регулированию и метрологии РФ, ФГУП ВНИИ расходометрии. Казань, 21-23 ноября, 2006.
на технических совещаниях в ОАО «ЛУКОЙЛ», ОАО «ЮКОС», ОАО «Газпром-Геофизика» (в период 2001-06 гг.).
Структура и объем диссертации. Диссертация состоит из введения, пяти глав, заключения, списка использованной литературы и семи приложений.
Представленная работа изложена на 259 страницах машинописного текста, содержит 128 иллюстраций, 8 таблиц, список литературы содержит 233 наименования.
Классификация методов измерения информационных параметров двухфазного многокомпонентного потока
Проблемы измерения количества продукции нефтяных скважин, прежде всего, обусловлены уникальными физико-химическими, термодинамическими, гидродинамическими и другими свойствами и параметрами измеряемой среды, изменяющимися в широких пределах [20].
Измеряемая среда представляет собой неоднородный многокомпонентный поток нефти, пластовой воды и свободного газа. В этой среде присутствует также твердая фаза в виде песка, частичек горных пород, других механических примесей, а также твердых частичек углеводородов: парафина, церезина и др.[21]. Соотношение компонентов в измеряемой среде варьируется в широких пределах, в зависимости от горно-геологических условий, технологи нефтедобычи, срока и времени эксплуатации скважины, а также других факторов [22].
Содержание воды в жидкой фазе (обводненность) может изменяться от нуля до значений близких к 100%. В диапазоне обводненности до 50-60% смесь жидких компонентов образует эмульсию типа «вода в нефти» (обратная эмульсия), представляющую собой довольно однородную мелкодисперсную среду с включениями воды в виде глобул с наиболее вероятными размерами около 6-10 мкм. При обводненности порядка 55-75% происходит процесс инверсии - расслоения жидких компонентов с образованием эмульсии типа «нефть в воде» (прямая эмульсия), имеющей нефтяные включения разной формы и размеров [23-25]. При наличии окклюдированного газа процесс инверсии начинается при меньшей обводнённости. Причем, при движении термодинамически неустойчивой эмульсии по лифту к устью скважины в процессе расслоения могут образовываться жидкие пробки, целиком состоящие из воды или нефти [26].
Таким образом, жидкий продукт может представлять собой как одно-компонентную жидкую фазу (вода или нефть), так и двухкомпонентную смесь с разными вариантами структур - от мелкодисперсной до расслоенной.
По мере подъема смеси по лифту к устью скважины и снижения гидростатического давления из нефти (часто и из пластовой воды) выделяется попутный газ, количество которого зависит от газового фактора (количества газа в нефти при пластовом давлении), давления и температуры среды, и обводненности эмульсии. Увеличение количества свободного газа приводит к возрастанию числа и объема газовых включений. Происходит динамический процесс их коалесценции, что приводит к смене режима течения газожидкостной смеси. Гидродинамическая картина течения смеси определяется разными факторами: величиной газосодержания, соотношением расходов жидкой и газовой фаз, физическими свойствами фаз и другими. Причем течение смеси в устье скважины имеет нестабильный характер, гидродинамическая картина может существенно меняться во времени. Возможны различные режимы течения газожидкостной смеси: пузырьковый, снарядный, кольцевой, переходные режимы. К тому же, как правило, не существует четких границ перехода от одной структуры течения смеси к другой. Однако наиболее вероятным является снарядный режим течения. В связи с этим, расходные характеристики компонентов смеси являются случайными временными функциями [3,27-29].
Значительные различия по химическому составу компонентов, их объемному соотношению, а также структуре нефтеводогазовой смеси на разных месторождениях приводят к изменению физических свойств продукции нефтяных скважин в широких пределах. Прежде всего, это относится к вязкости измеряемой среды. Вязкость нефтяной эмульсии, помимо температуры и количества растворенного газа, существенно зависит от обводненности и степени дисперсности среды [30-32]. Вязкость быстро возрастает с увеличением объемной концентрации воды в эмульсии, и при обводненности, соответствующей началу инверсии, ее вязкость возрастает на порядок и более относительно вязкости исходных компонентов [33,34].
Под двухфазным потоком понимают пространственную формацию, образованную перемещающейся смесью жидкости и газа. Многокомпонентный поток подразумевает наличие в его жидкой фазе двух или более несмеши-вающихся компонентов. Движущаяся смесь нефти, воды и попутного газа является практически важным в технических приложениях примером двухфазного многокомпонентного потока.
Целью экспериментальных и теоретических исследований нефтеводо-газового потока обычно является получение информации о параметрах движения компонентов смеси и дисперсности фаз, которая служат основой для решения инженерных задач по определению дебита промысловых скважин.
Теоретическое описание движения такого потока в настоящее время ограничено упрощенными моделями, описывающими режимы течения газожидкостной смеси без учёта перемещения жидких компонентов и опирающееся на экспериментальную информацию. Прежде всего, это вывод систем дифференциальных уравнений, описывающих течение газожидкостного потока с использованием различных методов пространственного и временного усреднения [35-38].
Существует значительное число полуэмпирических исследований течения двухфазного потока, в которых используются экспериментально определенные зависимости распределения скоростей фаз и газосодержания по сечению потока. Учитывается также структура, вязкость, поверхностное натяжение и другие физические параметры среды. Полученные данные используются при решении систем исходных дифференциальных уравнений [27-29, 39-41].
Гидродинамическая картина течения нефтеводогазового потока на выходе нефтяной скважины
Нефтеводогазовый поток в скважине представляет собой газожидкостный поток, движущийся вверх по вертикальному цилиндрическому каналу, жидкой фазой в котором является двухкомпонентная нефтеводяная эмульсия. Картина движения такого потока многообразна и зависит от целого ряда факторов, в частности, от величин и соотношений объемных расходов фаз, вязкости жидкости и др.
Теоретическое описание режимов движения восходящих двухфазных потоков дано в монографиях [42, 43], поэтому мы лишь кратко остановимся здесь на некоторых наиболее существенных, по нашему мнению, моментах. и"
Обычно морфологическую структуру газожидкостных систем ограничивают четырьмя основными режимами: пузырьковым, снарядным, кольцевым и дисперсным. В качестве переходных (промежуточных) режимов рассматриваются снарядно-кольцевая и дисперсно-кольцевая структуры. На рис.2.20 представлены границы режимов течения для вертикального восходящего водо-воздушного потока в трубе диаметром 25,4 мм [43].
Однако подобные двухмерные диаграммы не обладают достаточной представительностью, поскольку число независимых переменных, определяющих границы режимов, значительно больше двух.
Для пузырькового режима течения характерно наличие отдельных пузырьков в непрерывной жидкой среде. Область объемных газосодержаний, соответствующих пузырьковому режиму течения, простирается от одиночного пузырька в большом объеме жидкости до квазисплошного течения пены, когда на долю жидкости приходится менее 1% объема среды.
В результате слияния газовых пузырей друг с другом (агломерация или коалесценция) в жидкости могут образовываться крупные пузыри, почти полностью перекрывающие поперечное сечение канала, и течение переходит в снарядный режим, для которого практически не существует нижнего среднего объемного газосодержания. Следует заметить, что снарядный режим течения может возникать лишь в достаточно длинных трубах при малых скоростях движения фаз и при объемном газосодержании более 10%, если в поток специально периодически не вводятся крупные пузыри. При возрастании скорости потока крупные пузыри дробятся на более мелкие и первоначально существовавший снарядный режим переходит в пузырьковый. При этом максимальный размер пузырьков газа Dm определяется соотношением сил поверхностного натяжения и турбулентных касательных напряжений, действующих в потоке жидкости. В соответствии с работой [178], Dm вычисляется по формуле: Dm=C (2.18)
Для оценки распределения пузырей газа по их размерам могут быть использованы соотношения, приведенные в разделе 2.4 монографии [42]. При этом средний диаметр пузырей D оказывается примерно вдвое меньше максимального, т.е.
Для снарядного режима течения характерно последовательное прохождение по трубе больших одиночных пузырей (снарядов), разделенных так называемыми жидкими пробками, движущимися совместно со снарядами (см. рис. 2.21). При движении газового снаряда вверх вокруг него образуется жидкая пленка, стекающая вниз относительно стенок канала. При этом в случае барботажа объемный расход жидкости в пробках, перемещающихся вверх совместно с газовыми снарядами, оказывается равным расходу жидкости в пленке при опускном её движении. В то же время в этих условиях наблюдается баланс объемных расходов фаз в сечении, через которое в данный момент проходит газовый снаряд, что позволяет связать скорость подъема газового пузыря с толщиной и средней скоростью опускного движения пленки жидкости.
Если общий расход жидкости через канал не равен нулю, то скорость относительного движения пузыря не является строго постоянной величиной, так как на неё оказывает влияние профиль скорости в пробке жидкости, зависящий от общего объемного расхода среды. В выражении для скорости восходящего движения пузыря (снаряда) [43] UCH = w Мсм \Z.A\J) где исм - скорость смеси, исн - скорость снаряда при барботаже, коэффициент С, учитывает отличие скорости смеси от средней скорости жидкости, а коэффициент С2 - действительный профиль скорости.
Для турбулентного течения в жидкой пробке {Re 8000) С, = 1,2, а коэффициент С:, фактически отражающий влияние следа предыдущего пузыря на скорость подъема следующего, принимается равным единице. Однако Мойссисом [179] для круглой трубы диаметром D была получена следующая зависимость для коэффициента С2: ( I \ С2=1 + 8ехр -1,06 , (2.21) v &) где 1СН - длина газового снаряда. Это означает, что последующий пузырь, двигаясь в следе предыдущего, догоняет его и сливается с ним, так что длина пузырей увеличивается и значение коэффициента С2 стремится к единице.
При кольцевом режиме течения двухфазной среды в вертикальной трубе жидкая фаза движется по стенке в виде пленки, а газ движется в центральной части трубы, образуя "ядро" потока. Однако если в ядре потока содержится значительное количество капель жидкости, то режим течения называют дисперсно-кольцевым.
При увеличении скорости двухфазного потока жидкая пленка с поверхности канала может быть полностью сорвана и режим течения от кольцевого переходит к дисперсному, при котором жидкая фаза полностью заключена в виде капель в несущем потоке газа.
Характерным признаком пузырькового режима течения является присутствие в жидкости отдельных пузырьков газа, размеры которых относительно невелики (по сравнению с диаметром канала). Что касается причин появления (образования) пузырьков газа в жидкости, то они могут быть разнообразными. В частности, это может быть образование и рост пузырей пара в жидкости за счет фазового перехода при подводе к потоку тепловой энергии, выделение растворенного в жидкости газа при снижении давления, вдув газа в жидкость и т.д.
Профили скорости фаз в пузырьковом потоке могут существенно отличаться от соответствующих профилей скорости при движении однофазной среды. Для полностью развитого однофазного течения в круглой трубе распределения скорости в ламинарном потоке имеет вид: мл(г)=м (2.22) где ил = 2 ил - скорость в центре трубы, ил - средняя по сечению скорость потока, R - радиус трубы.
В случае турбулентного течения распределение скорости по радиусу трубы приближенно может быть записано в форме [180]:
Акустические методы измерения скорости газожидкостного потока
Акустические методы измерения скорости потока основаны на зависящих от расхода акустических эффектах, возникающих при проходе ультразвуковых колебаний через поток. В настоящее время применяют ультразвуковые расходомеры, основанные на перемещении ультразвуковых колебаний движущейся средой и на эффекте Доплера. Первые из них в зависимости от угла направления ультразвуковых колебаний можно разделить на угловые, осевые и со сносом луча [45,77].
Практическое применение акустических методов для контроля скорости осложняется рядом факторов. К ним относятся: зависимость скорости ультразвука от физико-химических свойств контролируемой среды; зависимость результатов измерений от числа Рейнольдса потока; и сложность процесса выделения информационного сигнала, поскольку скорость ультразвука в среде много больше транспортной скорости потока. Существенным негативным фактором является также зависимость амплитуды принятого сигнала от наличия рассеивателей в потоке, прежде всего, газовых пузырьков.
Тем не менее, ультразвуковые расходомеры широко используются в энергетике, металлургии, химической и других отраслях промышленности, что связано с рядом очевидных достоинств, среди которых возможность измерения расхода среды в экстремальных условиях без внесения возмущений в поток, высокое быстродействие, минимальное гидравлическое сопротивление датчика.
В расходомерах со сносом луча ультразвука выходной сигнал является функцией смещения этого луча потоком. Расходомер состоит из излучателя, расположенного симметрично напротив двух приемников, размещенных вдоль оси трубопровода (рис. 3.2а). Движение среды ведет к перераспределению количества акустической энергии, поступающей на каждый из приемников и амплитудному изменению разностного сигнала на их выходе.
В общем случае выходной сигнал расходомера со сносом луча определяется формулой [73]: ж-и-с где Кэл - коэффициент передачи вторичного преобразователя, Q - массовый расход теплоносителя, D - диаметр трубопровода, с - скорость звука в контролируемой среде. Расходомеры этой группы имеют наиболее простой и дешевый измерительный блок.
Для измерения в трубах большого диаметра предложены расходомеры, основанные на том же принципе, содержащие линейку приемников и передатчиков [208].
Существенными недостатками измерения расхода по сносу луча являются большая сложность в обеспечении идентичности каналов приема, которая к тому же может нарушаться вследствие появления загрязнений на поверхности трубы, необходимость применения минимум 3-х датчиков в каждом измерительном канале, а также затруднения при определении малых расходов теплоносителя в трубах небольшого диаметра.
Расходомеры с измерением времени прохождения ультразвуковой волны участка «излучатель-приемник» в зависимости от способа получения разностного сигнала, пропорционального скорости потока, подразделяются на время-импульсные, фазовые и частотно-импульсные.
Структурная схема, поясняющая работу одноканального время-импульсного расходомера, представлена на рис. 3.26. Генератор импульсов 2 через ключ 4 возбуждает пьезопреобразователи 1. Акустические сигналы распространяются от одного преобразователя к другому одновременно по потоку и против потока и подаются на входы усилителей-формирователей 3. В измерителе 5 осуществляется преобразование разности времен прихода импульсов в пропорциональное ей напряжение [209]. Время распространения импульса по потоку определяется соотношением:
В расходомерах этого типа значительную сложность представляет определение весьма малых времен задержки (t+.), в особенности при небольших скоростях потока (1-Ю см/сек). Недостатком также является существенное влияние на результат измерений дисперсной фазы в потоке, в особенности пузырьков газа, и скорости звука в среде.
Фазовые измерительные системы (рис. 3.2в) основаны на определении разности фаз синусоидальных сигналов, поступающих с двух приемников 2. Приемники фиксируют ультразвуковые сигналы излучателей 1, возбуждаемые генератором 3, и проходящие по идентичным каналам по потоку и против потока. Сигналы с выходов приемников 2 поступают на фазометр 4 и далее на выходное устройство 5.
Фазовые схемы измерения обладают большими коэффициентами передачи. Однако они требуют минимум две пары излучателей и приемников и им также свойственна существенная зависимость выходного сигнала от скорости звука в среде.
В отличие от рассмотренных выше систем, частотно-импульсные расходомеры (рис. 3.2г) являются системами с обратной связью [72]. В каждом канале такой системы ультразвуковой импульс, достигающий приемного преобразователя 2 (4), после усиления и преобразования в блоке 5 возбуждает генерацию следующего импульса в генераторах 6
Особенности преобразователей и электронной аппаратуры для акустического зондирования нефтеводогазового потока
Для эффективной и продолжительной работы преобразователей в широком диапазоне рабочих параметров нефтеводогазового потока, содержащего значительное количество минеральных солей в пластовой воде, а также смолы, парафины и твердые частицы минералов, весьма важным является их конструктивное оформление. Преобразователи должны быть легко устанавливаемыми и взаимозаменяемыми для обеспечения ремонтопригодности информационно-измерительной системы. Кроме того, весьма желательно размещение хотя бы части электронной схемы в едином блоке с преобразователем. В первую очередь это относится к оконечному каскаду генератора и предварительному усилителю. В результате исследований были найдены технические решения и разработаны узлы в значительной мере удовлетворяющие изложенным выше требованиям.
Основными элементами преобразователя для акустического зондирования нефтеводогазового потока являются узлы излучения и приема ультразвуковых импульсов (рис.4.7). Каждый узел состоит из волновода диаметром 1,4мм и длиной 4мм с присоединенным к нему пьезоэлементом толщиной 0,1мм. Волновод установлен герметично в стальном корпусе с наружным диаметром 4мм. Для подвода сигналов используется провод во фторопластовой изоляции, размещенный в капиллярной трубке диаметром 1x0,1мм. Внутренний объем датчика заполнен резиноподобным герметизирующим составом. Все металлические детали узла изготовлены из коррозионностойкой стали 12Х18Н10Т. Рабочая частота датчика 8-Ю МГц.
Блок-схема ультразвукового преобразователя газосодержания (УПГС) приведена на рис.4.8. Она содержит генератор импульсов 3 длительностью около 50нс, амплитудой 50В и частотой следования 50кГц, усилитель 4 с коэффициентом усиления 100 на частоте 10МГц, стробируемый пиковый детектор 5, компаратор 7, счетчик 8 и преобразователь результатов измерения 9 в код стандарта RS-485.
Работает схема следующим образом. Импульсы с выхода генератора 3 поступают на излучающий пьезоэлемент 1, преобразуются в ультразвуковые колебания, излучаются в контролируемую среду, проходят через контролируемый объем и принимаются приемным пьезоэлементом 2. Амплитуда принимаемых импульсов зависит от состояния среды и минимальна в те моменты времени, когда в контролируемом объеме находится газовая фаза. Принимаемые импульсы усиливаются и поступают на вход пикового детектора 5, регистрирующего их амплитуду с учетом задержки распространения ультразвука от излучающего пьезоэлемента к приемному. Необходимый временной сдвиг обеспечивает генератор задержанных строб импульсов 6. Сигналы с выхода пикового детектора 5 подаются на вход компаратора 7, который селектирует их по амплитуде согласно следующему правилу, если амплитуда меньше заданного уровня дискриминации, то вырабатывается импульс, свидетельствующий о нахождении в данный момент времени в контролируемом объеме газовой фазы. Эти импульсы подсчитываются счетчиком 8. Результирующая сумма пропорциональна времени нахождения газа в контролируемом объеме и отнесенная к общему числу поданных импульсов равняется концентрации газовой фазы. Полученные результаты измерений кодируются и передаются для дальнейшей обработки через интерфейс - RS-485.
Принципиальная схема измерителя выполнена с использованием микропроцессора фирмы Texas Instrument.
Конструкция преобразователя предусматривает измерение объемного газосодержания в двух точках по диаметру гидроканала.
Он содержит 4 узла излучения и приема ультразвуковых импульсов, размещенных на подвеске попарно и образующих два контролируемых объема, акустическая проводимость которых измеряется. Подвеска закреплена в узле шаро-ниппельного уплотнения, обеспечивающем при необходимости быстрое извлечение и установку датчика без использования прокладок. Датчик содержит встроенную электронную схему, размещенную в прочном взрывобезопасном корпусе.
В основе доплеровского метода измерения скорости двухфазного потока лежит измерение сдвига частоты отраженной ультразвуковой волны от движущихся рассеивателей (пузырьков газа, твердых частиц в потоке, турбулентных вихрей) по отношению к частоте излученной волной. Этот сдвиг частоты пропорционален скорости рассеивателей (скорости потока). Однако обычно отраженный измерительный сигнал в значительной мере зашумлен. Особенно велики шумовые эффекты в многофазной среде со сложной гетерогенной структурой при нестационарном характере движения потока. В связи с этим важной задачей является сравнительный анализ различных методов оценки доплеровской частоты [223, 228].
