Результат интеллектуальной деятельности: СИСТЕМА ИЗМЕРЕНИЯ СОДЕРЖАНИЯ КАПЕЛЬНОЙ ЖИДКОСТИ В ПОТОКЕ ПОПУТНОГО НЕФТЯНОГО ГАЗА

Область техники

Изобретение относится к измерительной технике, а именно к устройствам, применяемым для измерения содержания капельной жидкости в потоке попутного нефтяного газа.

Уровень техники

Известен способ выполнения измерений содержания капельной жидкости в потоке природного и попутного газа (источник [1]: МИ 3270-2010 ГСИ. Содержание капельной жидкости в потоке природного и попутного газа. Методика выполнения измерений. № 3270-2010.ФГУП ВНИИР. Дата принятия: 21 января 2010. Режим доступа: https://files.stroyinf.ru/Data2/1/4293788/4293788974.htm). Способ [1] предназначена для измерений массы капельной жидкости, содержащейся в единице объема газа, приведенного к температуре 20 °С и давлению 0,101325 МПа (далее - стандартные условия). Диапазон измерений по данной от 2 до 5000 мг/м³. Границы допускаемой относительной погрешности измерений ± 10 % при доверительной вероятности 0,95. При выполнении измерений применяют следующие средства измерений и другие технические средства: счетчик газа NPM - G4 с пределами допускаемой относительной погрешности ± 3 %; манометр МПЗ-Уф, с верхним пределом измерений 0,6 кгс/см², термометр ТЛ-2К № 1, с диапазоном измерения от минус 30 до плюс 70 °С и ценой деления 1,0 °С; весы лабораторные микрокомпьютерные с диапазоном измерения 20 ... 200 г, и пределами допускаемой абсолютной погрешности ± 5 мг; пробозаборник ИКЖ-3; индикатор расхода (ротаметр ЭМИС-МЕТА 210); барометр-анероид контрольный М-67; шкаф сушильный с верхним пределом регулирования температуры 150 °С ; эксикатор 2-250; вставка для эксикатора 1-230; фильтровальный патрон с площадью фильтрации не менее 50 см² ;пакеты полиэтиленовые с замком zip-lock; гексан чистый для анализа; кальций хлористый безводный; стакан в-1-250 со шкалой. Способ [1] применяют для оценки качества газа в процессе подготовки и сепарации, и определении потерь нефти при ее добыче из-за уноса газом.

Измерение содержания капельной жидкости в потоке газа выполняют с применением фильтрации. Суть способа заключается в измерении массы жидкости, уловленной фильтрующим элементом пробозаборника типа ИКЖ-3, при истечении через него фиксированного количества газа. Пробозаборник типа ИКЖ-3 предназначен для отбора, при установленных давлении и температуре в трубопроводе, определенного количества газа и улавливания находящейся в нем капельной жидкости. Пробозаборник применяют для оценки качества сепарации газа и потерь нефти при ее добыче и подготовке. Пробозаборник состоит из газоотборного блока и лубрикатора. Газоотборный блок включает в себя: фильтровальный узел с корпусом, фильтрующим патроном и сменным наконечником; газоотборный патрубок; регулятор расхода; направляющую хода с линейной шкалой и привод. Лубрикатор имеет в своем составе уплотнительный сальник, корпус, накидную гайку и переходник. Пробозаборник с помощью фланцевого переходника, через закрытую задвижку Dy65 подсоединяется к газопроводу. К лубрикатору крепится счетчик газа с манометром, термометром и ротаметром. Вход счетчика соединяется с регулятором расхода шлангом, а выход ротаметра шлангом с атмосферой. Затем накидная гайка откручивается, от лубрикатора отсоединяется газоотборный блок, в него вставляются взвешенный фильтрующий патрон и наконечник. К лубрикатору с помощью накидной гайки подсоединяется газоотборный блок, открывается задвижка, по ротаметру устанавливается с помощью регулятора необходимый расход газа, фильтровальный узел опускается с помощью привода в газопровод и фиксируется исходное показание счетчика. После пропускания через фильтрующий патрон определенного количества газа регулятор расхода закрывается, снимается показание счетчика, фильтровальный узел поднимается в крайнее верхнее положение, закрывается задвижка, пробоотборный блок отсоединяется, из него вынимается фильтрующий патрон, он взвешивается, промывается растворителем и высушивается.

Недостатком известного способа и используемого устройства является низкая достоверность результатов определения удельного содержания жидкости в потоке газа, а также трудоемкость выполнения измерений связанная с потребностью выполнения различных манипуляций в ручную (подключение, отключение, взвешивание, промывка, сушка фильтрующего патрона).

Из уровня техники известны сепарационные установки измерительные имеющие в составе линию измерения жидкости и линию измерения газа (источник [2]: Тоски Э. Эволюция измерений многофазных потоков и их влияние на управление эксплуатацией / Э. Тоски, Э. Окугбайе, Б. Тювени, Б. В. Ханссен, Д. Смит // Нефтегазовое обозрение. №12,2003. С. 68–77.). Среди измерительных установок можно выделить три основные схемы процесса измерения, которые определяют следующие типы измерительных установок: гидростатического типа, динамического типа, мультифазного типа. Измерение количества жидкости и газа в установках [2] производится после разделения нефтегазоводянной смеси в сепарационной ёмкости на жидкую и газовую фазу. Измерение количества газа производится объёмными (вихревые, ультразвуковые) или массовыми (кориолисовые) расходомерами. Наиболее точные на текущий момент установки динамического типа. Измерение дебита жидкости и газа производится при помощи расходомеров, расположенных в индивидуальных измерительных линиях.

Однако в установках [2] невозможно без дополнительных измерений определить количество свободного и растворённого газа, а также количество капельной жидкости в потоке газа. Конструкции систем измерения содержания капельной жидкости в потоке попутного нефтяного газа измерительных установок [2] в ходе измерений допускают относительно высокую погрешность измерений, поэтому они не могут быть использованы для периодической поверки стационарных измерительных установок.

Проблемой для измерительных установок, при измерении количества газа, является наличие, в потоке газа, капельной жидкости. Полностью уловить сепаратором установки измерительной капельную жидкость не представляется возможным в связи с ограниченными размерами сепаратора, широким диапазоном дебитов скважин и невозможностью понижения давления в системе. Наличие капельной жидкости в линии измерения газа искажает и вносит дополнительную погрешность в результат измерения количества газа расходомером газа, а так же в результат измерения количества жидкости. При измерении объёмными расходомерами, капельная жидкость в потоке не вносит больших отклонений на измерение объёма газа, но объёмный расходомер не учитывает наличие капельной жидкости в потоке, массовая доля которой значительна, в связи с высокой плотностью жидкости по сравнению с плотностью газа. Таким образом в известных установках невозможно вычислить либо измерить массовую долю капельной жидкости. При измерении массовыми расходомерами происходит измерение массы проходящей массы газа совместно с капельной жидкостью, но вычислить массу капельной жидкости, отдельно от массы газа невозможно.

Цель изобретения: создание средства для измерения содержания капельной жидкости в потоке попутного нефтяного газа, предназначенного для использования в измерительных установках (эталонах 2-го разряда) применяемых для измерения параметров многофазного потока, и передачи единицы массового расхода продукции скважины рабочим средствам измерения.

Сущность изобретения

Технический результат, заключается в обеспечении измерения содержания капельной жидкости в потоке попутного нефтяного газа.

Система измерения содержания капельной жидкости в потоке попутного нефтяного газа после вычисления количества жидкости в потоке позволяет производить вычитание объёма капельной жидкости из объёма газа и прибавлять массу капельной жидкости к массе измеренной жидкости, что обеспечивает повышение точности измерений в измерительных установках (эталонах 2го разряда).

Технический результат достигается тем, что система измерения содержания капельной жидкости в потоке попутного нефтяного газа содержит линию измерения газа в виде трубопровода, в котором последовательно, по направлению движения газа, установлены запорная арматура с ручным приводом, в виде крана шарового, объемный преобразователь расхода в виде ультразвукового объемного расходомера газа, датчик температуры, датчик давления, массовый преобразователь расхода в виде кориолисового массового расходомера газа, клапан запорно-регулирующий в виде регулятора расхода, автоматизированную систему управления, состоящую из шкафа электрооборудования и шкафа управления с контроллером в комплекте с дисплеем, объемный преобразователь расхода в виде ультразвукового объемного расходомера газа, датчик температуры, датчик давления, массовый преобразователь расхода в виде кориолисового массового расходомера газа электрически соединены с автоматизированной системой управления.

Использованием системы измерения содержания капельной жидкости в потоке попутного нефтяного газа достигается снижение погрешностей измерений продукции скважин как с высокой, так и с низкой обводненностью, чем обеспечивает снижение затрат на извлечение из недр углеводородного сырья.

Изобретение поясняется графическими материалами:

Фиг.1 – схема системы измерения содержания капельной жидкости в потоке попутного нефтяного газа;

Фиг.2 – комбинированная принципиальная схема измерительной установки с системой измерения содержания капельной жидкости в потоке попутного нефтяного газа.

Цифрами на графических материалах обозначены следующие позиции:

1 - линия подачи нефтегазоводяной смеси;

2 - сепарационно-измерительная емкость;

3 - анализатор нефти;

4 - линия измерения жидкости;

5 - входной коллектор;

6 - фильтр грубой очистки;

7 - отключающая запорная арматура с ручным приводом;

8 - манометр;

9 - линия измерения газа;

10 - ёмкость для приема жидкости;

11 - ёмкость для приема газа;

12 - гидроциклон;

13 - завихритель газа;

14 - пеногаситель;

15 - струнный каплеуловитель;

16 - измеритель уровня;

17 - преобразователь давления;

18 - система измерения содержания капельной жидкости;

19 - ульразвуковой объемный расходомера газа, системы измерения;

20 - кориолисовый массовый расходомера газа, системы измерения;

21 - датчик давления, системы измерения;

22 - датчик температуры, системы измерения;

23 - регулятор расхода, системы измерения;

24 - кран шаровой, системы измерения;

25 - преобразователь влажности линии измерения жидкости;

26 - измерители массового расхода жидкости;

27 - многофазный расходомер;

28 - преобразователь дифференциального давления линии подачи нефтегазоводяной смеси;

29 - пробоотборник нефтегазоводяной смеси связанный с линией подачи нефтегазоводяной смеси в анализатор нефти,

30 - измеритель уровня раздела фаз анализатора нефти;

31 - преобразователь давления анализатора нефти;

32 - преобразователь температуры анализатора нефти;

33 - датчик гидростатического давления анализатора нефти;

34 - автоматизированная система управления;

35 - шкаф электрооборудования;

36 - шкаф силовой для питания контроллера;

37 - шкаф управления с контроллером в комплекте с дисплеем;

38 - бокс блок-контейнерного типа;

39 - основание бокса;

40 - байпасная линия;

41 - отключающая запорная арматура с ручным приводом;

42 - свеча рассеивания;

43 - линия сброса газа на свечу из сепарационной емкости и из емкости анализатора нефти на свечу рассеивания 42 с клапаном (нормально закрытым);

44 - пробоотборник газа линии сброса газа на свечу из сепарационной емкости;

45 - запорная арматура с ручным приводом линии сброса газа на свечу из сепарационной емкости;

46 - линия сброса газа из емкости анализатора нефти на выход специального пружинного предохранительного клапана;

47 - клапан (нормально закрытый) линии сброса газа из емкости анализатора нефти;

48 - запорная арматура с ручным приводом линии сброса газа из емкости анализатора нефти;

49 - линия выхода жидкости с поточным объемным мультифазным преобразователем влажности;

50 - линия газа на участке системы измерения содержания капельной жидкости;

51 - объемный преобразователь расхода системы измерения содержания капельной жидкости;

52 - массовый преобразователь расхода системы измерения содержания капельной жидкости;

53 - запорная арматура с ручным приводом, системы измерения содержания капельной жидкости;

54 - клапан запорно-регулирующий системы измерения содержания капельной жидкости;

55 - линия измерения жидкости с трубопроводом диаметром 25мм ;

56 - массовый преобразователь расхода, линии измерения жидкости с трубопроводом диаметром 25мм;

57 - запорная арматура с ручным приводом, линии измерения жидкости с трубопроводом диаметром 25мм;

58 - клапан запорно-регулирующий, линии измерения жидкости с трубопроводом диаметром 25мм;

59 - линия измерения жидкости с трубопроводом диаметром 80мм;

60 - массовый преобразователь расхода, линии измерения жидкости с трубопроводом диаметром 80мм;

61 - запорная арматура с ручным приводом, линии измерения жидкости с трубопроводом диаметром 80мм;

62 - клапан запорно-регулирующий линии измерения жидкости с трубопроводом диаметром 80мм;

63 - линия измерения жидкости с многофазным расходомером;

64 - запорная арматура с ручным приводом, линии измерения жидкости с многофазным расходомером;

65 - клапан запорно-регулирующий линии измерения жидкости с многофазным расходомером;

66 - дренажная система с запорной арматурой фланцевой с ручным приводом;

67 - дренажная емкость;

68 - выходной коллектор с отключающей запорной арматурой фланцевой с ручным приводом, затвором обратным, преобразователем давления и манометром;

69 - технологические трубопроводы;

70 - запорная арматура для сброса воздуха (в верхних точках технологической обвязки);

71 - корпус анализатора нефти;

72 - днище анализатора нефти;

73 - фланец анализатора нефти;

74 - опора анализатора нефти;

75 - подшипниковые узлы анализатора нефти;

76 - фиксатор положения анализатора нефти;

77 - фиксатор уровнемера;

78 - патрубок дифференциального давления анализатора нефти;

79 - патрубок обогрева анализатора нефти;

80 -уровнемер анализатора нефти;

81 - термопреобразователь.

Осуществление изобретения

Система измерения содержания капельной жидкости 18 в потоке попутного нефтяного газа содержит линию измерения газа 50 в виде трубопровода, в котором последовательно, по направлению движения газа, установлены запорная арматура с ручным приводом 53, в виде крана шарового 24 (КШ26), объемный преобразователь расхода 51 в виде ультразвукового объемного расходомера газа 19 (FQT4), с погрешностью 0,5% , датчик температуры 22 (ТТ2), датчик давления 21 (PT4), массовый преобразователь расхода 52 в виде кориолисового массового расходомера газа 20 (FQT3), с погрешностью 0,1% , клапан запорно-регулирующий 54 в виде регулятора расхода 23 (ЗРК2), соединенные с автоматизированной системой управления 34 состоящей из шкафа электрооборудования 35 и шкафа управления 37 с контроллером в комплекте с дисплеем ЖКИ. Трубопровод подключен подключены к выходу газа из емкости 11 приема газа.

Автоматизированная система управления 34 предназначена для сбора и обработки информации, а также для архивирования, индикации и передачи информации на верхний уровень, автоматизированная система управления 34 позволяет сводить данные различных измерений, полученных от измерительных приборов системы измерения содержания капельной жидкости описанных выше, систематизировать результаты, анализировать и производить расчеты по заложенным алгоритмам и формулам, для обеспечения максимальной точности и снижения погрешности измерений.

Вычисление массы капельной жидкости производится по определённому алгоритму по результату измерения объёмным расходомером объёма газа, массовым расходомером массы газа и плотности смеси газа и капельной жидкости и лабораторным значением плотности попутного газа.

После вычисления производится вычитание объёма капельной жидкости из объёма газа и прибавление массы капельной жидкости к массе измеренной жидкости.

Принцип устройства системы 18 измерения содержания капельной жидкости заключается в последовательной установке расходомеров объёмного типа 19 и массового типа 20. Вычисление массы капельной жидкости производится по заданному алгоритму (формулам) по результату измерения объёмным расходомером объёма газа, массовым расходомером массы газа и плотности смеси газа и капельной жидкости и лабораторным значением плотности попутного газа. После вычисления производится вычитание объёма капельной жидкости из объёма газа и прибавление массы капельной жидкости к массе измеренной жидкости. Измерения содержания капельной жидкости в потоке попутного нефтяного газа осуществляется с применением результатов измерений массы и объема отсепарированного попутного газа. Измерения содержания капельной жидкости в потоке попутного нефтяного газа осуществляется с применением результатов измерений массы и объема отсепарированного попутного нефтяного газа массового расходомера 20 и объемного расходомера 19.

Наличие данных объемного и массового расхода на основании известной плотности газа позволяет учесть количество капельной жидкости в потоке. Для расчета плотности газа потребуется учесть компонентный состав газа.

Описание принципа измерения: Отделившийся попутный нефтяной газ, проходя каплеуловитель, выходит из сепарационной емкости в линию измерения количества газа 9, кран шаровой 24 открывают, и осуществляется измерения объема, объемного расхода, массы и массового расхода попутного нефтяного газа в рабочих условиях с применением массового расходомера 20 и объемного расходомера 19, температуры с применением датчика температуры 22, и давления с применением датчика давления 21. Данные результаты измерений являются исходными для вычисления массового содержания капельной жидкости в потоке попутного нефтяного газа в автоматизированной системе управления 34.

Массовое содержание капельной жидкости в потоке попутного нефтяного газа рассчитывается по формуле (%)

где М_г – масса газа с капельной жидкостью, измеренная массовым расходомером FQT3, за период измерений (т);

V_г – масса газа с капельной жидкостью измеренная массовым расходомером FQT4 за период измерений (м³);

ρ_gр.у. – плотность попутного нефтяного газа рассчитанная в соответствии с ГСССД МР 113-03.

ρ_внс – плотность жидкой фазы нефтегазоводяной смеси рассчитанная по формуле (кг/м³)

где ρ_н – плотность осушенной жидкой фазы (кг/м³) нефтегазоводяной смеси измеренная лабораторными способами и приведенная к условиям измерения влагосодержания преобразователем влажности согласно Р 50.2.076-2010.

Использование изобретения

Использование системы измерения содержания капельной жидкости в потоке попутного нефтяного газа показано на примере мобильного эталон 2-го разряда для поверки рабочих средств измерения скважинной продукции (далее «эталон») без остановки добычи. Эталон содержит систему измерения содержания капельной жидкости в потоке попутного нефтяного газа и предназначен для передачи единицы массового расхода газо-жидкостной смеси рабочим средствам измерения массового расхода и количества сырой нефти, газа в условиях эксплуатации, для определений с повышенной точностью дебитов нефтяных скважин по нефти и газу.

Эталон обеспечивает прямые измерения среднего массового расхода и массы жидкости и нефти (жидкости), прямые измерения, приведенные к стандартным условиям (далее – СтУ) среднего объемного расхода и объема свободного нефтяного газа (далее – газа), прямые измерения влагосодержания Wм (массового) или Wo (объемного) жидкости.

Эталон содержит, линию подачи нефтегазоводяной смеси 1, горизонтально ориентированную сепарационно-измерительную емкость 2, вертикально ориентированный анализатор нефти 3, линию измерения жидкости 4, линию измерения газа 9, автоматизированную систему управления 34. Причем сепарационно-измерительная емкость 2 состоит из двух сообщающихся сосудов, нижней ёмкости для приема жидкости 10 и верхней ёмкости для приема газа 11, оснащена гидроциклоном 12 с завихрителем газа 13. Гидроциклон 12 подключен к линии подачи нефтегазоводяной смеси 1 и частично погружен в емкость для приема жидкости 10. В сепарационно-измерительной ёмкости 2 установлен пеногаситель 14, каплеуловитель 15, измеритель уровня 16, преобразователь давления 17. К ёмкости для приема жидкости 10 подключена линия измерения жидкости 4, к ёмкости для приема газа 11 подключена линия измерения газа 9. Линия измерения газа 9 содержит систему 18 измерения содержания капельной жидкости в потоке попутного нефтяного газа. Линия измерения жидкости 4 содержит преобразователь влажности 25, установленный на выходе жидкости из сепарационно-измерительной ёмкости 2, три параллельных участка (55,59,63) в которые подключены измерители массового расхода жидкости 26, многофазный расходомер 27. К линии подачи нефтегазоводяной смеси 1 подключен преобразователь дифференциального давления 28 и пробоотборник 29 нефтегазоводяной смеси связанный с линией подачи нефтегазоводяной смеси в анализатор нефти 3. Анализатор нефти 3 содержит поворотный корпус 71, установленный на опоре 74 с возможностью фиксации вертикального положения. В корпусе 71 анализатора нефти 3 расположен уровнемер 80 с измерителем уровня раздела фаз 30, с преобразователями давления 31 и температуры 32 и датчиком гидростатического давления 33, чувствительные элементы (30,31,32,33) уровнемера и вспомогательные конструкции расположены внутри корпуса 71 анализатора нефти 3. Автоматизированная система управления 34, включает шкаф управления 37 с контроллером в комплекте с дисплеем. Указанные элементы конструкции расположены в боксе 38 блок-контейнерного типа, размещенном на основании 39, разделенным, герметичной взрывозащитной перегородкой, на два помещения, блок технологический (БТ) и блока управления (БК).

Линия измерения газа 9 содержит систему 18 измерения содержания капельной жидкости в потоке попутного нефтяного газа, к выходу газа из емкости 11 приема газа подключены измеритель 19 объемного расхода газа, измеритель 20 массового расхода газа, выполненные в виде ультразвукового объемного расходомера газа и кориолисового массового расходомера газа, датчик давления 21, датчик температуры 22, регулятор расхода 23, кран шаровой 24.

В линии измерения газа 9 последовательно установлены ультразвуковой расходомер с погрешностью 0,5% и кориолисов измеритель массового расхода 20 с погрешностью 0,1%. Наличие данных объемного и массового расхода на основании известной плотности газа позволяет учесть количество капельной жидкости в потоке. Для расчета плотности газа потребуется учесть компонентный состав газа.

Описание работы системы измерения содержания капельной жидкости в потоке попутного нефтяного газа в составе эталона.

Эталон предназначен для передачи единицы массового расхода нефтегазоводяной смеси рабочим средствам измерения массового расхода и количества сырой нефти, газа в условиях эксплуатации, для определений с повышенной точностью дебитов нефтяных скважин по нефти и газу при экспериментальных исследованиях, а также для проведения аттестации методик измерений. Система измерения содержания капельной жидкости в потоке попутного нефтяного газа обеспечивает измерение содержания капельной жидкости в потоке попутного нефтяного газа. Система измерения содержания капельной жидкости в потоке попутного нефтяного газа после вычисления количества жидкости в потоке позволяет производить вычитание объёма капельной жидкости из объёма газа и прибавлять массу капельной жидкости к массе измеренной жидкости, что обеспечивает повышение точности измерений в измерительных установках (эталонах 2го разряда).

Эталон обеспечивает выполнение измерений массы и массового расхода жидкой фазы нефтегазоводяной смеси.

Нефтегазоводяная смесь поступает в Эталон, проходя фильтр 6 жидкости Фс, поступает в сепарационно-измерительную емкость 2 ЕС. Поступающая в сепарационно-измерительную емкость нефтегазоводяная смесь, проходя гидроциклон 12, разделяется на составляющие фазы - жидкую и газообразную. Жидкая фаза нефтегазоводяной смеси выходит из сепарационной емкости в линию измерения жидкости 4. Отделившийся попутный нефтяной газ, проходя каплеуловитель, выходит из сепарационной емкости в линию измерения газа 9, где осуществляется измерения объема и объемного расхода попутного нефтяного газа в рабочих условиях с применением объемного расходомера 19 (FQT4), температуры с применением преобразователя температуры TIT2, и давления с применением преобразователя избыточного давления PIT4. Данные результаты измерений являются исходными для вычисления в автоматизированной системе управления 34 объема и объемного расхода попутного нефтяного газа приведенного к стандартным условиям.

Измерения массового содержания капельной жидкости в потоке попутного нефтяного газа.

Нефтегазоводяная смесь поступает в Эталон, проходя фильтр 6 жидкости Фс, поступает в сепарационно-измерительную емкость 2 ЕС. Поступающая в сепарационно-измерительную емкость нефтегазоводяная смесь, проходя гидроциклон 12, разделяется на составляющие фазы - жидкую и газообразную. Жидкая фаза нефтегазоводяной смеси выходит из сепарационной емкости в линию измерения жидкости 4. Отделившийся попутный нефтяной газ, проходя каплеуловитель, выходит из сепарационной емкости в линию измерения газа 9, где осуществляются измерения объема, объемного расхода, массы и массового расхода попутного нефтяного газа в рабочих условиях с применением массового расходомера 20 (FQT3) и объемного расходомера 19 (FQT4), температуры с применением преобразователя температуры TIT2, и давления с применением преобразователя избыточного давления PIT4. Данные результаты измерений являются исходными для вычисления в автоматизированной системе управления 34 массового содержания капельной жидкости в потоке попутного нефтяного газа.

Таким образом, эталон обеспечивает:

- прямые измерения среднего массового расхода и массы жидкости и нефти (далее – жидкости);

- прямые измерения, приведенные к стандартным условиям) среднего объемного расхода и объема свободного нефтяного газа (далее – газа);

- прямые измерения влагосодержания, массового или объемного, жидкости.

Эталон обеспечивает выполнение следующих функций:

− работу в автоматическом режиме;

− измерение (вычисление) массового расхода жидкостной смеси;

− измерения (вычисление) массы и массового расхода нефти без учета воды в составе газожидкостной смеси;

− измерение (вычисление) объемного содержания газа в газожидкостной смеси;

− измерения с требуемой точностью температуры и давления газа в точке измерения его объемного расхода;

− измерения объема и объемного расхода газа;

Описание принципа измерения в линии газа 9: Нефтегазоводяная смесь поступает в эталон, проходя фильтр 6 жидкости Фс, поступает в сепарационно-измерительную емкость 2 ЕС. Поступающая в сепарационно-измерительную емкость нефтегазоводяная смесь, проходя гидроциклон 12, разделяется на составляющие фазы - жидкую и газообразную. Жидкая фаза нефтегазоводяной смеси выходит из сепарационной емкости 2 в линию измерения жидкости 4. Отделившийся попутный нефтяной газ, проходя каплеуловитель 15, выходит из сепарационно измерительной емкости 2 в линию измерения газа 9, где осуществляется измерения объема, объемного расхода, массы и массового расхода попутного нефтяного газа в рабочих условиях с применением массового расходомера 20 (FQT3) и объемного расходомера 19 (FQT4), температуры с применением преобразователя температуры TIT2, и давления с применением преобразователя избыточного давления PIT4. Данные результаты измерений являются исходными для вычисления в автоматизированной системе управления 34 массового содержания капельной жидкости в потоке попутного нефтяного газа.

Массовое содержание капельной жидкости в потоке попутного нефтяного газа рассчитывается по формуле.

Газовая фаза после гидроциклона 12 попадает в верхнюю сепарационно-измерительную емкость 2, где последовательно проходит два блока каплеуловителей 15 в виде колец Палля и струнных сеток. Оба блока каплеуловителей обладают развитой поверхностью контакта, на которой и происходит осаждение капель. Отделенная влага стекает в нижнюю сепарационно-измерительную емкость жидкости, а осушенный газ попадает в измерительную линию. Отделенная в гидроциклоне водонефтяная смесь попадает в нижнюю сепарационно-измерительную емкость, в которой продолжается процесс освобождения жидкости от остатков свободного газа. Для улучшения скорости и качества сепарации в нижней емкости установлен блок газоотделения в виде колец Палля. Дополнительным фактором, способствующим отделению свободного газа, выступает падение скорости потока жидкости в емкости. Вследствие этого время ее пребывания в емкости увеличивается, что дает возможность газу выйти на поверхность и покинуть жидкость до момента выхода из емкости. Выделившийся газ отводится в верхнюю сепарационно-измерительную емкость.

После блока сепарации газ и жидкость поступают в измерительные линии, оснащенные системой измерительных устройств. В линии измерения количества газа последовательно установлены ультразвуковой расходомер с погрешностью 0,5% и кориолисов измеритель массового расхода с погрешностью 0,1%. Наличие данных объемного и массового расхода на основании известной плотности газа позволяет учесть количество капельной жидкости в потоке. Для расчета плотности газа потребуется учесть компонентный состав газа.

Линия измерения жидкости 9 состоит из двух параллельных участков разного сечения, предназначенных для различных расходов. В каждой линии установлен кориолисов измеритель массового расхода с погрешностью 0,1%. Для повышения точности измерения предусмотрена установка дополнительного расходомера. Предельно допустимое содержание газа в потоке при этом не должно превышать 5%.

Повышение точности эталона достигалось следующими путями:

- Использование многоступенчатой сепарации многофазного потока на жидкость и газ;

- Применение расходомеров жидкости сохраняющих требуемую точность измерений при наличии некоторого количества свободного газа;

- Применение дублирующего расходомера в измерительной линии жидкости для контроля метрологических характеристик;

- Применение двух расходомеров разного типа (кориолисов и ультразвуковой) в измерительной линии газа;

- Использование измерительного устройства для определения качества сепарации жидкости от газа и газа от жидкости;

- Расчет количества остаточного свободного и растворённого газа в сепарированной жидкости;

- Вычисление количества капельной жидкости в потоке газа системой измерения капельной жидкости.