RU2489685C2 - Способ измерения расхода многофазной жидкости - Google Patents
Способ измерения расхода многофазной жидкости Download PDFInfo
- Publication number
- RU2489685C2 RU2489685C2 RU2011140000/28A RU2011140000A RU2489685C2 RU 2489685 C2 RU2489685 C2 RU 2489685C2 RU 2011140000/28 A RU2011140000/28 A RU 2011140000/28A RU 2011140000 A RU2011140000 A RU 2011140000A RU 2489685 C2 RU2489685 C2 RU 2489685C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- phase
- liquid
- measured
- multiphase
- frequency
- Prior art date
Links
Images
Landscapes
- Measuring Volume Flow (AREA)
Abstract
Способ измерения расхода многофазной жидкости относится к нефтегазодобывающей области и, в частности, может быть использовано для измерения дебита многофазных потоков эксплуатационных газовых, газоконденсатных и нефтяных скважин. Способ измерения расхода многофазной жидкости заключается в определении скорости звука и плотности каждой фазы, определении скорости звука в каждой из фаз жидкости в рабочем диапазоне температур. При этом измеряют и записывают амплитуды колебаний трубы, по которой протекает многофазная жидкость и соответствующие им частоты. Выбирают диапазон частот с максимальными значениями амплитуд. Измеряемый диапазон частот делят на три части, нижние частоты соответствуют газовой фазе, средние - нефтяной и высокие - водяной, в каждой из частей которых после применения быстрых преобразований Фурье выделяют максимальные значения амплитуд и вычисляют объемный расход каждой фазы жидкости по установленной зависимости. Технический результат - уменьшение погрешности измерения каждой фазы. 3 ил.
Description
Способ измерения расхода многофазной жидкости относится к нефтегазодобывающей области и, в частности, может быть использовано для измерения дебита многофазных потоков эксплуатационных газовых, газоконденсатных и нефтяных скважин.
Известен «СПОСОБ ИЗМЕРЕНИЯ РАСХОДА ПРИ НЕРАВНОМЕРНОМ ДВИЖЕНИИ ЖИДКОСТИ» (Номер патента: 2140538. Класс(ы) патента: Е21В 47/10. G01F 1/66). Задачей изобретения является упрощение процесса контроля расхода жидкости, протекающей по трубопроводу. Это достигается тем, что способ включает измерение времени прохождения жидкости через известное сечение, скорости этого прохождения и последующую обработку результатов. Новым является то, что время прохождения определяют по наличию акустического шума, создаваемого движением жидкости при протекании ее через известное сечение, а скорость прохождения жидкости определяют по частоте возникновения порций акустических шумов, вызываемых неравномерностью движения жидкости.
Недостатком аналога является отсутствие анализа информации, содержащейся в акустическом сигнале, например частоты и амплитуды сигнала. Акустический сигнал используют только для определения скорости движения всей жидкости без выделения информации об отдельных фазах, а также определения времени начала и конца цикла подачи жидкости.
Также известен способ измерения расхода многофазных жидкостей («СИСТЕМЫ ОПЕРАТИВНОГО КОНТРОЛЯ ПРОИЗВОДИТЕЛЬНОСТИ НЕФТЕГАЗОВЫХ СКВАЖИН», журнал «Современные технологии автоматизации» №2. 2001, с.44-49) в котором расход измеряют по амплитуде спектральной мощности изменения давления в трубопроводе, предварительно установив в трубопроводе сужающее устройство специальной формы (свисток), эффективный в условиях измерения расхода с высоким газовым фактором.
К недостаткам второго аналога относятся ограничения области применения способа только газовыми скважинами с небольшим содержанием жидкой фазы.
В водонефтяных эмульсиях с низким газовым фактором способ неприменим из-за полного перекрытия сечения сужающего устройства потоком жидкости. Иными словами «свисток» в жидкости не будет генерировать требуемый для измерений сигнал. Способ не предусматривает измерение физических свойств жидких фаз. например скорости звука или плотности фаз. Наличие сужающего устройства в условиях пескопроявления приводит к износу сопла сужающего устройства и возрастанию погрешностей измерения расхода.
В качестве прототипа выбран способ измерения расхода многофазной жидкости (U.S. 7401530 В2 от Jul. 22 2008 "SONAR BASED MULTIPHASE FLOWMETER") в котором измеряют скорости звука в отдельных фазах движущейся в трубе многофазной жидкости, измеряют скорость распространения волн вдоль трубы, измеряют объемную долю одной из фаз, измеряют среднюю скорость движения многофазной жидкости в трубе, предварительно измеряют плотности каждой из фаз, а затем, на основе предложенных зависимостей рассчитывают объемную или массовую доли каждой фазы. При этом скорость звука используют только как метку появления в трубе какой-либо фазы. полагая. что изменение скорости от концентрации фаз заранее известно. К недостаткам прототипа относятся:
1. Применение устройств для измерения одной фазы многофазного потока, например воды, приводит к появлению дополнительных погрешностей измерения расхода. Появление погрешностей обусловлено самим многофазным потоком, существующим в виде водогазонефтяной эмульсии различной степени дисперсности.
2. Наличие в потоке комбинации гидрофильной и гидрофобной фаз в любом случае приводит к появлению на стенках трубы отложений, негативно влияющих на процесс измерения одной из фаз. Это относится к сенсорам любого типа - магнитным. электрическим, излучающим, ионизирующим (см. п.6-9 указанного патента).
3. В описании способа не приведена математическая зависимость между скоростью потока, скоростями фаз и плотностями фаз.
4. Применение расходомера смеси и отдельно расходомера воды в данном способе избыточно, так как необходимую информацию о движении многофазной жидкости можно получить из акустического сигнала сенсора установленного на трубе,
Для устранения указанных недостатков предлагается данное изобретение. Технический результат: уменьшение погрешности измерения каждой фазы. Технический результат достигается благодаря тому, что в предлагаемом способе измерения расхода многофазной жидкости предусмотрены следующие отличия:
определяют скорость звука и плотность каждой фазы. определяют скорость звука в каждой из фаз жидкости в рабочем диапазоне температур, измеряют и записывают амплитуды колебаний трубы, по которой протекает многофазная жидкость и соответствующие им частоты. Выбирают диапазон частот с максимальными значениями амплитуд. Измеряемый диапазон частот делят на три части, нижние частоты соответствуют газовой фазы. средние - нефтяной и высокие - водяной, в каждой из частей которых после применения быстрых преобразований Фурье [1, 2, 3], выделяют максимальные значения амплитуд, и вычисляют 3 объемный расход каждой фазы жидкости по зависимости:
где Q - объемный расход отдельной фазы многофазной жидкости, м3/с;
R - радиус трубы, м;
F - максимальная частота вибрации в выделенном для отдельной фазы в диапазоне, 1/с;
А - максимальная амплитуда колебаний на частоте f, м;
К - безразмерный коэффициент пропорциональности, учитывающий особенности протекания многофазной жидкости по трубопроводу при калибровке виброакустического датчика на трубопроводе;
С - скорость звука в измеряемой фазе многофазной жидкости, определенная экспериментально для нефти и газа и табличная для воды.
Пример: Определим точность измерения расхода при изменении частоты на 1 Гц, принимая, что такое изменение точно регистрируется применяемым приборным комплексом, для трех составляющих потока:
Радиус трубы, м:
R:=0.0254
Частота начальная, для газа, нефти и воды соответственно, Гц:
Fg:=250
Foil:=1000
Fw:=1500
Скорость звука для газа, нефти и воды соответственно, м/с:
Cgas:=400
Coil:=1200
Cw:=1500
Амплитуду колебаний условно примем одинаковой для всех составляющих, м:
A:=0.00001
Для расчета примем диапазон частот от 251 до 7500 Гц:
F2:=251…7500
Запишем уравнение расхода для составляющих потока:
Влияние расхода на частоту показано на рис.1.
Вычислим разность расходов для нефти при изменении частоты на 1 Гц:
ΔQoil:=Q2(F2)-Q1(F2);
Изменение расхода при изменении частоты на 1 Гц показано на рис.2
Технический результат получен следующим способом.
К компьютеру с программным обеспечением DASYLab - 11 (см. User Manual Data Acquisition, Controlling, and Monitoring "Data Acquisition System Laboratory") подключали пьезоэлектрический микрофон, который в свою очередь крепили к трубопроводу. В программе сигнал усиливается, делится фильтрами на три части, задается частота замера сигнала по Найквисту, каждая часть проходит через свой анализатор спектра, выделенные сигналы проверяются на максимальность амплитуды и подаются на блок математических преобразований, куда вводятся также значения скоростей звука и коэффициент пропорциональности. На выходе получаем или численные значения в таблицы Excel или графические материалы в виде цифрового экрана или двумерного графика.
Экспериментальное исследование: записывали показания приборов (расход, давление, частоту вращения насоса), а также частоту и амплитуду колебаний трубопровода, используя специально изготовленный из трубы диаметром 2 дюйма кольцевой проливочный стенд (рис.3), состоящий из насоса 1, трубопровода 2, расходомера 3, манометра 4 (остальные устройства не показаны). Обработку результатов проводили в программе DASYLab-11 и MathCAD-14.
В качестве многофазной жидкости использовали воду водопроводную, растительное масло и воздух. Использовали эмульсии из 25%, 50%, и 75% смеси масла с водой. Объем воздуха регулировали изменением объема жидкости в проливочном стенде. Пьезоэлектрический микрофон жестко устанавливали на трубе. Замеры проводили при фиксированных значениях температуры +20, +50, +80°С и фиксированных значениях чисел оборотов насоса - 100, 350, 700 об/мин.
Условия проведения эксперимента:
Испытуемая жидкость - водопроводная вода
Температура жидкости: 20°C
Давление: 0,1 МПа
Частота: см. таблица 1
Скорость звука в воде: 1500 м/с
Амплитуда колебаний: 1.03×10-5 м
При проведении экспериментов установлено, что достигаемая точность измерения каждой фазы варьируется от 1·10-9 до 1·10-6 в зависимости от частоты, амплитуды и других параметров. При этом изменение погрешности измерения каждой фазы варьируется от 1·10-9 до 1·10-6 в зависимости от частоты, амплитуды и других параметров.
Таблица 1 | |
Результаты экспериментальных исследований | |
Частота, Гц | Расход, м3/с |
1340 | 3.601Е-09 |
2457 | 2,241Е-08 |
3572 | 6,847Е-08 |
Список используемых источников
1. Кристалинский Р.Е., Кристалинский В.Р. Преобразования Фурье и Лапласа в системах компьютерной математики: Учебное пособие для вузов. - М.: Горячая линия - Телеком, 2006. - 216 с.
2. Панферов А.И., Лопарев А.В., Пономарев В.К. Применение MathCAD в инженерных расчетах: Учебное пособие / СПбГУАП. СПб., 2004. 88 с.
3. User Manual Data Acquisition, Controlling, and Monitoring "Data Acquisition System Laboratory"
Claims (1)
- Способ измерения расхода многофазной жидкости, заключающийся в измерении акустического шума, создаваемого движением жидкости при протекании ее через известное сечение, скорость прохождения жидкости определяют по частоте акустических шумов, вызываемых неравномерностью движения жидкости, предварительно измеряют температуру потока и давление в трубе, плотности каждой из фаз, а затем на основе предложенных зависимостей рассчитывают объемную или массовую доли каждой фазы, отличающийся тем, что предварительно определяют скорость звука в каждой из фаз жидкости в рабочем диапазоне температур, измеряют и записывают амплитуды и частоты колебаний трубы, по которой протекает многофазная жидкость, измеряемый диапазон частот делят на части, соответствующие каждой фазе, в каждой из частей после применения быстрых преобразований Фурье, выделяют максимальные значения амплитуд и соответствующие им частоты и вычисляют объемный расход каждой фазы жидкости по формуле
где Q - объемный расход отдельной фазы многофазной жидкости, м3/с;
R - радиус трубы, м;
F - максимальная частота вибрации в выделенном для отдельной фазы в диапазоне, 1/с;
А - максимальная амплитуда колебаний на частоте F, м;
K - безразмерный коэффициент пропорциональности, учитывающий особенности протекания многофазной жидкости по трубопроводу при калибровке виброакустического датчика на трубопроводе;
С - скорость звука в измеряемой фазе многофазной жидкости, определенная экспериментально для нефти и газа и таблично для воды.
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2011140000/28A RU2489685C2 (ru) | 2011-09-30 | 2011-09-30 | Способ измерения расхода многофазной жидкости |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2011140000/28A RU2489685C2 (ru) | 2011-09-30 | 2011-09-30 | Способ измерения расхода многофазной жидкости |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2011140000A RU2011140000A (ru) | 2013-04-10 |
RU2489685C2 true RU2489685C2 (ru) | 2013-08-10 |
Family
ID=49151678
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2011140000/28A RU2489685C2 (ru) | 2011-09-30 | 2011-09-30 | Способ измерения расхода многофазной жидкости |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2489685C2 (ru) |
Cited By (3)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
WO2014142698A1 (ru) * | 2013-03-12 | 2014-09-18 | Shumilin Sergey Vladimirovich | Способ измерения расхода многофазной жидкости |
RU2566158C2 (ru) * | 2013-10-22 | 2015-10-20 | Сергей Владимирович Шумилин | Способ измерения дебита нефтяных скважин на групповых замерных установках |
RU2672815C1 (ru) * | 2017-02-24 | 2018-11-19 | ЗИК Энджиниринг ГмбХ | Измерение потока ультразвуком |
Citations (2)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US6467358B1 (en) * | 1997-10-22 | 2002-10-22 | Japan National Oil Corp. | Method of measuring flow rates of respective fluids constituting multiphase fluid and flow meter for multiphase flow utilizing same |
RU2004109828A (ru) * | 2004-04-01 | 2005-09-20 | Московский государственный горный университет (МГГУ) (RU) | Способ измерения расхода потока и устройство для его осуществления |
-
2011
- 2011-09-30 RU RU2011140000/28A patent/RU2489685C2/ru active
Patent Citations (2)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US6467358B1 (en) * | 1997-10-22 | 2002-10-22 | Japan National Oil Corp. | Method of measuring flow rates of respective fluids constituting multiphase fluid and flow meter for multiphase flow utilizing same |
RU2004109828A (ru) * | 2004-04-01 | 2005-09-20 | Московский государственный горный университет (МГГУ) (RU) | Способ измерения расхода потока и устройство для его осуществления |
Cited By (5)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
WO2014142698A1 (ru) * | 2013-03-12 | 2014-09-18 | Shumilin Sergey Vladimirovich | Способ измерения расхода многофазной жидкости |
US9316518B2 (en) | 2013-03-12 | 2016-04-19 | Sergey V. SHUMILIN | Method for measuring the flow rate of a multi-phase liquid |
RU2566158C2 (ru) * | 2013-10-22 | 2015-10-20 | Сергей Владимирович Шумилин | Способ измерения дебита нефтяных скважин на групповых замерных установках |
RU2672815C1 (ru) * | 2017-02-24 | 2018-11-19 | ЗИК Энджиниринг ГмбХ | Измерение потока ультразвуком |
US10571320B2 (en) | 2017-02-24 | 2020-02-25 | Sick Engineering Gmbh | Flow measurement using ultrasound to detect a time of flight difference using noise measurements |
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
RU2011140000A (ru) | 2013-04-10 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
Lynnworth et al. | Ultrasonic flowmeters: Half-century progress report, 1955–2005 | |
US8965713B2 (en) | Providing measurements relating to different phase components of a flowing fluid | |
CA3011242C (en) | Multi-phase coriolis measurement device and method | |
US9086308B2 (en) | Method for operating a coriolis mass flow rate meter and coriolis mass flow rate meter | |
US20100011882A1 (en) | Method for operating a vibratory measuring instrument, and corresponding instrument | |
CA2833329C (en) | Nuclear magnetic flow meter and method for operation of nuclear magnetic flow meters | |
JP2006500557A (ja) | 2相の流体の流れの検出および測定 | |
EP1982169B1 (en) | Apparatus and method for measuring parameters of a multiphase fluid flow | |
JP2013512452A (ja) | 振動式流量計の摩擦補償 | |
Takamoto et al. | New measurement method for very low liquid flow rates using ultrasound | |
US10088454B2 (en) | Speed of sound and/or density measurement using acoustic impedance | |
US20220307885A1 (en) | Coriolis meter | |
RU2489685C2 (ru) | Способ измерения расхода многофазной жидкости | |
Li et al. | Two-phase flow experiments with Coriolis Mass Flow Metering using complex signal processing | |
García-Berrocal et al. | The Coriolis mass flow meter as a volume meter for the custody transfer in liquid hydrocarbons logistics | |
CA2868978C (en) | Speed of sound and/or density measurement using acoustic impedance | |
Gysling | Accurate mass flow and density of bubbly liquids using speed of sound augmented Coriolis technology | |
Gupta et al. | Tests on various configurations of Coriolis mass flowmeters | |
RU2566158C2 (ru) | Способ измерения дебита нефтяных скважин на групповых замерных установках | |
RU2730364C1 (ru) | Способ определения содержания компонента газожидкостной среды | |
EP4107492A1 (en) | Coriolis meter apparatus and methods for the characterization of multiphase fluids | |
RU2531036C1 (ru) | Способ измерения расхода многофазной жидкости | |
WO2014142698A1 (ru) | Способ измерения расхода многофазной жидкости | |
RU2718140C1 (ru) | Способ измерения массы одного из компонентов двухкомпонентного вещества с коррекцией по температуре и устройство для его реализации | |
US20230160734A1 (en) | Coriolis meter apparatus and methods for the characterization of multiphase fluids |