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;
7.5 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 ?tф прохождения переднего фронта, сформированной пачки смеси между приемниками – гидрофонами);
18 – электронный счетчик (фиксирует число импульсов пропорционально интервалу времени ?tпр 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;
?tфi – 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;
?tфi – 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;
?tфi – время прохождения переднего фронта пачки между первым и вторым приемниками, сек;
?tпр1 – 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;
?tфi – время прохождения переднего фронта пачки между первым и вторым приемниками, сек;
?tпр1 – 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;
?tфi– время прохождения переднего фронта пачки между первым и вторым приемниками, сек;
?tпр1 – 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)
гдес– 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
|
№ п/п |
Нефть |
Газ |
Скорость звука |
Частота поглощения |
|
% |
% |
м/с |
Гц |
|
|
1 |
100 |
0 |
1358 |
2000 |
|
2 |
90 |
10 |
1256 |
1840 |
|
3 |
80 |
20 |
1154 |
1691 |
|
4 |
70 |
30 |
1053 |
1542 |
|
5 |
60 |
40 |
951 |
1393 |
|
6 |
50 |
50 |
849 |
1244 |
|
7 |
40 |
60 |
747 |
1094 |
|
8 |
30 |
70 |
645 |
945 |
|
9 |
20 |
80 |
544 |
797 |
|
10 |
10 |
90 |
442 |
648 |
|
11 |
0 |
100 |
340 |
498 |
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.
В 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.