RU2126143C1 - Ultrasonic flowmeter of components of multiphase medium - Google Patents
Ultrasonic flowmeter of components of multiphase medium Download PDFInfo
- Publication number
- RU2126143C1 RU2126143C1 RU98104060A RU98104060A RU2126143C1 RU 2126143 C1 RU2126143 C1 RU 2126143C1 RU 98104060 A RU98104060 A RU 98104060A RU 98104060 A RU98104060 A RU 98104060A RU 2126143 C1 RU2126143 C1 RU 2126143C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- flow
- medium
- measuring
- pulses
- radiator
- Prior art date
Links
Landscapes
- Measuring Volume Flow (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к измерительной технике и может быть использовано в информационно-измерительных системах нефтеперерабатывающей, нефтедобывающей, химической и других отраслях промышленности. The invention relates to measuring equipment and can be used in information-measuring systems of oil refining, oil production, chemical and other industries.
Классические разработки расходомеров для оценки количественного и качественного состава нефтегазового потока, идущего из промысловых скважин, основаны на измерениях плотности потока, скорости его движения с учетом флуктуации контролируемых физических параметров, вызываемых наличием в жидкой фазе неоднородностей в форме, например, газовых пузырьков. The classical designs of flowmeters for assessing the quantitative and qualitative composition of the oil and gas stream coming from production wells are based on measurements of the density of the stream and its speed, taking into account fluctuations of controlled physical parameters caused by the presence of inhomogeneities in the liquid phase in the form of, for example, gas bubbles.
Так, известен ультразвуковой расходомер многофазных сред, принцип действия которого основан на выделении преобладающей частоты доплеровского сигнала (Кремлевский П.П., Расходомеры и счетчики количества. - Л.: Машиностроение, 1989). Это осуществляется путем отбора и накопления наиболее часто повторяющихся временных интервалов между моментами пересечения сигналов доплеровской частоты нулевого уровня. Отбор и накопление наиболее часто повторяющихся измеряемых интервалов времени производится с помощью блока памяти. При этом каждому измеряемому интервалу времени ставится в соответствие своя ячейка памяти. So, the ultrasonic flowmeter of multiphase media is known, the principle of which is based on the selection of the predominant frequency of the Doppler signal (Kremlevsky PP, Flowmeters and counters of quantity. - L .: Mashinostroenie, 1989). This is done by selecting and accumulating the most frequently repeated time intervals between the moments of crossing the Doppler frequency signals of the zero level. The selection and accumulation of the most frequently repeated measured time intervals is carried out using a memory unit. At the same time, each measured time interval is assigned its own memory cell.
Недостатки этого устройства, так же как и других, рассмотренных в процессе проведения патентного поиска, связаны с тем, что излучатель импульсов и приемник прошедших сигналов расположены на значительном расстоянии друг от друга с наружной стороны трубопровода. Поэтому неизбежны высокие погрешности в измерениях параметров прошедших через контролируемую среду импульсов, приводящие к искажению информации о составе среды. The disadvantages of this device, as well as others, considered during the patent search, are connected with the fact that the pulse emitter and the receiver of transmitted signals are located at a considerable distance from each other from the outside of the pipeline. Therefore, high errors in the measurement of parameters of pulses transmitted through a controlled medium are inevitable, leading to a distortion of information on the composition of the medium.
Наиболее близким по технической сущности к предлагаемому изобретению является ультразвуковой расходомер в соответствии с патентом РФ 2062995, кл. G 01 F 1/66, 1996. Он снабжен вертикально установленной измерительной камерой с входным и выходным патрубками, блоком управления и последовательно соединенными блоком измерения плотности и вторым счетно-регистрирующим устройством. При этом пьезоэлектрические преобразователи размещены на верхней и нижней стенках измерительной камеры, входы блока управления подключены соответственно к входам блока измерения расхода и блока измерения плотности, а выход блока управления подключен к входу коммутирующего устройства и первому входу блока измерения плотности, ко второму входу которого подключен пьезопреобразователь, размещенный на нижней стенке измерительной камеры. The closest in technical essence to the proposed invention is an ultrasonic flow meter in accordance with the patent of the Russian Federation 2062995, class. G 01 F 1/66, 1996. It is equipped with a vertically mounted measuring chamber with inlet and outlet nozzles, a control unit and a density measuring unit and a second counting and recording device connected in series. In this case, the piezoelectric transducers are located on the upper and lower walls of the measuring chamber, the inputs of the control unit are connected respectively to the inputs of the flow measuring unit and the density measuring unit, and the output of the control unit is connected to the input of the switching device and the first input of the density measuring unit, to the second input of which the piezoelectric transducer is connected located on the bottom wall of the measuring chamber.
Технический результат этого решения заключается в том, что на одних и тех же преобразователях используется прямой и обратный пьезоэффект и измерение расхода и плотности в одной зоне. А это позволяет исключить погрешности при калибровке устройства и изменениях, вызываемых колебаниями свойств и параметров контролируемой среды вдоль потока. The technical result of this solution is that the direct and inverse piezoelectric effect and the measurement of flow and density in one zone are used on the same transducers. And this allows us to exclude errors during device calibration and changes caused by fluctuations in the properties and parameters of the controlled medium along the flow.
Недостатки устройства по прототипу связаны с тем, что это прибор периодического действия, контролирующий расход многофазной среды вне трубопровода и, соответственно, не учитывающий меняющиеся во времени соотношения компонентов в потоке. Отсюда недостоверность получаемой в результате информации о реальных соотношениях фаз, что в некоторых случаях, например, при анализе состояния выработанных нефтяных скважин, может привести к принятию неадекватных ситуации решений. The disadvantages of the prototype device are related to the fact that it is a batch device that monitors the flow of a multiphase medium outside the pipeline and, accordingly, does not take into account the time-varying ratio of components in the flow. Hence the inaccuracy of the resulting information on the real phase relationships, which in some cases, for example, when analyzing the state of oil wells produced, can lead to inadequate decision making.
Поэтому задачей предлагаемого изобретения является повышение точности определения состава многофазной многокомпонентной среды. Therefore, the task of the invention is to increase the accuracy of determining the composition of a multiphase multicomponent medium.
Поставленная задача решается за счет ультразвукового расходомера компонентов многофазной среды, содержащего измерительную камеру в трубопроводе, на противоположных сторонах камеры размещены излучатель импульсов и приемник прошедших через среду импульсов, соединенный с блоком измерения параметров зарегистрированных импульсов и с электронно-вычислительной системой, и в котором в соответствии с изобретением, для проведения измерений внутри трубопровода измерительная камера выполнена с возможностью непрерывного пропускания части потока в пространстве между расположенными на расстоянии 1-20 мм друг от друга излучателем и приемником, блок измерения параметров дополнительно содержит счетчик не прошедших через газовую среду импульсов, связанный с электронно-вычислительной системой, в которую также поступает информация с блока измерения скорости, расположенного со смещением по ходу движения потока и содержащего вторую измерительную камеру. The problem is solved by means of an ultrasonic flowmeter of components of a multiphase medium containing a measuring chamber in the pipeline, on the opposite sides of the chamber there is a pulse emitter and a receiver of pulses transmitted through the medium, connected to a block for measuring parameters of registered pulses and to an electronic computer system, and in which with the invention, for taking measurements inside the pipeline, the measuring chamber is configured to continuously transmit part of of current in the space between the emitter and the receiver located at a distance of 1–20 mm from each other, the parameter measuring unit additionally contains a counter of pulses that have not passed through the gaseous medium and is connected to an electronic computer system, which also receives information from the speed measuring unit located at displacement in the direction of flow and containing the second measuring chamber.
Отличие предлагаемого устройства состоит в том, что оно содержит контролируемый объем в виде измерительной камеры, которую размещают непосредственно в потоке многофазной многокомпонентной среды. При этом камера содержит расположенные на противоположных стенках излучатель и приемник акустических импульсов, оптимальное расстояние между которыми составляет 1-20 мм. Этот параметр установлен опытным путем. При расстоянии между излучателем и приемником меньше 1 мм трудно зафиксировать изменение параметров прошедших импульсов в зависимости от перемен в составе потока, а при расстоянии больше 20 мм повышается погрешность в измерении параметров прошедших импульсов. The difference of the proposed device is that it contains a controlled volume in the form of a measuring chamber, which is placed directly in the stream of a multiphase multicomponent medium. In this case, the camera contains an emitter and a receiver of acoustic pulses located on opposite walls, the optimal distance between which is 1-20 mm. This parameter is established empirically. When the distance between the emitter and the receiver is less than 1 mm, it is difficult to fix the change in the parameters of transmitted pulses depending on changes in the composition of the stream, and at a distance of more than 20 mm the error in measuring the parameters of transmitted pulses increases.
Предлагаемое устройство предполагает иной по сравнению с известными подход к определению состава контролируемой среды. В процессе измерений оценивают время прохождения акустических импульсов в пространстве между излучателем и приемником непосредственно в контролируемой среде. В зависимости от перемен в составе, например, нефтегазового потока, временные отрезки соответственно изменяются. В случае появления в этом пространстве газовой фазы происходит поглощение импульсов энергии, сигнал исчезает. При этом измерительной системой фиксируется время отсутствия сигнала. The proposed device assumes a different compared with the known approach to determining the composition of the controlled environment. In the process of measuring the transit time of acoustic pulses in the space between the emitter and the receiver directly in a controlled environment. Depending on changes in the composition of, for example, oil and gas flow, time periods vary accordingly. If a gas phase appears in this space, energy pulses are absorbed, and the signal disappears. In this case, the measuring system records the time of signal absence.
Схема ультразвукового расходомера в соответствии с заявляемым изобретением представлена на чертеже. Здесь 1 - трубопровод с многофазной многокомпонентной средой; 2 - излучатель импульсов; 3 - приемник прошедших через среду импульсов; 4 - генератор импульсов; 5 - блок измерения параметров импульсов; 6 - электронно-измерительная система; 8 - излучатель импульсов второй измерительной камеры; 9 - приемник прошедших импульсов во второй измерительной камере; 7 и 10 - контролируемые объемы; 11 - блок измерения скорости потока; 12 - блок обработки амплитуды импульсов
Устройство работает следующим образом. Измерительную камеру с излучателем 2 и приемником 3 размещают внутри трубопровода 1 так, чтобы измеряемая среда проходила через контролируемый объем 7.A diagram of an ultrasonic flow meter in accordance with the claimed invention is presented in the drawing. Here 1 is a pipeline with a multiphase multicomponent medium; 2 - pulse emitter; 3 - receiver of pulses transmitted through the medium; 4 - pulse generator; 5 - unit for measuring pulse parameters; 6 - electronic measuring system; 8 - pulse emitter of the second measuring chamber; 9 - receiver of transmitted pulses in the second measuring chamber; 7 and 10 - controlled volumes; 11 - flow rate measuring unit; 12 - processing unit of the amplitude of the pulses
The device operates as follows. The measuring chamber with the emitter 2 and the receiver 3 is placed inside the pipe 1 so that the measured medium passed through the controlled volume 7.
Акустические импульсы, прошедшие через контролируемый объем 7, попадают на вход блока измерения параметров импульсов 5, где фиксируется время прохождения акустическими импульсами контролируемого объема (длительность импульсов) и происходит преобразование его (времени) в амплитуды измерительных сигналов. Величина амплитуды соответствует акустической проводимости среды, находящейся в данный момент в контролируемом объеме, что дает возможность определять состав контролируемой среды. Acoustic pulses passing through the monitored volume 7, get to the input of the pulse parameters measuring unit 5, where the time it takes for the acoustic pulses to pass the monitored volume (pulse duration) is recorded and its (time) is converted to the amplitudes of the measuring signals. The magnitude of the amplitude corresponds to the acoustic conductivity of the medium, which is currently in a controlled volume, which makes it possible to determine the composition of the controlled medium.
Доля газа оценивается по времени отсутствия акустического сигнала в контролируемом объеме T = Σjti
Дг = Т/Т0
где Т - время выборки;
t i - время нахождения газового включения в контролируемом объеме.The gas fraction is estimated by the time of the absence of an acoustic signal in the controlled volume T = Σ j t i
D g = T / T 0
where T is the sampling time;
t i is the residence time of the gas inclusion in a controlled volume.
Доля нефти оценивается по соотношению
где τ - время прохождения акустической волны от излучателя к приемнику (длительность импульса);
τн,τв - калибровочные значения длительности акустических импульсов соответственно в нефти и воде.The proportion of oil is estimated by the ratio
where τ is the transit time of the acoustic wave from the emitter to the receiver (pulse duration);
τ n , τ in - calibration values of the duration of acoustic pulses, respectively, in oil and water.
Аналогично определяется доля воды
Для определения скорости среды по ходу движения потока устанавливают вторую измерительную камеру 10, образованную излучателем 8 и приемником 9. Измерительная камера 10 и соединенный с ней блок обработки амплитуды импульсов 12 образуют блок измерения скорости потока 11, который подключен к электронно-вычислительной системе 6. Скорость среды определяется корреляционным методом. При этом в блок обработки амплитуды импульсов 12 блока измерения скорости 11 поступают сигналы от двух измерительных камер 7 и 10, и получаются две реализации дискретных случайных взаимокорреляционных величин Хi и Yi. При этом корреляционная функция представлена следующим образом:
,
j = 0,1,2,...k
Находя max Rxy и соответствующие ему j, определяют время движения среды от первого контролируемого объема 7 ко второму объему 10. Используя известные величины: расстояние между контролируемыми объемами L и время движения среды τcp, определяют объемный расход
Q = kSL/τcp
где S - сечение трубопровода;
k - тарировочный коэффициент.Similarly, the proportion of water is determined
To determine the speed of the medium along the flow, a second measuring chamber 10 is formed, formed by the emitter 8 and the receiver 9. The measuring chamber 10 and the pulse amplitude processing unit 12 connected to it form a flow velocity measuring unit 11, which is connected to the electronic computer system 6. Speed environment is determined by the correlation method. At the same time, signals from two measuring chambers 7 and 10 are received in the pulse amplitude processing unit 12 of the speed measuring unit 11, and two realizations of discrete random cross-correlation values X i and Y i are obtained. In this case, the correlation function is presented as follows:
,
j = 0,1,2, ... k
Finding max R xy and the corresponding j, determine the time of the medium from the first controlled volume 7 to the second volume 10. Using the known values: the distance between the controlled volumes L and the time of the medium τ cp , determine the volumetric flow
Q = kSL / τ cp
where S is the cross section of the pipeline;
k is the calibration factor.
Объемный расход компонент определяется исходя из доли каждой компоненты. Сигналы с измерительных блоков поступают в электронно-вычислительную систему 6, выдающую результат измерений в виде соотношения всех компонентов среды. The volumetric flow rate of the components is determined based on the proportion of each component. The signals from the measuring units enter the electronic computing system 6, which gives the measurement result in the form of the ratio of all components of the medium.
Авторами был изготовлен опытный образец прибора, в котором реализовано предлагаемое техническое решение НВГР-1. Он был испытан на Первомайском месторождении Краснокамского участка нефтедобычи ЗАО "Лукойл-Пермь" (куст скважин 4) в декабре 1997 года. The authors made a prototype of the device, which implements the proposed technical solution NVGR-1. It was tested at the Pervomaiskoye field of the Krasnokamsk oil production site of CJSC Lukoil-Perm (well bush 4) in December 1997.
По результатам испытаний сделаны следующие выводы:
- выбранные технические решения позволили надежно фиксировать параметры принимаемых сигналов и осуществить их эффективную обработку на всех режимах работы скважин;
- численные значения параметров потока, полученные при проведении измерений, близки к измерениям с помощью штатных измерительных систем и величинам, полученным при лабораторных испытаниях.Based on the test results, the following conclusions are made:
- the selected technical solutions made it possible to reliably fix the parameters of the received signals and carry out their effective processing at all well operation modes;
- the numerical values of the flow parameters obtained during the measurements are close to measurements using standard measuring systems and the values obtained in laboratory tests.
Claims (1)
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU98104060A RU2126143C1 (en) | 1998-03-02 | 1998-03-02 | Ultrasonic flowmeter of components of multiphase medium |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU98104060A RU2126143C1 (en) | 1998-03-02 | 1998-03-02 | Ultrasonic flowmeter of components of multiphase medium |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2126143C1 true RU2126143C1 (en) | 1999-02-10 |
Family
ID=20203026
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU98104060A RU2126143C1 (en) | 1998-03-02 | 1998-03-02 | Ultrasonic flowmeter of components of multiphase medium |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2126143C1 (en) |
Cited By (3)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
WO2001067050A1 (en) * | 2000-03-09 | 2001-09-13 | Nest International N.V. | Simultaneous determination of multiphase flowrates and concentrations |
WO2013141748A1 (en) * | 2012-03-23 | 2013-09-26 | УЛЬЯНОВ, Владимир Николаевич | Device for determining the component composition of a product from an oil and gas well |
RU2689250C1 (en) * | 2018-02-09 | 2019-05-24 | Владимир Иванович Мельников | Multicomponent fluid ultrasonic doppler flowmeter |
-
1998
- 1998-03-02 RU RU98104060A patent/RU2126143C1/en active
Non-Patent Citations (1)
Title |
---|
PCT/WO 87/05696 A1, 24.09.87. * |
Cited By (7)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
WO2001067050A1 (en) * | 2000-03-09 | 2001-09-13 | Nest International N.V. | Simultaneous determination of multiphase flowrates and concentrations |
WO2001067051A1 (en) * | 2000-03-09 | 2001-09-13 | Nest International N.V. | Simultaneous determination of multiphase flowrates and concentrations |
US6658944B2 (en) | 2000-03-09 | 2003-12-09 | Nest International N.V. | Simultaneous determination of multiphase flowrates and concentrations |
CZ298873B6 (en) * | 2000-03-09 | 2008-02-27 | Nest International N. V. | Simultaneous determination of multiphase flow rates and concentrations |
WO2013141748A1 (en) * | 2012-03-23 | 2013-09-26 | УЛЬЯНОВ, Владимир Николаевич | Device for determining the component composition of a product from an oil and gas well |
EA024819B1 (en) * | 2012-03-23 | 2016-10-31 | УЛЬЯНОВ, Владимир Николаевич | Device for determining a component composition of a downhole fluid |
RU2689250C1 (en) * | 2018-02-09 | 2019-05-24 | Владимир Иванович Мельников | Multicomponent fluid ultrasonic doppler flowmeter |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
JP4800543B2 (en) | Method and apparatus for simultaneously measuring the flow rate and concentration of a multiphase liquid / gas mixture | |
US5714691A (en) | Method and system for analyzing a two phase flow | |
Bröring et al. | Flow structure of the dispersed gasphase in real multiphase chemical reactors investigated by a new ultrasound–doppler technique | |
WO1988008516A1 (en) | Ultrasonic fluid flowmeter | |
Takamoto et al. | New measurement method for very low liquid flow rates using ultrasound | |
CN105181793A (en) | Method for measurement of two-phase flow gas holdup based on ultrasonic two-frequency signal | |
CN100405022C (en) | Ultrasonic flow-velocity distribution meter/flowmeter, method of ultrasonically measuring flow velocity distribution/flowrate, program for ultrasonically measuring flow velocity distribution/flowrate | |
RU2126143C1 (en) | Ultrasonic flowmeter of components of multiphase medium | |
RU2382337C2 (en) | Method for measurement of two-phase three-component medium flow | |
RU2730364C1 (en) | Method of determining content of a gas-liquid medium component | |
US11221244B2 (en) | Clamp-on circumferential resonance ultrasonic flowmeter for collectively exciting and receiving circumferential modes of a pipe | |
RU2138023C1 (en) | Process determining flow rate of components of multiphase medium | |
Comes et al. | Ultrasonic flowmeter | |
Zhai et al. | Pseudo-slug Detection of Horizontal Gas-Liquid Flow Using Ultrasonic Transducer | |
RU2062995C1 (en) | Ultrasonic flowmeter | |
RU2386931C2 (en) | Method for detection of multiphase medium flow parametres and ultrasonic flow metre for its realisation | |
RU2195635C1 (en) | Method of measurement of level of liquid and loose media | |
McKnight et al. | Using ultrasonics to measure process variables | |
Zhai et al. | Gas holdup measurement for horizontal gas-liquid intermittent flow based on novel ultrasonic attenuation model | |
Brown | Dual path ultrasonic measurement of fluid flow | |
RU2210764C1 (en) | Procedure determining density of liquids and device for its implementation | |
SU964543A1 (en) | Ultrasonic meter of gaseous media flow rate | |
Biernacki | Doppler measurement of liquid flow in pipe using decimation and parametric spectral estimation method | |
Hauptmann | Process monitoring of fluid systems based on ultrasonic sensors | |
Santos et al. | STUDIES ON SOLID-LIQUID SUSPENSIONS FLOW BY ULTRASOUNDS |