RU2382337C2 - Method for measurement of two-phase three-component medium flow - Google Patents
Method for measurement of two-phase three-component medium flow Download PDFInfo
- Publication number
- RU2382337C2 RU2382337C2 RU2007132022/28A RU2007132022A RU2382337C2 RU 2382337 C2 RU2382337 C2 RU 2382337C2 RU 2007132022/28 A RU2007132022/28 A RU 2007132022/28A RU 2007132022 A RU2007132022 A RU 2007132022A RU 2382337 C2 RU2382337 C2 RU 2382337C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- oil
- water
- flow
- volume
- pressure
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 20
- 238000005259 measurement Methods 0.000 title abstract description 9
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 40
- 230000005855 radiation Effects 0.000 claims description 5
- 238000012545 processing Methods 0.000 claims description 2
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 claims description 2
- 239000007788 liquid Substances 0.000 abstract description 4
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 3
- 238000011161 development Methods 0.000 abstract description 2
- 238000011005 laboratory method Methods 0.000 abstract description 2
- 239000000203 mixture Substances 0.000 abstract description 2
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract description 2
- 238000007689 inspection Methods 0.000 abstract 2
- 238000000926 separation method Methods 0.000 abstract 1
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 16
- 239000012071 phase Substances 0.000 description 7
- 238000011160 research Methods 0.000 description 3
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 3
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 2
- 239000007791 liquid phase Substances 0.000 description 2
- 238000010835 comparative analysis Methods 0.000 description 1
- 238000007872 degassing Methods 0.000 description 1
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 1
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 1
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 1
- 230000007774 longterm Effects 0.000 description 1
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 1
- 238000005191 phase separation Methods 0.000 description 1
- 230000035945 sensitivity Effects 0.000 description 1
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 1
- 230000005514 two-phase flow Effects 0.000 description 1
Landscapes
- Measuring Volume Flow (AREA)
- Investigating Or Analyzing Materials By The Use Of Ultrasonic Waves (AREA)
Abstract
Description
Предлагаемое изобретение имеет отношение к измерению без разделения фаз двухфазного потока текущих сред, например нефти, воды и газа, протекающих в трубопроводе.The present invention relates to measurement without phase separation of a two-phase flow of current media, for example oil, water and gas flowing in a pipeline.
Известен способ измерения расхода компонентов двухфазного многокомпонентного потока [Кремлевский П.П. Расходомеры и счетчики количества вещества. - С.-Петербург: Изд-во «Политехника», 2002 - с.246-247]. Поток представляет собой жидкую фазу (нефть и вода), в которую включены газовые пузырьки. При этом перемещение фаз внутри трубопровода происходит с разными скоростями Vж и Vг соответственно. Поток облучают импульсами энергии от источника, расположенного снаружи трубопровода. В качестве источника энергии используют ультразвуковой преобразователь или гамма-источник. Регистрацию прошедших через среду импульсов осуществляют с помощью приемника излучения, находящегося напротив источника.A known method of measuring the flow rate of components of a two-phase multicomponent flow [Kremlin P.P. Flow meters and substance counters. - St. Petersburg: Publishing House "Polytechnic", 2002 - p.246-247]. The flow is a liquid phase (oil and water), which includes gas bubbles. In this case, the movement of phases inside the pipeline occurs with different speeds V W and V g, respectively. The stream is irradiated with energy pulses from a source located outside the pipeline. An ultrasonic transducer or a gamma source is used as an energy source. The pulses transmitted through the medium are recorded using a radiation receiver located opposite the source.
Расход компонентов определяют на основе закономерностей движения двухфазной трехкомпонентной среды.The consumption of components is determined on the basis of the laws of motion of a two-phase three-component medium.
Однако известный способ имеет существенные недостатки. Так как источник и приемник расположены с наружной стороны трубопровода на значительном удалении друг от друга, то возникает дополнительное затухание ультразвукового излучения, что приводит к снижению чувствительности, а следовательно, увеличивает ошибки при измерении расхода. Кроме того, в отдельных случаях, например при большом затухании, даже не позволяет принимать измеряемые импульсы, и соответственно провести измерение.However, the known method has significant disadvantages. Since the source and receiver are located on the outside of the pipeline at a considerable distance from each other, additional attenuation of ultrasonic radiation occurs, which leads to a decrease in sensitivity, and therefore, increases errors in flow measurement. In addition, in some cases, for example, with large attenuation, it does not even allow the reception of measured pulses, and, accordingly, take a measurement.
Применение гамма-излучателя ограничено в связи с его потенциальной опасностью, что приводит к его ограниченному применению на практике.The use of the gamma emitter is limited due to its potential hazard, which leads to its limited use in practice.
Наиболее близким к изобретению является способ измерения расхода компонентов многофазной среды в виде жидкой фазы из нефти и воды с газовыми включениями, включающий зондирование потока акустическими импульсами, регистрацию прошедших через среду импульсов приемником в ограниченном контролируемом объеме потока, образованном парой «источник излучения - приемник», фиксируют время прохождения импульсов через контролируемый объем и вычисляют расход компонентов на основе закономерностей движения двухфазной трехкомпонентной среды [Пат. РФ №2138023. Способ определения расхода компонентов многофазной среды // Мельников В.И., Дробков В.П. - 1999.09.20].Closest to the invention is a method for measuring the flow rate of components of a multiphase medium in the form of a liquid phase from oil and water with gas inclusions, including sensing the flow with acoustic pulses, recording pulses transmitted through the medium by the receiver in a limited controlled volume of the stream formed by the pair “radiation source - receiver”, record the transit time of the pulses through the controlled volume and calculate the flow rate of the components based on the laws of motion of a two-phase three-component medium [Pat. RF №2138023. A method for determining the flow rate of components of a multiphase medium // Melnikov V.I., Drobkov V.P. - 1999.09.20].
Однако способ по прототипу приводит к существенным ошибкам при определении расхода компонентов двухфазной среды из-за неучета влияния растворенного в нефти и воде газа при давлениях и температурах в измеряемом потоке. Давление и температура в измеряемом потоке могут существенно изменяться при различных технологических режимах работы скважины, от количества закачанной воды в зону дренирования скважины, от давления на устьях нагнетательных скважин, работа которых влияет на эксплуатацию скважины, дебит которой измеряется.However, the prototype method leads to significant errors in determining the flow rate of components of a two-phase medium due to the neglect of the effect of gas dissolved in oil and water at pressures and temperatures in the measured flow. The pressure and temperature in the measured flow can vary significantly with different technological modes of operation of the well, from the amount of water injected into the drainage zone of the well, from the pressure at the mouths of injection wells, the operation of which affects the operation of the well, the flow rate of which is measured.
Техническим результатом изобретения является повышение точности при измерении расхода газожидкостного потока.The technical result of the invention is to improve the accuracy when measuring the flow rate of a gas-liquid stream.
Поставленный технический результат достигается тем, что в способе измерения расхода двухфазной трехкомпонентной среды, включающем зондирование потока акустическими импульсами, регистрацию прошедших через среду импульсов приемником в ограниченном контролируемом объеме потока, образованном парой «источник излучения - приемник», фиксирование времени прохождения импульсов через контролируемый объем и последующую обработку результатов, скважину исследуют на нескольких (не менее трех) установившихся технологических режимах ее работы, отбирают пробы нефти и воды с забоя исследуемой скважины глубинными пробоотборниками, определяют рабочий интервал давлений и температур контролируемого объема потока, определяют лабораторным способом время прохождения импульсов в насыщенных газом нефти и воде в рабочем интервале давлений и температур контролируемого объема потока, определяют давление и температуру контролируемого объема и при расчетах расходов нефти и воды время прохождения акустических импульсов в нефти и воде определяют при давлении и температуре контролируемого объема.The technical result achieved is achieved by the fact that in the method for measuring the flow rate of a two-phase three-component medium, including sounding the flow with acoustic pulses, registering the pulses transmitted through the medium by the receiver in a limited controlled volume of the stream formed by the “radiation source - receiver” pair, fixing the time it takes the pulses to pass through the controlled volume and subsequent processing of the results, the well is examined on several (at least three) established technological modes of its operation, oil and water samples are taken from the bottom of the investigated well by deep samplers, the working range of pressures and temperatures of the controlled flow volume is determined, the transit time of pulses in the oil and water saturated with gas in the working range of pressures and temperatures of the controlled flow volume is determined by laboratory methods, the pressure and temperature of the controlled volume are determined and when calculating the flow of oil and water, the propagation time of acoustic pulses in oil and water is determined at a pressure and temperature of about volume.
Сравнение заявляемого решения с прототипом позволило выявить в них признаки, отличающие заявляемое решение от прототипа.Comparison of the proposed solutions with the prototype revealed the signs that distinguish the claimed solution from the prototype.
Сопоставительный анализ заявляемого решения с прототипом показывает, что заявляемый способ измерения расхода двухфазной трехкомпонентной среды отличается тем, что в нем учитывается влияние растворенного газа в нефти и воде при различных значениях давления и температуры на время прохождения акустической волны, что позволяет производить замеры с меньшей погрешностью при изменении давления и температуры контролируемого объема потока в процессе длительной эксплуатации скважины.A comparative analysis of the proposed solution with the prototype shows that the inventive method for measuring the flow rate of a two-phase three-component medium is different in that it takes into account the effect of dissolved gas in oil and water at various pressure and temperature on the propagation time of the acoustic wave, which allows measurements to be made with less error at changes in pressure and temperature of the controlled flow volume during long-term operation of the well.
Способ осуществляется следующим образом.The method is as follows.
Во время исследования скважины отбирают пробы нефти и воды с забоя исследуемой скважины глубинным пробоотборником. Полученная проба сохраняется при давлении, соответствующем давлению на забое, и попутный газ остается растворенным в нефти и воде.During the study of the well, oil and water samples are taken from the bottom of the investigated well by an in-depth sampler. The resulting sample is stored at a pressure corresponding to the pressure at the bottom, and the associated gas remains dissolved in oil and water.
Скважину исследуют в месте установки измерительных приборов не менее чем на трех режимах. При этом фиксируют давление и температуру.A well is examined at the installation site of measuring instruments in at least three modes. At the same time, pressure and temperature are recorded.
Пробу нефти и воды, отобранную глубинным пробоотборником, подвергают лабораторным исследованиям. Во время этих исследований пробу разделяют на нефть и воду. После этого в пробах нефти и воды изменяют давление и температуру при тех значениях, которые зафиксированы при исследовании скважины. При этом обеспечивают условие, что количество растворенного газа в нефти и воде соответствует равновесному состоянию при требуемых давлении и температуре. При изменении давления и температуры изменяется растворимость попутных газов в нефти и воде и происходит частичная дегазация. Соответственно при изменении доли растворенного газа изменяются скорости звука в нефти и воде. Кроме того, скорости звука зависят от температуры и давления. Во время лабораторных исследований пробы определяют время прохождения акустических импульсов через нефть и воду. Замеры времени прохождения акустических импульсов повторяют при всех, не менее трех, режимах. Полученные замеры обрабатывают и регрессионными методами получают зависимости времени прохождения акустических импульсов через нефть и воду от давления и температуры с учетом количества растворенного газа.A sample of oil and water taken by an in-depth sampler is subjected to laboratory research. During these studies, the sample is divided into oil and water. After that, the pressure and temperature are changed in oil and water samples at those values that are recorded during the study of the well. This provides the condition that the amount of dissolved gas in oil and water corresponds to the equilibrium state at the required pressure and temperature. With a change in pressure and temperature, the solubility of associated gases in oil and water changes and partial degassing occurs. Accordingly, when the proportion of dissolved gas changes, the speed of sound in oil and water changes. In addition, the speed of sound depends on temperature and pressure. During laboratory studies, samples determine the propagation time of acoustic pulses through oil and water. Acoustic pulse transit time measurements are repeated for all at least three modes. The obtained measurements are processed and the regression methods obtain the dependence of the time of passage of acoustic pulses through oil and water on pressure and temperature, taking into account the amount of dissolved gas.
На основании полученных во время исследований зависимостей скорости звука в нефти от давления, температуры, замеренной температуры и давления определяем скорость звука в нефти. То же самое повторяем для воды.Based on the dependences of the speed of sound in oil on pressure, temperature, measured temperature and pressure obtained during research, we determine the speed of sound in oil. Repeat the same for water.
На основании времени прохождения акустических импульсов и скорости звука в нефти с растворенным попутным газом, скорости звука в воде определяют обводненность, то есть содержание воды в смеси жидкостей в соответствии с известными методами (Дробков В.П. Разработка и исследование ультразвуковых методов и информационно-измерительной системы измерения расхода нефтеводогазового потока. Автореферат диссертации на соискание ученой степени доктора технических наук. М., подписано в печать 20.04.2007 г., с.19) [Пат. РФ №2138023. Способ определения расхода компонентов многофазной среды // Мельников В.И., Дробков В.П. - 1999.09.20].Based on the transit time of acoustic pulses and the speed of sound in oil with dissolved associated gas, the speed of sound in water, water cut is determined, i.e. the water content in a mixture of liquids in accordance with known methods (V. Drobkov Development and research of ultrasonic methods and information-measuring systems for measuring the flow rate of oil and gas flow. Abstract of dissertation for the degree of Doctor of Technical Sciences. M., signed in print April 20, 2007, p.19) [Pat. RF №2138023. A method for determining the flow rate of components of a multiphase medium // Melnikov V.I., Drobkov V.P. - 1999.09.20].
В отличие от известных способов в предлагаемом способе исключаются погрешности, вызванные изменением скорости звука в нефти и воде, связанные с изменением доли растворенного газа при изменении давления и температуры.In contrast to the known methods, the proposed method eliminates errors caused by a change in the speed of sound in oil and water, associated with a change in the fraction of dissolved gas with a change in pressure and temperature.
На основании времени прохождения акустических импульсов определяют расход жидкости по любому из известных способов:Based on the travel time of the acoustic pulses, the fluid flow rate is determined by any of the known methods:
1. Киясбейли А.Ш. и др. Частотно-временные ультразвуковые расходомеры и счетчики. - М:. Машиностроение, 1984, глава 3 Временные схемы, стр.14;1. Kiyasbeyli A.Sh. etc. Frequency-time ultrasonic flow meters and counters. - M :. Engineering, 1984, chapter 3 Timing schemes, p. 14;
2. Кремлевский П.П. Расходомеры и счетчики количества: Справочник, Кн.2 / Под общ. ред. Е.А.Шорникова. - 5е изд., перераб. и доп. - СПб.: Политехника, 2004, глава 16.8 Времяимпульсные расходомеры, с.356.2. Kremlin P.P. Flowmeters and counters of quantity: Reference book, Book 2 / Under general. ed. E.A. Shornikova. - 5th ed., Revised. and add. - St. Petersburg: Polytechnic, 2004, chapter 16.8 Time-pulse flow meters, p.356.
Определенная на предыдущем этапе по результатам исследования реальная скорость звука в среде используется для определения расходов жидкости, что обеспечивает большую точность измерения.The actual speed of sound in the medium, determined at the previous stage according to the results of the study, is used to determine fluid flow rates, which ensures greater measurement accuracy.
Одновременно с этим при зондировании потока акустическими импульсами имеется возможность определения газосодержания путем определения доли времени, когда акустические импульсы не проходят через исследуемую среду любым из известных способов, например: патент РФ №2138023. По полученным расходу жидкости, обводненности и газосодержанию определяем расходы нефти и воды.At the same time, when sensing the flow with acoustic pulses, it is possible to determine the gas content by determining the fraction of the time when the acoustic pulses do not pass through the test medium by any of the known methods, for example: RF patent No. 2138023. Based on the obtained liquid flow rate, water cut and gas content, we determine the oil and water consumption.
Claims (1)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2007132022/28A RU2382337C2 (en) | 2007-08-23 | 2007-08-23 | Method for measurement of two-phase three-component medium flow |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2007132022/28A RU2382337C2 (en) | 2007-08-23 | 2007-08-23 | Method for measurement of two-phase three-component medium flow |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2007132022A RU2007132022A (en) | 2009-02-27 |
| RU2382337C2 true RU2382337C2 (en) | 2010-02-20 |
Family
ID=40529442
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2007132022/28A RU2382337C2 (en) | 2007-08-23 | 2007-08-23 | Method for measurement of two-phase three-component medium flow |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2382337C2 (en) |
Cited By (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN101963056A (en) * | 2010-08-19 | 2011-02-02 | 中国石油大学(北京) | Method for predicting carbonate formation pore pressure by using log information |
| RU2513661C2 (en) * | 2012-06-19 | 2014-04-20 | Общество с ограниченной ответственностью "Сигнал" | Method of measurement of flow rate of two-phase three-component medium |
| RU2527667C2 (en) * | 2012-08-27 | 2014-09-10 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Нижегородский государственный технический университет им. Р.Е. Алексеева" (НГТУ) | Method for measurement of flow rate of two-phase three-component medium |
| EA031936B1 (en) * | 2015-02-27 | 2019-03-29 | Шнейдер Электрик Системз Юэсэй, Инк. | System for multiphase flow metering accounting for dissolved gas |
-
2007
- 2007-08-23 RU RU2007132022/28A patent/RU2382337C2/en active
Cited By (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN101963056A (en) * | 2010-08-19 | 2011-02-02 | 中国石油大学(北京) | Method for predicting carbonate formation pore pressure by using log information |
| CN101963056B (en) * | 2010-08-19 | 2014-04-09 | 中国石油大学(北京) | Method for predicting carbonate formation pore pressure by using log information |
| RU2513661C2 (en) * | 2012-06-19 | 2014-04-20 | Общество с ограниченной ответственностью "Сигнал" | Method of measurement of flow rate of two-phase three-component medium |
| RU2527667C2 (en) * | 2012-08-27 | 2014-09-10 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Нижегородский государственный технический университет им. Р.Е. Алексеева" (НГТУ) | Method for measurement of flow rate of two-phase three-component medium |
| EA031936B1 (en) * | 2015-02-27 | 2019-03-29 | Шнейдер Электрик Системз Юэсэй, Инк. | System for multiphase flow metering accounting for dissolved gas |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| RU2007132022A (en) | 2009-02-27 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US5415048A (en) | Acoustic gas-liquid flow meter | |
| Nystrom et al. | Evaluation of mean velocity and turbulence measurements with ADCPs | |
| US5597961A (en) | Two and three phase flow metering with a water cut monitor and an orifice plate | |
| RU2344286C2 (en) | Method and device for real-time acoustic monitoring properties of foam and aerated liquids | |
| EA003869B1 (en) | Simultaneous determination of multiphase flowrates and concentrations | |
| RU2013115911A (en) | METHOD FOR DETECTING DETERMINATION IN THE CORIOLIS FLOW METER AND CORIOLIS FLOW METER | |
| RU2382337C2 (en) | Method for measurement of two-phase three-component medium flow | |
| Shi et al. | Structural velocity measurement of gas–liquid slug flow based on EMD of continuous wave ultrasonic Doppler | |
| CN103743659B (en) | Sediment concentration and flow fluctuation speed sync measuring system in low concentration muddy water | |
| Kotze et al. | Optimization of the UVP+ PD rheometric method for flow behavior monitoring of industrial fluid suspensions | |
| Sato et al. | Laboratory study on sand suspension due to breaking waves | |
| Díaz Lozada et al. | Dynamic selection of exposure time for turbulent flow measurements | |
| CN108369213A (en) | A method of improving detection oxygen concentration accuracy | |
| RU2730364C1 (en) | Method of determining content of a gas-liquid medium component | |
| El-Alej | Monitoring sand particle concentration in multiphase flow using acoustic emission technology | |
| Decrop et al. | New methods for ADV measurements of turbulent sediment fluxes–application to a fine sediment plume | |
| RU2489685C2 (en) | Method to measure flow of multi-phase liquid | |
| RU2406996C1 (en) | Method of determining water-bearing nature of emulsion | |
| RU2476827C1 (en) | Flow measuring method of two-phase three-component medium | |
| CN104122170A (en) | Liquid density instrument | |
| RU2126143C1 (en) | Ultrasonic flowmeter of components of multiphase medium | |
| RU2425332C2 (en) | Method of simultaneous determination of gas-fluid mix liquid and gas phases (versions) | |
| RU2305283C2 (en) | Method of determining octane number of gasoline | |
| RU2513661C2 (en) | Method of measurement of flow rate of two-phase three-component medium | |
| RU2390732C2 (en) | Method of checking presence of residual gas in liquid stream and device to this end |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| PD4A | Correction of name of patent owner |