Aplicación del medidor de flujo multifásico en el campo petrolífero de Tarim

Resumen: La información sobre la aplicación del medidor de flujo multifásico en el campo petrolífero de Tarim es proporcionada por excelentes fabricantes de medidores de flujo. La tecnología y sus aplicaciones se han convertido en un tema de gran interés para los países petroleros del mundo en los últimos años, ya que ha transformado el método tradicional de medición con separador en los pozos petroleros, simplificando así el proceso de producción en superficie de los yacimientos, reduciendo considerablemente el coste de construcción de la capacidad de producción y facilitando la operación y la gestión. Más fabricantes de medidores de flujo ofrecen modelos y cotizaciones. Le invitamos a consultar. A continuación, se detallan los artículos de aplicación de los medidores de flujo multifásicos en el campo petrolífero de Tarim. Aumentar el nivel de automatización, etc. El proceso de desarrollo y prueba de caudalímetros multifásicos en Tarim comenzó a finales de 1992. Antes de 1995, implementábamos la medición multifásica midiendo el caudal total y la fracción de fase. Rayos γ, caudalímetro de vórtice / rayos γ, método de correlación / γ3 etapas como rayos. A finales de 1995, comenzamos a centrarnos en la realización de la medición multifásica midiendo la fracción de fase y el caudal de cada fase. Tras varios años de pruebas de campo, se reconoció básicamente el uso de γEl método de correlación de rayos se utilizó para medir la velocidad del flujo de cada fase y el principio de medición de γ y el método de medición de la fracción de fase mediante el método de absorción de rayos. El caudalímetro ahora está básicamente finalizado y forma una serie de productos. Para mejorar la precisión de la medición, el rango de medición, la confiabilidad y la estabilidad de los caudalímetros multifásicos, recientemente se han realizado algunas mejoras en el hardware y el software. Principio de medición y composición del caudalímetro multifásico MFM———γAbsorciometría 2 Medición de velocidad———Método de correlación cruzada La medición del caudal por correlación cruzada se basa en una medida de similitud estadística entre dos señales aleatorias. Cuando el fluido fluye a través de la tubería, los sensores aguas arriba y aguas abajo instalados a una cierta distancia (L) en la dirección axial de la tubería captan dos señales aleatorias del fluido no uniforme que fluye en sus respectivos puntos de medición y detectan la diferencia entre ellos. Se puede obtener el tiempo de correlación cruzada ti, la velocidad vi del flujo del fluido. Se pueden encontrar discusiones y demostraciones de valores relevantes en trabajos matemáticos. 3. Estructura y composición del sistema de medición Un conjunto completo de dispositivo de medición multifásico MFM generalmente debe incluir 4 partes principales: dispositivo de medición de fracción de fase; dispositivo de medición de caudal; dispositivo de medición de temperatura y presión; sistema de adquisición y procesamiento de datos. Situación de la aplicación y datos de campo Desde finales de 1992, hemos cooperado con investigadores de Lanzhou Haimo Company para realizar pruebas de campo y uso en los campos petrolíferos de Lunnan, Yaha y Tazhong en Tarim, y compartimos 20 conjuntos de prototipos o productos de cuatro generaciones frontales que han llevado a cabo cientos de mediciones trifásicas sin separación en casi cien pozos petrolíferos. Todavía hay 13 conjuntos en uso ahora, y en 1997, se integraron creativamente 3 conjuntos de medidores de flujo trifásicos y sistemas de soporte de diferentes especificaciones en un patín, y se desarrolló con éxito una medición trifásica móvil sin separación adecuada para el entorno desértico. El dispositivo ha logrado buenos beneficios económicos. En comparación con la medición separada, el sistema de medición no separada tiene las siguientes ventajas: ① Puede realizar una medición automática continua y en línea, evitando los errores causados ​​por los problemas representativos del tiempo de medición y muestreo; ② Es conveniente de operar y administrar, y puede realizar mediciones sin personal durante la medición. En servicio, bajos costos de operación y mantenimiento; ③ Sin resistencia ni piezas móviles, seguro y confiable; ④ Resultados de medición trifásica, impresión automática de informes de medición; ⑤ Fácil instalación, reduce la ocupación de terrenos, ahorra inversión en construcción, etc. Antes de que el país y la industria hayan promulgado regulaciones relevantes sobre medidores de flujo multifásicos, la práctica común en los campos petrolíferos nacionales e internacionales es comparar la medición multifásica con la medición de separación tradicional para obtener la precisión y confiabilidad relativas de la medición multifásica. Sin excepción, nuestro campo petrolífero de Tarim también ha realizado muchas pruebas e investigaciones en esta área. Hemos realizado pruebas de comparación de campo en campos petrolíferos desérticos y plataformas marinas, y hemos realizado pruebas en dos dispositivos de comparación de flujo multifásico en el país y en el extranjero. . 1 Datos de medición de campo Desde diciembre de 1997 hasta junio de 2000, en los cientos de veces de medición de 45 pozos individuales en el campo petrolífero de Lunnan, el separador de medición original en la sala de medición se comparó con el medidor de flujo multifásico. Se realizan mediciones modificando la salida del mismo pozo mediante el cambio de boquilla, así como comparaciones de medición de la producción de petróleo y gas y el corte de agua en diferentes condiciones del pozo. Las estadísticas de los resultados de medición dentro del rango de medición de diseño del caudalímetro muestran que la precisión del volumen de líquido es de ±10 % (error relativo), la precisión del volumen de aire es de ±15 % (error relativo) y la precisión del contenido de humedad es de ±3 % (error absoluto) que representa el 80 %.

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