Контроль и воспроизведение двухфазного потока на эталоне массового расхода газожидкостных смесей тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 05.11.13, кандидат наук Малышев Сергей Львович

• Малышев Сергей Львович
• кандидат наук
• 2018

Оглавление диссертации кандидат наук Малышев Сергей Львович

ВВЕДЕНИЕ

1 АНАЛИТИЧЕСКИЙ ОБЗОР МЕТОДОВ ВОСПРОИЗВЕДЕНИЯ, КОНТРОЛЯ И СРЕДСТВ ИЗМЕРЕНИЙ РАСХОДА ДВУХФАЗНОГО ГАЗОЖИДКОСТНОГО ПОТОКА

1.1 Многофазные испытательные стенды и эталоны

1.1.1 Описание многофазных испытательных стендов

1.1.2 Российские газожидкостные эталоны

1.2 Обзор методов и средств измерений расхода многофазных потоков

2 МАТЕМАТИЧЕСКАЯ МОДЕЛЬ ТЕЧЕНИЯ

ДВУХФАЗНОГО ГАЗОЖИДКОСТНОГО ПОТОКА

2.1 Классификация двухфазных газожидкостных потоков

2.2 Математическая модель расчёта течения газожидкостной смеси в канале

2.3 Эмпирическая модель расчёта течения попутного нефтяного газа

2.4 Расчётная модель определения массового расхода влажного пара

3 ЭТАЛОННАЯ УСТАНОВКА ПО ВОСПРОИЗВЕДЕНИЮ ТЕЧЕНИЯ ВЛАЖНОГО ГАЗА

3.1 Разработка принципиальной схемы эталонной установки

3.2 Аэрогидродинамический расчёт магистралей

3.2.1 Расчёт воздуховода

3.2.2 Расчёт узла дозирования капельной жидкости

3.2.3 Расчёт ресивера воздушной магистрали

4 ЭКСПЕРИМЕНТАЛЬНЫЕ ИССЛЕДОВАНИЯ

4.1 Программа экспериментальных исследований

4.2 Обработка экспериментальных данных

5 МЕТОДИКА ПЕРЕДАЧИ ЕДИНИЦЫ РАСХОДА ГАЗОЖИДКОСТНОГО ПОТОКА В РЕЖИМЕ ВОСПРОИЗВЕДЕНИЯ ВЛАЖНОГО ГАЗА

5.1 Определение массового расхода жидкой фазы газожидкостной смеси

5.2 Определение массового расхода газожидкостной смеси

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

ПРИЛОЖЕНИЕ

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Контроль и воспроизведение двухфазного потока на эталоне массового расхода газожидкостных смесей»

ВВЕДЕНИЕ

Одной из важных функций государства при осуществлении экономической и научно-технической политики, является обеспечение единства измерений, основу которого составляет эталонная база. Федеральный закон № 102-ФЗ от 26 июня 2008г. «Об обеспечении единства измерений» указывает, что сфера государственного регулирования обеспечения единства измерений распространяется на измерения при выполнении государственных учётных операций и учёте количества энергетических ресурсов. Добыча углеводородов является важнейшей отраслью экономики, обеспечивающей энергетическими ресурсами промышленность, жи-лищно - коммунальную сферу и составляет экспортный потенциал страны, поэтому измерения в этой области входят в сферу государственного регулирования и контроля и к их точности предъявляются высокие требования [91,93,94,97,98].

Вместе с тем измерения расхода и количества многофазных сред, к которым, в частности, относятся сырая нефть, содержащая попутный нефтяной газ (ПНГ), нефть и воду, а также газовый конденсат (ГК), являются наиболее сложными их видами. Кроме того, для повышения эффективности добычи разрабатываемых месторождений важно знать дебит по каждому компоненту скважины. При этом используются разнообразные методы, такие как: сепарация газожидкостной смеси для разделения отдельных компонент с последующим их измерением, так и с помощью многофазных расходомеров, различных измерительных систем и устройств. При их разработке применяются способы и устройства, реализующие самые передовые научные достижения и изобретения. К многофазной среде также можно отнести влажный пар, протекающий в паропроводах ТЭЦ и АЭС, измерения массового расхода которого важны для безопасности их эксплуатации.

С целью обеспечения единства измерений в этой сфере, а также прослежи-ваемости при передаче единицы расхода от эталонов к рабочим средствам измерений, проведения испытаний в целях утверждения типа, поверки и калибровки

многофазных расходомеров и измерительных систем, во ФГУП «ВНИИР» создан Государственный первичный специальный эталон единицы массового расхода газожидкостных смесей ГЭТ 195-2011 (далее - первичный эталон) [61]. Используемый в наименовании термин «специальный» означает, что единица воспроизводится в специфических условиях - в данном случае, в динамике, при смешивании различных фаз - газовой и двухкомпонентной жидкой. В настоящее время первичный эталон возглавляет Государственную поверочную схему средств измерений объёмного и массового расхода многофазных потоков [96], его основные технические характеристики составляют:

- массовый расход жидкой смеси от 2 до 110 т/ч;

-5

- объёмный расход газа от 0,1 до 250 м /ч, приведённого к стандартным условиям.

Вместе с тем многофазные расходомеры, применяемые на промысловых скважинах, а также рабочие эталоны, с помощью которых они поверяются, имеют гораздо более широкий диапазон измерений, чем у первичного эталона.

В частности, у первичного эталона отсутствует диапазон измерений так называемого влажного газа - когда доминирующей средой является газовая фаза, несущая собой капельную жидкость, по своим физическим свойствам характерная для газоконденсатной среды, попутного нефтяного газа и влажного пара.

Следует отметить, что структура течения многофазных потоков существенным образом отличается от однофазного потока, что не может не сказываться на метрологических характеристиках средств измерений их расхода. Поэтому, при измерениях важно уделять особое внимание на аэрогидродинамику течения измеряемой среды [99,100].

Аэрогидродинамическая картина течения газожидкостной смеси в измерительном участке эталона определяется многими факторами: соотношением расходов жидкой и газовой фаз, физическими свойствами фаз, способом их смешивания и др. При этом возможно образование различных режимов течения смеси и не существует чётких границ перехода от одной структуры течения к другой. Сегодня имеются теоретические работы, позволяющие с достаточной степенью точно-

сти исследовать общие задачи газовой динамики и гидродинамики однофазных течений, что же касается течения газожидкостного трёхкомпонентного потока в цилиндрическом канале, имеющее место в первичном эталоне, то результаты теоретических и экспериментальных исследований структуры течения различных авторов противоречивы, и носят оценочный характер. В литературе отсутствует надёжный метод расчёта таких режимов течения. Поэтому сегодня весьма актуальным является разработка математических моделей, позволяющих расширить теоретическое представление об особенностях аэрогидродинамических процессов в магистралях многофазных эталонов, требующая также проведения соответствующих промысловых испытаний для их экспериментального подтверждения.

Всё это, в свою очередь, позволит решить вопрос об обеспечении единства и достоверности передачи единиц измерений расхода в данной области. Вместе с тем к многофазным эталонам предъявляются особые требования к качеству воспроизведения эталонной измеряемой среды: неизменность заданного соотношения компонент многофазной среды, их расходных параметров [95].

Цель работы: расширение диапазона воспроизведения многофазного потока первичным эталоном объёмного и массового расхода газожидкостной смеси с заданным содержанием компонент в режиме течения влажного газа.

Задачи исследования:

1. Разработка и создание эталонной установки по воспроизведению расхода влажного газа, реализация способов управления и поддержания стабильности параметров потока газожидкостной смеси в измерительном участке первичного эталона.

2. Разработка математической модели и её верификация применительно к формированию газожидкостного потока с высоким объёмным содержанием газа от первичного эталона к рабочим эталонам, средствам и системам измерений.

3. Экспериментальные исследования воспроизведения потока влажного газа в магистрали измерительного участка первичного эталона с целью подтверждения требуемых характеристик.

4. Проведение предварительных испытаний в целях включения разработанной эталонной установки в состав первичного эталона и её аттестации государственной комиссией Росстандарта, которые позволят увеличить в 10 раз (от 250 до

-5

2500 ст.м /ч) диапазон воспроизведения объёмного расхода газа и минимального расхода жидкости от 0,01 т/ч (при нынешнем, согласно паспорту первичного эталона, от 2,0 т/ч).

Достоверность результатов диссертационной работы обеспечивается использованием фундаментальных законов аэрогидродинамики для двухфазных газожидкостных потоков, корректным использованием уравнений механики сплошных сред, а также естественных и обоснованных допущений. В частных случаях полученные результаты количественно и качественно согласуются с экспериментальными данными авторов других подобных работ.

Научная новизна работы заключается в следующем:

1. Впервые обоснована и осуществлена первичным эталоном функция воспроизведения и передачи единицы массового расхода двухфазной газожидкостной смеси в режиме влажного газа.

2. Исследованы режимы течения газожидкостного потока при капельном, плёночном и расслоённом режимах и в переходных областях.

3. Разработана математическая модель расчёта газожидкостного потока в канале первичного эталона для капельного и кольцевого режимов течения.

4. Разработаны математические модели воспроизведения и передачи единицы измерений расхода влажного газа.

5. Получены экспериментальные данные о взаимном влиянии фаз при спут-ном смешивании в струйном смесителе, полученными автором.

Практическая значимость работы.

Полученный теоретический и новый экспериментальный материал расширяет и углубляет знания о структуре течения газожидкостного трёхкомпонентного потока в режиме высокого газосодержания. Знания закономерностей течения влажного газа способствует достоверному воспроизведению потока в магистрали измерительного участка первичного специального эталона, и, как следствие, ре-

шить задачу передачи единицы измерений расхода газожидкостного потока в режиме влажного газа от первичного эталона рабочим эталонам, измерительным системам и средствам измерений объёмного и массового расхода многофазных потоков. Расширение диапазона воспроизведения расхода газожидкостной смеси способствует большей достоверности результатов измерений многофазными расходомерами расхода и количества влажного газа - ПНГ и ГК, в том числе, массы влажного пара в паропроводах ТЭЦ и АЭС.

Положения, выносимые на защиту.

1. Метод и способ воспроизведения расхода газожидкостного потока первичным эталоном в режиме течения влажного газа.

2. Метод контроля количественных и качественных параметров воспроизводимой двухфазной газожидкостной среды.

3. Математическая модель расчёта структуры течения газожидкостного трёхкомпонентного потока на различных режимах течения с высоким содержанием газа в магистрали первичного специального эталона.

4. Результаты экспериментальных исследований структуры течения газожидкостного потока в режиме влажного газа.

Апробация работы. Основные положения диссертационной работы докладывались и обсуждались на 4-х Международных метрологических конференциях «Актуальные вопросы метрологического обеспечения измерений расхода и количества жидкостей и газов» (Выставочный центр «Казанская ярмарка», Казань) - в 2013 г. (1-я), 2014 г. (2-я), 2015 г. (3-я) и 2016 г. (4-я), семинаре Международного института сотрудничества Восток-Запад «Организация достоверного учёта нефти и нефтепродуктов. Метрологическое обеспечение измерений массы нефти и нефтепродуктов» (г.Москва. 25 июня 2013г.), XIII Международной научной конференции «Дифференциальные уравнения и их приложения в математическом моделировании» (Саранск, 12-16 июля 2017г.).

Диссертационная работа выполнялась при поддержке Росстандарта: гос. контракт № 120-86 от « 21 » марта 2012 г. НИОКР «Исследование и разработка методов и средств передачи единицы массового расхода попутного нефтяного га-

за от Государственного первичного специального эталона единицы массового расхода газожидкостных смесей ГЭТ 195-2011»; № 120-116 от « 28 » марта 2013 г. НИОКР «Разработка и исследование методов и средств передачи единицы массового и объёмного расхода потока газа, осложнённого капельной фазой жидких нефтепродуктов от государственного первичного специального эталона единицы массового расхода газожидкостных смесей ГЭТ 195-2011».

Публикации.

Материалы диссертации опубликованы в 8 печатных работах в ведущих рецензируемых научных изданиях из перечня ВАК, список которых приведён в конце автореферата.

Личный вклад автора.

Представленные в диссертации материалы получены при непосредственном участии соискателя. Автор принял активное участие в разработке и создании первичного эталона, а также является одним из инициаторов его совершенствования с целью расширения диапазона воспроизведения, персонально разработал схему, обосновал и воплотил метод воспроизведения потока газожидкостной смеси в режиме влажного газа с элементами стабилизации расходных параметров и объёмного содержания фаз.

Соответствие диссертации научной специальности.

Диссертация соответствует специальности 05.11.13 «Приборы и методы контроля природной среды, веществ, материалов и изделий» и относится к следующим областям исследований:

1. Разработанные метод и модель расчёта гидродинамики течения газожидкостной смеси в режиме влажного газа - капельной и плёночной структуры соответствуют п.2 «Разработка и оптимизация методов расчёта и проектирования элементов, средств, приборов и систем аналитического и неразрушающего контроля с учётом особенностей объектов контроля.

2. Созданная эталонная установка по воспроизведению и передаче единиц объёмного и массового расхода газожидкостного потока в магистрали измерительного участка первичного специального эталона, расширяющая диапазон вос-

произведения измеряемой среды в 10 раз по верхнему пределу расхода газа и от 0,01 т/ч по нижней границе расхода жидкости, характеризующая течение газового конденсата, попутного нефтяного газа и влажного пара соответствует п.5 «Разработка метрологического обеспечения приборов и средств контроля природной среды, веществ, материалов и изделий, оптимизация метрологических характеристик приборов».

Объём и структура работы. Диссертационная работа состоит из введения, пяти глав, заключения и списка литературы. Общий объём диссертации составляет 140 стр., в том числе 50 рисунков, 22 таблицы. Список литературы состоит из 101 наименования. В заключении сформулированы основные результаты работы.

Глава 1 АНАЛИТИЧЕСКИЙ ОБЗОР МЕТОДОВ ВОСПРОИЗВЕДЕНИЯ, КОНТРОЛЯ И СРЕДСТВ ИЗМЕРЕНИЙ РАСХОДА ДВУХФАЗНОГО

ГАЗОЖИДКОСТНОГО ПОТОКА

В данной главе проведён обзор и приведены основные технические и метрологические характеристики отечественных газожидкостных эталонов и зарубежных многофазных испытательных стендов (МИС), воспроизводящих газожидкостный поток, в том числе, в режиме влажного газа, с помощью которых проводятся испытания в целях утверждения типа, калибровка и поверка многофазных расходомеров и установок (МФР, МФУ). Также проведён аналитический обзор методов и средств измерений расхода двухфазного потока нефтегазоводяной смеси, средств измерений расхода и количества газа с присутствием в нём капельной жидкости - влажного газа (ПНГ и ГК), а также основных технических и метрологических характеристик средств измерений, применяемых в существующих передвижных лабораториях и измерительных установках. Выявлены положительные и отрицательные стороны существующих методов и средств измерений объёмного и массового расхода влажного газа, их отличительные особенности, а также метрологические характеристики МИС и газожидкостных эталонов. Проведенный анализ позволил выявить диапазон воспроизведения газожидкостной смеси, необходимый для совершенствования первичного эталона, и, соответственно, подобрать соответствующее оборудование, разработать принципиальную технологическую схему эталонной установки, а также осуществить практическую реализацию метода передачи единицы массового расхода двухфазного потока в режиме течения влажного газа.

1.1 Многофазные испытательные стенды и эталоны Основное отличие МИС, в основном распространённых за рубежом, от газожидкостных эталонов, принятых в России, является наличие и соблюдение соответствующих требований к эталонам - порядок аттестации, поверочная схема, правила хранения и пр. Главным условием для эталонов является выполнение ими функций - неизменности, воспроизводимости физической величины и сличаемо-стью с другими эталонами для подтверждения метрологических характеристик.

1.1.1 Описание многофазных испытательных стендов

Многофазные газожидкостные потоки характерны для всех нефтяных и га-зоконденсатных скважин, находящихся в процессе эксплуатации [10,17,27]. Из-за разности давления в нефтяном пласте и на поверхности часть растворённого в сырой нефти газа, при подъёме в стволе скважины, переходит в свободное состояние, в результате чего в трубопроводе происходит перемешивание нефти, пластовой воды и нефтяного газа [42]. При этом концентрация компонентов смеси изменяется во времени и зависит от различных факторов: соотношения расходов жидкой и газовой фаз, величины влагосодержания, физических свойств фаз и т.д., что, в свою очередь, приводит к нестабильности структуры течения газожидкостного потока и изменению его физических свойств [46]. Отсюда следует, что характеристики нефтегазоводяной смеси являются случайными временными функциями. С учётом этих факторов разработано и апробировано множество измерительных систем, основанных на разнообразных методах, позволяющих определять дебиты отдельных фаз: нефти, газа и воды [75,82].

Широкое распространение получили методы, основанные на фазовой сепарации газожидкостного потока и измерения расхода каждой фазы по отдельности, с применением цилиндрических ёмкостей большого объёма [76]. Надо заметить, что это самый простой способ измерений расхода многофазного потока. Однако, при разработке морских месторождений, связанных с наличием платформ, ограниченных по площади, размещение дополнительного крупногабаритного оборудования является большой проблемой. Использование для измерений расхода сырой нефти метода сепарации в данных условиях требует дополнительного принятия соответствующих мер безопасности, наличия трубной обвязки и ёмкостей. С целью уменьшения веса и занимаемой площади измерительным устройством в практику измерений дебита сырой нефти вошли многофазные расходомеры, примеры которых приведены в последующей главе, получивших широкое распространение и на скважинах, расположенных на материке. Для определения метрологических характеристик МФР потребовалось создание специальных измерительных установок, воспроизводящих многофазный поток [69]. За рубежом широ-

кое распространение получили многофазные испытательные стенды (МИС). Они создаются как система формирования и подачи многофазного потока с определёнными свойствами и параметрами рабочей среды, имитирующей течение добываемой углеводородной продукции скважин, в целях проведения испытаний, поверки и калибровки средств измерений расхода потока многофазного потока.

В мире насчитывается несколько десятков МИС, крупнейшие из них сосредоточены в Европе и США [76]. Такое количество стендов [83] обусловлено развивающимся рынком МФР, многообразием и разновидностью состава применяемых компонентов смеси, сложностью процессов, характеризующих течение многофазных потоков.

Типичная схема МИС представлена на рис.1.1 [76]. Одним из основных элементов конструкции является сепаратор значительных размеров, заполненный двумя компонентами жидкой фазы - водой и нефтью (или имитатором нефти), и газовой фазой, причём подача компоненты каждой фазы в линию измерений её расхода осуществляется по отдельной линии.

Рис.1.1 - Схема многофазного испытательного стенда

Для измерений расхода компонент в каждой линии используются однофазные расходомеры (кориолисового типа, сужающие устройства - трубки Вентури, диафрагмы, а также турбинные, вихревые, ультразвуковые и другого принципа действия) [38,39]. Наличие насосов на каждой линии, оснащённых соответствующей регулирующей аппаратурой, позволяет устанавливать требуемый расход, давление и температуру. Смешивание всех фаз происходит на достаточно удалённом расстоянии от испытательной линии, на которой установлен расходомер. Вначале смешиваются компоненты жидких фаз, далее по потоку смесь компонент жидких фаз перемешивается с газовой фазой [69].

После прохождения через испытуемый многофазный расходомер поток снова возвращается в сепаратор, где в течение достаточного промежутка времени происходит его разделение на исходные компоненты [82]. МИС позволяют проводить исследования структуры течения газожидкостных потоков, формирующихся в технологических трубопроводах при добыче и транспортировке нефти и газа, а также проводить испытания МФР и нефтегазового оборудования. Кроме того, МИС должны обеспечивать необходимые метрологические характеристики при воспроизведении параметров многофазного потока, а также безопасность труда при работе с технологическими процессами, проходящими, в частности, при высоком давлении. Наиболее крупные испытательные центры оснащены несколькими МИС, позволяющими воспроизводить газожидкостные смеси в различных сочетаниях компонент различного состава и свойств, ориентации трубопроводов и создаваемых режимов течения.

Среди обладателей крупных МИС следует отметить следующие:

1. Исследовательский центр SINTEF (Норвегия).

Центр включает в себя несколько МИС (рис. 1.2), позволяющих проводить испытания МФР в широком диапазоне расхода жидкости и газа.

Рис. 1.2 - Общий вид комплекса МИС БШТЕБ (Норвегия) В качестве жидкой среды используются очищенная или реальная нефть и вода, в качестве газа используется азот. Расход компонент измеряемой среды:

-5 -5

жидкости 0,1 - 500 м /ч, газа 2 - 1500 м /ч. Давление 5 - 90 атм. изб., температура среды от + 5 до + 50 оС. Имеются горизонтальная, вертикальная и наклонная секции, позволяющие создавать различные режимы течения. Длина рабочих участков достигает 1000 метров.

2. Национальная Инженерная Лаборатория NEL (Шотландия) Национальная Инженерная Лаборатория располагает проливным стендом для изучения течений двухфазных сред (рис. 1.3), в том числе ГК и влажного газа; в качестве жидкой среды используются керосин и вода, в качестве газа используется азот. Диапазон воспроизведения расхода газа 0 - 1400 м /ч, жидкости до 10% от объёмного содержания газа. Давление в системе достигает пределов от 1 до 63 атм. изб., температура среды от + 15 до + 25 оС;

Рис.1.3 - Схема газожидкостного стенда NEL (Шотландия)

3. Стенды «^сЫитЬе^ег» размещены в трёх странах: Англии, Франции и Норвегии.

МИС «^сЫитЬе^ег» (Франция). На стенде в качестве жидкой среды используется смесь имитатора нефти и воды, а в качестве газа - азот. Расход жидкой

3 3

фазы составляет от 10 до 100 м /ч, а газа от 30 до 700 м /ч, диапазон температуры от + 10 0С до + 30 0С при давлении от 8 до 10 бар. изб.

МИС компании «БсЫитЬе^ег» Б1а1:оу (Норвегия).

На стенде в качестве жидкой среды используются имитатор нефти ЕххБо1 и

-5

вода, а в качестве газа - воздух. Расход жидкой фазы составляет от 0,1 до 80 м /ч, газа - от 0,1 до 800 м3/ч, диапазон температуры от + 10 0С до + 60 0С при давлении от 1 до 7 бар (изб.).

Технические характеристики некоторых зарубежных МИС представлены в таблице 1.1 [76,83]. Надо заметить, что в конструкции МИС предусмотрена установка испытуемых МФР как на вертикальном, так и на горизонтальном измерительном участке, есть стенды с возможностью плавного изменения угла наклона относительно горизонта. Это связано с тем, что структура течения в вертикальном канале отличается от течения смеси в горизонтальном канале, и для некоторых режимов течений установка МФР на вертикальном участке является предпочтительной.

Выводы

Все развитые крупные нефтедобывающие страны располагают стендами для испытаний и калибровки МФР. Измеряемой средой, как правило, является смесь жидкостей и газов, близких по составу и свойствам к скважинной продукции. Верхний предел диапазона воспроизводимого расхода газа в газожидкостной смеси составляет до 1100 м /ч при избыточном давлении до 4,1 МПа (Многофазный испытательный стенд компании «БсЫитЬе^ег» Иогеоу (Норвегия), расход жидкости составляет от 0,1 до 500 м /ч (БШТЕБ, Норвегия) .

Таблица 1.1 - Технические характеристики зарубежных МИС

№ Многофазный испытательный стенд Рабочая среда Расход Давление, Температура, 0с

жидкость газ жидкости газа, ст.м /ч МПа

1 2 3 4 5 6 7 8

1 нафта, дизельное топливо, смазочное масло, нефть, вода в любых пропорциях Азот, другие инертные газы 3 , 3 - 500 м /ч 3 до 50 м /ч 2 - 1500 до 9 от +10 до +50

1 Исследовательский центр SINTEF (Норвегия) 2 Exxso1 Б80 или любая негорючая жидкость, пресная или солёная вода гексафторид серы (другой инертный газ) 3 0,1-80 м /ч 3 , 0,1-120 м /ч 5 - 160 до 1,0 от +5 до +50

3 сырая нефть или любая марка масла, любой химический состав воды или водного раствора любой (включая сероводо- р°д) 3 до 5 м /ч 3 до 5 м /ч до 3 до 10 от -10 до +80

2 Исследовательский центр Southwest Research Institute SwRI (Техас, США) сырая нефть, газоконденсат, легкие фракции, пресная вода, соленая вода Природный газ, азот 0,1 - 40 м /ч 0 - 200 в диапазоне от 0,07до 25 от +5 до +50

3 Colorado Engineering Experiment Station Inc (CEESI) Стенд влажного газа Exxso1 Б80, пресная вода, соленая вода Природный газ 25 м /ч 1800 в диапазоне от 1 до 7,5 от +21 до +38

4 Исследовательский центр University of Tulsa (США) Минеральное масло, водопроводная вода, азот, природный газ, воздух Шесть различных стендов

5 Национальная Инженерная Лаборатория NEL (Шотландия) керосин, другие заменители нефти, вода азот 1,5 - 150 т/ч 1500 о диапазоне )т 0,1 до 6,3 от +5 до +40

Продолжение таблицы 1.1

1 2 3 4 5 6 7 8

6 Многофазный испытательный стенд компании «Schlumberger» SRPC (Франция) Hydroseal G232H, вода воздух 0,1 - 80 3 м /ч 0,1 - 800 0,1 -0,7 МПа от +10 до +60

7 ProlabNL (Нидерланды) Сырая нефть пресная вода, соленая вода природный газ, азот 3 до 150 м /ч до 1200 до 9 МПа от 0 до +120

8 Многофазный испытательный стенд компании «Schlumberger» Flatoy (Норвегия) Exxsol D80, вода азот 10 - 100 м /ч 30 - 700 0,8 - 1,0 МПа от +10 до +30

9 Многофазный испытательный стенд компании «Schlumberger» Horsoy (Норвегия) Exxsol D80, вода азот 3 до 300 м /ч 20-1100 * (*- раб.усл.) до 3,5 МПа от +10 до +25

10 Многофазный испытательный стенд компании DNV КЕМА (Гронинген , Нидерланды) конденсат, масло пресная вода, соленая вода природный газ, азот, С02 3 1 - 120 м /ч 10-1200 до 4,1 МПа от +20 до +50

11 Многофазный испытательный стенд Porsgrunn (Норвегия) нефть, пластовая вода азот 3 до 60 м /ч до 200 до 11 МПа от +4 до +140

12 Многофазный испытательный стенд Christian Michelsen Research CMR (Норвегия) вода, дизель воздух 3 до 250 м /ч 1100 0,5-1,0 МПа от +15 до +35

13 Стенд для влажного газа K-Lab (Норвегия) вода, конденсат азот 40 -1900 2 - 14,6 МПа

14 Многофазный испытательный стенд Daiqing (Китай) сырая нефть, пластовая вода азот 3 до 110 м /ч 1200 до 0,7 МПа от +10 до +30

1.1.2 Российские газожидкостные эталоны

В России газожидкостные стенды и установки, предназначенные для проведения научных экспериментальных исследований, необходимых для разработки и испытаний МФР, появились ещё в конце прошлого века, но лишь с созданием ГЭТ 195-2011 [61-63] и с внедрением ГОСТ 8.637 [96] была утверждена схема передачи единицы измерений расхода многофазного потока от первичного эталона рабочим эталонам и средствам измерений. В процессе их создания и внедрения были разработаны программы исследования, методики аттестации эталонов, поверки и калибровки рабочих СИ, установления и утверждения их метрологических характеристик, методики передачи единиц физических величин, которые должны удовлетворять теории подобия [28,29,34,40,59]. Некоторые аттестованные и внесённые в Федеральный информационный фонд по обеспечению единства измерений (Госреестр) эталоны единицы массового расхода газожидкостных смесей, обладающие возможностью воспроизводить высокое газосодержание в смеси, приведены в таблице 1.2. Предприятия - владельцы рабочих эталонов активно эксплуатируют их в производстве собственных разработанных, или лицензионных МФР в процессе их калибровки, первичной и периодической поверки и заводской приёмки [88].

Список литературы диссертационного исследования кандидат наук Малышев Сергей Львович, 2018 год

ия - и

6 т

I

V1 - С ,

V т У

1 - С6

(2.36)

ц2 (1 - ц) а ц

Полученная система уравнений замыкается интегральными уравнениями сохранения расхода газа, примеси и количества движения смеси:

\pUydy = ¡ргиоУФ>

о о

С

С

2 I ~Т^РпиУаУ - Щустах =2РПи0УаУ>

1 - С

1 - С

(2.37)

(2.38)

(2.39)

о о о о

Величина плотности потока массы на стенку уст определяется по формулам (2.5) ^ (2.9). Получили замкнутую систему уравнений относительно выбранных нами неизвестных, которая решается методом Ньютона [13,49], хорошо зарекомендовавшего себя при расчёте газожидкостных потоков [50-52].

6 6 ГК 6

|ри уау+1 Руау = | Рби уау+| р0уау.

о

5

г

2.3 Эмпирическая модель расчёта течения попутного нефтяного газа

При добыче жидкого углеводородного сырья по мере подъёма пластового флюида по лифту, включая насосное оборудование, к устью скважины и в сепараторе измерительной установки из нефтегазоводяной смеси интенсивно выделяется газ [1,15,18]. В групповой замерной установке (ГЗУ) измеряются масса отсепарированной части жидкой фазы (вместе с некоторой частью невыделив-шегося растворённого газа) и объём (или масса) выделившегося свободного газа. Из-за неполной сепарации вместе с потоком газа уносится также часть жидкой фазы в виде мелких капель. Механизм уноса капельной жидкости связан с выделением и схлопыванием пузырьков, поднимающихся к поверхности раздела фаз, а также образующейся пены. При этом происходит формирование и разрушение

плёнки (на поверхности всегда находится менее плотная среда - лёгкие фракции нефти). Наиболее мелкие капли в виде тумана поступают вместе с газом в расходомер.

Следовательно, для того, чтобы учесть влияние капельной жидкости в составе газовой среды на показания средств измерений его количества, необходимо исследовать как структуру течения двухфазного газожидкостного потока, так и характер воздействия капель на применяемые преобразователи расхода.

Размер капель в тумане варьируется в пределах 5 ^ 50 мкм [31], следовательно, в целях достоверного воспроизведения измеряемой среды при испытаниях расходомеров попутного нефтяного газа необходимо раздробить капли наиболее равномерно в потоке газа.

Как сказано в работе [27], при отсутствии утечек в тракте "пласт -измерительная установка", можно составить материальный баланс для пластовой нефти мн массой 1 т:

мп = мп + м; (2.40)

пл тов 1 V у

где мптов - масса нефти, измеренная в ГЗУ, включая оставшийся в нефти в растворённый и свободный нефтяной газ;

м; - масса свободного (отсепарированного) газа, выделившегося в сепараторе из 1 т пластовой нефти, измеренного в замерной установке (при давлении Р и температуре Т в сепараторе ГЗУ).

После ГЗУ, в однотрубной системе сбора вся нефтегазоводяная смесь поступает на сепарационные установки технологических объектов подготовки нефти, в которых происходит практически полная сепарация газа, и нефть, отделённая от пластовой воды, становится товарной, плотность которой отличается и от пластовой, и от измеренной в ГЗУ. Без учёта потерь нефти по всей технологической цепочке, материальный баланс для 1 т массы пластовой нефти в конце описанной технологической цепочки можно представить в виде

мп = мп +м; (2.41)

пл тов 1 V у

где мптов - масса товарной нефти, оставшейся после всех этапов сепарации 1 т пластовой нефти; м; - суммарная масса газа, выделившегося из 1 т пластовой нефти на всех ступенях сепарации.

Решая совместно (2.40) и (2.41), получим

мп = мп -(М; -мг ). (2.42)

тов изм V 1 изм у V /

В выражении для мптое измеряемые параметры мпшм и мгизм определяются в рабочих условиях (при давлении Р и температуре Т) ГЗУ. Величина м; определяется из выражения

М1 = М1в • Гф Р;, (2.43)

где Гф - величина газового фактора, присущего конкретной скважине (пласту),

-5

ст.м /т;

Р - плотность попутного нефтяного газа, приведенного к стандартным ус-

-5

ловиям, т/м3.

Подставляя выражение (2.43) в уравнение (2.42), получим

мп + мг

\лп _±у± изм ' ±у± изм (2 44)

тов л т-г V * /

1 + Гф -Рг

Формула (2.44) позволяет по результатам измерений массового расхода нефти в ГЗУ по каждой скважине определять её вклад в массу товарной нефти, измеренной на конечных узлах учёта нефти, но для этого необходимо знать параметры и (определяются при исследованиях всех пластовых неф-тей), а также необходимо измерять массу свободного газа , выделившегося в сепараторе.

Таким образом, измерение массы свободного газа, выделившегося в сепараторе групповой замерной установки, позволяет решить проблему определения массы товарной нефти по результатам измерения на скважинах массы сырой нефти.

Проблемы сведения балансов массы товарной нефти по каждому пласту, лицензионному участку или месторождению решаются с помощью отработан-

ных методик измерений, позволяющих таккже определить расходные параметры свободного нефтяного газа, выделившегося в сепараторе, для каждой скважины. Исходя из формулы состояния газов

РУ

- О' О

ят0

= const, (2.45)

можно определить объём газа при любом давлении и температуре :

РУ РУ РУТ

роУI = рУ-; откуда У = РоУоТ-. (2.46)

ят0 ят РТ

Переходя к проблеме определения объёма свободного газа в промысловых установках (сепараторах ГЗУ и т. д.), вместо У0 используем величину газового фактора , определяемого в стандартных условиях [Р0 = 0,101325 МПа и Т0 =

-5

293,15 К (+20 °С)] как объём газа (в ст.м ), выделившегося из 1 т нефти при одноступенчатом контактном разгазировании.

Таким образом, объём свободного газа (при "идеальной" работе сепаратора) У выделившегося из 1 т нефти при давлении и температуре , рассчитывается по формуле

^ = V РТ Гф (2.47)

рТ0

В промысловой практике, особенно на первых ступенях (ГЗУ, ДНС), степень сепарации, т. е. объём выделившегося свободного газа несколько ниже идеальной, так как часть свободного газа в силу разных причин (вязкость смеси, скоротечность процесса и т. п.) остаётся в нефти в виде пузырьков, поэтому реальные коэффициенты сепарации технологических установок имеют значения Кс = 0,90...0,98. С учетом этого, формула (2.47) примет вид

^ = 0,345 -10-3 тГф ■ К (2.48)

Для перехода от объёма к расходным параметрам по газу в процессе измерений на ГЗУ (ДНС и т. п.) необходимо учитывать, что есть объём газа, выделившийся из 1 т нефти, следовательно, при массовом расходе нефти Мн объёмный расход газа в единицу времени в стандартных условиях равен:

£ = Гф • Мп, (2.49)

а объёмный расход свободного газа в промысловых установках в реальных условиях р, Т будет иметь вид:

<2; = 0,345-10-3 • Гф • Мп • К • Т . (2.50)

Формула (2.50) позволяет подобрать рабочий диапазон измерений расхода газа для любого технологического устройства на первых ступенях сепарации, но без учёта газосодержания пластовой воды.

2.4 Расчётная модель определения массового расхода влажного пара

Определение массового расхода, энтальпии и степени сухости влажного пара является ключевым звеном оптимизации работы парогенераторов АЭС, ТЭЦ, других объектов теплоэнергетики и эталонов массового расхода газожидкостных смесей закрытого типа. Известно, например, решение задачи определения массового расхода пара, разработанное Электрогорским научно-исследовательским центром (ЭНИЦ) по безопасности атомных энергетических станций [16,26,58]. Разработанная ЭНИЦ измерительная система, оснащённая двухимпульсным реверсивным зондовым преобразователем кинетической энергии потока пара в перепад давления (известного в технике как трубка ВТИ), используется для «прямого измерения расхода влажного пара» в паропроводах парогенераторов реакторного блока ВВЭР-1000 [26]. В сравнении с диафрагменным преобразователем расхода, зондовый преобразователь сокращает затраты энергии на производство пара и не требует для его монтажа на паропроводе врезку фланцевых разъёмов. Актуальность контроля текущего значения массового расхода связана так же с требованием соблюдения массового баланса парогенераторов. Установлено, что колебания массы пара в парогенераторах являются возбудителями вибраций оборудования паропроводов реакторных блоков [58].

Испытания опытных образцов разработанной системы измерений проведены на стендах ЭНИЦ в соответствии с утверждённой программой постановки на

производство. На основании положительных результатов испытаний этой системы Росстандартом утверждён тип средства измерений расхода пара (влажного газа) и внесён в Госреестр СИ № 26580-04 [90]. Этой измерительной системой могут определяться промежуточные параметры расхода: параметр скорости w и плотность р" паровой фазы контролируемого потока. Обоснуем то, что в рабочем диапазоне изменения контролируемого потока влажного пара определяемый параметр скорости w практически соответствует скорости его паровой фазы ш": w = ш''.

Площадь поперечного сечения паропровода Р известна. Доля поперечного сечения паропровода, занимаемая паром а и степень сухости Х контролируемого потока влажного пара системой не измеряются. Определяемые промежуточные параметры w и р" могут быть использованы для вычисления массового расхода паровой фазы О" контролируемого потока. Однако, следует иметь ввиду, что только для сухого насыщенного пара (Х=1.0) выполняется равенство:

О"х=1.о = ^=,0 рР . (2.51)

То есть, до тех пор, пока контролируемый поток является однофазным, представленное равенство физически обосновано. При значении параметра сухости Х < 1.0 имеет обоснование неравенство:

о "х <1.0 < w .р". Р . (2.52)

Суть этого обоснования состоит в том, что при появлении жидкой фазы доля поперечного сечения паропровода, занимаемая паровой фазой, соответствующим образом уменьшается [73], и проявляется влияние отклонения определяемого параметра скорости w от скорости паровой фазы ш''.

При двухфазном представлении контролируемого потока влажного пара уравнение для определения расхода его паровой фазы может быть представлено в уточнённой форме:

О п = а- р. Р, (2.53)

где а - доля поперечного сечения паропровода, занимаемая паром (истинное па-

СО "

росодержание); ^ = — - коэффициент преобразования определяемого параметра

—

скорости w в скорость паровой фазы ю " контролируемого потока влажного пара.

Это уравнение показывает, что информационный базис существующей измерительной системы позволяет определять только расход паровой фазы контролируемого потока с погрешностью, обусловленной:

- отсутствием контроля доли поперечного сечения потока, занимаемой паром, а ;

- отсутствием контроля отклонения параметра скорости w от скорости паровой фазы ю''.

Далее эти недостатки математической модели рассмотрены на конкретном примере и предложен более корректный метод расчёта. Схема устройства измерительной системы [48] показана на рис. 2.3. Для определения массового расхода устройством измеряют избыточное статическое давление Рст и перепад давления на трубках зондового преобразователя АР в паропроводе. Устройство содержит паропровод 1, в котором установлен зонд 2 с измерительными трубками 3 и 4. Приёмное окно 5 измерительной трубки 3 зонда отрыто навстречу потоку, а приёмное окно 6 измерительной трубки 4 открыто по потоку. Имеется так же отдельно установленная трубка 7 с приёмником статического давления 8, измеритель перепада давления 9, измеритель избыточного статического давления 10 и контроллер 11. В паропроводах парогенераторов реакторного блока ВВЭР-1000 пар влажный, при значении параметра степени сухости Х ~ 0.98. Технологически допускаемой «рабочей областью» изменения параметра степени сухости Х в парогенераторах упомянутого типа реакторных блоков является интервал значений от 0.99 до 0.92. При этом текущее значение параметра степени сухости в паропроводах этих парогенераторов не определяется.

11

Рис. 2.3 - Схема устройства для определения расхода пара в паропроводе [48]: 1 - паропровод; 2 - зонд; 3,4,7 - измерительные трубки;

5,6,8 - приёмные окна; 9 - измеритель перепада давления; 10 - измеритель статического давления; 11 - контроллер

В работе [26] представлены материалы экспериментального исследования этой системы для определения массового расхода пара в паропроводе парогенератора энергетического реактора. В частности, представлены параметры «оптимального режима» работы парогенератора: избыточное статическое давление Pст = 64 кгс/см ; массовый расход пара G = 410 кг/с; степень сухости X = 0.98; перепад давления на измерительных трубках зондового преобразователя в паропрово-

Л

де контролируемого потока влажного пара АР = 78887.34 кгс/м . Площадь поперечного сечения паропровода при этом составляла F = 0.2642 м2.

Представленные параметры однозначно характеризуют текущее состояние контролируемого потока. По этим параметрам дополнительно определены физические переменные контролируемого потока, например: доля сечения паропрово-

да занимаемая паром а, скорости движения газовой (паровой) ю'' и жидкой фаз ю', параметр скольжения фаз Эти материалы использованы для адаптации математической модели контролируемого потока влажного пара, позволяющей моделировать поток пара с различными вариациями его переменных. Примером такого использования экспериментального материала являются данные, приведённые в таблицах 2.2 и 2.3.

В работе [26] приведена используемая исследуемой измерительной системой гомогенная однофазная математическая модель для определения массового расхода контролируемого потока влажного пара:

О* = а *■

V

2 •АР

р"-^ = а * -р- ^ , (2.54)

Р

где G* - массовый расход; a* = 0.718 - «экспериментально определённый коэффициент пневмометрической трубки для натурного паропровода Ду 580» (цитата

из источника [26], стр.53); w*=

2-АР Ап

-— параметр скорости; АР - перепад давления

Р

на измерительных трубках зондового преобразователя; р" - плотность паровой фазы; F - площадь поперечного сечения контролируемого потока.

Расчётное значение массового расхода по представленным экспериментальным значениям параметров пара при степени сухости X = 0.98:

G* = a* ^ *х=098 -р" • ^ = 0.718 • 66.766 • 32.37 • 0.2642 = 409.97 кг/с практически совпадает с опорным значением массового расхода питающей воды парогенератора ^ = 410.0 кг/с), определяемым по запросу системы. При этом следует обратить внимание на необоснованно завышенное значение скорости ^ *х=0.98= 66.766 м/с, в тот момент, когда (по результату моделирования) скорость паровой фазы этого потока составляет —х=098= 47.24 м/с. То есть, вычисляемое устройством [48] текущее значение промежуточного параметра скорости w* превышает скорость паровой фазы ю" контролируемого потока пара. Это превышение скорости компенсируется множителем -1 в коэффициенте a =$* = 0.718 ,

л/ 2 V 2

где ф* = a*■^¡2 = 1.0154 - коэффициент преобразования параметра скорости (в

скорость сухого насыщенного пара), полученный из экспериментально определённого коэффициента a* для исследуемого потока с параметром степени сухости X = 0.98.

В связи с представленным суждением, есть основание для приведения подобных членов в уравнении (1):

" , 1

J2 д р

---р" -Р =

Р

V-.

2 др

Р

Р ' -р

к виду:

где w =

др

= р*- I--р" -р = р* - м- р" -р

Р"

(2.55)

(2.56)

др

Р

- - параметр скорости контролируемого потока влажного пара.

В результате умножения коэффициента преобразования на параметр скорости р * - м = ю' ' Х=10 должна быть получена скорость всей определяемой массы контролируемого потока влажного пара, «преобразованного» в сухое насыщенное состояние. Это равенство (для экспериментально определённого коэффициента) соблюдается только при степени сухости контролируемого потока X=0.98 и избыточном статическом давлении 64 кгс/см . Степень сухости измерительной системой не контролируется, коэффициент р * для системы является константой.

Таблица 2.2

Система определения массового расхода пара в паропроводах реакторных блоков ВВЭР-1000. Пример расчёта гомогенной однофазной моделью с использованием константы ф *

Ц/л о^ Физические параметры контролируемого потока влажного пара Расчёт, проведённый измерителем ЭНИЦ

Функция ст. давления Опорное значение массового расхода Истинное объёмное паросодержание Степень сухости потока влажного пара Скорость паровой фазы Скорость жидкой фазы Отношение скоростей фаз Площадь сечения паропровода Параметр скорости Коэффициент скорости паровой фазы Константа преобразования Преобразованный параметр скорости Измеряемые параметры Массовый расход пара

Плотность паровой фазы Плотность жидкой фазы Массовый расход контролируемого потока Массовый расход паровой фазы Массовый расход жидкой фазы Статическое давление (изб.) Перепад давления на трубках

Р" Р' 0 0" 0' а а а' 5 w ф* ф*■w Рст АР 0*

кг/м3 кг/м3 кг/с кг/с кг/с - - м/с м/с - 2 м м/с - - м/с кгс/см2 кгс/м2 кг/с

1 32,37 753,3 410,0 410,0 0,00 1,000 1,00 47,94 - - 0,2642 47,94 1,00000 1,0154 48,68 64,0 74390,93 416,32

2 32,37 753,3 410,0 405,9 4,10 0,997 0,99 47,59 7,55 6,3 0,2642 47,57 1,00028 1,0154 48,31 64,0 73268,53 413,16

3 32,37 753,3 410,0 401,8 8,20 0,995 0,98 47,24 7,50 6,3 0,2642 47,21 1,00057 1,0154 47,94 64,0 72154,64 410,01

4 32,37 753,3 410,0 397,7 12,30 0,992 0,97 46,89 7,44 6,3 0,2642 46,85 1,00086 1,0154 47,57 64,0 71049,28 406,86

5 32,37 753,3 410,0 393,6 16,40 0,989 0,96 46,54 7,39 6,3 0,2642 46,48 1,00116 1,0154 47,20 64,0 69952,43 403,71

6 32,37 753,3 410,0 385,4 24,60 0,983 0,94 45,84 7,28 6,3 0,2642 45,76 1,00176 1,0154 46,46 64,0 67784,30 397,40

7 32,37 753,3 410,0 377,2 32,80 0,977 0,92 45,14 7,17 6,3 0,2642 45,03 1,00239 1,0154 45,73 64,0 65650,26 391,09

8 32,37 753,3 410,0 369,0 41,00 0,971 0,90 44,44 7,05 6,3 0,2642 44,31 1,00303 1,0154 44,99 64,0 63550,29 384,79

9 32,37 753,3 410,0 360,8 49,20 0,964 0,88 43,74 6,94 6,3 0,2642 43,58 1,00370 1,0154 44,25 64,0 61484,40 378,48

В дальнейшем изложении формула (2.63) будет использоваться как аналог формулы (2.61), тем самым, устраняя казус определения параметра скорости.

Расчётное значение массового расхода по формуле (2.63) по приведённым выше экспериментальным значениям параметров пара: G* = a*■wx=09S -р"-Р =1.0154- 47.21 м/с • 32.37 кг/м3 • 0.2642 м2 = 410.0 кг/с совпадает с опорным значением массового расхода (Э = 410.0 кг/с) контролируемого потока влажного пара, и значение параметра скорости (мх=0.98 = 47.21 м/с) практически соответствует скорости паровой фазы контролируемого потока (®"х=098 = 47.24 м/с). Следует учесть, что произведение р*- мх=0.98 = о"х=1.о = 47.94 м/с является скоростью контролируемой массы пара «приведённой» в сухое насыщенное состояние. Графики параметра скорости w и скорости паровой фазы ю'' представлены на рис. 2.4.

Таким образом, известная измерительная система позволяет определять текущее значение массового расхода контролируемого потока влажного пара, но только при том условии, если степень сухости контролируемого потока пара соответствует значению 0.98. При этом степень сухости этой известной системой не контролируется. В работе [26] для диапазона значений степени сухости от 1.0 до 0.9 отмечена «несущественность влияния влажности пара» на результат определения массового расхода исследуемой измерительной системой.

Далее приведено обоснование обратного свойства исследуемой системы, а именно того, что имеет место существенное влияние степени сухости пара на результат определения его массового расхода. В таблице 2.2 (строки 1 ^ 9) приведён пример вычисления массового расхода по параметрам «оптимального режима», показывающий влияние неконтролируемого измерительной системой параметра степени сухости влажного пара на результат вычисления расхода.

Представленный в таблице 2.2 материал показывает, что:

1. При степени сухости Х = 0.98 преобразованный параметр скорости Р* мх=0.98 соответствует скорости паровой фазы о''х=10 всей контролируемой массы пара, «трансформированной» в сухое насыщенное состояние. При этом вычис-

ляемое значение массового расхода соответствуют опорному значению этого параметра.

Рис.2.4 - Графики измеряемых и вычисляемых параметров контролируемого потока влажного пара в функции от степени сухости АР - перепад давления; а - истинное паросодержание; - скорость; w - вычисляемый параметр скорости

2. При степени сухости Х Ф 0.98 преобразованный параметр скорости Ф * ^098, то есть произведение параметра скорости w на экспериментально определённый коэффициент <р*, не равен скорости паровой фазы а"х=1Л эквивалентно-

го по массовому расходу потока при степени сухости X = 1.0. Вычисляемое значение массового расхода не соответствует опорному значению этого параметра.

3. Вычисляемый измерительной системой (при Х= 1.0) параметр скорости wX=1.0 совпадает с опорным значением скорости паровой фазы а "х=1.0, а в примыкающем «технологическом» диапазоне изменения физических параметров контролируемого потока влажного пара имеется несущественное отличие значения этого параметра от скорости паровой фазы контролируемого потока пара в паропроводе парогенератора (таблица 2.2, рис. 2.4):

[ар

ш'' = w"=

V

(2.57)

Рщ )

4. Используемая измерительной системой гомогенная однофазная расчётная модель, описываемая формулой (2.63), не является функцией для определения массового расхода влажного пара. Результатом вычисления по этой формуле является не массовый расход контролируемого потока влажного пара, а искаженное значение массового расхода паровой фазы этого потока, «сдвинутое» коэффициентом преобразования ф* , и не учитывающее отклонение параметра скорости w от скорости паровой фазы ш''.

При Х = 1.0 (сухой насыщенный пар) вычисляемый по формуле (2.56) расход О* не соответствует опорному значению массового расхода (О = 410.0 кг/с) контролируемого потока влажного пара (рис. 2.5): О* = .р». ^ = 1.0154 • 47.94 м/с • 32.37 кг/м3 • 0.2642 м2 = 416.32 кг/с, при этом значение параметра скорости w совпадает со скоростью паровой фазы ш'', и вся масса контролируемого потока находится в состоянии сухого насыщенного пара:

®"х=1.0 = =1.0 = 47.94 м/с, о "х=,0 = ^=1.0= 410.0 кг/с.

Рис. 2.5 - Зависимость вычисляемых значений массового расхода влажного пара

от степени сухости: О - массовый расход; Оопор - опорное значение (410 кг/с) X - степень сухости; f - функция преобразования

Таблица 2.3 Пример реализации гетерогенной двухфазной модели с использованием функции ф(х)

№ п/п Физические параметры контролируемого потока влажного пара Расчёт, проведённый предлагаемой моделью

Функция ст. давления Опорное значение массового расхода Истинное объёмное паросодержание Степень сухости потока влажного пара Скорость паровой фазы Скорость жидкой фазы Отношение скоростей фаз Площадь сечения паропровода Параметр скорости Коэффициент скорости паровой фазы Функция преобразования Преобразованный параметр скорости Измеряемые параметры Массовый расход пара

Плотность паровой фазы Плотность жидкой фазы Массовый расход контролируемого потока Массовый расход паровой фазы Массовый расход жидкой фазы Статическое давление (изб.) Перепад давления на трубках

Р" Р' О О" О' а а а' 5 Р w Ф Ф*■w Р 1 ст АР О*

кг/м3 кг/м3 кг/с кг/с кг/с - - м/с м/с - 2 м м/с - - м/с сгс/см2 кгс/м2 кг/с

1 32,37 753,3 410,0 410,0 0,0 1,0 1,0 47,94 - - 0,2642 47,94 1,00000 1,0000 47,94 64,0 74390,93 410,0

2 32,37 753,3 410,0 405,9 4,1 0,997 0,99 47,59 7,55 6,3 0,2642 47,57 1,00028 1,0076 47,94 64,0 73268,53 410,0

3 32,37 753,3 410,0 401,8 8,2 0,995 0,98 47,24 7,50 6,3 0,2642 47,21 1,00057 1,0154 47,94 64,0 72154,64 410,0

4 32,37 753,3 410,0 397,7 12,3 0,992 0,97 46,89 7,44 6,3 0,2642 46,85 1,00086 1,0232 47,94 64,0 71049,28 410,0

5 32,37 753,3 410,0 393,6 16,4 0,989 0,96 46,54 7,39 6,3 0,2642 46,48 1,00116 1,0312 47,94 64,0 69952,43 410,0

6 32,37 753,3 410,0 385,4 24,6 0,983 0,94 45,84 7,28 6,3 0,2642 45,76 1,00176 1,0476 47,94 64,0 67784,30 410,0

7 32,37 753,3 410,0 377,2 32,8 0,977 0,92 45,14 7,17 6,3 0,2642 45,03 1,00239 1,0645 47,94 64,0 65650,26 410,0

8 32,37 753,3 410,0 369,0 41,0 0,971 0,90 44,44 7,05 6,3 0,2642 44,31 1,00303 1,0819 47,94 64,0 63550,29 410,0

9 32,37 753,3 410,0 360,8 49,2 0,964 0,88 43,74 6,94 6,3 0,2642 43,58 1,00370 1,1000 47,94 64,0 61484,40 410,0

Изложенное выше показывает, что «константа» ф* = 1.0154 в формуле (2.56) ограничивает область использования формулы значением параметра степени сухости X ~ 0.98. При степени сухости контролируемого потока X = 1.0 значение этого коэффициента следует принять равным единице 0= 10). То есть, значение коэффициента ф зависит от степени сухости. Так, например, при X = 0.96 коэффициент ф = 1.0312. В настоящей статье показано, что значение этого коэффициента является физической функцией, как степени сухости X, так и других влияющих величин: доли сечения паропровода, занимаемого паром а , отношения скоростей фаз а"/а' и избыточного статического давления Рст .

Зондовый преобразователь устройства с приёмником динамического напора и приёмником динамического разрежения в потоке влажного пара измеряет перепад давления АР, является функцией плотностей жидкой р' и газовой р" фаз, доли поперечного сечения паропровода, занимаемой газовой фазой а , скорости движения жидкой а' и газовой а''фаз контролируемого потока:

АР = кпр-а-р'- —■ + (1 -а)-—-— , (2.58)

где кпр - коэффициент преобразователя выходного сигнала.

Уравнение (4) преобразуем в подобную ему форму:

АР = п

л л —

а + (1 -а)- —-I — 4 7 р" { —"

(2.59)

Многочлен в квадратной скобке этого уравнения, являющийся безразмерной функцией, обозначим символом «А», тогда (2.59) принимает вид:

АР = VА , (2.60)

где А = а + (1 -а)- — -1 — | - функция преобразования.

— { —V

Из уравнения (2.60) скорость паровой фазы в двухфазном потоке влажного

пара

АР

а'' = к -

,,= к— * , (2.61) Р

где ка=

У

- коэффициент преобразования параметра w в скорость паровой

А - к пр

фазы контролируемого потока влажного пара.

В результате анализа алгоритмов определения массового расхода влажного

пара измерительной системой использовать формулу:

а■ к— * „ О =-—-= р р- р , (2.62)

X

где р = а - функция преобразования параметра скорости w в скорость сухого

X

насыщенного пара — "х=1. 0при степени сухости X = 1.0.

При степени сухости X = 0.98 и избыточном статическом давлении

Л

Рст = 64 кгс/см значение функции ф равно экспериментально определенной константе ф*. В этом случае уравнение (2.62) с функцией ф эквивалентно уравнению (2.56) с экспериментально определённой константой ф*. При степени сухости отличающейся от 0.98 возникает систематическая погрешность при определении массового расхода вследствие использования константы ф*.

Основная особенность предлагаемой формулы (2.62) состоит в дополнении информационного базиса существующей измерительной системы введением текущего значения степени сухости. При этом, оставаясь в рамках гомогенной однофазной расчётной модели можно обеспечить определение массового расхода влажного пара во всём рабочем диапазоне изменения параметров контролируемого потока.

Примеры вычисления массового расхода пара с использованием гетерогенной двухфазной расчетной модели с использованием функции преобразования

р = — -а к— = (1.0 ^ 1.1), определяемой по текущим значениям физических пара-

X

метров контролируемого потока влажного пара, приведены в таблице 2.3.

Таким образом, становится возможным использовать в расчётах формулу (2.62), отказавшись от применения константы ф*.

Выводы:

1. Предложена классификация газожидкостных потоков в зависимости от объёмного газосодержания.

2. Разработана математическая модель, позволяющая рассчитать параметры течения влажного газа в измерительном участке первичного эталона.

3. Предложена эмпирическая модель, позволяющая рассчитать материальный баланс добываемого углеводородного сырья, включающая расчёт объёма ПНГ, непосредственно на скважине.

4. Предложена уточняющая расчётная модель определения массового расхода влажного пара (капельного течения) в замкнутых системах.

3 ЭТАЛОННАЯ УСТАНОВКА ПО ВОСПРОИЗВЕДЕНИЮ

ТЕЧЕНИЯ ВЛАЖНОГО ГАЗА

3.1 Разработка принципиальной схемы эталонной установки

Воспроизведение структуры течения влажного газа в измерительном участке первичного эталона предполагает, что в сформировавшийся газовый поток необходимо подать капельную жидкость. Этим способом можно воспроизвести структуру течения потока ПНГ, ГК или влажного пара на первичном эталоне [65]. Базовая схема воспроизведения газожидкостного потока включает в себя

-5

винтовой компрессор Allegro 38 производительностью 250 ст.м /ч, ресивер, состоящий из 3-х последовательно соединённых цилиндрических ёмкостей сум-

-5

марным объёмом 1,5 м и блок, состоящий из 12-ти критических сопел, из которых можно составить произвольный набор, через который суммарный расход газа

3 2

может достигать до 300 ст.м /ч при рабочем давлении до Рраб=10 кгс/см (изб.).

Подача жидкой фазы осуществляется магистральными насосами фирмы

-5 -5

Grundfos большой NB65 (до 120 м /ч), средней NB40 (до 50 м /ч) и малой CR-5-12 (до 6 м3/ч) производительности, укомплектованными частотными регуляторами, с помощью которых заранее приготовленная смесь, состоящая из воды и имитатора нефти (Exxsol D100) в заданном соотношении, поступает в блок струйных смесителей.

В результате образуется газожидкостная трёхкомпонентная смесь с определёнными расходными параметрами фаз.

С точки зрения воспроизведения течения влажного газа, эта схема (рис. 3.1) имеет ряд недостатков.

К основным недостаткам базовой схемы можно отнести:

- малую производительность компрессора;

- отсутствие рабочего участка, способного создать поток, имитирующий течение влажного газа в измерительных узлах сепарационных установок - с присутствием капельной жидкости.

Влагомер

Расходомер

11робоотборник

Массомер

11асос

I 1асос

Резервуар

Дренажный насос

Компрессор

£

ВНИИР

Общий вид ГЭТ 195-2011

11 лотномер

С четчик газа

Центробежный сепаратор

С епаратор

Массомер

Бак воды

Бак имнтатора нефти

Бак смеси

Блок-критических ч сопел

Ресивер

Расходомер

Блок эжекторов-диспергаторов

I (лотномер

I1асос системы смешения

Уровнемер

Дозирующий насос

Дозирующий насос

Рис. 3.1- Схема расположения основных узлов первичного эталона

оо 00

Для расширения диапазона воспроизведения расхода первичного эталона в рамках мероприятий по его совершенствованию в первую очередь следовало выбрать воздушный компрессор. Анализ имеющегося на рынке компрессорного оборудования показал, что подходящими характеристиками обладают стационарные винтовые компрессоры фирмы Atlas Copco (Швеция). Компрессоры марки Atlas Copco серии GX имеют встроенный осушитель холодильного типа, а также воздушный ресивер и воздушные фильтры, которые обеспечивают подачу очищенного сухого воздуха.

По своим техническим характеристикам наиболее подходящим является компрессор с двигателем мощностью 250 кВт, рабочим избыточным давлением до 0,975 МПа и производительностью 2500 ст.м /ч. Таким образом, в результате его включения в состав первичного эталона, диапазон воспроизведения максимального расхода газа увеличивается в 10 раз.

Принципиальная схема эталонной газожидкостной установки ЭУ-1 в составе первичного эталона, имитирующей течение влажного газа, представлена на рис.3.2.

Рис 3.2 - Схема ЭУ-1 воспроизведения расхода влажного газа

1 - компрессор; 2 - ресивер; 3 - перепуск; 4 - расходомеры газа; 5 - блок форсунок; 6 - бак-хранилище воды; 7 - насос подачи; 8 - расходомер жидкости; 9 - кран; 10 - клапан предохранительный; 11 - многофазный расходомер; 12 - сепаратор; 13 - выпускной газовый коллектор; 14 - насос перекачки

Воздух от компрессора 1 подается в ресивер 2, проходит через систему поворотных кранов 3, регулирующих расход при помощи перепуска избыточного подаваемого объёма воздуха, через блок ротационных расходомеров 4 подаётся в блок форсунок 5, формирующего поток капельной жидкости в сносящем потоке газа (рис 3.3). Жидкость (водопроводная вода) из бака - хранилища 6 поступает на вход насоса подачи 7 и через электромагнитный расходомер 8 проходит в коллектор, соединённый с пилонами, каждый из которых оснащён игольчатыми кранами для тонкой регулировки расхода и расположенных на оси трубопровода центробежными форсунками распыляется в набегающий поток воздуха. Расход жидкости также регулируется перепускным краном 9, при этом от скачков давления эта магистраль защищена регулируемым предохранительным клапаном 10. Полученная газожидкостная смесь поступает в измерительный участок, где монтируется испытуемый многофазный расходомер 11.

Рис 3.3 - Блок форсунок

а) насос и бак-хранилище б) кран перепуска

в) измерительный участок Рис. 3.4 - Блок дозирования капельной жидкости

Далее эта смесь поступает в газожидкостный сепаратор 12, в котором отделившийся газ выходит через выпускной коллектор 13 в атмосферу, а жидкость с помощью дренажного насоса 14 возвращается снова в бак-хранилище.

3.2 Аэрогидродинамический расчет магистралей

Разрабатываемая воздушная магистраль должна отвечать следующим требованиям:

- обеспечить установленную производительность по объёмному расходу

Л

воздуха (до 2500 м /ч);

- иметь минимальные потери напора;

- быть герметичной;

- иметь стабильную расходную характеристику (не более ± 2,5 % от установленного значения) [92].

Для выполнения этих требований необходимо провести аэродинамический расчёт воздуховода.

3.2.1 Расчет воздуховода

Расчет воздуховода сводится к определению потерь давления в нём при максимальном расходе воздуха. С целью расчёта сопротивления, возникающего в установившемся потоке, используем связь критериальных уравнений:

Ей = /(Яе), (3.1)

где Ей = -АР - критерий Эйлера; Яе = —- - критерий Рейнольдса.

рт —

При расчете сопротивления в трубах и аппаратах дополнительно вводится параметр геометрического подобия ¡/й где I - длина трубы (канала); й - определяющий размер (диаметр).

I

Еи = /С

а

(3.2)

Уравнение (3.2) выражает закон сопротивления в трубах и аппаратах. Приведём его к виду, удобному для расчета. Для этого критерии Ей и Яв выразим через соответствующие физические величины:

АР = /с с 1 - , (3.3)

2 ^ с Т

рт ) а

где у = — - кинематическая вязкость; далее, с учётом преобразования, получим: р

ЛР = 2/»i-Kf (3.4)

^ v ) d 2р

Вводя в уравнение (3.4) вместо плотности удельный вес у = gри функцию:

f (v] = (3.5)

равенство (3.4) можно привести к удобному в расчёте виду:

ЛР = С] I ^ (3.6)

1 V ) d 2 g

Обозначив f f— ] = Л, получим так называемое уравнение Дарси-Вейсбаха:

/ 2

ЛР = Л(3.7) d 2g

где л - коэффициент сопротивления трению; с- скорость газа, м/с; g - ускорение

свободного падения, м/с2; а комплекс--скоростное (динамическое) давление,

2 g

кгс/м2;

Суммарные потери давления в воздуховодах определяются по формуле:

ЛР = R ■ l+Z (3.8)

где R - потери давления на трение на 1 м длины воздуховода, кгс/м2; Z - потери давления на местные сопротивления, кгс/м2 ;

Исходные данные для расчёта сопротивления воздуховода: Общая длина трубы до блока форсунок l = 103 м; по длине воздуховода имеется 4 поворотов на 900, 3 задвижки, 4 тройника под 900 и 4 шаровых крана с электроприводом; внутренний диаметр трубы d = 100 мм, труба изготовлена из нержавеющей стали 12Х18Н10Т, максимальная скорость потока в трубопроводе

-5

ю = 88 м/с при расходе Qmax = 2500 м /ч. С учетом этих параметров:

Re С = = 0.6-106. (3.9)

v 14.9-10~6 v У

Коэффициент сопротивления трения определяется по формуле:

Л = 0.114— + k = 0.02 (3.10)

V Re d У J

где коэффициент шероховатости к = 0,1 мм для стальных цельнотянутых труб.

В формулу (3.8) входит также величина потерь давления на трение R, вычисляемая по формуле:

R = Le°L (3.11)

d 2 v 7

После подстановки значений получим потери давления на 1 м длины трубы:

R = 81,36 кгс/м2 .

Потери давления в местном сопротивлении определяется по формуле:

AP ^ (3.12)

Из справочной литературы [34] определяем:

- коэффициент % = 0,02 для поворота 900 (R/D < 3), для нашего случая, при

Л

наличии 10 поворотов, AP = 4646,4 кгс/м ;

- коэффициент % = 0,9 для задвижки с выемкой для затвора в положении

Л

h/D =0,1 , для нашего случая, при наличии 3 задвижек, AP = 62 726,4 кгс/м ;

- коэффициент % = 0,08 для тройников типа F6 = FH = Fв , а = 900, при нали-

Л

чии 4 тройников, AP = 1858,6 кгс/м .

Потери давления в шаровых кранах учитываем как в трубе, т.к. диаметр проходного отверстия соответствует диаметру трубы.

Суммарные потери давления в воздуховодах при максимальном расходе составляют:

Z = 81,36 103 + 4646,4 + 62726,4 + 1858,6 = 77611,48 кгс/м2 = 0,078 МПа.

3.2.2 Расчёт узла дозирования капельной жидкости

Аэродинамический расчёт блока дозирования капельной жидкости сводится к определению сопротивления, которое вычисляется по методике, изложенной выше, и расчёта затенения потока в сечении установки форсунок.

Коэффициент затенения потока вычисляется по формуле

£

К =_фор .100% = 5.4%. Для сравнения, в среднем затенение проточной части телами

£

обтекания вихревых расходомеров-счётчиков составляет около 18%.

Падение давления в местных сопротивлениях определяется в соответствии с формулой (3.2) с учётом того, что затенение канала увеличивает скорость потока :

АР = 81.36 •( — +1 |-5 = 428.8 кгс/м2 1100 )

Основным элементом блока форсунок являются форсунки, выбор которых представляет довольно сложную задачу и зависит от многих факторов [71,72]. Так движение капель жидкости, плотность которых значительно превышает плотность газа, и, возникающая вследствие этого разность скоростей газа и капель, порождает аэродинамические силы, действующие на каплю [1,9]. Эти силы при определенных условиях, могут приводить к дроблению капель на более мелкие.

Дробление капель в основном определяется двумя видами сил: силой, определяемой скоростным напором, действующим на каплю, и касательными силами трения. В зависимости от значений чисел Вебера и Рейнольдса, а также от скорости их изменения, наблюдаются разнообразные типы дробления капель. Области существования различных видов дробления капель приведены в работе [31]. Из экспериментальных работ следует, что дробление капель возникает только в том случае, когда число We превышает некоторое критическое значение We*. В работе [23] отмечается, что необходимо различать механизмы дробления капель при условиях, когда число We близко к критическому, и когда оно значительно превосходит его. Критическое число Вебера We*, находится в пределах 4...24 [17].

Интенсивность сил первого вида характеризуется числом Вебера, равным отношению силы аэродинамического давления к силе поверхностного натяжения:

Г, = р(и-^а , (3.13)

а

где We — число Вебера; р,и — плотность и скорость газа; V, й — скорость и диаметр капли; а — коэффициент поверхностного натяжения жидкости.

Силы трения зависят от числа Рейнольдса

Яе = , (3.14)

—

где л — вязкость воздуха в рабочих условиях.

Так как единичная форсунка создает пучок капель, то их распределение по сечению неравномерно. Пучки капель обладают аэродинамическим сопротивлением, поэтому газ их частично обтекает. В связи с этим скорость газа внутри пучка меньше его среднерасходной скорости, что несколько затрудняет процесс дробления капель.

Простейшая идеализация процесса дробления капель, использованная для расчётов стационарных режимов, сводится к тому, что капля делится на две части сразу после того как критерий дробления достигнет критического значения. В этих предположениях координата сечения, в котором происходит дробление, определяется условием

^ = —(/,»Яи (/.») - Л-, г)]2 а ,), (3.15)

а(/, г)

где Жв*— критическое значение числа Вебера; ¡, ? — координаты сечения, в которой происходит дробление.

В следующем приближении можно принять, что капля дробится через время тд , после того как Жв достигнет критического значения. Капля при этом дробится на такое число равных частей, что повторное дробление вновь образовавшихся капель непосредственно после их образования не происходит [11]. Последнее условие существенно, когда рост Жв в течение времени тд значителен.

Если разбить непрерывный спектр капель, создаваемый форсунками непосредственно у головки, на отдельные группы, в пределах которых диаметры капель имеют постоянное значение, зависящее от продольной координаты х. Считаем, что принадлежность капель к данной группе при дроблении не меняется (число капель, принадлежащих к данной группе, после дробления возрастает). В тех случаях, когда спектр капель разбивается на г групп, каждой группе капель соответствует свое соотношение вида (3.15).

Для упрощения записи уравнений примем, что при дроблении каждая капля делится на две части сразу после того, как We достигнет критического значения, и что в процессе движения наблюдается лишь одно дробление. Возможно обобщение описанной модели на случай нескольких дроблений и деления капли более чем на две части [12].