RU2715357C1 - Способ определения объема жидкости в трубопроводе - Google Patents

Способ определения объема жидкости в трубопроводе Download PDF

Info

Publication number
RU2715357C1
RU2715357C1 RU2019110684A RU2019110684A RU2715357C1 RU 2715357 C1 RU2715357 C1 RU 2715357C1 RU 2019110684 A RU2019110684 A RU 2019110684A RU 2019110684 A RU2019110684 A RU 2019110684A RU 2715357 C1 RU2715357 C1 RU 2715357C1
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
pipeline
liquid
gas
mass
density
Prior art date
Application number
RU2019110684A
Other languages
English (en)
Inventor
Александр Александрович Ротов
Original Assignee
Общество с ограниченной ответственностью "Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий - Газпром ВНИИГАЗ"
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Общество с ограниченной ответственностью "Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий - Газпром ВНИИГАЗ" filed Critical Общество с ограниченной ответственностью "Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий - Газпром ВНИИГАЗ"
Priority to RU2019110684A priority Critical patent/RU2715357C1/ru
Application granted granted Critical
Publication of RU2715357C1 publication Critical patent/RU2715357C1/ru

Links

Images

Classifications

    • G—PHYSICS
    • G01—MEASURING; TESTING
    • G01F—MEASURING VOLUME, VOLUME FLOW, MASS FLOW OR LIQUID LEVEL; METERING BY VOLUME
    • G01F1/00—Measuring the volume flow or mass flow of fluid or fluent solid material wherein the fluid passes through a meter in a continuous flow
    • G01F1/76—Devices for measuring mass flow of a fluid or a fluent solid material
    • G—PHYSICS
    • G01—MEASURING; TESTING
    • G01F—MEASURING VOLUME, VOLUME FLOW, MASS FLOW OR LIQUID LEVEL; METERING BY VOLUME
    • G01F22/00—Methods or apparatus for measuring volume of fluids or fluent solid material, not otherwise provided for

Landscapes

  • Physics & Mathematics (AREA)
  • Fluid Mechanics (AREA)
  • General Physics & Mathematics (AREA)
  • Pipeline Systems (AREA)

Abstract

Изобретение может быть использовано в нефтегазовой промышленности для измерения объема накопленной жидкости в протяженных трубопроводах наземной прокладки на опорах, транспортирующих газожидкостные потоки. Способ предусматривает установку функционально объединенных между собой датчиков, выполненных с возможностью проведения замера и передачи значений массы во всех местах контакта наружной поверхности трубопровода с опорами. На основании результатов замера расчетным путем определяют массу (М) трубопровода с содержащейся в нем газожидкостной смесью, собственную массу
Figure 00000025
трубопровода и объем (Vж) жидкости в трубопроводе из соотношения
Figure 00000026
где ρж - значение плотности жидкости в трубопроводе, ρг - значение плотности газа в трубопроводе, Мг - масса газа в трубопроводе, при этом
Figure 00000027
где d - внешний диаметр трубопровода (м), h - толщина стенки трубопровода (м), L - длина трубопровода (м). Техническим результатом является повышение эффективности контроля объема накапливаемой в трубопроводе жидкости за счет повышения надежности работы и точности показаний датчиков, обеспечение возможности определять места скопления жидкости, а также расширение арсенала технических средств. 1 табл., 1 ил.

Description

Изобретение относится к измерительной технике и может быть использовано в нефтегазовой промышленности для измерения объема накопленной жидкости в протяженных трубопроводах наземной прокладки, транспортирующих газожидкостные потоки.
Известен способ определения массы жидкости в резервуаре (патент РФ №2494353, G01F 17/00, опубл. 27.09.2013), заключающийся в измерении уровня жидкости, измерении плотности жидкости и определении массы жидкости в резервуаре по объему. При этом определяют среднее значение плотности жидкости в резервуаре путем периодических измерений плотности жидкости в поверхностном слое и на глубине через равные промежутки времени до момента, когда значения плотности на глубине и поверхности выровняются, после чего рассчитывают среднее арифметическое значение плотности, используя последние значения плотности жидкости в поверхностном слое и на глубине. Затем измеряют уровень жидкости посредством метрштока, закрепленного в резервуаре, путем получения телевизионного изображения метрштока, в зоне соприкосновения его с поверхностью жидкости. При этом метршток подсвечивают источником света, расположенным вместе с телевизионной видеокамерой над поверхностью жидкости, а для излома хода лучей подсветки используют зеркало, закрепленное на поплавке под поверхностью жидкости наклонно к оси источника света и оси объектива телевизионной видеокамеры. Причем поплавок установлен на метрштоке с возможностью вертикального перемещения при изменении уровня жидкости. Передают изображение посредством телевизионной видеокамеры на устройство отображения результатов измерения. С учетом градуировочной характеристики конкретного резервуара по измеренному значению уровня определяют объем жидкости в резервуаре, после чего по полученному значению объема и среднему арифметическому значению плотности определяют массу жидкости в резервуаре. Недостатком указанного способа является то, что его реализация предполагает наличие ровной поверхности жидкости, уровень которой определяют оптическими приборами. В общем случае газожидкостной поток в трубопроводах не обладает постоянной формой границы газовой и жидкой фаз, что ограничивает применимость данного способа. Кроме того, данный способ обладает низкой надежностью при применении его на протяженных трубопроводах, поскольку движущийся газожидкостной поток способен повредить элементы оптической системы.
Наиболее близким к предложенному способу (прототипом) является способ измерения плотности и уровня жидкости (патент РФ №2441204, G01F 23/14, опубл. 27.01.2012), включающий установку в резервуар с исследуемой жидкостью двух датчиков давления друг над другом на фиксированном расстоянии, фиксацию значений смещения нуля нижнего и верхнего датчиков, когда уровень жидкости находится ниже их уровней, фиксацию разности значений давлений нижнего и верхнего датчиков, когда уровень жидкости находится немного выше уровня верхнего датчика, вычисления плотности и уровня жидкости по полученной фиксированной разности давлений и значениям смещения нуля датчиков. Если уровень жидкости не опускается ниже уровня нижнего датчика, то в резервуаре размещают между верхним и нижним датчиками на фиксированном расстоянии от нижнего датчика средний датчик давления. Фиксируют значение смещения нуля среднего датчика, когда уровень жидкости находится ниже его уровня, фиксируют разность значений давлений нижнего и среднего датчиков, когда уровень жидкости находится немного выше уровня среднего датчика, определяют смещение нуля нижнего датчика по фиксированной разности давлений между нижним и средним датчиками и значениям смещения нуля среднего и верхнего датчиков. Однако, в известном способе датчики, установленные внутри трубопровода, подвергаются воздействию газожидкостного потока, идущего через трубопровод, что обусловливает снижение надежности работы и точности показаний датчиков. Кроме того, в известном способе для установки датчиков необходимо сверлить либо резать стенки трубопровода, что усложняет монтаж датчиков и ухудшает надежность трубопровода.
Предлагаемый способ основан на использовании зависимости массы газожидкостной смеси в трубопроводе от соотношения в ней жидкой и газовой фаз. При этом значения плотности газовой и жидкой фаз определяют в зависимости от состава транспортируемой среды и рабочих условий (давление, температура), которые предполагают известными.
Задачей, на решение которой направлено предлагаемое изобретение, является разработка способа определения объема жидкости в трубопроводах, транспортирующих изменяющийся газожидкостной поток, обеспечивающего непрерывный контроль объема жидкости, накапливаемой в процессе эксплуатации протяженных трубопроводов.
Техническим результатом, на достижение которого направлено предлагаемое изобретение, является повышение эффективности контроля объема накапливаемой в трубопроводе жидкости за счет повышения надежности работы и точности показаний датчиков, обеспечение возможности определять места скопления жидкости, а также расширение арсенала технических средств для осуществления упомянутого контроля в протяженных трубопроводах.
Указанный технический результат достигается за счет того, что в способе определения объема жидкости в трубопроводе на всем протяжении трубопровода, проложенного на опорах, в местах контакта наружной поверхности трубопровода с опорами устанавливают датчики, выполненные с возможностью определения массы и функционально объединенные с возможностью передачи по каналам связи полученных данных. Затем осуществляют одновременный замер значений приходящейся на каждую из опор массы трубопровода с содержащейся в нем газожидкостной смесью, после чего на основании результатов замера выполняют расчет массы (М) трубопровода с содержащейся в нем газожидкостной смесью из соотношения
Figure 00000001
где mi - измеренное значение приходящейся на i-ую опору массы трубопровода с газожидкостной смесью (кг),
n - количество опор трубопровода,
и, с учетом предварительно полученного значения массы (МТР) трубопровода из соотношения
Figure 00000002
где ρМ - плотность материала трубопровода (кг/м3),
d - внешний диаметр трубопровода (м),
h - толщина стенки трубопровода (м),
L - длина трубопровода (м),
определяют объем жидкости (Vж) в трубопроводе
Figure 00000003
где ρЖ - значение плотности жидкости в трубопроводе (кг/м3),
ρГ - значение плотности газа в трубопроводе (кг/м3),
МГ - масса газа в трубопроводе (кг), при этом
Figure 00000004
На чертеже представлена схема установки датчиков на трубопроводе.
Способ осуществляют следующим образом.
В местах контакта нижней образующей трубопровода и его опор устанавливают датчики, выполненные с возможностью определения массы трубопровода с находящейся в нем газожидкостной смесью. Используют серийно выпускаемые датчики, обеспечивающие необходимый диапазон измерений: от массы трубопровода, приходящейся на одну опору, при полном заполнении его газовой фазой, при атмосферном давлении, до массы, приходящейся на одну опору трубопровода, при его полном заполнении жидкой фазой, например, тензометрические датчики веса ST-X-A-22 (производитель Южно-Уральский весовой завод), определяющие и передающие значения массы.
Установленные датчики объединяют в измерительную систему, позволяющую осуществлять одновременный замер значений массы (mi) во всех местах контакта трубопровода с опорами.
На основании результатов одновременного замера значений приходящейся на каждую из опор массы трубопровода с содержащейся в нем газожидкостной смесью, выполняют расчет общей массы (М) трубопровода с содержащейся в нем газожидкостной смесью
Figure 00000005
где mi - измеренное значение приходящейся на i-ую опору массы трубопровода с газожидкостной смесью, (кг),
n - количество опор трубопровода.
Предварительно рассчитывают собственную массу (МТР) трубопровода
Figure 00000006
где ρм - плотность материала трубопровода (кг/м3),
d - внешний диаметр трубопровода (м),
h - толщина стенки трубопровода (м),
L - длина трубопровода (м).
По фактическим значениям термобарических параметров газожидкостного потока на входе и на выходе трубопровода определяют значения плотности жидкой и газовой фаз в трубопроводе, для чего выполняют расчет средних значений давления (Рср) и температуры (Тср) в трубопроводе (СТО Газпром 2-3.5-051-2006. Нормы технологического проектирования магистральных газопроводов. М.: ИРЦ Газпром, 2006):
Figure 00000007
где Рвх - давление газожидкостного потока на входе трубопровода (Па),
Рвых - давление газожидкостного потока на выходе трубопровода (Па),
Figure 00000008
где Т0 - температура окружающей среды (К),
Твх - температура газожидкостного потока на входе трубопровода (К),
Твых - температура газожидкостного потока на выходе трубопровода (К).
Значения плотности жидкой (ρж) и газовой (ρГ) фаз в трубопроводе при среднем значении давления (Рср) и температуры (Тср) определяют по справочным данным (например, ГСССД 160-93. Газ природный расчетный. Издательство стандартов, 1993) либо рассчитывают с помощью программных комплексов (например, Pipesim компании Shlumberger).
После чего, с учетом полученных значений (М), (МТР), (ρж), (ρГ), определяют объем жидкости в трубопроводе
Figure 00000009
где МГ - масса газа в трубопроводе, полностью заполненном газовой фазой (кг), рассчитываемая из соотношения
Figure 00000010
При постоянных (неизменных) термобарических условиях эксплуатации трубопровода (постоянных значениях давления Рср и температуры Тср) объем жидкости
Figure 00000011
в трубопроводе в каждый последующий момент эксплуатации (на момент времени t) определяют по упрощенной формуле
Figure 00000012
где М0 - измеренная общая масса трубопровода с газожидкостной смесью на начальный момент времени (кг),
Mt - измеренная общая масса трубопровода с газожидкостной смесью на текущий момент времени t (кг),
Figure 00000013
- объем жидкости в трубопроводе на начальный момент времени, значение которого известно или определено по формулам (1)-(6) (м3).
Пример осуществления способа.
Предлагаемым способом был исследован трубопровод протяженностью L=600 м, наружным диаметром d=0,530 м и толщиной стенки h=0,027 м. Трубопровод проложен наземно, на опорах, расположенных с интервалом 30 м, и изготовлен из стали плотностью ρм = 7800 кг/м3.
Транспортируемая по трубопроводу среда представляет собой смесь природного газа и воды. Термобарические параметры на входе трубопровода:
Рвх=2,00⋅106 Па; Твх=288,0 К.
Термобарические параметры на выходе трубопровода:
Рвых = 1,98⋅106 Па; Твых = 287,6 К.
Температура окружающего воздуха составляет То=268,0 К.
Результаты замера массы трубопровода в местах установки датчиков приведены в таблице.
Figure 00000014
Вычислили общую массу (М) трубопровода с содержащейся в нем газожидкостной смесью по формуле (1)
Figure 00000015
Предварительно рассчитали собственную массу (МТР) трубопровода по формуле (2)
Figure 00000016
По формуле (3) рассчитали среднее значение давления (Рср) в трубопроводе
Figure 00000017
и по формуле (4) - среднее значение температуры (Тср) в трубопроводе
Figure 00000018
Определили значения плотности жидкой и газовой фаз потока в трубопроводе. Согласно справочным данным, при рассчитанных значениях температуры и давления плотность газа составляет 14,3 кг/м3, а плотность воды при тех же условиях - 999,4 кг/м3.
Вычислили массу газа (МГ) в трубопроводе по формуле (6)
Figure 00000019
По формуле (5) определили объем жидкости в трубопроводе
Figure 00000020
Кроме того, по результатам измерений, полученным от датчиков, можно определить, что максимальное скопление жидкости находится в районе расположения 10-ой, 11-ой и 12-ой опор, что позволит принять решения по дальнейшей эксплуатации трубопровода.

Claims (15)

  1. Способ определения объема жидкости в трубопроводе, включающий установку датчиков и фиксацию результатов измерения установленными датчиками, отличающийся тем, что на всем протяжении трубопровода, проложенного на опорах, в местах контакта наружной поверхности трубопровода с опорами устанавливают датчики, выполненные с возможностью определения массы и функционально объединенные с возможностью передачи по каналам связи полученных данных, затем осуществляют одновременный замер значений приходящейся на каждую из опор массы трубопровода с содержащейся в нем газожидкостной смесью, после чего на основании результатов замера выполняют расчет массы (М) трубопровода с содержащейся в нем газожидкостной смесью из соотношения
  2. Figure 00000021
  3. где mi - значение приходящейся на i-ую опору массы трубопровода с газожидкостной смесью (кг),
  4. n - количество опор трубопровода, и, с учетом предварительно полученного значения массы (МТР) трубопровода из соотношения
  5. Figure 00000022
  6. где ρМ - плотность материала трубопровода (кг/м3),
  7. d - внешний диаметр трубопровода (м),
  8. h - толщина стенки трубопровода (м),
  9. L - длина трубопровода (м),
  10. определяют объем жидкости (Vж) в трубопроводе
  11. Figure 00000023
  12. где ρж - значение плотности жидкости в трубопроводе (кг/м3),
  13. ρг - значение плотности газа в трубопроводе (кг/м3),
  14. Мг - масса газа в трубопроводе (кг), при этом
  15. Figure 00000024
RU2019110684A 2019-04-10 2019-04-10 Способ определения объема жидкости в трубопроводе RU2715357C1 (ru)

Priority Applications (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2019110684A RU2715357C1 (ru) 2019-04-10 2019-04-10 Способ определения объема жидкости в трубопроводе

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2019110684A RU2715357C1 (ru) 2019-04-10 2019-04-10 Способ определения объема жидкости в трубопроводе

Publications (1)

Publication Number Publication Date
RU2715357C1 true RU2715357C1 (ru) 2020-02-26

Family

ID=69631121

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU2019110684A RU2715357C1 (ru) 2019-04-10 2019-04-10 Способ определения объема жидкости в трубопроводе

Country Status (1)

Country Link
RU (1) RU2715357C1 (ru)

Citations (4)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
SU669208A1 (ru) * 1977-04-04 1979-06-25 Предприятие П/Я В-8534 Весовое расходное устройство
CN1847803A (zh) * 2005-11-01 2006-10-18 兰州理工大学 流动液体重量的在线计量系统及计量方法
DE102005038428B4 (de) * 2005-08-12 2007-09-27 Bundesrepublik Deutschland, vertreten durch das Bundesministerium für Wirtschaft und Technologie, dieses wiederum vertreten durch den Präsidenten der Physikalisch-Technischen Bundesanstalt Braunschweig Vorrichtung und Verfahren zum Erfassen eines Massestromes eines Fluids
CN103884398A (zh) * 2014-03-31 2014-06-25 山推建友机械股份有限公司 一种液体物料体积的计量装置及其使用方法

Patent Citations (4)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
SU669208A1 (ru) * 1977-04-04 1979-06-25 Предприятие П/Я В-8534 Весовое расходное устройство
DE102005038428B4 (de) * 2005-08-12 2007-09-27 Bundesrepublik Deutschland, vertreten durch das Bundesministerium für Wirtschaft und Technologie, dieses wiederum vertreten durch den Präsidenten der Physikalisch-Technischen Bundesanstalt Braunschweig Vorrichtung und Verfahren zum Erfassen eines Massestromes eines Fluids
CN1847803A (zh) * 2005-11-01 2006-10-18 兰州理工大学 流动液体重量的在线计量系统及计量方法
CN103884398A (zh) * 2014-03-31 2014-06-25 山推建友机械股份有限公司 一种液体物料体积的计量装置及其使用方法

Similar Documents

Publication Publication Date Title
JP3202992B2 (ja) 自己較正する開水路流量計
AU2021266235B2 (en) Apparatus and methods for determining gravity and density of solids in a liquid medium
WO2010042713A1 (en) Viscous fluid flow measurement using a differential pressure measurement and a sonar measured velocity
JP2010249790A (ja) レーザー式水位計
CN106989718A (zh) 一种基于mems的沉降监测方法
US2432039A (en) Device for measuring the density of fluids in pipes
RU2715357C1 (ru) Способ определения объема жидкости в трубопроводе
CN103528922A (zh) 一种测量动态泥沙体积浓度方法及装置
Larrarte et al. Water level and discharge measurements
CN112730150B (zh) 一种管道泥浆密度的测量模型和测量应用方法
RU2601382C1 (ru) Способ определения расхода среды в круглых трубопроводах при стабилизированном течении
RU2631017C2 (ru) Способ измерения вертикального профиля плотности морской воды и устройство для его осуществления
KR102088845B1 (ko) 함몰배치된 초음파 진동자를 포함하는 초음파 유량계의 유속측정방법
CN106705899A (zh) 一种路面结构动态位移测量装置及方法
CN107560595A (zh) 建筑物及地质沉降监测方法
RU2467287C2 (ru) Способ мониторинга за опасными геодинамическими процессами
JP2005241343A (ja) 管内流体計測装置
RU2632999C2 (ru) Устройство для измерения параметров жидких сред в трубопроводе
Replogle Practical technologies for irrigation flow control and measurement
Mučková et al. Influence of temperature on accuracy of height connection measurement
RU72763U1 (ru) Плотномер-расходомер жидких или газообразных сред
RU164946U1 (ru) Устройство для измерения параметров маловязких и вязких текучих сред в трубопроводе
JP3421959B2 (ja) 水準測定方法およびトンネルの水準測定装置
RU2634081C2 (ru) Устройство для измерения параметров газожидкостной смеси, добываемой из нефтяных скважин
RU2826937C1 (ru) Устройство для определения вертикальных деформаций гидротехнических сооружений

Legal Events

Date Code Title Description
PD4A Correction of name of patent owner
PC41 Official registration of the transfer of exclusive right

Effective date: 20211129