Информационно-измерительная система контроля дебита нефтяных скважин с использованием вибрационных массовых расходомеров

• Автор: Дондошанский, Александр Львович
• Шифр специальности: 05.11.16
• Научная степень: Кандидатская
• Год защиты: 1984
• Место защиты: Москва
• Количество страниц: 185 c. : ил

ГЛАВА I. СИСТЕМЫ КОНТРОЛЯ ДЕБИТА НЕФТЯНЫХ СКВАЖИН С ИСПОЛЬЗОВАНИЕМ ТРАДИЦИОННЫХ И ВИБРАЦИОННЫХ ТЕХНИЧЕСКИХ СРЕДСТВ
1.1. Измерение дебита скважин
1.2. Измерение расхода двухфазных смесей
Выводы к главе I
ГЛАВА 2. СТРУКТУРА ПОСТРОЕНИЯ И АЛГОРИТМЫ ОБРАБОТКИ ИНФОРМАЦИИ В ЖС КОНТРОЛЯ ДЕБИГОВ НЕФТЯНЫХ СКВАЖИН, БАЗИРУЮЩЕЙСЯ НА ВИБРАЦИОННЫХ МАССОВЫХ РАСХОДОМЕРАХ
2.1. Алгоритм обработки информативных сигналов вибрационных массовых расходомеров в ИШ-ВМР
2.2. Организация процесса обработки результатов нефтепромысловых измерений
2.3. Структура и метрологические характеристики ИШ-ВМР
Выводы к главе
ГЛАВА 3. ОПТИМИЗАЦИЯ СТРУКТУРЫ И ПАРАМЕТРОВ ЗВЕНЬЕВ
БЛОК-СХЕМЫ ВИБРАЦИОННЫХ МАССОВЫХ РАСХОДОМЕРОВ
3.1. Выбор оптимального способа съема информации с учетом нестабильности коэффициентов передачи звеньев расходомера
3.2. Влияние трансформаторной наводки на линейность номинальной статической функции преобразования
3.3. Влияние пульсаций управляадего напряжения в контуре отрицательной параметрической обратной связи на погрешнооть измерения

3.4. Оптимизация параметров звеньев расходомера по критериям устойчивости и быстродействия
3.5. Методика определения основных параметров
звеньев расходомера
Выгоды к главе
ГЛАВА 4. ЭКСПЕРИМЕНТАЛЬНЫЕ ИССЛЕДОВАНИЯ КОМПЛЕКСА
СРЕДСТВ И МЕТОДОВ ШС-ВМР
4.1. Расчет параметров основных звеньев и проверка качества системы стабилизации режима колебании первичного преобразователя расходомера
4.2. Проверка аппаратурных погрешностей вибрационных массовых расходомеров
4.3. Проверка метрологических показателей ИЙС-ВМР
в промысловых условиях
Выводы к главе
ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ
ЛИТЕРАТУРА
ПРИЛОЖЕНИЙ. МАТЕРИАЛЫ ЛАБОРАТОРНЫХ И ПРОМЫСЛОВЫХ
ИССЛЕДОВАНИЙ КОМПЛЕКСА СРЕДСТВ И МЕТОДОВ
ЙИС-ВМР

В постановлении ХХУ1 съезда КПСС "Основные направленил экономического и социального развития СССР на 1981-85 годы и на период до 1990 года" ставится задача довести к 1985 году объем добычи нефти на комплексно автоматизированных и механизированных промыслах до 85-90 % от общего объема добычи. Отсюда вытекает необходимость разработки и внедрения на предприятиях отрасли высокоэффективных автоматизированных систем управления технологическим процессом (АСУ ТП) нефтегазодобывающего производства.
Эффективность функционирования АСУ ТП нефтедобычи в значительной степени определяется достоверностью информации о дебитах нефтяных скважин, которые являются в данной системе объектами управления. Сбор указанной информации в промысловых условиях осуществляется информационно-измерительной системой контроля дебита нефтяных скважин, метрологические и эксплуатационные характеристики которой существенно зависят от используемых средств измерения и от организации процесса обработки, хранения и представления результатов нефтепромысловых измерений.
В настоящее время в отрасли эксплуатируются ИИС контроля дебита нефтяных скважин, использующие в качестве средств измерения тахометрические расходомеры, устанавливаемые после сепараци-онных установок, разделяющих жидкую и газовую фазы измеряемой продукции. Следует отметить, что тахометрические расходомеры предназначены для измерения расходов только однофазных сред (жидкостей или газов), а качество разделения фаз измеряемого потока в сепараторе зависит от ряда эксплуатационных условий (температуры, рабочего давления, обводненности продукции скважины, вязкости жидкой фазы и др.). Названные причины существенно снижают дос-

Если считать, что и Рг известны, а значение Рс (или

) получено, например, по формуле (2.3) (или по 2.4), то у> может быть найдено по формуле (2.6), а ^ - по (2.7).
Так как по определению.
&г- @г -' . (9 я}
то газосодержание
у . (2.9)
** а ж
Таким образом, из очевидного соотношения - £*• 4 & г , С учетом того, что = ОжЯн; и 0-р = 0.Г $г , следует,что

Ож - * (2.II)
Если жидкая фаза состоит из двух компонентов с плотностями $ и ^ , то ее результирующая плотность будет зависеть не
только от значения плотностей и ^ , но и от их доли в общем потоке жидкости.
Для определенности будем считать, что жидкая фаза состоит из нефти и воды с плотностями Я/ и Я§ . Тогда
&=$-Фе-$дО~б) > (2.12)
где (э~ - обводненность;
площади сечения вибратора, занятые водой и всей жидкой фазой соответственно;
@в ’ @ж- объемные расходы воды и всей жидкой фазы (имеется в виду, что скорости воды и нефти совпадают).