RU2390732C2 - Method of checking presence of residual gas in liquid stream and device to this end - Google Patents
Method of checking presence of residual gas in liquid stream and device to this end Download PDFInfo
- Publication number
- RU2390732C2 RU2390732C2 RU2008127646/28A RU2008127646A RU2390732C2 RU 2390732 C2 RU2390732 C2 RU 2390732C2 RU 2008127646/28 A RU2008127646/28 A RU 2008127646/28A RU 2008127646 A RU2008127646 A RU 2008127646A RU 2390732 C2 RU2390732 C2 RU 2390732C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- liquid
- pulses
- gas
- residual gas
- parameters
- Prior art date
Links
Landscapes
- Sampling And Sample Adjustment (AREA)
- Investigating Or Analyzing Materials By The Use Of Ultrasonic Waves (AREA)
- Measuring Volume Flow (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к технологии и технике контроля наличия газа в потоке жидкости и может быть использовано, преимущественно в информационно-измерительных системах объектов добычи, транспорта и подготовки нефти при транспортировке ее по трубопроводам.The invention relates to a technology and technique for monitoring the presence of gas in a liquid stream and can be used mainly in information-measuring systems of oil production, transport and oil preparation facilities during its transportation through pipelines.
Известно, что продукция нефтедобывающих скважин представляет собой двухфазную газожидкостную смесь (жидкость + газ). Элементарный объем продукции нефтедобывающих скважин при движении по нефтепроводу является неустойчивой термодинамической системой, и при изменении температуры или (и) давления из жидкости выделяется свободный газ, который находится в жидкости в виде пузырьков различной дисперсности. Его количество увеличивается со снижением давления и повышением температуры жидкости. Свободный газ увеличивает погрешности средств измерений показателей количества и качества нефти.It is known that the production of oil wells is a two-phase gas-liquid mixture (liquid + gas). The elementary volume of production of oil wells when moving through an oil pipeline is an unstable thermodynamic system, and when the temperature or (and) pressure changes, free gas is released from the liquid, which is in the liquid in the form of bubbles of different dispersion. Its amount increases with decreasing pressure and increasing temperature of the liquid. Free gas increases the errors of measuring instruments for the quantity and quality of oil.
Содержание свободного газа в нефти обуславливает причину искажений метрологических характеристик турбинных преобразователей расхода и показаний плотности нефти, а также вносит большие погрешности измерений массового расхода нефти с помощью кориолисовых преобразователей массового расхода (журнал «Законодательная и прикладная метрология» №4, 2006 год, стр.37-44).The free gas content in oil causes the distortion of the metrological characteristics of turbine flow transducers and oil density readings, and also introduces large errors in measuring the mass flow of oil using Coriolis mass flow transducers (Journal of Legal and Applied Metrology No. 4, 2006, p. 37 -44).
Известен способ определения содержания свободного газа в нефти после сепарации, реализуемый устройством типа УОСГ-100 СКП (Рекомендация. Государственная система обеспечения единства измерений. Нефть. Остаточное газосодержание. Методика выполнения измерений МИ-2575-2000, Казань, 1999), согласно которому определяют газосодержание в нефти методом изотермического сжатия пробы газожидкостной смеси.A known method for determining the free gas content in oil after separation, implemented by a device such as UOSG-100 SKP (Recommendation. State system for ensuring the uniformity of measurements. Oil. Residual gas content. Measurement procedure MI-2575-2000, Kazan, 1999), according to which the gas content is determined in oil by isothermal compression of a sample of a gas-liquid mixture.
Определение содержания свободного газа в пробе производится по полученным значениям давления и изменению объема расчетным путем на основе измерения косвенных величин. Данные, полученные расчетным путем, используются для введения поправок в показания измерений количества нефти турбинными счетчиками и оценки качества сепарации нефти и нефтепродуктов.The free gas content in the sample is determined by the obtained pressure values and the volume change by calculation based on the measurement of indirect values. The data obtained by calculation are used to introduce corrections in the readings of measurements of the amount of oil by turbine meters and to assess the quality of separation of oil and oil products.
Вышеупомянутое устройство состоит из пробоотборного блока и прессового узла. Устройство подключается к нефтяному трубопроводу с помощью входного и выходного штуцеров.The above device consists of a sampling unit and a press unit. The device is connected to the oil pipeline using the inlet and outlet fittings.
Недостатком устройства и способа, реализованного в нем, является невысокий уровень автоматизации процесса, поскольку пробы прессуют вручную, не автоматизирован и процесс вычисления. Не автоматизирована статистическая обработка результатов измерений газосодержания, т.к. измерения производятся в статике, с задержкой получения результатов во времени, что не позволяет осуществлять непрерывный мгновенный «опрос» системы на остаточное газосодержание.The disadvantage of the device and the method implemented in it is the low level of automation of the process, since the samples are pressed manually, the calculation process is not automated either. The statistical processing of gas content measurement results is not automated, because measurements are made in statics, with a delay in obtaining results in time, which does not allow for continuous instantaneous “interrogation” of the system for residual gas content.
Известен также способ для измерения покомпонентного расхода жидкой и газовой составляющих, реализуемый устройством (Чудин В.И., Ануфриев В.В., Сухов Д.К. Кольцевые счетчики РИНГ для измерения дебита нефтяных скважин. Материалы общероссийской научно-практической конференции «25-летие Тюменской научно-производственной школы расходометрии. М.: ОАО «ВНИИОЭНГ», 2004. - С.114-122), содержащим два камерных расходомера, соединенных последовательно и разделенных регулируемым дросселем, два датчика избыточного давления, установленных перед первым и вторым расходомерами.There is also known a method for measuring the component flow rate of liquid and gas components, implemented by the device (Chudin V.I., Anufriev V.V., Sukhov D.K. Ring RING meters for measuring oil well production. Materials of the All-Russian scientific-practical conference "25- anniversary of the Tyumen scientific-industrial school of flow metering. M: JSC VNIIOENG, 2004. - P.114-122), containing two chamber flow meters connected in series and separated by an adjustable throttle, two gauges of excess pressure installed in front of the first and second m flowmeters.
Недостатком этого устройства является его приборная избыточность: два расходомера, два датчика давления, встроенный в трубопровод регулируемый дроссель, что приводит к возмущению потока жидкости и изменению его последующего термодинамического состояния по фактору остаточного газосодержания в жидкости.The disadvantage of this device is its instrument redundancy: two flow meters, two pressure sensors, an adjustable throttle integrated in the pipeline, which leads to disturbance of the fluid flow and a change in its subsequent thermodynamic state due to the residual gas content in the liquid.
Способ, реализуемый этим устройством (Чудин В.И., Ануфриев В.В., Сухов Д.К. Кольцевые счетчики РИНГ для измерения дебита нефтяных скважин. Материалы общероссийской научно-практической конференции «25-летие Тюменской научно-производственной школы расходометрии. М.: ОАО «ВНИИОЭНГ», 2004. - C.114-122), заключается в непрерывном измерении объемных расходов нефтегазовой смеси, плотность которой меняется, поскольку увеличивается объем свободной части газа в смеси по причине локальной сепарации, вызванной действием дросселя.The method implemented by this device (Chudin V.I., Anufriev V.V., Sukhov D.K. Ring RING counters for measuring oil well flow rate. Materials of the All-Russian scientific-practical conference "25th anniversary of the Tyumen scientific-industrial school of flow metering. M .: VNIIOENG OJSC, 2004. - C.114-122), consists in the continuous measurement of the volumetric flow rates of the oil and gas mixture, the density of which changes as the volume of the free part of the gas in the mixture increases due to local separation caused by the action of the throttle.
Недостатком известного способа определения количества газа является сложность получения зависимости расхода газа от перепада давления δР на дросселе при изменяющемся расходе нефтегазовой смеси в трубопроводе (перед первым расходомером), поскольку перепад давления δР, в свою очередь, является функцией проходного сечения дросселя и расхода нефти. Для построения такой зависимости требуются предварительные стендовые испытания при изменяющихся в широком диапазоне расходах. В то же время на объектах, в частности в коммерческих узлах учета, требуется не фактическое значение количества (расхода) газа в смеси, а сам факт наличия свободного газа сверх нормативной величины, установленной технологией откачки продукции.A disadvantage of the known method for determining the amount of gas is the difficulty of obtaining the dependence of the gas flow on the differential pressure δ P on the throttle with a varying flow rate of the oil and gas mixture in the pipeline (in front of the first flow meter), since the pressure drop δ P, in turn, is a function of the orifice of the throttle and oil flow . To build such a relationship, preliminary bench tests are required at varying costs over a wide range. At the same time, at facilities, in particular in commercial metering stations, it is not the actual value of the quantity (flow) of gas in the mixture that is required, but the fact of the presence of free gas in excess of the standard value established by the technology for pumping products.
В другом известном способе контроля наличия газа в потоке жидкости (патент РФ №2280842, G01F 1/74, G01N 7/14, G01N 33/28, 2006.07.27), заключающемся в непрерывном и одновременном измерении объемного расхода Q1 и Q2 в двух точках, разнесенных по ходу потока в трубопроводе, после первой из которых в потоке создают локальное гидродинамическое возмущение для изменения существующего фазового состояния расширением его сечения путем увеличения проходного сечения трубопровода, измерения объемного расхода выполняют с идентичной погрешностью, при этом второе измерение осуществляют на расширенном участке потока жидкости, а о наличии газа судят по превышению текущим отношением Q1 и Q2 заданной установки.In another known method for monitoring the presence of gas in a fluid stream (RF patent No. 2280842, G01F 1/74, G01N 7/14, G01N 33/28, 2006.07.27), which consists in continuous and simultaneous measurement of volumetric flow Q 1 and Q 2 in two points spaced along the flow in the pipeline, after the first of which a local hydrodynamic disturbance is created in the flow to change the existing phase state by expanding its cross section by increasing the flow cross section of the pipeline, volumetric flow measurements are performed with the same error, while the second measurement is performed on the extended portion of the fluid flow, and the presence of gas is judged by exceeding the current ratio Q 1 and Q 2 given installation.
Недостатком аналога являются высокие погрешности индикации и сложность тарирования устройства. Действительно, согласно уравнению Бернулли в части трубопровода с большим диаметром скорость потока V2 меньше скорости потока V1 в части трубопровода с меньшим диаметром, т.е V2<V1, но при этом соотношение давлений P1 и Р2 в этих частях трубопровода также будут неравными, P2>P1. Отсюда следует, что объемы потока газожидкостной смеси, проходящие через эти участки трубы, не будут одинаковыми, поскольку давления различные, а газожидкостная смесь сжимаема. Это обуславливает появление существенных погрешностей индикации устройства.The disadvantage of the analogue is the high display errors and the complexity of the calibration of the device. Indeed, according to the Bernoulli equation, in the part of the pipeline with a large diameter, the flow rate V 2 is less than the flow rate V 1 in the part of the pipeline with a smaller diameter, i.e., V 2 <V 1 , but the ratio of the pressures P 1 and P 2 in these parts of the pipeline will also be unequal, P 2 > P 1 . It follows that the volumes of the gas-liquid mixture flow passing through these sections of the pipe will not be the same, since the pressures are different, and the gas-liquid mixture is compressible. This causes the appearance of significant errors in the indication of the device.
Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату к заявляемому является способ определения остаточного свободного газа, реализуемый устройством (ИНДИКАТОР ФАЗОВОГО СОСТОЯНИЯ ПОТОКА ИФС-1В-700М, Руководство по эксплуатации).The closest in technical essence and the achieved result to the claimed one is a method for determining the residual free gas, implemented by the device (PHASE STATE INDICATOR OF FLOW IFS-1V-700M, Operation manual).
Способ заключается в непрерывном излучении в жидкость, содержащую свободный газ, ультразвуковых волн, поглощении энергии ультразвуковых волн средой и оценки этого поглощения затуханием ультразвуковых волн. Электрический импульс ультразвуковой частоты с помощью излучателя - приемника пьезоэлектрического преобразуется в гидроакустический импульс (ультразвуковую волну) и, пройдя через упругую среду (жидкость, содержащую газ), отразится от экрана - отражателя и вновь попадет на излучатель - приемник пьезоэлектрический, где этот гидроакустический ЭХО - импульс вновь преобразуется в электрический импульс, но с измененной амплитудой (отраженный электрический импульс). При отсутствии свободного газа в нефти амплитуда отраженного импульса наибольшая. При увеличении количества свободного газа в нефти амплитуда отраженного электрического импульса уменьшается. Значения амплитуд отраженных электрических импульсов преобразуются в цифровую информацию и сравниваются со значением амплитуды импульса, соответствующего пороговому значению количества растворенного газа в жидкости. Пороговое значение амплитуды импульсов соответствует предельно допустимому количеству растворенного газа в жидкости. При превышении порогового значения содержания свободного газа в потоке жидкости включается аварийная сигнализация.The method consists in continuously emitting ultrasonic waves into a liquid containing free gas, absorbing the energy of ultrasonic waves by the medium and estimating this absorption by attenuation of ultrasonic waves. An ultrasonic frequency electric pulse with the help of a piezoelectric receiver emitter is converted into a hydroacoustic pulse (ultrasonic wave) and, passing through an elastic medium (liquid containing gas), will be reflected from the reflector screen and will again fall onto the piezoelectric receiver emitter, where this sonar ECHO - the pulse is again converted into an electrical pulse, but with a changed amplitude (reflected electrical pulse). In the absence of free gas in oil, the amplitude of the reflected pulse is the largest. With an increase in the amount of free gas in oil, the amplitude of the reflected electric pulse decreases. The amplitudes of the reflected electrical pulses are converted into digital information and compared with the value of the amplitude of the pulse corresponding to the threshold value of the amount of dissolved gas in the liquid. The threshold value of the pulse amplitude corresponds to the maximum allowable amount of dissolved gas in a liquid. If the threshold value of the free gas content in the fluid flow is exceeded, an alarm is triggered.
Таким образом, крайне важно однозначно определить условия (температура, давление) выполнения измерений количества остаточного газа в жидкости при которых определяются пороговые значения параметров ЭХО-импульсов и идентифицировать эти параметры с действительным количеством остаточного газа в жидкости, определенном при этих, стандартных условиях измерений. Параметры этих импульсов назовем пороговыми, а цифровой сигнал, соответствующий этим параметрам - пороговым сигналом.Thus, it is extremely important to unambiguously determine the conditions (temperature, pressure) for performing measurements of the amount of residual gas in the liquid at which threshold values of the parameters of ECHO pulses are determined and to identify these parameters with the actual amount of residual gas in the liquid determined under these standard measurement conditions. The parameters of these pulses are called threshold, and the digital signal corresponding to these parameters is called the threshold signal.
Недостатком прототипа способа является высокая погрешность индикации, связанная со сложностью определения значения порогового сигнала амплитуды импульсов, определяющих остаточное содержание газа в жидкости. Например, остаточное содержание газа в нефти по ГОСТ Р 8.615-2005 определяется только при стандартных условиях (температура - 20°С, избыточное давление равно нулю). При этом нефть может обладать различными свойствами (легкая, средняя, тяжелая, и т.д. - ГОСТ Р51858-2002), а месторождение иметь различные показатели по газовому фактору и обводненности. Большие расстояния от мест измерения количества углеводородного сырья до лабораторий по анализу его качества, с учетом изменения свойств пробы, связанные с ее доставкой, а также отсутствие специального оборудования, идентифицирующего амплитуду импульса пороговому значению остаточного содержания газа в пробе при нормальных условиях, приводят к существенным погрешностям величины порогового сигнала, а следовательно, и к значительным искажениям параметров индикации.The disadvantage of the prototype method is the high display error associated with the complexity of determining the value of the threshold signal of the amplitude of the pulses that determine the residual gas content in the liquid. For example, the residual gas content in oil according to GOST R 8.615-2005 is determined only under standard conditions (temperature - 20 ° C, overpressure is zero). At the same time, oil may have different properties (light, medium, heavy, etc. - GOST R51858-2002), and the field may have different indicators of gas factor and water cut. Large distances from places of measuring the amount of hydrocarbon raw materials to laboratories for analyzing its quality, taking into account changes in the properties of the sample associated with its delivery, as well as the absence of special equipment that identifies the pulse amplitude to the threshold value of the residual gas content in the sample under normal conditions, lead to significant errors the value of the threshold signal, and consequently, to significant distortion of the display parameters.
Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату к устройству является измеритель продукции скважины по нефти, газу и воде. Он содержит: сепаратор, вход которого соединен с трубопроводом, подающим в него газожидкостную смесь, количество остаточного газа в которой необходимо контролировать, трубопроводы измерительных линий газа, нефти и воды, линию тестирования нефти и воды на остаточный газовый фактор, содержащую трубопровод с последовательно расположенными на нем насосом, массовым расходомером, пробоотборниками.The closest in technical essence and the achieved result to the device is a well production meter for oil, gas and water. It contains: a separator, the inlet of which is connected to a pipeline supplying a gas-liquid mixture into it, the amount of residual gas in which must be controlled, pipelines of gas, oil and water measuring lines, a line for testing oil and water for the residual gas factor, containing a pipeline with a pump, a mass flow meter, samplers.
Недостатком этого устройства является отсутствие формальных признаков, позволяющих хоть как-то оценить достоверность пробы на остаточное содержание газа в жидкости.The disadvantage of this device is the lack of formal features that allow at least somehow to evaluate the reliability of the sample for the residual gas content in the liquid.
Задача изобретения - повышение достоверности результатов контроля наличия газа в потоке жидкости, в условиях выполнения измерения ее расхода, за счет наиболее точной идентификации пороговых сигналов, соответствующих значениям параметров отраженных электрических ЭХО-импульсов, при стандартных условиях выполнения измерений, отражающих действительное количество остаточного газа, содержащегося в жидкости пробы, и оценки достоверности сигналов, соответствующих значениям параметров отраженных электрических ЭХО-импульсов жидкости пробоотборника, полученных при условиях выполнения измерений ее расхода, по отношению к сигналам параметров отраженных электрических ЭХО-импульсов жидкости, находящейся в сепараторе.The objective of the invention is to increase the reliability of the results of monitoring the presence of gas in the liquid flow, in the conditions of measuring its flow rate, due to the most accurate identification of threshold signals corresponding to the values of the parameters of the reflected electrical ECHO pulses, under standard measurement conditions, reflecting the actual amount of residual gas contained in the sample fluid, and evaluating the reliability of the signals corresponding to the parameter values of the reflected electrical ECHO pulses of the sample fluid sampler obtained by the measurement of its flow conditions, with respect to the signals of the parameters of the reflected electrical pulse echo fluid located in the separator.
Поставленная задача достигается тем, что в способе контроля наличия остаточного газа в потоке жидкости, включающем генерацию электрических импульсов, преобразование с помощью пьезоэлемента электрических импульсов в механические импульсы, с последующим их излучением в поток жидкости, содержащей остаточный газ, отражение затухающих механических импульсов на пьезоэлемент и их преобразование в электрические импульсы, по уровню затухания которых определяют наличие остаточного газа в потоке жидкости, в отличие от прототипа, одновременно излучают механические импульсы в исследуемую жидкость и в жидкость, отбираемую в пробоотборник в процессе выполнения измерений, измеряют параметры импульсов в режиме реального времени и оценивают по разности параметров этих импульсов достоверность свойств исследуемой жидкости и жидкости пробоотборника, приводят состояние жидкости пробоотборника к стандартным условиям и, излучая импульсы в эту жидкость, фиксируют их пороговые параметры на остаточное содержание газа в жидкости и далее сравнивают эти пороговые сигналы с усредненными параметрами импульсов, за время выполнения измерения по разности сигналов которых качественно определяют наличие остаточного газа в жидкости в условиях измерений по отношению к количеству газа в жидкости, измеренному в стандартных условиях.This object is achieved in that in a method for monitoring the presence of residual gas in a liquid stream, including generating electrical pulses, converting electrical pulses using a piezoelectric element into mechanical pulses, followed by their emission into a liquid stream containing residual gas, reflecting decaying mechanical pulses to the piezoelectric element, and their conversion into electrical pulses, the attenuation level of which determines the presence of residual gas in the liquid stream, unlike the prototype, simultaneously emit mechanical pulses into the test fluid and into the fluid sampled in the sampler during the measurement process, measure the parameters of the pulses in real time and evaluate the reliability of the properties of the test fluid and the sampler fluid by the difference in the parameters of the pulses, bring the condition of the sampler liquid to standard conditions and, emitting pulses into this liquid, fix their threshold parameters on the residual gas content in the liquid and then compare these threshold signals with averaged Parameters pulses during which the measurement of the signal difference qualitatively determine the presence of residual gas in a fluid under measurement based on the amount of gas in the liquid, measured under standard conditions.
Поставленная задача достигается также устройством контроля наличия остаточного газа в жидкости, содержащим сепаратор, первый вход которого соединен с магистральным трубопроводом газожидкостной смеси, а выход соединен с трубопроводом измерительной линии расхода жидкости, в который включены пробоотборник, задвижка, связанная с насосом, подсоединенным к массовому расходомеру, связанному с регулируемой задвижкой, причем трубопровод измерительной линии расхода жидкости снабжен контрольно-измерительной аппаратурой, соединенной с устройством управления, контроля и отображения информации в виде микропроцессора, а также линию тестирования жидкости на остаточное количество газа в ней, выход которой соединен со вторым входом в сепаратор, в котором в отличие от прототипа пробоотборник содержит съемную герметичную накопительную емкость, в которую встроен первый индикатор фазового состояния, в состав устройства введен второй индикатор фазового состояния, связанный с ним дополнительный микропроцессор и вычислитель, причем и сепаратор, и съемная герметичная накопительная емкость снабжены излучателем - приемником и отражателем импульсов, а микропроцессор и дополнительный микропроцессор соединены с вычислителем.The task is also achieved by a device for monitoring the presence of residual gas in the liquid, containing a separator, the first inlet of which is connected to the main pipeline of the gas-liquid mixture, and the outlet is connected to the pipeline of the measuring line of the liquid flow, which includes a sampler, a valve connected to the pump connected to the mass flow meter associated with an adjustable gate valve, moreover, the pipeline measuring line of fluid flow is equipped with instrumentation connected to the device the control, monitoring and display of information in the form of a microprocessor, as well as a line for testing the liquid for the residual amount of gas in it, the outlet of which is connected to the second entrance to the separator, in which, unlike the prototype, the sampler contains a removable sealed storage tank, in which the first indicator is built phase state, a second phase state indicator, an additional microprocessor and calculator associated with it, and a separator and a removable sealed storage e bone provided with emitter - receiver pulse and the reflector and the additional microprocessor and the microprocessor are connected to the calculator.
Существо изобретения поясняется чертежом. На чертеже изображена блок-схема устройства контроля наличия газа в жидкости.The invention is illustrated in the drawing. The drawing shows a block diagram of a device for monitoring the presence of gas in a liquid.
Устройство контроля наличия газа в жидкости содержит сепаратор 1, соединенный трубопроводом 2, включающим задвижку 3, связанную с насосом 4, подсоединенным к массовому расходомеру 5, связанным с регулируемой задвижкой 6. Трубопровод 2 содержит съемный пробоотборник 7, в который встроен первый ИФС 8, содержащий первый микропроцессор 9, второй ИФС 10, связанный со вторым микропроцессором 11. Микропроцессоры первый 9 и второй 11 соединены с вычислителем 12. К трубопроводу 2 подсоединена тестовая линия 13, содержащая задвижку 14.The device for monitoring the presence of gas in the liquid contains a separator 1 connected by a pipe 2, including a valve 3, connected to a pump 4, connected to a mass flow meter 5, connected to an adjustable valve 6. The pipe 2 contains a removable sampler 7, in which the first IFS 8 is installed, containing the first microprocessor 9, the second IFS 10 connected to the second microprocessor 11. The microprocessors first 9 and second 11 are connected to the calculator 12. A test line 13 is connected to the pipeline 2, containing a gate valve 14.
Устройство контроля наличия газа в жидкости работает следующим образом. Жидкость, содержащая газ, поступает по трубопроводу 2 через открытую задвижку 3 к насосу 4, который подает ее через массовый расходомер 5 на регулируемую задвижку 6. При этом массовый расходомер 5 измеряет массу жидкости, пройденной через него. Наличие остаточного газа искажает показания массового расходомера 5.A device for monitoring the presence of gas in a liquid works as follows. The liquid containing gas flows through a pipe 2 through an open valve 3 to a pump 4, which delivers it through a mass flow meter 5 to an adjustable valve 6. In this case, the mass flow meter 5 measures the mass of liquid passed through it. The presence of residual gas distorts the readings of the mass flow meter 5.
Для устранения погрешности измерений в устройство введены съемный пробоотборник 7, который во время выполнения измерений отбирает непрерывно пробу в течение всего времени проведения измерений. При выполнении измерений первый ИФС 8 излучает электрические импульсы в съемный пробоотборник 7, а изменение параметров отраженных электрических импульсов фиксирует первый микропроцессор 9. Второй ИФС 10 излучает импульсы в жидкость, содержащую газ, находящуюся в сепараторе, в зоне отбора жидкости в трубопровод 2. При этом изменение электрических параметров импульсов со второго ИФС 10 фиксируется вторым микропроцессором 11. Сравнение усредненных параметров электрических импульсов производится в вычислителе 12, который показывает достоверность отобранной пробы пробоотборника 7 относительно жидкости, содержащей газ в сепараторе 1. После выполнения измерений съемную герметичную накопительную емкость пробоотборника 7 снимают с установки и проба, содержащаяся в нем, приводится к стандартным условиям. После приведения пробы к стандартным условиям первый ИФС 8 излучает импульсы в пробу, приведенную к стандартным условиям, и тем самым определяет пороговые параметры импульсов. Сравнивая значения пороговых параметров с усредненными параметрами импульсов, полученными в процессе измерения, определяем поправочный коэффициент, который вводит коррекцию в массовый расходомер 5 на остаточное содержание газа в жидкости, измеренное массовым расходомером 5.To eliminate the measurement error, a removable sampler 7 is introduced into the device, which during measurements takes a sample continuously throughout the entire measurement time. When performing measurements, the first IFS 8 emits electrical pulses to a removable sampler 7, and a change in the parameters of the reflected electrical pulses is recorded by the first microprocessor 9. The second IFS 10 emits pulses into a liquid containing gas located in the separator in the liquid withdrawal zone into pipeline 2. the change in the electrical parameters of the pulses from the second IFS 10 is recorded by the second microprocessor 11. Comparison of the averaged parameters of the electrical pulses is performed in the calculator 12, which shows the reliability awn collected sample probe 7 relative to the liquid containing gas in the separator 1. After the measurement removable sealed storage capacitance probe 7 is removed from the plant and the sample contained therein is to standard conditions. After bringing the sample to standard conditions, the first IFS 8 emits pulses into the sample, reduced to standard conditions, and thereby determines the threshold parameters of the pulses. Comparing the threshold parameters with the average parameters of the pulses obtained during the measurement, we determine the correction factor, which introduces a correction in the mass flow meter 5 for the residual gas content in the liquid, measured by the mass flow meter 5.
Пример конкретной реализации способа.An example of a specific implementation of the method.
Способ реализуется посредством идентификатора фазового состояния потока (ИФС). ИФС представляет собой систему, состоящую из датчика, измерительного блока, блока сигнализации и линии связи между блоками. Датчик располагают непосредственно на трубопроводе во взрывоопасной зоне. Блок сигнализации устанавливают за пределами взрывоопасной зоны в помещении с искусственно поддерживаемыми климатическими условиями. Между ними прокладывается линия связи.The method is implemented through the identifier of the phase state of the stream (IFS). IFS is a system consisting of a sensor, a measuring unit, an alarm unit, and a communication line between the units. The sensor is placed directly on the pipeline in the hazardous area. The alarm unit is installed outside the hazardous area in a room with artificially maintained climatic conditions. A communication line is laid between them.
Способ основан на одновременном излучении механических импульсов в исследуемую жидкость и в жидкость, отбираемую в процессе выполнения измерений в съемную, герметичную накопительную емкость пробоотборника, измеряют параметры импульсов в режиме реального времени и оценивают по разности параметров этих импульсов достоверность свойств исследуемой жидкости и жидкости, находящейся в съемной герметичной накопительной емкости пробоотборника, состояние которой приводят к стандартным условиям и, излучая импульсы в эту жидкость, фиксируют их пороговые параметры на остаточное содержание газа в жидкости и далее сравнивают эти пороговые параметры с усредненными параметрами импульсов за время выполнения измерения, по разности сигналов которых качественно определяют наличие остаточного газа в жидкости в условиях измерений по отношению к количеству газа в жидкости, измеренному в стандартных условиях.The method is based on the simultaneous emission of mechanical pulses into the test fluid and into the fluid sampled during the measurement process in a removable, sealed storage tank of the sampler, the pulse parameters are measured in real time, and the reliability of the properties of the test fluid and the liquid in a removable sealed storage tank of the sampler, the state of which leads to standard conditions and, emitting impulses into this liquid, fix x threshold parameters for the residual gas content in the liquid and then compare these threshold parameters with the average parameters of the pulses during the measurement, the difference of the signals which qualitatively determine the presence of residual gas in the liquid under measurement conditions in relation to the amount of gas in the liquid measured under standard conditions .
Пьезоэлемент, находящийся в датчике, излучает ультразвуковые колебания, которые распространяются в жидкость в сепараторе 1 перед входным патрубком трубопровода 2. Принятый ультразвуковой сигнал, который содержит информацию о фазовом составе жидкости, преобразуется в электрический сигнал и возвращается в вычислитель 12, в котором сравниваются аналогичные параметры импульсов жидкости, содержащейся в съемной герметичной накопительной емкости пробоотборника 7.The piezoelectric element in the sensor emits ultrasonic vibrations that propagate into the liquid in the separator 1 in front of the inlet pipe 2. The received ultrasonic signal, which contains information about the phase composition of the liquid, is converted into an electrical signal and returned to the computer 12, which compares similar parameters pulses of liquid contained in a removable sealed storage tank of the sampler 7.
Итак, заявляемое изобретение позволяет повысить достоверность результатов контроля наличия газа в потоке жидкости, в условиях выполнения измерения ее расхода, за счет наиболее точной идентификации пороговых сигналов, соответствующих значениям параметров отраженных электрических ЭХО-импульсов, при стандартных условиях выполнения измерений, отражающих действительное количество остаточного газа, содержащегося в жидкости пробы, и оценки достоверности сигналов, соответствующих значениям параметров отраженных электрических ЭХО-импульсов жидкости, находящейся в съемной герметичной накопительной емкости пробоотборника, полученных при условиях выполнения измерений ее расхода, по отношению к сигналам параметров отраженных электрических ЭХО-импульсов жидкости, находящейся в сепараторе.So, the claimed invention allows to increase the reliability of the results of monitoring the presence of gas in the liquid flow, in the conditions of measuring its flow rate, due to the most accurate identification of threshold signals corresponding to the values of the parameters of the reflected electrical ECHO pulses, under standard measurement conditions, reflecting the actual amount of residual gas contained in the sample liquid and evaluating the reliability of the signals corresponding to the values of the parameters of the reflected electrical ECHO pulse ow fluid located in a removable sealed storage tank of the sampler, obtained under conditions of measuring its flow rate, in relation to the signals of the parameters of the reflected electrical ECHO pulses of the liquid in the separator.
Claims (2)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2008127646/28A RU2390732C2 (en) | 2008-07-07 | 2008-07-07 | Method of checking presence of residual gas in liquid stream and device to this end |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2008127646/28A RU2390732C2 (en) | 2008-07-07 | 2008-07-07 | Method of checking presence of residual gas in liquid stream and device to this end |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2008127646A RU2008127646A (en) | 2010-01-20 |
| RU2390732C2 true RU2390732C2 (en) | 2010-05-27 |
Family
ID=42120119
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2008127646/28A RU2390732C2 (en) | 2008-07-07 | 2008-07-07 | Method of checking presence of residual gas in liquid stream and device to this end |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2390732C2 (en) |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2550758C1 (en) * | 2014-02-07 | 2015-05-10 | Федеральное государственное казенное военное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Военный учебно-научный центр Военно-Морского Флота "Военно-морская академия имени Адмирала Флота Советского Союза Н.Г. Кузнецова" | Hydroacoustic method of monitoring flow rate of liquid media in pipelines |
-
2008
- 2008-07-07 RU RU2008127646/28A patent/RU2390732C2/en not_active IP Right Cessation
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2550758C1 (en) * | 2014-02-07 | 2015-05-10 | Федеральное государственное казенное военное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Военный учебно-научный центр Военно-Морского Флота "Военно-морская академия имени Адмирала Флота Советского Союза Н.Г. Кузнецова" | Hydroacoustic method of monitoring flow rate of liquid media in pipelines |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| RU2008127646A (en) | 2010-01-20 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US8965713B2 (en) | Providing measurements relating to different phase components of a flowing fluid | |
| US5597961A (en) | Two and three phase flow metering with a water cut monitor and an orifice plate | |
| US6672163B2 (en) | Acoustic sensor for fluid characterization | |
| US7607358B2 (en) | Flow rate determination of a gas-liquid fluid mixture | |
| CN106153149B (en) | Two-phase flow containing rate ultrasonic echo measurement method | |
| US20160313160A1 (en) | Apparatus and method for determining concentrations of components of a gas mixture | |
| GB2534452A (en) | Mass flow measurement apparatus and method | |
| EA003869B1 (en) | Simultaneous determination of multiphase flowrates and concentrations | |
| JP2007513341A (en) | Apparatus and method for analyzing fluid motion and fluid component | |
| NO333312B1 (en) | Apparatus and method for milling flow rates in a metal stirrer | |
| US9612145B2 (en) | Revolving ultrasound field multiphase flowmeter | |
| KR101597951B1 (en) | water meter testing system and water meter testing using the system | |
| CN101978351A (en) | Method and system of determining forthcoming failure of transducers | |
| US6405603B1 (en) | Method for determining relative amounts of constituents in a multiphase flow | |
| CN105091990B (en) | A kind of ultrasonic flowmeter water-free detection method | |
| Admiraal et al. | Laboratory measurement of suspended sediment concentration using an Acoustic Concentration Profiler (ACP) | |
| WO2002077635A2 (en) | Method for determining relative amounts of constituents in a multiphase flow | |
| RU2390732C2 (en) | Method of checking presence of residual gas in liquid stream and device to this end | |
| CN105628108B (en) | The device and method of biphase gas and liquid flow flow in a kind of measurement vertical pipeline | |
| RU2382337C2 (en) | Method for measurement of two-phase three-component medium flow | |
| CN105784070A (en) | Method and platform for testing air-medium ultrasonic level gauge | |
| CN106885849B (en) | A kind of multi-point sampler method for removing of pipe ultrasonic Guided waves spurious echo | |
| CN105203189A (en) | Self-calibration method of fluid flowmeter online detection device | |
| RU66029U1 (en) | INTEGRATED DEVICE FOR MEASURING FLOW, DENSITY AND VISCOSITY OF OIL PRODUCTS | |
| RU2556293C1 (en) | Device for measurement of gas-condensate factor |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20100708 |