RU2011951C1 - Liquid and gas flow measurement technique - Google Patents

Liquid and gas flow measurement technique Download PDF

Info

Publication number
RU2011951C1
RU2011951C1 SU5016914A RU2011951C1 RU 2011951 C1 RU2011951 C1 RU 2011951C1 SU 5016914 A SU5016914 A SU 5016914A RU 2011951 C1 RU2011951 C1 RU 2011951C1
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
turbine
flow
converter
average
measuring
Prior art date
Application number
Other languages
Russian (ru)
Inventor
Э.С. Мануков
Original Assignee
Казанское научно-производственное объединение "Нефтепромавтоматика"
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Казанское научно-производственное объединение "Нефтепромавтоматика" filed Critical Казанское научно-производственное объединение "Нефтепромавтоматика"
Priority to SU5016914 priority Critical patent/RU2011951C1/en
Application granted granted Critical
Publication of RU2011951C1 publication Critical patent/RU2011951C1/en

Links

Images

Landscapes

  • Measuring Volume Flow (AREA)

Abstract

FIELD: measurement technology. SUBSTANCE: procedure involves measurement of rotation speed of turbine-driven converter turbine, and determination of pressure, differential pressure on turbine, and determination of volume discharge using mathematical relationship including measured quantities. EFFECT: facilitated procedure. 1 dwg

Description

Изобретение относится к технике измерения расходов жидкостей и газов и, в частности, к способам измерения расхода нефти в автоматизированных системах управления процессами добычи и транспортирования нефти и газа, а также метрологического обеспечения средств измерения расхода в динамике. The invention relates to techniques for measuring the flow of liquids and gases, and, in particular, to methods for measuring oil flow in automated control systems for the production and transportation of oil and gas, as well as metrological support for measuring flow in dynamics.

Известен способ измерения расхода жидкостей с помощью турбинного преобразователя расхода и трубопоршневой установки, периодически подключаемой к технологической линии контроля [1] . A known method of measuring the flow rate of liquids using a turbine flow transducer and pipe-piston installation, periodically connected to the control line [1].

Недостатком способа является значительная погрешность измерения расхода. The disadvantage of this method is the significant error in the measurement of flow.

Наиболее близким к изобретению по технической сущности является способ измерения расхода жидкостей (газов), включающий измерение параметра выходного сигнала турбинного преобразователя расхода, плотности контролируемого потока жидкости, определение по известным зависимостям объемного и массового расхода жидкости, а также определение среднего объемного распада [2] . Closest to the invention, the technical essence is a method for measuring the flow rate of liquids (gases), including measuring the output signal of a turbine flow transducer, the density of a controlled fluid flow, determining the known volumetric and mass flow rate dependencies, and also determining the average volumetric decay [2].

Недостаток известного способа заключается в следующем. The disadvantage of this method is as follows.

При определении расхода (количества) нефтей возникают дополнительные погрешности за счет эффекта усадки их, обуславливаемой неодинаковостью структуры смешанного многокомпонентного потока нефтей по сечению гидравлического тракта на участках измерений трубопоршневой установки и турбинного преобразователя расхода, сопровождаемой колебаниями температуры и давления контролируемой нефти. Особенно существенны эти погрешности при контроле нефтей, содержащих значительные доли фракций легких углеводородов. When determining the flow rate (quantity) of oils, additional errors arise due to the effect of their shrinkage, caused by the heterogeneity of the structure of the mixed multicomponent oil flow over the cross section of the hydraulic path in the measurement sections of the piston unit and turbine flow transducer, accompanied by fluctuations in the temperature and pressure of the controlled oil. Especially significant are these errors in the control of oils containing significant fractions of light hydrocarbon fractions.

В известном способе с помощью трубопоршневой установки, подключаемой к технологической линии контроля на некоторый период τ, измеряют количество проливаемой дозы жидкости Wт.р., а также количество импульсов Nf выходного сигнала турбинного преобразователя за тот же период, и инвариантное текущему значению среднего расхода жидкости в этот период значение импульсного коэффициента K1=

Figure 00000001
принимается базовым на весь период процесса контроля нефти для определения объемного количества нефти по формуле W =
Figure 00000002
.In the known method using a pipe-piston installation connected to the control line for a certain period τ, measure the amount of the spilled dose of liquid W TR and also the number of pulses N f of the output signal of the turbine converter for the same period, and the value of the pulse coefficient K 1 = invariant to the current value of the average fluid flow during this period
Figure 00000001
is taken as the base for the entire period of the oil control process to determine the volumetric amount of oil by the formula W =
Figure 00000002
.

Этим и объясняется наличие погрешностей измерения вследствие воздействия вышеуказанных факторов. This explains the presence of measurement errors due to the influence of the above factors.

Кроме того, погрешности возникают и из-за необходимости приведения измеренного расхода (количества) в рабочих условиях Wт.р. к расходу (количеству) Wо в нормальных условиях Wo = Wт.р. ˙ Ст ˙ Ср, где Ст и Ср- значения объемных коэффициентов коррекции по температуре и давлению. По данным "Бритиш петролеум (ВРI) и Американского общества инженеров, механизмов (АSME), в связи с использованием "Поправочных множителей при измерении нефтей", табулированных по результатам лабораторных исследований "стабильной" нефти, вызывает сомнение правомерность их практического использования из-за больших погрешностей, особенно, когда рабочие условия контроля существенно отличаются от нормальных.In addition, errors arise due to the need to bring the measured flow rate (quantity) under operating conditions W TR to the flow (quantity) of W about in normal conditions W o = W TR ˙ C t ˙ C p , where C t and C p are the values of volumetric correction factors for temperature and pressure. According to British Petroleum (BPI) and the American Society of Engineers, Mechanisms (ASME), in connection with the use of Correction Factors for Measuring Oils, tabulated from laboratory tests of "stable" oil, the legitimacy of their practical use is questionable because of the large errors, especially when the operating conditions of the control differ significantly from normal.

Целью изобретения является повышение точности измерения. The aim of the invention is to improve the accuracy of measurement.

Цель достигается тем, что в способе измерения расхода жидкостей (газов), включающем измерение параметра выходного сигнала турбинного преобразователя расхода, плотности контролируемого потока жидкости, определение среднего объемного и массового количества жидкости, дополнительно измеряют динамические давление и разность давлений на турбинке преобразователя, в качестве параметра сигнала турбинного преобразователя расхода используют частоту импульсов, а средний объемный расход определяют по формуле Q = S ˙ V, где S - площадь миделева сечения турбинного преобразователя; V - средняя скорость потока жидкости в миделевом сечении турбинного преобразователя, причем указанную среднюю скорость потока жидкости определяют по формуле
V =

Figure 00000003
πδ·tg
Figure 00000004
arcCosec
Figure 00000005
, где n - частота импульсов выходного сигнала турбинного преобразователя;
Мf - коэффициент гиперболы статистической характеристики преобразования турбинного преобразователя;
δ - средний диаметр турбинки преобразователя;
Z - количество лопастей турбинки;
τд - динамическое давление потока;
Δ Рz - разность давлений на турбинке преобразователя.The goal is achieved by the fact that in the method for measuring the flow rate of liquids (gases), including measuring the parameter of the output signal of the turbine flow transducer, the density of the controlled fluid flow, determining the average volumetric and mass amount of fluid, dynamic pressure and pressure difference on the turbine of the transducer are additionally measured as a parameter the signal of the turbine flow transducer use the pulse frequency, and the average volumetric flow rate is determined by the formula Q = S ˙ V, where S is the area of the mid-section turbine converter; V is the average fluid flow rate in the mid-section of the turbine transducer, and the specified average fluid flow rate is determined by the formula
V =
Figure 00000003
πδ · tg
Figure 00000004
arcCosec
Figure 00000005
where n is the pulse frequency of the output signal of the turbine converter;
M f - hyperbole coefficient of the statistical characteristics of the conversion of the turbine Converter;
δ is the average diameter of the Converter turbine;
Z is the number of turbine blades;
τ d - dynamic flow pressure;
Δ P z - pressure difference on the impeller of the Converter.

При реализации способа отпадает необходимость использования трубопоршневой установки, а определение среднего объемного расхода осуществляется через среднюю скорость потока жидкости в миделевом сечении турбинного преобразователя, которая определяется на основе измерения ряда параметров процесса, полностью характеризующих картину гидромеханического взаимодействия контролируемого потока с турбинкой турбинного преобразователя. When implementing the method, there is no need to use a tube-piston installation, and the average volumetric flow rate is determined through the average fluid flow rate in the mid-section of the turbine converter, which is determined by measuring a number of process parameters that fully characterize the hydromechanical interaction of the controlled flow with the turbine of the turbine converter.

Это позволяет исключить погрешности, свойственные способу-прототипу. This eliminates the errors inherent in the prototype method.

Способ осуществляется следующим образом. The method is as follows.

Измеряют частоту n импульсов в узле съема выходного сигнала турбинного преобразователя расхода, измеряют динамическое давление τдпотока и разность давления Рz, действующих на турбинке, а также плотность контролируемой жидкости. По измеренным значениям параметров, а также с учетом конструктивных параметров турбинного преобразователя расхода определяют среднюю скорость сформированного в миделевом сечении преобразователя потока по формуле
V =

Figure 00000006
πδ·tg
Figure 00000007
arcCosec
Figure 00000008
, (1) средний объемный расход Q = S ˙ V (2), а также объемное количество контролируемой жидкости Wт.р. по формуле
Wт.р=
Figure 00000009
QdT, (3) где Т - период интегрирования в отрезке реального масштаба времени от Т1до Т2, и массовое количество по формуле
M =
Figure 00000010
ρ·Qdt, (4) где ρ - текущее значение плотности контролируемого потока жидкости, измерение которой на потоке осуществляется без ущерба верификации способа.Measure the frequency of n pulses in the node output signal of the turbine flow transducer, measure the dynamic pressure τ d flow and the pressure difference P z acting on the turbine, as well as the density of the controlled fluid. From the measured values of the parameters, as well as taking into account the design parameters of the turbine flow transducer, the average speed of the flow transducer formed in the mid-section is determined by the formula
V =
Figure 00000006
πδ · tg
Figure 00000007
arcCosec
Figure 00000008
, (1) the average volumetric flow rate Q = S ˙ V (2), as well as the volumetric amount of the controlled fluid W TR according to the formula
W tr =
Figure 00000009
QdT, (3) where T is the integration period in the segment of the real time scale from T 1 to T 2 , and the mass quantity is by the formula
M =
Figure 00000010
ρ · Qdt, (4) where ρ is the current density value of the controlled fluid flow, the measurement of which on the flow is carried out without prejudice to the verification of the method.

Реализация способа осуществляется с помощью серийно изготавливаемых технических средств. The implementation of the method is carried out using commercially available technical means.

На чертеже показана схема устройства для реализации способа. The drawing shows a diagram of a device for implementing the method.

Устройство содержит рабочую I1 и резервную I2 измерительные линии, на которых смонтированы технологические задвижки 2 с обратным клапаном 3, блок фильтра 4 со смесителем 5 потока и преобразователем 6 разности давлений, сигнализирующим о степени загрязненности фильтрующего элемента, преобразователи 7 избыточного давления, 8 температуры и 9 плотности, а также преобразователи 10 динамического давления, турбинный преобразователь 11 расхода и преобразователь 12 разности давлений на турбинке преобразователя 11.The device contains a working I 1 and backup I 2 measuring lines, on which technological valves 2 with a check valve 3 are mounted, a filter unit 4 with a flow mixer 5 and a pressure difference transducer 6, indicating the degree of contamination of the filter element, overpressure transducers 7, 8 temperatures and 9 densities, as well as dynamic pressure transducers 10, a turbine flow transducer 11, and a pressure difference transducer 12 on the turbine of the transducer 11.

Комплексная измерительная информация поступает в процессор микроЭВМ 13 для обработки с последующей регистрацией результатов в единицах расхода, а также параметров состояния и теплофизических свойств потока в реальном масштабе времени от Т1 до Т2.Comprehensive measurement information is supplied to the microcomputer processor 13 for processing, followed by recording the results in flow units, as well as the state parameters and thermophysical properties of the stream in real time from T 1 to T 2 .

Claims (1)

СПОСОБ ИЗМЕРЕНИЯ РАСХОДА ПОТОКА ЖИДКОСТИ И ГАЗА, включающий измерение турбинным преобразователем параметра, пропорционального средней скорости потока, измерение плотности потока, по которым определяют величину объемного и массового расхода, отличающийся тем, что дополнительно измеряют динамическое давление потока и разность давлений на турбинке турбинного преобразователя, в качестве параметра измеряют частоту вращения турбины, а величину среднего объемного расхода Q определяют по формуле
Q = S · v,
где S - площадь миделевого сечения турбинного преобразователя,
v - средняя скорость в этом сечении, соответствующая выражению
V =
Figure 00000011
πδ·tg
Figure 00000012
arcCosec
Figure 00000013
, ,
где n - частота импульсов выходного сигнала турбинного преобразователя;
Mf - коэффициент гиперболы статической характеристики турбинного преобразователя;
δ - средний диаметр турбинки турбинного преобразователя;
z - количество лопастей турбинки;
τд - динамическое давление потока;
Δ Pz - разность давлений на турбинке турбинного преобразователя.METHOD FOR MEASURING FLOW FLOW AND GAS FLOW CONSUMPTION, including measuring a parameter proportional to the average flow rate by a turbine converter, measuring a flow density, which determine the volume and mass flow rate, characterized in that the dynamic flow pressure and the pressure difference across the turbine of the turbine converter are additionally measured in the turbine rotation frequency is measured as a parameter, and the average volumetric flow rate Q is determined by the formula
Q = Sv
where S is the mid-sectional area of the turbine transducer,
v is the average velocity in this section corresponding to the expression
V =
Figure 00000011
πδ · tg
Figure 00000012
arcCosec
Figure 00000013
,,
where n is the pulse frequency of the output signal of the turbine Converter;
M f is the hyperbole coefficient of the static characteristic of the turbine converter;
δ is the average diameter of the turbine of the turbine converter;
z is the number of turbine blades;
τ d - dynamic flow pressure;
Δ P z - the pressure difference on the turbine of the turbine Converter.
SU5016914 1991-09-06 1991-09-06 Liquid and gas flow measurement technique RU2011951C1 (en)

Priority Applications (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
SU5016914 RU2011951C1 (en) 1991-09-06 1991-09-06 Liquid and gas flow measurement technique

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
SU5016914 RU2011951C1 (en) 1991-09-06 1991-09-06 Liquid and gas flow measurement technique

Publications (1)

Publication Number Publication Date
RU2011951C1 true RU2011951C1 (en) 1994-04-30

Family

ID=21591738

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
SU5016914 RU2011951C1 (en) 1991-09-06 1991-09-06 Liquid and gas flow measurement technique

Country Status (1)

Country Link
RU (1) RU2011951C1 (en)

Similar Documents

Publication Publication Date Title
US5597961A (en) Two and three phase flow metering with a water cut monitor and an orifice plate
US4080837A (en) Sonic measurement of flow rate and water content of oil-water streams
US9091581B2 (en) Wet gas measurement
CN100472184C (en) Monitoring of two-phase fluid flow using a vortex flowmeter
NL194740C (en) Test device for a flow meter.
EP2192391A1 (en) Apparatus and a method of measuring the flow of a fluid
WO1993017305A1 (en) Flow measurement system
US5396807A (en) Means to determine liquid flow rate with gas present
Kirmse Investigations of pulsating turbulent pipe flow
Muste Sources of bias errors in flume experiments on suspended-sediment transport
RU2011951C1 (en) Liquid and gas flow measurement technique
SA07280445B1 (en) Method to determin fluid phse distribution
Johnson et al. Development of a turbine meter for two-phase flow measurement in vertical pipes
RU2489685C2 (en) Method to measure flow of multi-phase liquid
Brown et al. A probe for point velocities in slurry flows
CN1040149C (en) Measuring method of gas (steam) and liquid two-phase flow and mass gas content
RU2521721C1 (en) Measuring method of component-by-component flow rate of gas-liquid mixture
SU1323919A1 (en) Device for determining kinematic viscosity of fluid
RU2718140C1 (en) Method for measuring mass of one of components of a two-component substance with temperature correction and device for its implementation
RU2102708C1 (en) Flowmeter of gas-saturated oil
RU2744486C1 (en) Method for determining mass of a gas-liquid medium component
EP1134575A1 (en) On-line viscosity measurement system
Brahma Measurement and characterization of flow resistance of critical and near critical pulsating flow through an orifice located in the exhaust stream of a diesel engine
RU2085904C1 (en) Method for measuring viscosity factor of liquid, gas, and gas-liquid mixture flows
RU2273016C2 (en) Arrangement for hydrodynamic measuring of density