нефтеное дело. нефтяное+дело. Согласно статистике, Российская Федерация относится к числу тех стран, где содержится наибольший процент труднодоступных запасов нефти
 Скачать 1.97 Mb.
|
3.3 Формула разработанного способаНа рисунке 3.1 приведена схема устройства измерения дебита нефти в двухфазном потоке смеси, использующая в качестве источника излучения звука шумы потока. В связи с тем, содержание нефти и газа в потоке не постоянно, поток условно разбивается на 11 пачек смеси с 10% пошаговым содержанием нефти от 0% до 100%, при этом содержание газа распределяется от 100% до 0%. Подачу пачек смеси нефтяной скважины предлагается производить через измерительный участок, помеченными метками, формирующиеся путем поглощения энергии акустического сигнала резонатором Гельмгольца на резонансной частоте в спектре технологического шума потока смеси, т.е. использовать резонатор в качестве источника звуковых сигналов. Данные ограничения необходимо вводить для увеличения точности измерения. В случае стабильного содержания нефти и газа в смеси допускается область ограничения уменьшить, и тем самым уменьшить количество блоков прибора.              24 14 12 Рисунок 3.1 – Схема устройства измерения дебита нефти в двухфазном потоке смеси. Устройство системы состоит из: – трубопровод; – резонатор Гельмгольца, формирующий акустическую метку в пачке потока многофазной смеси нефти и газа; – первый приемник-гидрофон; – второй приемник-гидрофон; – первый усилитель; – второй усилитель; 7.1…7.11- преобразователи движения акустической метки в интервал времени присутствия Δtпр ее в пачке смеси нефти и газа с последующим преобразованием в интервал времени Δtф прохождения переднего фронта между двумя приемниками-гидофонами (3) и(4); 8 – полосовой фильтр (ПФ) входного сигнала от приемника-гидофона 3, настроенный в преобразователе 7: 7.1 на частоту fр=2000Гц; 7.2 на частоту fр=1840Гц; 7.3 на частоту fр=1691Гц; 7.4 на частоту fр=1542Гц; 7.5 на частоту fр=1393Гц; 7.6 на частоту fр=1244Гц; 7.7 на частоту fр=1094Гц; 7.8 на частоту fр= 945Гц; 7.9 на частоту fр= 797Гц; 7.10 на частоту fр=648Гц; 7.11 на частоту fр=498Гц; 9 – триггер с раздельными входами; 10 – полосовой фильтр (ПФ) входного сигнала от приемника-гидофона 4, настроенный в преобразователе 7: 11.блок процентного содержания нефти в пачке смеси, настроенный в преобразователе 7: 7,1 на 100%; 7,2 на 90%; 7,3 на 80%; 7,4 на 70%; 7,5 на 60%; 7,6 на 50%; 7,7 на 40%; 7,8 на 30%; 7,9 на 20%; 7,10 на 10%; 7,11 на 0%; 12 – триггер Шмитта; 13, 14 – электронные ключи; 15, 16 – генераторы импульсов; 17 – электронный счетчик (фиксирует число импульсов пропорционально интервалу времени Δtф прохождения переднего фронта, сформированной пачки смеси между приемниками – гидрофонами); 18 – электронный счетчик (фиксирует число импульсов пропорционально интервалу времени Δtпр присутствия метки в данной пачке т.е. фиксируется длина пачки с заданным процентным содержанием нефти и газа); 19 – генератор импульсов (число импульсов вырабатываемых генератором пропорционально расстоянию между приемниками-гидрофонами); 20 – блок вычисления скорости пачки смеси. Вычисления реализованы по формуле (3.1)  ; (3.1)где S – площадь проходного сечения трубопровода, м2; L – расстояние между первым и вторым приемниками, м; Δtфi – время прохождения переднего фронта пачки между первым и вторым приемниками, сек. 21 – блок вычисления расхода. Вычисления реализованы по формуле (3.2)  (3.2)где S – площадь проходного сечения трубопровода, м2; L – расстояние между первым и вторым приемниками, м; Δtфi – время прохождения переднего фронта пачки между первым и вторым приемниками, сек. 22 – блок вычисления количества нефти и газа в пачке. Вычисления реализованы по формуле (3.3)  (3.3)где S – площадь проходного сечения трубопровода, м2; L – расстояние между первым и вторым приемниками, м; Δtфi – время прохождения переднего фронта пачки между первым и вторым приемниками, сек; Δtпр1 – время прохождения акустической метки мимо первого приемника, сек; П – процент содержания нефти в порции. 23 – блок вычисления количества нефти в данной пачке. Вычисления реализованы по формуле (3.4)  (3.4)где S – площадь проходного сечения трубопровода, м2; L – расстояние между первым и вторым приемниками, м; Δtфi – время прохождения переднего фронта пачки между первым и вторым приемниками, сек; Δtпр1 – время прохождения акустической метки мимо первого приемника, сек; П – процент содержания нефти в порции. 24 – блок вычисления суммарного количества нефти (дебита). Вычисления реализованы по формуле (3.5)  (3.5)где K – количества нефти в данной пачке; i = 1, 2, ….,n – число складываемых пачек. Далее по направлению движения потока устанавливаются на расстоянии L два приемника акустических меток (звуковых сигналов). По времени прохождения метки между приемниками судят о расходе потока смеси. Для увеличения точности измерения необходимо дополнительно определить время прохождения самой акустической метки мимо первого приемника. Дебит нефти вычисляют по формуле (3.6)  (3.6)где S – площадь проходного сечения трубопровода, м2; L – расстояние между первым и вторым приемниками, м; Δtфi – время прохождения переднего фронта пачки между первым и вторым приемниками, сек; Δtпр1 – время прохождения акустической метки мимо первого приемника, сек; П – процент содержания нефти в порции; i = 1, 2, ….,n – число складываемых пачек. Физическая сущность создания акустической метки заключается в том, что акустический резонатор – это сосуд, сообщающийся со средой через небольшое отверстие или трубку. Характерная особенность акустического резонатора – это способность совершать низкочастотные собственные колебания, длина волны которых значительно больше размеров резонатора. Согласно теории, развитой Г.Л. Гельмгольцем и Д.У. Рэлеем, акустический резонатор рассматривается как колебательная система с одной степенью свободы. В первом приближении можно считать, что кинетическая энергия сосредоточена в слое среды, движущейся в трубке, называемой горлом акустического резонатора, подобно жесткому поршню, а потенциальная энергия связана с упругой деформацией среды заключенной в объеме резонатора. Тогда собственная частота акустического резонатора не зависит от формы сосуда резонатора и от формы поперечного сечения трубки резонатора и выражается формулой 3.7  (3.7)где с – скорость звука, м/сек; со – скорость звука в среде, м/сек; V – объем сосуда резонатора, м3; F – площадь поперечного сечения резонатора, м2; h – длина трубки резонатора, м. Перераспределение процентного содержания нефти и газа в потоке приводит к изменению скорости звука, следовательно, к изменению собственной частоты резонатора, согласно формуле (3.7) и к формированию новой метки. Скорость звука в природных нефтях отечественных месторождений находится в диапазоне 1335-1380м/с. Средняя скорость звука для нефти составляет 1358м/с, для газа –340м/с. Расчетные данные скорости звука и акустических меток для различных соотношений нефти и газа в порции приведены в таблице 1. Таблица 1 – Расчетные данные скорости звука от процентного соотношения нефти и газа в смеси
В работе [28] приведены расчеты акустического резонатора для создания меток. Согласно этим расчетам объем V резонатора составляет 0,0017м3, площадь F горла резонатора равна 0,0036 м2, высота горла резонатора равна 0.025м. ЗаключениеВ результате выполнения выпускной квалификационной работы цель - разработка способа измерения раздельного дебита нефти при многопластовой добычи – достигнута . При этом были решены поставленные задачи: произведен анализ современных способов измерения дебита нефти при многопластовой добычи; обоснованы причины для создания способа измерения дебита нефти; разработан способ измерения дебита нефти; Разработанный способ, позволит оптимизировать добычу нефти и работу скважины путем обеспечения раздельного учета добываемой продукции через один лифт при эксплуатации двух и более нефтяных пластов. |