NO322353B1 - Fremgangsmate til maling pa flerfase-fluidstrommer i ror og kanaler, samt anvendelser derav - Google Patents
Fremgangsmate til maling pa flerfase-fluidstrommer i ror og kanaler, samt anvendelser derav Download PDFInfo
- Publication number
- NO322353B1 NO322353B1 NO19990206A NO990206A NO322353B1 NO 322353 B1 NO322353 B1 NO 322353B1 NO 19990206 A NO19990206 A NO 19990206A NO 990206 A NO990206 A NO 990206A NO 322353 B1 NO322353 B1 NO 322353B1
- Authority
- NO
- Norway
- Prior art keywords
- sensor
- signal
- measuring instrument
- acoustic
- accordance
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims description 27
- 239000012530 fluid Substances 0.000 title claims description 17
- 238000010422 painting Methods 0.000 title 1
- 239000004576 sand Substances 0.000 claims description 26
- 239000002245 particle Substances 0.000 claims description 21
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 9
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims description 7
- 230000003628 erosive effect Effects 0.000 claims description 5
- 239000007787 solid Substances 0.000 claims description 3
- 230000001105 regulatory effect Effects 0.000 claims 3
- 239000000428 dust Substances 0.000 claims 1
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 10
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 9
- 238000002604 ultrasonography Methods 0.000 description 7
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 5
- 230000003321 amplification Effects 0.000 description 3
- 239000010410 layer Substances 0.000 description 3
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 3
- 238000003199 nucleic acid amplification method Methods 0.000 description 3
- 230000008569 process Effects 0.000 description 3
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 2
- 230000005540 biological transmission Effects 0.000 description 2
- 230000008859 change Effects 0.000 description 2
- 230000007797 corrosion Effects 0.000 description 2
- 238000005260 corrosion Methods 0.000 description 2
- 230000008878 coupling Effects 0.000 description 2
- 238000010168 coupling process Methods 0.000 description 2
- 238000005859 coupling reaction Methods 0.000 description 2
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 2
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 2
- 230000010355 oscillation Effects 0.000 description 2
- 238000010079 rubber tapping Methods 0.000 description 2
- 102000003712 Complement factor B Human genes 0.000 description 1
- 108090000056 Complement factor B Proteins 0.000 description 1
- 230000006978 adaptation Effects 0.000 description 1
- 230000001680 brushing effect Effects 0.000 description 1
- 238000012993 chemical processing Methods 0.000 description 1
- 239000003245 coal Substances 0.000 description 1
- 238000010276 construction Methods 0.000 description 1
- 230000007547 defect Effects 0.000 description 1
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 1
- 239000000835 fiber Substances 0.000 description 1
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 1
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 1
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 1
- 230000006872 improvement Effects 0.000 description 1
- 238000012423 maintenance Methods 0.000 description 1
- 239000000463 material Substances 0.000 description 1
- 238000012544 monitoring process Methods 0.000 description 1
- 239000003129 oil well Substances 0.000 description 1
- 239000011241 protective layer Substances 0.000 description 1
- 230000004044 response Effects 0.000 description 1
- 238000009420 retrofitting Methods 0.000 description 1
- 238000001228 spectrum Methods 0.000 description 1
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 1
Classifications
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01N—INVESTIGATING OR ANALYSING MATERIALS BY DETERMINING THEIR CHEMICAL OR PHYSICAL PROPERTIES
- G01N29/00—Investigating or analysing materials by the use of ultrasonic, sonic or infrasonic waves; Visualisation of the interior of objects by transmitting ultrasonic or sonic waves through the object
- G01N29/44—Processing the detected response signal, e.g. electronic circuits specially adapted therefor
- G01N29/4463—Signal correction, e.g. distance amplitude correction [DAC], distance gain size [DGS], noise filtering
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01F—MEASURING VOLUME, VOLUME FLOW, MASS FLOW OR LIQUID LEVEL; METERING BY VOLUME
- G01F1/00—Measuring the volume flow or mass flow of fluid or fluent solid material wherein the fluid passes through a meter in a continuous flow
- G01F1/66—Measuring the volume flow or mass flow of fluid or fluent solid material wherein the fluid passes through a meter in a continuous flow by measuring frequency, phase shift or propagation time of electromagnetic or other waves, e.g. using ultrasonic flowmeters
- G01F1/667—Arrangements of transducers for ultrasonic flowmeters; Circuits for operating ultrasonic flowmeters
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01F—MEASURING VOLUME, VOLUME FLOW, MASS FLOW OR LIQUID LEVEL; METERING BY VOLUME
- G01F1/00—Measuring the volume flow or mass flow of fluid or fluent solid material wherein the fluid passes through a meter in a continuous flow
- G01F1/74—Devices for measuring flow of a fluid or flow of a fluent solid material in suspension in another fluid
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01N—INVESTIGATING OR ANALYSING MATERIALS BY DETERMINING THEIR CHEMICAL OR PHYSICAL PROPERTIES
- G01N2291/00—Indexing codes associated with group G01N29/00
- G01N2291/02—Indexing codes associated with the analysed material
- G01N2291/028—Material parameters
- G01N2291/02836—Flow rate, liquid level
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01N—INVESTIGATING OR ANALYSING MATERIALS BY DETERMINING THEIR CHEMICAL OR PHYSICAL PROPERTIES
- G01N2291/00—Indexing codes associated with group G01N29/00
- G01N2291/04—Wave modes and trajectories
- G01N2291/044—Internal reflections (echoes), e.g. on walls or defects
Description
Den foreliggende oppfinnelse ved rører fremgangsmåter til gjennomføring av måling på fterfase-fluidstrømmer i rør og kanaler, slik det er definert i innledningen til de etterfølgende selvstendige krav, respektive.
Nærmere bestemt har oppfinnelsen befatning med måling av strømnings-hastigheter, mengden av opptredende partikler i blanding med væsker, gass el, eller andre parametere i fluider som strømmer igjennom rør eller en kanal, og hvor det anvendes akustiske sensorer, og hvor sikkerhetsbestemmelser tilsier at det ikke er ønskelig at måleanordninger eller deler av denne trenger inn (penetrerer, dvs. helt eller delvis igjennom) i røret eller kanalen.
I forbindelse med transport eller produksjon av olje, gass eller andre hydro-karboner, kan det være ønskelig å måle ulike parametere ved rørstrømmen. Dersom slike målinger kan foretas uten å lage hull i rørveggen, dvs. ved hjelp av såkalte ikke inntrengbare instrumenter, og uten å spesialkonstruere eller modifisere de standardiserte rørsystemene, vil dette senke konstruksjons- og produksjonskostnadene for selve rørsystemet og for driften av dette. Det vil også forenkle ettermonteringen på eksisterende rør, samt redusere risikoen for lekkasjer sammenlignet med tradisjonelle måleinstrumenter som krever flenser, ventiler eller lignende direkte tilgang til fluidstrømmen inne i røret eller kanalen.
Ikke-inntrengbare instrumenter kan for eksempel være akustiske instrumenter eller temperaturfølere. Akustiske ikke inntrengbare måleinstrumenter har i en årrekke vært kjent innen oljevirksomhet, samt oljerelatert industri, blant annet for å måle uønsket andelen av partikler, så som sand, som kan følge med strømmen av olje og gass.
Denne type teknologi og måleinstrumenter kan også brukes for en rekke andre anvendelser der væske, gass og partikler, hver for seg, eller i en vilkårlig sammensetning av disse transporteres gjennom rør. Som eksempel kan nevnes rørledningssystemer for transport av kull og vann o.l., samt innenfor kjemiske prosessanlegg. Når væske og partikler, hver for seg, eller en tilfeldig og varierende sammensetning av disse, transporteres gjennom et rør, en kanal eller en renne, kan denne type måleinstrumenter anvendes idet de kan monteres på en av kanalens yttervegger.
Det er tidligere kjent fra NO patent nr 301.948 en måleanordning der en, ved hjelp av ultralyd fra en passiv akustisk sensor, registrerer energien som partikler i en væske- eller gasstrøm avgir når de treffer en rørvegg. Med denne anordningen kan man imidlertid ikke kontrollere om sensoren har tilfredsstill-ende kontakt med rørveggen, og om denne kontakten endrer seg over tid.
GB 2262604 omtaler et ultralyd-målesystem. Målesystemet kan måle akustisk kobling.
GB 1075080 beskriver et apparat for å detektere feil i materiale ved hjelp av ultralyd. Det omfatter en elektrisk krets for å automatisk kompensere for akustisk kobling.
Det er også kjent akustiske måleinstrumenter med både aktive og passive sensorer der den aktive sensoren sender ut en akustisk puls som reflekteres fra rørveggens indre vegg, og der sensorens passive del registrerer den reflekterte akustiske puls. Måleinstrumentene registrerer tiden det tar fra den akustiske puls sendes fra den aktive sensoren, til den reflekterte puls mottas av den passive sensor. Med kjennskap til lydhastigheten i rørveggen kan tyk-kelsen av rørveggen måles, og eventuell erosjon eller korrosjon av rørveggen.
Denne type måleinstrumenter anvender imidlertid ikke amplituden på det reflekterte signal for å justere forsterkningen i den passive sensoren, og måleinstrumentene brukes for erosjons- og korrosjonsmåling.
Fremgangsmåtene ifølge oppfinnelsen er kjennetegnet ved de trekk som er angitt i karakteristikken i de etterfølgende selvstendige krav 1,4, og 7. Foretrukne utførelser av fremgangsmåtene ifølge oppfinnelsen er angitt i de uselvstendige fremgangsmåtekrav.
Det beskrives en anvendelse av fremgangsmåtene ifølge oppfinnelsen i krav 10og 11.
Ifølge oppfinnelsen anvendes fremgangsmåten(e) ifølge de foregående fremgangsmåtekrav for registrering av andel av sand i sandholdig vann, som følge av erosjon, for eksempel i breelver o.l. I en elv som fører partikler som stammer fra erosjon, eksempelvis breelver, kan instrumentet monteres på undersiden av en plate som settes ut i elven slik at det partikkelholdige vann strømmer over platens andre sideflate, eller at en representativ avledning av vannet bringes til å strømme igjennom et rør hvor instrumentet er montert til røroverflaten.
Ifølge en foretrukket anvendelse kan programvaren i en eller flere av mikroprosessorene som er montert i måleinstrumentets sensordel, overskrives, slettes eller endres ved at ny programvare eller nye innstillinger/justeringer overføres via sensorens signal eller spenningstilkobling.
Oppfinnelsen skal i det etterfølgende forklares nærmere under henvisning til de etterfølgende figurer, hvori: Figur 1A viser skjematisk et måleinstrument som er montert til et rør, og omfattende en ultralydsensor og elektronikkort for registrering av data. Figur 1B viser skjematisk et tverrsnitt av et sensorelement montert til overflaten til et rør (halve røret er vist i et lengdesnitt). Figur 2 viser skjematisk blokkdiagrammet for oppkoplingen av sensorelementet ifølge oppfinnelsen. Figur 3 viser et diagram over sensorens registrering av støy som funksjon av instrumentets egenstøy og støy som stammer fra strømnings-hastigheten til et fluidum som strømmer igjennom en rørledning. Figur 4 viser et diagram over sensorens registrering av sandstøy, strømningsstøy og egenstøy som funksjon av tiden for en gitt tilfeldig måling. Figur 5 viser et diagram over støyforløpet over et gitt frekvensområde for selve strømningen og for sandpartiklene
På figur 1A vises skjematisk måleinstrumentet som er montert til et rør 18, og omfattende en ultralydsensor 10 og et hus hvori det innsatt et elektronikkort for registrering av data, Ultralydsensoren 10 er koplet til med elektronikkortet. Fra elektronikkortene går det kabler 15 (eksempelvis av fiberoptisk type eller annen type) som overfører signaler fra elektronikkortene til en datamaskin (PC) 17 (eksempelvis med tilhørende tastatur og skjerm) eller annen datamaskin som behandler signalene og viser resultatene. Selve elektronikkortet for den passivt lyttende ultralydsensor omfatter en filterenhet (jfr. figur 7 i forannevnte NO-301.948} som fungerer som en tilpasningsmodul for sensoren med en avstemt frekvens. Et forsterkertrinn 22 (figur 2) med båndpassfilter 20 er en enhet som gjennomfører en råforsterkning innenfor et angitt frekvensområde. Forsterker-trinnet med programmerbar forsterkning foretar mikroprosessorstyrt forsterkning avhengig av støynivået. En omformer omdanner analoge signaler til digitale signaler. En mikroprosessor behandler data, bestemmer forsterkning og overfører data. En datatransmisjonsenhet sender data til datamaskinen via overføringskabelen 17 på figur 1A.
Sensoren 10 omfatter en aktiv og passiv del 12,14 som er montert til ytterveggen 16 til en rørledning 8, vist et langsgående tverrsnitt. Fluidumets strømningsretning kan være som vist med pilen F. Med piler A hhv R er det antydet at den aktive sensordel 12 avgir akustiske signaler til rørets 18 overflate 16, samt at den passive sensordel 12 mottar de reflekterte akustiske signaler fra overflaten. Henvisningen R kan også representere de akustiske signaler som stammer fra det fluid (flerfase) som strømmer igjennom røret.
På figur 2 vises skjematisk et blokkdiagram for oppkoplingen av sensorelementet ifølge oppfinnelsen. Senderenhetens aktive del 12 er knyttet til og styres av en dataenhet 21 (MC) som også styrer den passive mottaker 14, samt et filter 20 og en forsterker 22, vist med forbindelseslinjene 23,25,27.
Dataenheten 21 instruerer den aktive sender 12 om å avgi et akustisk signal 30 inn mot rørveggen. En del av det akustiske signal 30 fortsetter igjennom rør-veggen 18, mens en del reflekteres fra overflaten 16 til røret 18, som signalet 32 som videre oppfanges og registreres av den passive lyttesensor 14. Dataenheten er innrettet til å registrere det reflekterte signal via linjen 23. Fra sensoren 14 ledes signalet videre til filteret og videre til forsterkeren 22 som avgir et signal til en avleserenhet eller annen funksjon. Signalet fra forsterkeren er, ifølge oppfinnelsen, et stort sett gitt forholdstall mellom det avgitte signal og det mottatte signal.
Figur 3 viser et diagram over sensorens 14 registrering av støy som funksjon av instrumentets egenstøy og støy som stammer fra strømningshastigheten til et fluidum som strømmer igjennom en rørledning. Det framgår at egenstøyen er stort sett konstant og påvirkes ikke av fluidumets strømningshastighet. Strømningsstøyen øker derimot med økende strømningshastighet av fluidumet Tilsvarende vil støyen som genereres av faste partikler (sand) øke proporsjon-alt med sandens/fluidumets strømningshastighet. Figur 4 viser et diagram over sensorens registrering av sandstøy, strømnings-støy og egenstøy som funksjon av tiden for en gitt tilfeldig måling. Over det målte tidsrom på diagrammet antar en stabile strømningsmengder og volumer igjennom rørledningen. Den konstante egenstøyen og strømningsstøyen er vist tydelig, sammen med sandstøy i form av topper, noe som viser at mengden av sand varierer sterkt over tidsrommet. Figur 5 viser et diagram over støyforløpet over et gitt frekvensområde for selve strømningen og for sandpartiklene. Kurven viser hvilke frekvenser for de to støykildene, som gir dominerende støyutslag. De to frekvensbåndene F1 og F2 viser de eksempelvise båndene som sensorens avlytting kan innstilles på, og som avlyttingen kan veksle imellom som angitt ifølge oppfinnelsen.
DETALJERT BESKRIVELSE AV EN UTFØRELSE IFØLGE OPPFINNELSEN
Den videre beskrivelse viser til en typisk anvendelse av det oppfinneriske målinstrumentet på et rør som det strømmer olje, vann, gass eller en kombinasjon av disse komponentene igjennom, og der det er et ønske om å måle sandmengden som passerer forbi sensoren. Dette utelukker ikke anvendelse av oppfinnelsen i andre sammenhenger hvor det transporteres flerfasefluidumer, for eksempel annen prosessindustri, kullkraftverk eller vann-ledningssystemer. Videre kan oppfinnelsen anvendes til å bestemme mengden av en vilkårlig type partikler som strømmer gjennom et rør, en kanal eller en elv, eller for eksempel sandpartikler sammen med olje og/eller gass som strømmer opp fra en oljebrønn igjennom en rørledning.
For å bestemme mengden av partikler som passerer gjennom røret er det av avgjørende betydning å ha god kontakt mellom måleinstrumentet og rørveggen, og det er også vesentlig at den akustiske kontakten er like god gjennom hele måleperioden. Kontakten mellom rørveggen og sensoren har tidligere blitt verifisert ved at for eksempel et sandpapir eller en fil pusses mot rørveggen, og et signal registreres i måleinstrumentet. Dette signal vil variere etter hvilken type sandpapir eller fil som benyttes, hvor på rørveggen det pusses, hvor kraftig det pusses, hvem som pusser og så videre. En slik kontroll av den akustiske kontakten kan i praksis bare utføres ved installasjon, ved vedlikehold, og ved mistanke om eventuelle feil med målesystemet. Enhver forbedring av kontakten mellom måleinstrumentet og røret som befinner seg f.eks. på havbunnen, vil medføre en omfattende og kostbar arbeidsoperasjon. Det er et formål med oppfinnelsen å frembringe en metode som kan eliminere dette.
Den foreliggende oppfinnelse omfatter en fremgangsmåte for å påtrykke et signal med kjent amplitude (styrke), slik at sammenlignbare tester kan utføres. Måleinstrumentet omfatter anordninger for å justere forsterkningen på det mottatte signal, slik at måleinstrumentets respons for et gitt påtrykt signal, for eksempel fra den aktive sensor, kan justeres til et bestemt nivå.
Den foreliggende oppfinnelse innbefatter således en fremgangsmåte for å kontrollere kontakten med faste tidsmellomrom, slik at eventuelle endringer i måleinstrumentets kontakt med røret kan oppdages på et tidlig stadium.
For eksempel svekkes sensorens kontakt mot røret dersom sensoren løsner fra røret på grunn av vibrasjon. Og motsatt, når væsketemperaturen i røret stiger, så vil rørveggen utvide seg slik at sensorens kontakttrykk mot røret øker tilsvarende.
Et måleinstrument for registrering av ovennevnte forhold, omfatter en aktiv sensor for utsending av akustiske signaler, og en passiv sensor for mottak av akustiske signaler. I en alternativ utførelse av oppfinnelsen kan den aktive og den passive del av sensoren være anordnet i en og samme sensor. I en annen alternativ utførelse av oppfinnelsen kan en og samme sensor tenkes å tidvis fungere som aktiv sensor og tidvis som passiv sensor.
Den aktive sensoren kan påtrykkes en eller flere elektriske pulser med kjent karakteristikk og amplitude. En mikroprosessor styrer påtrykk av pulser, og ulike pulser kan velges etter behov. Når sensoren påtrykkes en elektrisk puls, vil sensoren settes i svingninger, som motsvarer den påtrykte puls. Disse svingningene forplanter seg som trykkbølgesignaler (ultralydsignaler) ut fra sensoren, gjennom eventuelle beskyttelseslag og gjennom rørveggen. På grunn av ulike akustiske egenskaper i de ulike lag (ulik brytningsindeks) vil den utsendte puls reflekteres fra grenseflaten mellom de ulike lag i sjiktet.
Den reflekterte puls vil gå i motsatt retning av den utsendte puls, og fanges opp av den passive sensoren. Når denne sensoren påtrykkes et akustisk signal (svingninger), vil sensoren generere et elektrisk signal som motsvarer den påtrykte akustiske puls. Dette elektriske signal avgis, ifølge oppfinnelsen, til en mikroprosessor og en justerbar forsterker. Mikroprosessoren sammenligner den utsendte puls og den mottatte puls, og bestemmer deretter justeringen av forsterkeren slik at ønsket forhold mellom utsendt og mottatt signal oppnås.
Dersom en kontroll av den akustiske kontakten mot røret kan utføres av en mikroprosessor som vist i den foreliggende oppfinnelse, kan også mikroprosessoren settes opp til å kontrollere og eventuelt justere kontakten mot rør-veggen med faste tidsintervall. Kontroll og justering kan utføres i løpet av svært kort tid, og vil i ubetydelig grad påvirke den kontinuerlige overvåkningen av partikkelstrømmen i røret.
Ifølge en særlig foretrukket utførelse av fremgangsmåten ifølge oppfinnelsen er en bredbåndet passiv sensor tilkoblet instrumentets elektronikk. Signalet fra sensoren tilkobles et eller flere frekvensfiltre med smalere båndbredd enn sensoren båndbredde. Disse øvre og nedre knekkfrekvenser for disse filtrene settes av mikroprosessoren, og dermed kan både båndbredd og senterfrekvens for filtrene justeres av mikroprosessoren.
Ved bruken av de tradisjonelle filtre er frekvensene satt ved valg av elektriske komponenter, og når disse komponentene er montert, vil en eventuell endring av filteregenskapene medføre atskillig merarbeid, og kan ikke utføres uten å demontere måleinstrumentet. Ved at filtrene er såkalte digitale filtre, kan filteregenskapene settes i en mikroprosessor, ved en passende programmering av denne, jfr. den tidligere tekst. Dette betyr at mottaksfrekvensene (frekvensbredden) i måleinstrumentet som er montert på en rørledning på havbunnen, kan endres ved programmering fra overflaten, dvs uten noen form for fysisk omkopling eller utskifting av instrumentet.
Ved å endre filtrenes mottaksfrekvenser over tid, kan ulike deler av frekvens-spekteret måles. Det er dermed mulig å justere filtrene slik at de frekvenser der det signal man skal undersøke slipper gjennom filtret, mens signaler med andre uønskede frekvenser (støy) filtreres bort. Dersom mikroprosessoren kan programmeres via spennings- eller signallinjene etter at sensoren er installert, kan filtrene justeres inn slik at sensoren er mest følsom i det frekvens området der sand signalet er sterkest for den aktuelle installasjonen, og ikke ønsket støy filtreres bort. Dette vil gi et betraktelig bedre signal-/støyforhold, som igjen vil gi et bedre måleresultat.
Som eksempel kan nevnes at forskjellig partikkelstørrelse på sanden, forskjellige strømningssammensetninger, forskjellige strømningshastigheter eller forskjellige rørkonfigurasjoner kan føre til at frekvensen for det aktuelle signal endres.
Det akustiske måleinstrument ifølge oppfinnelsen måler signalet som sanden genererer i et frekvensområde. Dette signalet omregnes deretter til en kjent mengde sand ved hjelp av formelen:
Der M = mengde sand i gram, K = er konverteringsfaktor fra signal (støy) til sand, S = sand generert støy, og B = bakgrunnsstøy. Bakgrunnsstøy defineres som strømningsstøy pluss egenstøy i sensor og elektronikk. Egenstøyen er spesiell for hvert måleinstrument, og kan måles under kontrollerte forhold ved produksjon av måleinstrumentet. Egenstøyen er uavhengig av strømnings-hastigheten.
Strømningsstøy defineres som den støy (det signal) som strømmen i røret, for eksempel olje, vann, gass eller en vilkårlig blanding av disse komponenter, genererer i et frekvensområde. Ved en gitt blanding av olje, vann og gass, vil strømningsstøyen øke med økende hastighet. Det finnes unntak fra denne regelen, men de må betraktes som spesialtilfeller, og er ikke av interesse for den generelle beskrivelse av foreliggende oppfinnelse.
En annen fordel med at filterfrekvensene kan styres av en mikroprosessor er at filteregenskapene kan endres hurtig. Dermed kan et smalt båndpassfilter justeres inn på frekvensområdet der sandstøyen er dominerende i et kort tidsrom, for så i neste øyeblikk å sentrere filteret i frekvensområdet der for eksempel strømningsstøyen er dominerende. Dette har to fordeler:
A. Aktuell strømningsgenerert støy kan måles.
B. Eventuell økning i strømningsgenerert støy indikerer økning i strømningshastigheten.
Oet er kjent at strømningsstøyen fastsettes ved hjelp av stikkprøver, eller ved målesystemet enten manuelt eller automatisk fra andre målesystemer får informasjon om strømningshastighet, og strømningshastigheten deretter omregnes til (forventet) strømningsstøy. Ved å måle strømningsgenerert støy i øyeblikket kan faktoren B i formelen bestemmes med større nøyaktighet, og det er ikke nødvendig med manuell eller automatisk informasjon fra andre målesystemer om strømningshastighet for å bestemme den strømnings-genererte støy.
Konverteringsfaktoren K for forholdet mellom en sandmengde og signalet som genereres av denne sandmengde vil øke med økende hastighet på sanden. Ved høyere hastighet vil energien i sandpartiklene være større:
Der E = bevegelsesenergien, k = en konstant, m = partiklenes masse og v = partiklenes hastighet
Det er kjent at målesystemet enten manuelt eller automatisk fra andre målesystemer får informasjon om strømningshastighet, og at strømnings-hastigheten deretter omregnes til (forventet) konverteringsfaktor K for sammen-hengen mellom sandgenerert støy og en kjent mengde sand. Ved å måle variasjoner i strømningsgenerert støy, vil en samtidig få informasjon om variasjoner i strømningshastighet, og dette kan benyttes for å beregne konverteringsfaktoren K for den aktuelle hastighet. Dermed er det ikke nødvendig med manuell eller automatisk informasjon fra andre målesystemer om strømningshastighet for å bestemme konverteringsfaktoren K.
Strømningshastigheten og den strømningsgenererte støy vil i de aller fleste tilfeller variere langsomt sammenlignet med variasjonene i sandgenerert støy. I en foretrukket utførelse av oppfinnelsen vil frekvensfiltrene styres slik at filtrenes senterfrekvenser er innstilt på sandgenerert støy i den alt vesentlige del av tiden (for eksempel 95% av tiden), mens frekvensfiltrenes senterfrekvenser i en liten del av tiden (for eksempel 5%) er innstilt på strømnings-generert støy.
Claims (12)
1. Fremgangsmåte ved drift av et måleinstrument montert på overflaten til et fluidførende legeme, så som en rørledning, kanal e.l., hvilket måleinstrument omfatter minst en akustisk sensor,
hvor sensoren omfatter enten en passiv mottakerdel og en aktiv senderdel, eller sensoren kan veksle mellom aktiv og passiv modus,
den aktive senderdel bringes til å sende ut et karakteristisk akustisk signal,
det akustiske signal som reflekteres fra overflaten, mottas av sensorens mottakerdel, og eventuelt forsterkes signalet,
karakterisert ved at
det reflekterte signalets styrke måles og sammenlignes med styrken til det utsendte signal, og
at forsterkningen i signalet fra sensorens passive del justeres inntil det oppnås et gitt forhold mellom utsendt og mottatt signalstyrke.
2. Fremgangsmåte i samsvar med krav 1, karakterisert ved at det gitte forhold mellom signalstyrkene omfatter en initial set-verdi.
3. Fremgangsmåte i samsvar med krav 1, karakterisert ved at det sammenlignes forholdet mellom det utsendte og mottatte signalers amplituder, respektive.
4. Fremgangsmåte ved drift av et måleinstrument montert på overflaten av et fluidførende legeme, særlig et hult legeme så som et rør, som fremfører flerfase-fluidstrømmer, særlig væsker i blanding med faste partikler, hvor det registreres akustiske data vedrørende andeler og mengder av de ulike faser i fluidumstrømmen, karakterisert ved at måleinstrumentet kalibreres for å bringes til, kontinuerlig eller med tidsmellomrom, å korrigere for eventuelle endringer i kontakten mellom måleinstrumentet og rørledningens overflate, ved at
den aktive senderdel bringes til å sende ut et karakteristisk akustisk signal,
det akustiske signal som reflekteres fra legemets overflate, mottas av sensorens mottakerdel, og eventuelt forsterkes signalet, og
at det reflekterte signalets styrke måles og sammenlignes med styrken til det utsendte signal, hvorved forsterkningen i signalet fra sensorens passive del, avhengig av eventuelle endringer i den nevnte kontakt, justeres inntil det oppnås et gitt forhold mellom utsendt og mottatt signalstyrke.
5. Fremgangsmåte i samsvar med krav 4, karakterisert ved at det gitte forhold mellom signalstyrkene omfatter en initial set-verdi, representerende en initial kontakt mellom måleinstrumentet og rørledningens overflate.
6. Fremgangsmåte i samsvar med krav 4-5, karakterisert ved at det sammenlignes forholdet mellom det utsendte og mottatte signalers amplituder, respektive.
7. Fremgangsmåte ved drift av et måleinstrument montert på overflaten til et hult fluidførende legeme som fremfører flerfase-fluidstrømmer, særlig væsker i blanding med faste partikler, hvor det registreres akustiske data vedrørende andeler og mengder av de ulike faser i fluidstrømmen, karakterisert ved at for registrering av akustiske data for andeler og mengder av de ulike faser i fluidumstrømmen omfatter den passive del av sensoren et eller flere frekvensfiltre, idet filtrenes båndbredde, og senterfrekvens kan justeres individuelt.
8. Fremgangsmåte i samsvar med krav 7, karakterisert ved at filtrene er regulert til å veksle mellom et frekvensområde der strømningsstøyen er dominerende og et frekvensområde der partikkelstøver! er dominerende.
9. Fremgangsmåte i samsvar med krav 7-8, karakterisert ved at filtrene er innrettet til å fjernreguleres, så som ved at senterfrekvens og båndbredde reguleres ved hjelp av en eller flere mikroprosessorer som er montert i måleinstrumentets sensordel.
10. Fremgangsmåte i samsvar med krav 7-9, karakterisert ved at programvaren i en eller flere av mikroprosessorene som er montert i måleinstrumentets sensordel, kan overskrives, slettes eller endres ved at ny programvare eller nye innstillinger/justeringer overføres via sensorens signal eller spenningstilkobling.
11. Anvendelse av fremgangsmåte ifølge de foregående fremgangsmåtekrav for registrering av andel av sand i sandholdig vann, som følge av erosjon, for eksempel breelver o.l.
12. Anvendelse ifølge krav 11 hvor programvaren i en eller flere av mikroprosessorene som er montert i måleinstrumentets sensordel, kan overskrives, slettes eller endres ved at ny programvare eller nye innstillinger/- justeringer overføres via sensorens signal eller spenningstilkobling.
Priority Applications (5)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
NO19990206A NO322353B1 (no) | 1999-01-18 | 1999-01-18 | Fremgangsmate til maling pa flerfase-fluidstrommer i ror og kanaler, samt anvendelser derav |
EP00900978A EP1192457B1 (en) | 1999-01-18 | 2000-01-18 | Acoustic measuring instrument and method for operating the same |
US09/869,943 US6672131B1 (en) | 1999-01-18 | 2000-01-18 | Method for operating a measurement instrument |
PCT/NO2000/000013 WO2000045161A1 (en) | 1999-01-18 | 2000-01-18 | Method for operating a measuring instrument |
AU30844/00A AU3084400A (en) | 1999-01-18 | 2000-01-18 | Method for operating a measuring instrument |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
NO19990206A NO322353B1 (no) | 1999-01-18 | 1999-01-18 | Fremgangsmate til maling pa flerfase-fluidstrommer i ror og kanaler, samt anvendelser derav |
Publications (3)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
NO990206D0 NO990206D0 (no) | 1999-01-18 |
NO990206L NO990206L (no) | 2000-07-19 |
NO322353B1 true NO322353B1 (no) | 2006-09-18 |
Family
ID=19902843
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
NO19990206A NO322353B1 (no) | 1999-01-18 | 1999-01-18 | Fremgangsmate til maling pa flerfase-fluidstrommer i ror og kanaler, samt anvendelser derav |
Country Status (5)
Country | Link |
---|---|
US (1) | US6672131B1 (no) |
EP (1) | EP1192457B1 (no) |
AU (1) | AU3084400A (no) |
NO (1) | NO322353B1 (no) |
WO (1) | WO2000045161A1 (no) |
Families Citing this family (34)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
EP1261876B1 (en) | 2000-02-29 | 2015-09-09 | Gen-Probe Incorporated | Fluid dispense and liquid surface verification system |
GB0224490D0 (en) * | 2002-10-22 | 2002-11-27 | Audiotel Internat Ltd | Method and apparatus for detecting surveillance devices |
DE10338950A1 (de) * | 2003-08-25 | 2005-06-23 | Jäger, Frank-Michael | Verfahren und Vorrichtung zur Erkennung von Körpern in Rohrleitungen |
CA2503275A1 (en) | 2005-04-07 | 2006-10-07 | Advanced Flow Technologies Inc. | System, method and apparatus for acoustic fluid flow measurement |
DE102005045485A1 (de) | 2005-09-22 | 2007-04-12 | Endress + Hauser Flowtec Ag | Verfahren zur System- und/oder Prozessüberwachung bei einem Ultraschall-Durchflussmessgerät |
US7969318B2 (en) * | 2007-06-15 | 2011-06-28 | Matt White | Flow detector with alarm features |
US20090157329A1 (en) * | 2007-12-14 | 2009-06-18 | Glenn Weightman | Determining Solid Content Concentration in a Fluid Stream |
US8220484B2 (en) * | 2008-04-02 | 2012-07-17 | University Of North Carolina At Charlotte | Monitoring systems and methods for sewer and other conduit systems |
US20110080807A1 (en) * | 2009-10-02 | 2011-04-07 | Clampon, Inc. | Method for collision risk mitigation using intelligent non-invasive ultrasonic sensors for directional drilling |
CN107923781B (zh) | 2015-06-22 | 2020-09-29 | 沙特阿拉伯石油公司 | 提供基于熵的多相流表征的系统、方法和计算机介质 |
US9857298B2 (en) | 2015-07-06 | 2018-01-02 | Saudi Arabian Oil Company | Systems and methods for near-infrared based water cut monitoring in multiphase fluid flow |
US10161919B2 (en) * | 2016-10-25 | 2018-12-25 | Fisher Controls International Llc | Acoustic emission sensors with integral acoustic generators |
US10161912B2 (en) | 2016-01-11 | 2018-12-25 | Fisher Controls International Llc | Methods and apparatus to test acoustic emission sensors |
US10345273B2 (en) * | 2016-01-11 | 2019-07-09 | Fisher Controls International Llc | Methods and apparatus to verify operation of acoustic emission sensors |
WO2017174746A1 (en) | 2016-04-07 | 2017-10-12 | Bp Exploration Operating Company Limited | Detecting downhole events using acoustic frequency domain features |
BR112018070565A2 (pt) | 2016-04-07 | 2019-02-12 | Bp Exploration Operating Company Limited | detecção de eventos de fundo de poço usando características de domínio da frequência acústicas |
US9995725B2 (en) | 2016-06-28 | 2018-06-12 | Schlumberger Technology Corporation | Phase fraction measurement using light source adjusted in discrete steps |
US10054537B2 (en) | 2016-06-28 | 2018-08-21 | Schlumberger Technology Corporation | Phase fraction measurement using continuously adjusted light source |
CA3058256C (en) | 2017-03-31 | 2023-09-12 | Bp Exploration Operating Company Limited | Well and overburden monitoring using distributed acoustic sensors |
AU2018261777B2 (en) | 2017-05-04 | 2023-05-11 | 3D at Depth, Inc. | Systems and methods for monitoring underwater structures |
BR112020000375A2 (pt) | 2017-07-10 | 2020-07-14 | 3D at Depth, Inc. | sistemas e métodos ópticos de posicionamento embaixo d'água |
EA202090528A1 (ru) | 2017-08-23 | 2020-07-10 | Бп Эксплорейшн Оперейтинг Компани Лимитед | Обнаружение мест скважинных пескопроявлений |
AU2018350092A1 (en) | 2017-10-11 | 2020-05-14 | Bp Exploration Operating Company Limited | Detecting events using acoustic frequency domain features |
DE102018126613B4 (de) * | 2018-10-25 | 2022-08-11 | Sensus Spectrum Llc | Messvorrichtung zur Bestimmung des Durchflusses eines durch einen Rohrabschnitt hindurchströmenden Fluids |
CN113330185A (zh) | 2018-11-29 | 2021-08-31 | Bp探索操作有限公司 | 利用机器学习使用das特征的事件检测 |
GB201820331D0 (en) | 2018-12-13 | 2019-01-30 | Bp Exploration Operating Co Ltd | Distributed acoustic sensing autocalibration |
CN109764957B (zh) * | 2019-01-29 | 2020-12-15 | 浙江大远智慧制药工程技术有限公司 | 一种设备出液过程监测装置及方法 |
EA037843B1 (ru) | 2019-04-19 | 2021-05-26 | Общество С Ограниченной Ответственностью "Сонограм" | Способ детектирования зон выноса твердых частиц в скважине |
RU2724179C1 (ru) * | 2019-07-22 | 2020-06-22 | Станислав Александрович Ежов | Способ регистрации твёрдых фракций в газовом потоке |
EP4045766A1 (en) | 2019-10-17 | 2022-08-24 | Lytt Limited | Fluid inflow characterization using hybrid das/dts measurements |
WO2021073740A1 (en) | 2019-10-17 | 2021-04-22 | Lytt Limited | Inflow detection using dts features |
WO2021093974A1 (en) | 2019-11-15 | 2021-05-20 | Lytt Limited | Systems and methods for draw down improvements across wellbores |
EP4165284A1 (en) | 2020-06-11 | 2023-04-19 | Lytt Limited | Systems and methods for subterranean fluid flow characterization |
CA3182376A1 (en) | 2020-06-18 | 2021-12-23 | Cagri CERRAHOGLU | Event model training using in situ data |
Family Cites Families (13)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
DE2209906C3 (de) * | 1972-03-02 | 1985-10-24 | Krautkrämer GmbH, 5000 Köln | Prüfkopfanordnung zur zerstörungsfreien Werkstoffprüfung von Rohren und Stangen im Ultraschallverfahren |
US3816773A (en) * | 1972-10-12 | 1974-06-11 | Mobil Oil Corp | Method and apparatus for detecting particulate material in flow stream |
US3906780A (en) * | 1972-10-12 | 1975-09-23 | Mobil Oil Corp | Particulate material detection means |
US3854323A (en) * | 1974-01-31 | 1974-12-17 | Atlantic Richfield Co | Method and apparatus for monitoring the sand concentration in a flowing well |
FR2417762A1 (fr) * | 1978-02-16 | 1979-09-14 | Anvar | Procede et dispositifs de mesure de la fatigue d'une eprouvette soumise a une sollicitation mecanique |
US4453238A (en) * | 1982-04-15 | 1984-06-05 | The United States Of America As Represented By The Secretary Of The Navy | Apparatus and method for determining the phase sensitivity of hydrophones |
DE3221021C2 (de) * | 1982-06-04 | 1985-11-07 | Nukem Gmbh, 6450 Hanau | Verfahren zur Justierung einer Anlage zur zerstörungsfreien Werkstoffprüfung mittels Ultraschall |
NL8602458A (nl) * | 1986-09-29 | 1988-04-18 | Rheometron Ag | Ultrasone stromingsmeter. |
US5507185A (en) * | 1993-03-16 | 1996-04-16 | Southwest Research Institute | Adaptive scanning technique for ultrasonic testing utilizing realtime lift-off detection |
US6035696A (en) * | 1994-04-05 | 2000-03-14 | Gas Research Institute | Scan assembly and method for calibrating the width of an input pulse to an ultrasonic transducer of the scan assembly |
US5530678A (en) * | 1994-12-05 | 1996-06-25 | Alliant Techsystems Inc. | Real-time calibration acoustic array |
JPH09108223A (ja) * | 1995-10-19 | 1997-04-28 | Aloka Co Ltd | 超音波診断装置 |
US5852232A (en) * | 1997-01-02 | 1998-12-22 | Kla-Tencor Corporation | Acoustic sensor as proximity detector |
-
1999
- 1999-01-18 NO NO19990206A patent/NO322353B1/no not_active IP Right Cessation
-
2000
- 2000-01-18 AU AU30844/00A patent/AU3084400A/en not_active Abandoned
- 2000-01-18 EP EP00900978A patent/EP1192457B1/en not_active Expired - Lifetime
- 2000-01-18 US US09/869,943 patent/US6672131B1/en not_active Expired - Lifetime
- 2000-01-18 WO PCT/NO2000/000013 patent/WO2000045161A1/en active Application Filing
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
AU3084400A (en) | 2000-08-18 |
EP1192457B1 (en) | 2013-01-09 |
EP1192457A1 (en) | 2002-04-03 |
US6672131B1 (en) | 2004-01-06 |
NO990206D0 (no) | 1999-01-18 |
NO990206L (no) | 2000-07-19 |
WO2000045161A1 (en) | 2000-08-03 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
NO322353B1 (no) | Fremgangsmate til maling pa flerfase-fluidstrommer i ror og kanaler, samt anvendelser derav | |
KR100602227B1 (ko) | 콘테이너의 유체 점도를 측정하기 위한 장치 및 방법 | |
CA2949040C (en) | An apparatus and method for measuring the pressure inside a pipe or container | |
US10253615B2 (en) | Method and a system for ultrasonic inspection of well bores | |
AU2012225475B2 (en) | Apparatus and method for acoustic monitoring of steam quality and flow | |
US4448062A (en) | Method and apparatus for erosion detection and location in hydrocarbon production systems and the like | |
JPH06201425A (ja) | 管内流体の流量測定装置及び方法 | |
US5756898A (en) | Passive acoustic method of measuring the effective internal diameter of a pipe containing flowing fluids | |
US20140026666A1 (en) | Wear monitoring with rotational sensor and sensor thickness | |
US5549000A (en) | Passive acoustic detection of pipeline pigs | |
MX2010011331A (es) | Deteccion sonica de cambio de estado de fluido para estaciones de medicion. | |
CN101319955A (zh) | 提取次声波监测管道泄漏的方法 | |
EP0446023A1 (en) | Fluid flow measurement | |
US4347747A (en) | Single phase flow measurement | |
US4573346A (en) | Method of measuring the composition of an oil and water mixture | |
DE102005009818A1 (de) | Verfahren und Einrichtung zum Messen eines Druckes | |
US4372151A (en) | Automatic fault locating apparatus for a pressurized pipeline | |
US11808737B2 (en) | Ultrasonic system and method for non-intrusive detection and measurement of impurities in multiphase flows | |
KR101944690B1 (ko) | 이상 원인 판정 기능이 구비된 상수관로 모니터링 시스템 | |
EP0050452B1 (en) | Apparatus for indicating variations in acoustic properties on an interface | |
Khan | Empirical Modeling of Acoustic Signal Attenuation in Municipal Sewer Pipes for Condition Monitoring Applications | |
Kourousis et al. | Acoustic emission leak detection of buried oil pipelines, river and road crossings | |
US20070005250A1 (en) | System and method for locating leaks in petroleum wells | |
WO2021220371A1 (ja) | 配管検査システム、配管検査装置、及び配管検査方法 | |
NO812013L (no) | Fremgangsmaae for aa bestemme forekomsten og beliggenheten av en fjerntliggende fluidlekkasje i en roerledning eller trykkbeholder som foerer fluid under trykk |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
MK1K | Patent expired |