RU2382359C2 - Method for monitoring of multiphase flow in pipeline - Google Patents
Method for monitoring of multiphase flow in pipeline Download PDFInfo
- Publication number
- RU2382359C2 RU2382359C2 RU2007121152/28A RU2007121152A RU2382359C2 RU 2382359 C2 RU2382359 C2 RU 2382359C2 RU 2007121152/28 A RU2007121152/28 A RU 2007121152/28A RU 2007121152 A RU2007121152 A RU 2007121152A RU 2382359 C2 RU2382359 C2 RU 2382359C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- pipeline
- medium
- pulses
- multiphase flow
- boundary
- Prior art date
Links
Images
Landscapes
- Investigating Or Analyzing Materials By The Use Of Ultrasonic Waves (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к контрольно-измерительной технике и может быть использовано для определения вида многофазного потока в трубопроводе в ходе его эксплуатации.The invention relates to instrumentation and can be used to determine the type of multiphase flow in the pipeline during its operation.
Известен способ контроля многофазного потока в трубопроводе [1], заключающийся в том, что располагают группу преобразователей по окружности трубопровода в одной плоскости его сечения, прозвучивают многофазный поток ультразвуковыми колебаниями, принимают прошедшие через поток и отраженные от несплошностей многофазного потока импульсы ультразвуковых колебаний, измеряют их амплитуды и времена пробега, преобразуют их в удобную для обработки цифровую форму и сравнивают с имеющимся в флэш-памяти микропроцессорного модуля набором цифровых эталонов, соответствующих различным многофазным потокам, и по результатам сравнения определяют характер многофазного потока. Недостатком способа является сложность его реализации, обусловленная необходимостью обеспечения плотного акустического контакта между всеми преобразователями и поверхностью трубопровода, наличия множества цифровых эталонов, которые должны учитывать кроме всевозможных вариантов характера многофазного потока толщину стенки, диаметр трубопровода и индивидуальные акустические характеристики преобразователей.A known method of controlling a multiphase flow in a pipeline [1], which consists in placing a group of transducers around the circumference of the pipeline in the same plane of its cross section, multiphase flow is heard by ultrasonic vibrations, receive pulses of ultrasonic vibrations transmitted through the flow and reflected from the discontinuities of the multiphase flow, measure them amplitudes and travel times, convert them into a digital form convenient for processing and compare with a set of digital ones available in the flash memory of the microprocessor module standards corresponding to different multiphase flows, and the nature of the multiphase flow is determined by comparison. The disadvantage of this method is the complexity of its implementation, due to the need to ensure tight acoustic contact between all the transducers and the surface of the pipeline, the presence of many digital standards, which must take into account, in addition to all possible variations in the nature of multiphase flow, wall thickness, diameter of the pipeline and individual acoustic characteristics of the transducers.
Известен способ контроля несплошностей потока [2], заключающийся в том, что трубопровод с контролируемой средой прозвучивается ультразвуковыми импульсами в двух взаимно перпендикулярных направлениях, принимают прошедшие через среду импульсы и импульсы, отраженные от границы раздела фаз, измеряют их амплитуды и время пробега и по полученным данным судят о концентрации газовой фазы и режиме течения потока.A known method of monitoring flow discontinuities [2], which consists in the fact that the pipeline with a controlled medium is sounded by ultrasonic pulses in two mutually perpendicular directions, receive pulses and pulses transmitted through the medium, reflected from the phase boundary, measure their amplitudes and travel time data are judged on the concentration of the gas phase and the flow regime.
Недостатками способа являются:The disadvantages of the method are:
1) низкая точность способа, обусловленная сложностью точного расположения датчиков-приемников на акустической оси датчиков-излучателей;1) low accuracy of the method, due to the complexity of the exact location of the sensor receivers on the acoustic axis of the sensor emitters;
2) малая информативность регистрируемых параметров и, как следствие, сложность правильной интерпретации полученных данных;2) low information content of the recorded parameters and, as a consequence, the complexity of the correct interpretation of the data obtained;
3) невозможность точного определения местоположения границы раздела фаз, т.к. неизвестна скорость движения ультразвукового импульса в измеряемой среде при действующих условиях (давлении, температуре, скорости движения).3) the impossibility of accurately determining the location of the phase boundary, because the velocity of the ultrasonic pulse in the measured medium is unknown under the existing conditions (pressure, temperature, speed).
Задача изобретения - повышение точности и информативности способа.The objective of the invention is to improve the accuracy and information content of the method.
Поставленная задача решается тем, что в способе многофазного потока в трубопроводе, заключающемся в том, что трубопровод с контролируемой средой прозвучивается ультразвуковыми импульсами, принимают импульсы, прошедшие через среду, и импульсы, отраженные от границы раздела фаз, измеряют их амплитуды и время пробега, по которым определяют характер движения многофазного потока, дополнительно принимают импульсы, многократно отраженные от границы «металл трубы - среда», определяют время их реверберации, по которому судят о свойствах среды следующим образом: плавное увеличение времени реверберации свидетельствует об увеличении содержания газовой фазы в жидкости, резкое - о пересечении границы раздела фаз «жидкость - газ», резкое снижение времени реверберации характеризует пересечение границ жидкостей с различными акустическими свойствами при расслоенном течении.The problem is solved in that in the method of multiphase flow in the pipeline, which consists in the fact that the pipeline with a controlled medium is sounded by ultrasonic pulses, the pulses transmitted through the medium are received, and the pulses reflected from the phase boundary measure their amplitudes and travel time, according to which determine the nature of the motion of the multiphase flow, additionally take pulses that are repeatedly reflected from the boundary “metal pipe - medium”, determine the time of their reverberation, which is used to judge the properties of the medium with In the following way: a smooth increase in the reverberation time indicates an increase in the content of the gas phase in the liquid, a sharp one indicates the intersection of the liquid – gas interface, a sharp decrease in the reverberation time characterizes the intersection of the boundaries of liquids with different acoustic properties in a layered flow.
В качестве пояснения к сущности заявляемого изобретения приводим следующее.As an explanation of the essence of the claimed invention, the following.
При решении задач защиты от трубопроводов коррозии важно знать наличие и соотношение объемов фаз жидкого углеводорода (например, газового конденсата) и пластовой воды и характер многофазного потока. Сложность выявления границ раздела таких жидкостей ультразвуком обусловлена малым различием их акустических свойств. Поэтому уровень сигнала, принимаемого от границы раздела фаз «жидкий углеводород - пластовая вода», сравним с уровнем шумов в электроакустическом тракте дефектоскопа и является малоинформативным параметром.When solving the problems of protection against corrosion pipelines, it is important to know the presence and ratio of the volumes of the phases of liquid hydrocarbon (for example, gas condensate) and produced water and the nature of the multiphase flow. The difficulty of identifying the interface between such liquids by ultrasound is due to the small difference in their acoustic properties. Therefore, the level of the signal received from the phase boundary “liquid hydrocarbon - formation water” is comparable to the noise level in the electro-acoustic path of the flaw detector and is an uninformative parameter.
Разница в уровнях импульса, отраженного от границ «металл трубы - жидкий углеводород» и «металл трубы - пластовая вода», также невелика и составляет около 3-4%, однако при многократно отраженном сигнале ее нетрудно зафиксировать по длительности времени реверберации многократно отраженного импульса.The difference in the levels of the pulse reflected from the boundaries “pipe metal - liquid hydrocarbon” and “pipe metal - produced water” is also small and amounts to about 3-4%, however, with a multiple reflected signal it is not difficult to fix by the length of the reverberation time of the multiple reflected pulse.
Многократно отраженного импульса от границ раздела фаз жидкости не удастся добиться из-за затухания ультразвуковых импульсов в жидкости.A multiple reflected pulse from the liquid phase boundaries cannot be achieved due to the attenuation of ultrasonic pulses in the liquid.
На фиг.1 и 2 представлены осциллограммы дефектоскопа с импульсами, многократно отраженными от границы «металл трубы - газовый конденсат» и «металл трубы - пластовая вода» соответственно.Figures 1 and 2 show the waveforms of a flaw detector with pulses repeatedly reflected from the boundary "pipe metal - gas condensate" and "pipe metal - produced water", respectively.
Способ контроля многофазного потока в трубопроводе осуществляют следующим образом.A method of controlling a multiphase flow in a pipeline is as follows.
Посредством пьезоэлектрического преобразователя вводят ультразвуковые импульсы в металл трубы трубопровода. Получают отраженные от границы «металл трубы - среда» многократно отраженные импульсы. Определяют время реверберации импульсов (фиг.1). Сканируют преобразователем поверхность трубопровода перемещением по его окружности. Увеличение времени реверберации свидетельствует о снижении плотности среды граничащей с металлом трубы: плавное - об увеличении содержания газовой фазы в жидкости, резкое - о пересечении границы раздела фаз «жидкость - газ».By means of a piezoelectric transducer, ultrasonic pulses are introduced into the metal of the pipeline pipe. Multiple reflected pulses reflected from the “metal pipe - medium” boundary are obtained. The pulse reverberation time is determined (FIG. 1). The transducer scans the pipeline surface by moving along its circumference. An increase in the reverberation time indicates a decrease in the density of the medium adjacent to the metal of the pipe: smooth - about an increase in the content of the gas phase in the liquid, sharp - about the intersection of the liquid – gas interface.
Снижение времени реверберации свидетельствует об увеличении плотности среды. При пересечении преобразователем границ жидкостей с различными акустическими свойствами при расслоенном течении наблюдается резкое снижение времени реверберации импульсов (фиг.2).A decrease in reverberation time indicates an increase in the density of the medium. When the transducer crosses the boundaries of liquids with various acoustic properties during a stratified flow, a sharp decrease in the reverberation time of pulses is observed (Fig. 2).
Место изменения времени реверберации отмечают на трубопроводе как место прохождения границы раздела фаз потока.The place of change of the reverberation time is marked on the pipeline as the place of passage of the phase boundary of the flow.
Пример. Для эффективного применения средств противокоррозионной защиты конденсатопровода «Вуктыл-Ухта» необходимо выявить участки с расслоенным течением среды как наиболее опасные в коррозионном отношении. Транспортируемая среда состоит из газовой фазы, фазы газового конденсата и фазы пластовой воды. При расслоенном течении среды расположены в трубопроводе в зависимости от своей плотности: внизу - вода, вверху - газ, в средней части полости трубопровода - конденсат.Example. For the effective use of corrosion protection means of the Vuktyl-Ukhta condensate pipeline, it is necessary to identify areas with a stratified flow of the medium as the most dangerous in terms of corrosion. The transported medium consists of a gas phase, a gas condensate phase and a formation water phase. With a stratified flow of the medium, they are located in the pipeline depending on their density: below - water, above - gas, in the middle of the cavity of the pipeline - condensate.
Для реализации способа используют ультразвуковой дефектоскоп общего назначения УД-2-12 и пьезоэлектрический преобразователь (ПЭП) П111-2,5-12-002.To implement the method, a general-purpose ultrasonic flaw detector UD-2-12 and a piezoelectric transducer (PEP) P111-2.5-12-002 are used.
Устанавливают ПЭП на наружную боковую поверхность трубопровода (граница «металл трубы - конденсат»). Получают отраженные от границы многократно отраженные импульсы (фиг.1). Перемещают ПЭП вниз по окружности трубопровода. Резкое снижение времени реверберации (фиг.2) свидетельствует о переходе ПЭП границы раздела фаз «конденсат - вода». Сканированием поверхности трубопровода вверх от боковой поверхности по увеличению времени реверберации отмечают границу раздела фаз «конденсат - газ».Install the probe on the outer side surface of the pipeline (the border "metal pipe - condensate"). Multiply reflected pulses reflected from the boundary are obtained (FIG. 1). Move the probe down the circumference of the pipeline. A sharp decrease in the reverberation time (Fig. 2) indicates the transition of the PED interface between the phases "condensate - water". By scanning the surface of the pipeline upward from the lateral surface to increase the reverberation time, the interface “condensate - gas” is marked.
Источники информацииInformation sources
1. Патент на изобретение РФ №2198397, МПК 7 G01N 29/02, опубл. 10.02.2003 г. О.Н.Кузяков и С.А.Дудко. Способ контроля многофазного потока в трубопроводе (аналог).1. Patent for the invention of the Russian Federation No. 2198397, IPC 7 G01N 29/02, publ. 02.10.2003, O.N. Kuzyakov and S.A. Dudko. A method of controlling a multiphase flow in a pipeline (analog).
2. АС №1631401 СССР, МПК 5 G01N 29/00, опубл. 28.02.1991 г., Бюл. №8. Е.С.Чистяков и Ю.И.Дышлевой. Способ контроля несплошностей потока жидкости в трубопроводе (прототип).2. AS No. 1631401 of the USSR, IPC 5 G01N 29/00, publ. 02/28/1991, bull. No. 8. E.S. Chistyakov and Yu.I. Dyshleva. A method for monitoring fluid flow discontinuities in a pipeline (prototype).
Claims (1)
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2007121152/28A RU2382359C2 (en) | 2007-06-05 | 2007-06-05 | Method for monitoring of multiphase flow in pipeline |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2007121152/28A RU2382359C2 (en) | 2007-06-05 | 2007-06-05 | Method for monitoring of multiphase flow in pipeline |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2007121152A RU2007121152A (en) | 2008-12-10 |
RU2382359C2 true RU2382359C2 (en) | 2010-02-20 |
Family
ID=42127260
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2007121152/28A RU2382359C2 (en) | 2007-06-05 | 2007-06-05 | Method for monitoring of multiphase flow in pipeline |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2382359C2 (en) |
Cited By (1)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2769432C1 (en) * | 2020-05-14 | 2022-03-31 | Ханивелл Интернэшнл Инк. | System and method for determining parameters of fluid mixture for analysis of fluid mixture during its movement |
-
2007
- 2007-06-05 RU RU2007121152/28A patent/RU2382359C2/en not_active IP Right Cessation
Cited By (1)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2769432C1 (en) * | 2020-05-14 | 2022-03-31 | Ханивелл Интернэшнл Инк. | System and method for determining parameters of fluid mixture for analysis of fluid mixture during its movement |
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
RU2007121152A (en) | 2008-12-10 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
US7607358B2 (en) | Flow rate determination of a gas-liquid fluid mixture | |
EP2029966B1 (en) | Acoustic method and system of measuring material loss from a solid structure | |
US11828667B2 (en) | Non-intrusive detection of pipe parameters using selected guided acoustic wave modes | |
US20020166383A1 (en) | Method and apparatus for pulsed ultrasonic doppler measurement of wall deposition | |
US9343055B2 (en) | Fluid density stratification location system, device and method | |
US20060027015A1 (en) | Method and apparatus for estimating solids concentration in slurries | |
Ma et al. | Study of the accuracy of ultrasonic flowmeters for liquid | |
EP3223011A1 (en) | Ultrasonic inspection system | |
US12007361B2 (en) | Devices and methods of sensing properties of fluids | |
RU2278378C1 (en) | Method of revealing disturbances of polymer coating/metal tubes connection | |
RU2382359C2 (en) | Method for monitoring of multiphase flow in pipeline | |
US8714029B2 (en) | Flow measuring device and method including both a doppler frequency shift measurement method and travel time measurement method | |
RU2382337C2 (en) | Method for measurement of two-phase three-component medium flow | |
JP3581333B2 (en) | A method for estimating the shape and size of internal corrosion of pipes using the echo height of ultrasonic pulses | |
US11808737B2 (en) | Ultrasonic system and method for non-intrusive detection and measurement of impurities in multiphase flows | |
RU2607258C1 (en) | Method of intratubal ultrasonic inspection | |
Clough et al. | Evaluating an SH wave EMAT system for pipeline screening and extending into quantitative defect measurements | |
RU2478917C2 (en) | Fluid medium flow metre in free-flow pipelines | |
RU2197679C2 (en) | Method for locating leak points on liquid-carrying pipeline | |
CN205861137U (en) | Reducing two is popped one's head in time difference ultrasonic flow rate measurement apparatus | |
JP3810661B2 (en) | Defect detection method for piping | |
RU2690975C1 (en) | Method of determining signal from pipe wall according to power lines statistics pid cd data | |
RU2704146C1 (en) | Method of acoustic emission monitoring of vessels operating under pressure | |
CN114544428B (en) | Method for measuring liquid density based on ultrasonic guided wave dispersion | |
Bertoncini et al. | 3D characterization of defects in Guided Wave monitoring of pipework using a magnetostrictive sensor |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20170606 |