Глубинное устройство для определения состава газожидкостного потока

(54) ГЛУБИННОЕ УСТРОЙСТВО ДЛЯ ОПРЕДЕЛЕНИЯ СОСТАВА ГАЗОЖИДКОСТНОГО ПОТОКА(57) Изобрете во-геофизичес Цель - повыщ ния за счет газожидкостн одержит поль ни е относится ким исследова ение точности обеспечения о ого потока. У й корпус 1 с фие. ОСУДАРСТВЕННЫЙ НОМИТЕТПО ИЗОБРЕТЕНИЯМ И ОТНРЫТИЯМПРИ ГКНТ СССР(71) Московский институт нефти игаза им,И.М,Губкина(56) Авторское свидетельство СССРМ 466320, кл, Е 21 В 47/10, 1971 к промыслониям скважин,определеднородноститройствоцентратора 3 151137 ми 12 и каналами 2 и 3 входа и выхода газожидкостного потока, Между каналами 2 и 3 размещены датчик 4 состава газожидкостной смеси и турбинка 10 с возможностью свободного вращения. Под каналами 2 размещена дополнительная турбинка 8. Каждая из турбинок 8 и 10 выполнена с лопатками 9 и 11 с противоположными и разными угла ми атаки, Лопатки 9 и 11 выполнены с противоположными направлениями закрутки относительно турбинок 8 и 10, Длина лопаток 9 и 11 равна 0,75 диаметра корпуса 1, а расстояние между ними 15 равно 1,3 диаметра корпуса, Турбинки 8 и 10 выполнены однолопастными, У стенки скважины образуется серия горизонтальных пульсаций, эффект которыхусиливается благодаря винтообразнойзакрутке лопаток 9, 11, Пульсацииразрушают образованный на этих стен .ках кольцевой слой жидкости, Одновременно сами же пульсации препятствуютэффекту затягивания жидкости в центрпотока. Благодаря несимметричностипротивоположных вихрей, создаваемыхтурбинками 8, 10, наклон к вертикальной плоскости и направление образуемых вследствие этого эффекта вторичных вихрей способствуют дроблению иравномерному перемешиванию частицжидкой фазы в газовом потоке в зоневхода потока в каналы 2, 4 з.п.ф-лы,3 ил.Изобретение относится к технике для промыслово-геоФизических иссле дований и может быть использовано для определения состава (влагосодержания) газожидкостного потока в стволе действующей скважины.Целью изобретения является повыше ние точности определения состава га;зожидкостного потока путем обеспечения однородности газожидкостного потока.На фиг, 1 дана схема предлагаемого устройства; на Фиг. 2 - принципиальная схема работы устройства; на фиг, 3 - полученные экспериментально зависимости выбора углов атаки верхней и нижней турбинок, углов, под ко"А 0 торыми выполнены лопатки относительно плоскости турбинок, и углов направлений закрутки лопаток относительно турбинокУстройство содержит полый корпус 1 с каналами 2 входа газожидкостного потока и каналами 3 его выхода, между которыми размещен датчик 4 состава газожидкостной смеси, схему преобразователей 5 регистрируемых параметров в сигналы, пригодные для передачи по каналам кабельной связи 6, подшипники 7, установленную под каналами входа газожидкостной смеси дополнительную (нижнюю) турбинку 8 с лопаткой 9 и верхнюю турбинку 10 с лопаткой 11, установленную между каналами входа и выхода газожидкостной смеси, и центраторы 12. Турбинки 8 Ги 10 свободно вращаются в подшипниках 7, Нижняя турбинка 8 выполнена с углом атаки у,- 15 - 30, а верхняя турбинка 10 - с углом атаки Ч = 45 - 60, что обеспечивает различие в угловой скорости нижней и верхней турбинок, Благодаря этому горизонтальная проекция пересечения лопаток 9 и 11 будет двигаться по окружности, По отношению к плоскости турбинок лопатки выполнены под углом в сторону направления их вращения р = 15 - 30 , что вместе с направлениями закрутки концов лопаток на угол с = 30 - 45 позволяет усиливать направленность эффекта образования избыточного давления в, сторону стенки скважины. Указанные на Фиг. 1 расстояния и диаметры отверстий входа газожидкостной смеси в канал датчика выбраны как наиболее оптимальные при моделировании процесса работы устройства с учетом реально возможных скважинных условий, Размеры даны в величинах диаметра устройства,диаметр прибора с центраторами 12(0+1,5 П) должен обеспечивать прохождение прибора по насосно-компрессорным трубам в исследуемой скважине, а диаметр прибора с турбинками 8 и 10(Р+1,3 Р) - воэможность вращения турбинок при характерной для данных обсадных труб шероховатости, Размер каналов 2(1,30) и расстояние между лопатками выбираются в соответствии с размерами, принятыми в уст(, относительный параметр харак теризующий отношение зарегистрированной в изверительной камере диэлькометра доли жидкости к истинной доле.жидкой Фазы в трубе; Р - относительный параметр скорости потока, 40 равный отношению скорости потока газожидкостной смеси к скорости чистого газа при тех же условиях.При выборе параметров предлагаемого устройства, в частности при вы боре турбинок 8 и 1 О (фиг. 1) одно- лопастными, одним из основных критериев является критерий наивысшей эффективности в условиях измерений, т,е, критерий значительности эффекта образования у стенки скважины горизонтальных пульсаций среды, В случае выбора турбинок однолопастными энергия вращения турбинок максимально преобразуется в горизонтальную55 составляющую импульса сжатия газо- жидкостной среды между лопатками 9 и 11 противонаправленно движущихся турбинок 8 и 10, Увеличение числа ройствах для определения влагосодержания аналогичного диаметра (например, в скважинном диэлькометре ДС). Длина турбинок (1,750) сопоставима с размерами входного отверстия и определяется размерами подшипников 7. Расстояние между турбинкой и входными отверстиями (длина лопаток 0,750) выбирается из расчета, чтобы площадь О лопаток 9 и 11 была сопоставима сплощадью сечения между ними в момент пересечения горизонтальных проекций этих лопаток. Выбор углов атаки1 иверхней и нижней турбинок 5 основывается на необходимости создания различных угловых скоростей турбинок и производится эмпирическим путем, как и выбор углов р закрутки лопаток 9 и 11 в сторону направле ния их вращения и выбор углов о направления закрутки концов лопаток 9 и 11 с целью усиления направленности эффекта образования избыточного давления в сторону стенки скважины, 25На фиг. 3 приведены полученные экспериментальные данные с условными обозначениями: лопаток ведет к перераспределениюсуммарной энергии вращения турбинокна все количество лопаток, а значит,и к снижению мощности отдельных горизонтальных пульсаций на стенке скважины.Устройство работает следующимобразом.Устройство опускают на кабеле вдействующую газовую скважину, работающую с признаками обводнения, Запись измеряемых параметров производится в режиме непрерывной регистрации на стационарных режимах отборагаза, Под действием восходящего потока газожидкостной смеси турбинки 8 и10 начинают вращаться в противоположные стороны. При этом, так какуглы атаки турбинок 8 и 10 различные,горизонтальная проекция линии пересечения лопаток 9 и 11 будет двигатьсяпо окружности. Скорость вращения турбинок 8 и 10 определяется скоростьюдвижения потока и пропорциональнавеличине этой скорости, При реальных технологических дебитах газац = 300 - 1000 тыс, мз газа в суткии, при весовых далях жидкой фазы 1103 частота вращения турбинок недолжна быть менее 50 об/с, В местахпересечения горизонтальных проекцийлопаток 9 и 11 создается избыточноедавление, а при расхождении лопатокпроисходит разрежение средыПоэтомув области между турбинками 8 и 10с определенной частотой возникаетпопеременная смена избыточного давления и разрежения,Таким образом, у стенки скважиныв указанной зоне образуется серия горизонтальных пульсаций (фиг. 2), эффект которых усиливается благодарявинтообразной закрутке лопаток 9 и11, Пульсации создают неустойчивостьвихрей в зоне стенки трубы и, следовательно, разрушают образованный наэтих стенках кольцевой слой жидкости.Одновременно сами же пульсации препятствуют эффекту затягивания жидкости в центр потока. Благодаря несимметричности противонаправленных вихрей, создаваемых турбинками 8 и 10,наклон к вертикальной плоскости инаправление образуемых вследствие этого эффекта вторичных вихрей способствуют дроблению и равномерному перемешиванию частиц жидкой Фазы в газовомпотоке в зоне входа потока в каналы1511377 праепеЕ ПУП 0 цоц 2 датчика 4 состава газожидкостной меси, Таким образом, слагаемыелены величины (дч/де + чх о 1 Г) удут поочередно менять свои знаки жа обратные. Выбор параметров устрой 5 ства (расстояний между лопатками 9 и 11, углов атаки турбинок 8 и 10 и лопаток 9 и 11) обеспечивает миниальный коэффициент пакеровки, наиысшую эффективность при условиях ,змерений, которые наиболее характерны для технологических режимов работы эксплуатационных газовых скважин, максимально возможную угловую корость движения горизонтальной про-. кции линии пересечения лопаток 9 и 1, в результате чего повышается точость за счет создания однородной труктуры газожидкостного потока. формула изобретения 1, Глубинное устройство для определения состава газожидкостного пото ка, включающее полый корпус с центраторами и каналами входа и выхода гаожидкостного потока, между которыми размещены датчик состава газожидкостой среды и турбинка с возможностью З 0 свободного вращения, о т л и чю -щ е е с я тем, что, с целью повышенияточности определения путем обеспечения однородности газожидкостного потока, оно снабжено размещенной подканалами входа газожидкостного потокадополнительной турбинкой, при этомкаждая иэ турбинок.выполнена с лопаткой и противоположными и разными углами атаки, а лопатки выполнены с противоположными направлениями закруткиотносительно турбинок,2. Устройство по и. 1, о т л ич а ю щ е е с я тем, что длина лопаток равна 0,75 диаметра корпуса,а расстояние между ними равно 1,3диаметра корпуса.3. Устройство по и, 1, о т л ич а ю щ е е с я тем, что турбинкивыполнены однолопастными,Устройство по п, 1, о т л и -ч а ю щ е е с я тем, цто нижняя турбинка выполнена с углом атаки 15-30а верхняя - с углом атаки 45 - 605. Устройство по и. 1, о т л ич а ю щ е е с я тем, цто лопатки выполнены под углом 15 - 30 к плоскости турбинок, а направления закруткилопаток относительно турбинок выполнены под углом 30 - 45.,1511377 0,7 асловаг Редактор А.Лежнина Корректор С.йекма НТ ССС изводственно-издательский комбинат "Патент", г.ужгоро гарина, 101 аказ НИИП оставительехред М,Дидь 5873/33 Тираж 514 Подписное Государственного комитета по изобретениям и открытиям при 113935, Москва, Ж, Раушская наб., д. 4/5