RU35828U1 - DEVICE FOR MEASURING VOLUME FLOW OF FLUID IN A PIPELINE - Google Patents
DEVICE FOR MEASURING VOLUME FLOW OF FLUID IN A PIPELINE Download PDFInfo
- Publication number
- RU35828U1 RU35828U1 RU2003130152/20U RU2003130152U RU35828U1 RU 35828 U1 RU35828 U1 RU 35828U1 RU 2003130152/20 U RU2003130152/20 U RU 2003130152/20U RU 2003130152 U RU2003130152 U RU 2003130152U RU 35828 U1 RU35828 U1 RU 35828U1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- pipeline
- analysis
- fluid
- output
- input
- Prior art date
Links
Landscapes
- Measuring Volume Flow (AREA)
Description
ОБЪЕКТ-УСТРОЙСТВО; И111111Ш|11111,111РOBJECT-DEVICE; I111111Sh | 11111,111R
УСТРОЙСТВО ДЛЯ ИЗМЕРЕНИЯ ОБЪЕМНОГО РАСХОДА ЖИДКОСТИ ВDEVICE FOR MEASURING VOLUME FLOW OF FLUID IN
20031301522003130152
МПК Е 21 в 47/10, G 01 F1/00IPC E 21 at 47/10, G 01 F1 / 00
ТРУБОНРОВОДЕPIPELINE
v Полезная модель относится к области нефтедобычи и может быть использована для контроля объемного расхода жидкости, протекающей по трубопроводу скважин, оборудованных штанговыми глубинными (ГПГН) или электроцентробежными (ЭЦН) насосами. Известно устройство для измерения объемного расхода при порционном движении жидкости в трубопроводе в процессе работы штангового глубинного насоса, содержащее датчик-преобразователь акустических щумов, создаваемых движущейся жидкостью, протекающей через участок трубопровода фиксированного сечения, блок обработки, включающий в себя формирователь сигналов порций жидкости, вентиль, генератор импульсов, счетчик, таймер, и цифровое табло (см. патент РФ №2140538, кл. Е 21 В 47/10, опубл. БИ №30 за 1999 г.). Недостатком является то, что устройство не работает при измерении объемного расхода непрерывного потока жидкости, создаваемого в процессе работы ЭЦН. В этом случае порционный режим прохождения жидкости в трубопроводе отсутствует и заложенный в устройстве принцип порционной обработки информации об объемном расходе не может быть использован. Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату к предлагаемому яв.11яется устройство для измерения объемного расхода жидкости в трубопроводе (см. патент РФ №2195633, кл. G 01 F1/66, опубл. БИ № 36 за 2002 г.), содержащее акустический датчик-преобразователь, блок обработки, включающий в себя пороговое устройство, формирователь сигналов порций жидкости, коммутатор, генератор импульсов, счетчик, таймер, модуль анализа амплитуд, состоящий из блока частотных фильтров и вычитающего устройства, и цифровое табло. Устройство позволяет проводить измерения объемного расхода жидкости в трубопроводе как при порционном, так и при непрерывном режимах движения. Недостатком является то, что, во-первых, отсутствует возможность подключения устройства к системе телеметрии для обеспечения централизованного и оперативного сбора результатов измерений, а, во-вторых, результаты измерения объемного расхода I жидкости в трубопроводе обладают значительной погрешностью измерения, обусловленной тем, что блок частотных фильтров модуля анализа амплитуд выполнен с применением фильтров, настроенных на вьщеление сигналов на заданных частотах, без учета возможного изменения частоты проявления акустических шумов, создаваемых жидкостью, протекающей через участок трубопровода фиксированного сечения, в результате изменения физико-химических свойств жидкости или конструктивных особенностей трубопровода и запорной арматуры. Техническая задача изобретения состоит в том, чтобы создать устройство комплексного измерения расхода жидкости в трубопроводе при эксплуатации скважин с ШГН и ЭЦН, позволяющее уменьшить погрешность измерения, сократить число повторных, дублирующих измерений в условиях меняющегося состава жидкости или конструктивных особенностей трубопровода и запорной арматуры, обеспечить возможность подключения устройства к системе телеметрии для обеспечения централизованного и оперативного сбора результатов измерений. Поставленная техническая задача решается описываемой полезной моделью устройства для измерения объемного расхода жидкости в трубопроводе, содержащей акустический датчик-преобразователь, блок обработки, включаюшд1Й в себя пороговое устройство, формирователь сигналов порций жидкости, коммутатор, генератор импульсов, счетчик, таймер и модуль анализа амплитуд, и цифровое табло. Новым является то, что, модуль анализа амплитуд выполнен на базе предварительного усилителя, двух перестраиваемых фильтров и блока анализа и управления, причем выход датчика-преобразователя соединен с входом предварительного усилителя, выход которого соединен с входами перестраиваемых фильтров, выходы которых подключены к соответствующим входам блока анализа и управления, входы управления резонансной частотой перестраиваемых фильтров подключены к соответствующим выходам блока анализа и управления, а выход блока анализа и управления подключен к коммутатору, блок обработки дополнительно содержит блок задания режима измерения и модуль согласования с системой телеметрии, причем выход генератора импульсов подключен к входу блока задания режима измерения, соответствующие выходы которого подключены к входам счетчика и модуля согласования с системой телеметрии. Из доступных источников патентной и научно-технической литературы нам неизвестна заявленная совокупность отличительных признаков. Следовательно, I предлагаемая полезная модель устройства отвечает критериям «Новизна и «Промышленная применимость. На фиг.1 представлена блок-схема полезной модели устройства для измерения объемного расхода жидкости в трубопроводе. На фиг.2 представлен спектр сигнала акустических шумов, создаваемых движением жидкости через трубопровод фиксированного сечения, и результат анализа разности амплитуд вьщеленных сигналов по прототипу (I - 0,9 кГц ... 1,1 кГц, 11-3,4 ... 4,0 кГц). На фиг.З представлен спектр сигнала акустических шумов, создаваемых движением жидкости через трубопровод фиксированного сечения, и результат анализа разности амплитуд выделенных сигналов по предлагаемой полезной модели (I - 20 Гц ... 2,7 кГц, II - 2,2 ... 4,0 кГц). На фиг.4 представлена зависимость относительной погрешности результатов измерений от скорости движения жидкости через трубопровод фиксированного сечения по прототипу и предлагаемой полезной модели. Устройство для измерения объемного расхода жидкости в трубопроводе состоит из (см. фиг. 1) акустического датчика-преобразователя 1, блока обработки 2 и цифрового табло 3. Блок обработки 2, включает в себя пороговое устройство 4, формирователь сигналов порций жидкости 5, коммутатор 6, генератор импульсов 7, счетчик 8, таймер 9 и модуль анализа амплитуд 10. Новыми являются элементы, формирующие модуль анализа амплитуд, а именно: предварительный усилитель 11, перестраиваемый фильтр 12, перестраиваемый фильтр 13 и блок анализа и управления 14, а блок обработки 2 дополнительно содержит блок задания режима измерения 15 и модуль согласования с системой телеметрии 16. Принцип работы устройства для измерения объемного расхода рассмотрен на примере измерения объемного расхода нефтяных скважин. Устройство для измерения расхода взаимодействует с верхней частью нефтяной скважины 17, к которой подсоединен выкидной трубопровод фиксированного сечения 18. К внешней части выкидного трубопровода фиксированного сечения 18 прикреплен акустический датчик-преобразователь 1 таким образом, чтобы обеспечивался акустический контакт его с жидкостью, протекаюшей по выкидному трубопроводу фиксированного сечения 18.v The utility model relates to the field of oil production and can be used to control the volumetric flow rate of fluid flowing through the pipeline of wells equipped with deep-well (GPGN) or electric centrifugal (ESP) pumps. A device for measuring the volumetric flow rate during portioned fluid movement in a pipeline during operation of a sucker rod pump, comprising a transducer of acoustic noise generated by a moving fluid flowing through a section of a fixed section of the pipeline, a processing unit including a signal portion of the liquid portions, a valve, pulse generator, counter, timer, and digital display (see RF patent No. 2140538, class E 21 B 47/10, publ. BI No. 30 for 1999). The disadvantage is that the device does not work when measuring the volumetric flow rate of a continuous flow of fluid created during the operation of the ESP. In this case, the batch mode of fluid flow in the pipeline is absent and the principle of batch processing of the volume flow information cannot be used. The closest in technical essence and the achieved result to the proposed one is a device for measuring the volumetric flow rate of liquid in the pipeline (see RF patent No. 2195633, class G 01 F1 / 66, publ. BI No. 36 for 2002), containing acoustic a sensor-converter, a processing unit including a threshold device, a signal generator for portions of a liquid, a switch, a pulse generator, a counter, a timer, an amplitude analysis module consisting of a block of frequency filters and a subtractor, and a digital display. The device allows you to measure the volumetric flow rate of the liquid in the pipeline both in batch and continuous modes of movement. The disadvantage is that, firstly, there is no possibility of connecting the device to the telemetry system to ensure centralized and operational collection of measurement results, and secondly, the results of measuring the volumetric flow rate I of liquid in the pipeline have a significant measurement error due to the fact that the unit the frequency filters of the amplitude analysis module is performed using filters tuned to inject signals at given frequencies, without taking into account the possible change in the frequency of manifestation of acoustic noise moves created by a fluid flowing through a fixed section of a pipeline as a result of changes in the physicochemical properties of the liquid or the design features of the pipeline and valves. The technical task of the invention is to create a device for the integrated measurement of fluid flow in the pipeline during the operation of wells with SHGN and ESP, which allows to reduce the measurement error, to reduce the number of repeated, duplicate measurements in a changing fluid composition or design features of the pipeline and valves connecting the device to the telemetry system to ensure centralized and operational collection of measurement results. The stated technical problem is solved by the described utility model of a device for measuring the volumetric flow rate of a liquid in a pipeline containing an acoustic transducer, a processing unit including a threshold device, a signal unit for liquid portions, a switch, a pulse generator, a counter, a timer, and an amplitude analysis module, and digital scoreboard. New is that the amplitude analysis module is based on a pre-amplifier, two tunable filters and an analysis and control unit, and the output of the transducer is connected to the input of the pre-amplifier, the output of which is connected to the inputs of the tunable filters, the outputs of which are connected to the corresponding inputs of the unit analysis and control, the control inputs of the resonant frequency of tunable filters are connected to the corresponding outputs of the analysis and control unit, and the output of the analysis and control unit connected to the switch processing unit further comprises a mode setting unit of measurement and alignment module with a telemetry system, wherein the pulse generator output is connected to the input of the measurement mode setting unit, respective outputs of which are connected to the inputs of the meter module and the coordination with the telemetry system. Of the available sources of patent and scientific and technical literature, we do not know the claimed combination of distinctive features. Therefore, I proposed utility model of the device meets the criteria of "Novelty and" Industrial applicability. Figure 1 presents a block diagram of a useful model of a device for measuring the volumetric flow rate of a liquid in a pipeline. Figure 2 shows the spectrum of the acoustic noise signal generated by the movement of fluid through a fixed-section pipeline, and the result of the analysis of the difference in amplitudes of the inserted signals according to the prototype (I - 0.9 kHz ... 1.1 kHz, 11-3.4 ... 4.0 kHz). Figure 3 shows the spectrum of the acoustic noise signal generated by the movement of fluid through a fixed-section pipeline, and the result of the analysis of the difference in amplitudes of the extracted signals according to the proposed utility model (I - 20 Hz ... 2.7 kHz, II - 2.2 ... 4.0 kHz). Figure 4 presents the dependence of the relative error of the measurement results on the speed of fluid flow through a fixed section pipeline according to the prototype and the proposed utility model. A device for measuring the volumetric flow rate of a liquid in a pipeline consists of (see Fig. 1) an acoustic transducer 1, a processing unit 2, and a digital display 3. The processing unit 2 includes a threshold device 4, a signal generator for portions of a liquid 5, a switch 6 , pulse generator 7, counter 8, timer 9 and amplitude analysis module 10. New elements are those forming the amplitude analysis module, namely: preamplifier 11, tunable filter 12, tunable filter 13 and analysis and control unit 14, and the processing unit Tkki 2 additionally contains a block for setting the measurement mode 15 and a module for matching with the telemetry system 16. The principle of operation of the device for measuring the volumetric flow rate is considered by the example of measuring the volumetric flow rate of oil wells. The device for measuring the flow rate interacts with the upper part of the oil well 17, to which the fixed section 18 flow discharge pipe is connected. An acoustic transducer 1 is attached to the external part of the fixed flow flow pipe 18 so that it makes acoustic contact with the fluid flowing through the flow pipe fixed section 18.
Подача жидкости из нефтяной скважины 17 в выкидной трубопровод фиксированного сечения 18 осуществляется глубинным штанговым насосом (ШГН) (на фиг. не показан) в виде порций, разделенных во времени.The fluid from the oil well 17 into the flow line of fixed section 18 is supplied by a deep-well sucker rod pump (SHG) (not shown in FIG.) In the form of portions separated in time.
При работе нефтяной скважины 17 с электроцентробежным насосом (ЭЦН) (на фиг. не показан) осуществляется непрерывная подача жидкости в выкидной трубопровод фиксированного сечения 18.When operating an oil well 17 with an electric centrifugal pump (ESP) (not shown in FIG.), A continuous supply of fluid to the flow line of a fixed section 18 is performed.
Прохождение жидкости по выкидному трубопроводу фиксированного сечения 18, на котором закреплен акустический датчик-преобразователь 1, вызьюает появление специфических щумов. При появлении этих шумов акустический датчикпреобразователь 1 воспринимает их и преобразует в электрические сигналы переменного тока различной амплитуды со спектром частотных составляющих, лежащих в пределахThe passage of fluid through a flow line of fixed cross section 18, on which an acoustic transducer 1 is fixed, causes the appearance of specific noises. With the appearance of these noises, the acoustic sensor transducer 1 senses them and converts them into electrical signals of alternating current of various amplitudes with a spectrum of frequency components lying within
20 Гц-12 кГц.20 Hz-12 kHz.
Функционирование блоков устройства рассмотрено для двух режимов работы: 1. При измерении объемного расхода скважины с ШГН по трубопроводу фиксированного сечения 18 проходят порции жидкости с интервалом, пропорциональным частоте качаний станка-качалки, создаюшего возвратнопоступательные движения (вверх-вниз) плунжера насоса. Объем каждой порции и, следовательно, время ее прохождения по трубопроводу фиксированного сечения 18, где установлен акустический датчик-преобразователь 1, неодинаковы и зависят от наполнения плунжера жидкостью и пластовых условий в скважине. Преобразованные акустическим датчиком-преобразователем 1 в электрические сигналы Uum шумы от каждой порции жидкости поступают на вход 19 порогового устройства 4, в котором осуществляется их выделение над уровнем фоновых шумовых помех иф, возникающих в трубопроводе в результате работы устьевого оборудования скважины. С выхода 20 порогового устройства 4 сигналы порций жидкости поступают на вход 21 формирователя сигналов порций жидкости 5, который преобразует их в аналоговые сигналы постоянного тока и формирует из них порции потенциалов и„от одинаковой амплитуды и различной длительности Тт. С выхода 22 формирователя сигналов порций жидкости 5 эти сигналы подаются на вход 23 коммутатора 6, который в данном режиме работы скважины посылает их с выхода 24 на вход 25 генератора импульсов 7, выполненного по схеме генератора, частота импульсов которого меняется пропорционально поступающему на его вход управляющему напряжению. Каждый поступивший на вход 25 генератора импульсов 7 потенциал и„от порции инициирует в нем генерацию пачки стандартных импульсов фиксированной частоты F, соответствующей объемному расходу I Q жидкости через сечение трубопровода за единицу времени Число импульсов в пачке зависит от длительности Тщ управляющего потенциала и„от- С выхода 26 генератора импульсов 7 эти ии пульсы подаются на вход 27 блока задания режима измерения 15, который задает режим измерения и последующего отображения информации. Возможны три режима измерения: 1) автономный - с отображением результатов измерений на цифровом табло 3, 2) стационарный - с подключением через модуль согласования с системой телеметрии 16 к системе телеметрии и передачей результатов измерений на пульт диспетчера, 3) стационарнопереносной - с подключением через модуль согласования с системой телеметрии 16 к системе телеметрии и передачей результатов измерений на пульт диспетчера и одновременным отображением результатов измерений на цифровом табло 3. В зависимости от выбранного режима измерения импульсы подаются с выхода 28 блока задания режима измерения 15 на вход 29 счетчика 8, который осуществляет их накопление, или с выхода 30 блока задания режима измерения 15 на вход 31 модуля согласования с системой телеметрии 16 с последующей передачей информация по системе телеметрии на пульт диспетчера. Временной цикл измерения Тц (час, сутки) задается таймером 9, с выхода 32 которого на управляющий вход 33 счетчика 8 подается разрешающий счет сигнал. По окончании временного цикла Тц, в течение которого на счетчик поступит N пачек импульсов, в счетчике 8 фиксируется число Q: / ч Т,,((/ )N(na4eK) ац(ч,сут} ( И соответствующее объемному расходу за заданный временной цикл. Этот результат измерения с выхода 34 счетчика 8 поступает на вход 35 цифрового табло 3, на котором и индицируется. 2. При выполнении измерений расхода на нефтяной скважине 17 с ЭЦН, когда поток жидкости в выкидном трубопроводе фиксированного сечения 18 носит непрерывный характер, щумовой сигнал, снимаемый акустическим датчикомпреобразователем 1, также непрерьшен и имеет различную амплитуду, зависящую от скорости потока. Сигнал потока с щироким спектром частотных составляющлх подается на вход 36 предварительного усилителя 11 модуля анализа амплитуд 10. ,3. 5 fiuMH/ Г11 1 /сек) 7сек} Тц(ч,сут) Ч с выхода 37 предварительного усилителя 11 сигнал потока поступает на вход 38 перестраиваемого фильтра 12 и вход 39 перестраиваемого фильтра 13. С выхода 40 перестраиваемого фильтра 12 и выхода 41 перестраиваемого фильтра 13 выделенные этими фильтрами в заданных полосах частот сигналы и преобразованные затем в аналоговые сигналы постоянного тока поступают на соответствующие входа 42 и 43 блока анализа и управления 14. Работа модуля анализа амплитуд 10 по предлагаемой полезной модели осуществляется следующим образом. В результате проведенных исследований установлено, что акустические щумы, создаваемые движением жидкости через трубопровод фиксированного сечения 18, проявляются в области частот 2,2 ... 4,0 кГц и характеризуются максимальной амплитудой в указанном диапазоне частот (см. фиг.З), причем частота проявления максимума акустических шумов зависит от физико-химических свойств жидкости или конструктивных особенностей трубопровода и запорной арматуры. При этом акустические щумы дополнительно содержат составляющие, которые характеризуют уровень собственных фоновых шумов трубопровода, характеризуемых минимальной амплитудой сигнала в диапазоне частот 20 Гп (минимальная частота преобразования акустических шумов в электрические сигналы) ... 2,2 кГц (установленная в интервале частот 2,2 кГц ... 4,0 кГц частота проявления максимума акустических шумов, создаваемых движением жидкости через трубопровод фиксированного сечения 18). А акустические шумы, проявляемые в области частот менее 0,8 кГц и иногда обладающие более высокой амплитудой, вызваны работой механических устройств. Выделение сигнала, характеризуемого проявлением акустических шумов, создаваемых движением жидкости через трубопровод фиксированного сечения 18, и максимальной амплитудой, производится перестраиваемым фильтром 12 в интервале частот 2,2 ... 4,0 кГц (см. фиг.2) и осуществляется в два этапа. Первый, поиск частоты, характеризуемой проявлением сигнала с максимальной амплитудой, в указанном интервале частот. Второй, выделение сигнала на установленной частоте. Поиск частоты, характеризуемой проявлением сигнала с максимальной амплитудой, осуществляется блоком анализа и управления 14 путем последовательного сравнения амплитуд сигналов, выделяемых перестраиваемым фильтром 12. При этом производится сканирование частот путем изменения резонансной частоты перестраиваемого фильтра 12 подачей сигнала управления резонансной частотой Ч перестраиваемого фильтра 12 с выхода 44 блока анализа и управления 14 на вход 45 перестраиваемого фильтра 12. После того, как установлена частота, характеризуемая проявлением сигнала с максимальной амплитудой, блок анализа и управления 14 задает интервал частот 20 Гц (минимальная частота преобразования акустических шумов в электрические сигналы) ... 2,2 кГп (установленная в интервале частот 2,2 кГц ... 4,0 кГц частота проявления максимума акустических шумов, создаваемых движением жидкости через трубопровод фиксированного сечения 18), в котором производит поиск и выделение сигнала, характеризуемого проявлением собственных фоновых акустических шумов трубопровода фиксированного сечения 18 и минимальной амплитудой, вьщеление которого осуществляется перестраиваемым фильтром 13 и осуществляется в два этапа. Первый, поиск частоты, характеризуемой проявлением сигнала с минимальной амплитудой. Второй, выделение сигнала на установленной частоте. Поиск частоты, характеризуемой проявлением сигнала с минимальной амплитудой, осуществляется блоком анализа и управления 14 путем последовательного сравнения амплитуд сигналов, выделяемых перестраиваемым фильтром 13. При этом производится сканирование частот путем изменения резонансной частоты перестраиваемого фильтра 13 подачей сигнала управления резонансной частотой перестраиваемого фильтра 13 с выхода 46 блока анализа и управления 14 на вход 47 перестраиваемого фильтра 13. После того, как установлена частота, характеризуемая проявлением собственных фоновых акустических шумов трубопровода фиксированного сечения 18 и минимальной амплитудой, в блоке анализа и управления 14 производится формирование абсолютных значений перепадов (разностей) амплитуд сигналов, вьщеляемых перестраиваемым фильтром 12 и перестраиваемым фильтром 13. С выхода 48 блока анализа и управления 14 эти перепады амплитуд проходят на вход 49 коммутатора 6, установленного на режим работы с ЭЦН, и с его выхода 24 подаются на вход 25 генератора импульсов 7. Частота генерируемых импульсов, соответствующая объемному расходу жидкости, протекающей через трубопровод фиксированного сечения 18 в единицу времени, меняется в зависимости от величины перепада (разности) амплитуд сигналов, вьщеляемых перестраиваемым фильтром 12 и перестраиваемым фильтром 13, пропорционально объемному расходу. С выхода 26 генератора импульсов 7 непрерывная последовательность стандартных импульсов.The functioning of the device units is considered for two operating modes: 1. When measuring the volumetric flow rate of a well with SHG, a portion of fluid passes through a fixed section 18 pipeline at intervals proportional to the swing frequency of the rocking machine, which creates reciprocating movements (up and down) of the pump plunger. The volume of each portion and, consequently, the time it takes to pass through the fixed section pipe 18, where the acoustic transducer 1 is installed, are different and depend on the filling of the plunger with fluid and reservoir conditions in the well. The noise from each portion of the liquid converted by the acoustic transducer 1 into electrical signals Uum is fed to input 19 of the threshold device 4, in which they are extracted above the level of background noise interference if arising in the pipeline as a result of the wellhead equipment. From the output 20 of the threshold device 4, the signals of the portions of the liquid are fed to the input 21 of the driver of the signals of the portions of the liquid 5, which converts them into analog DC signals and generates portions of potentials and from the same amplitude and different durations TT. From the output 22 of the signal generator of the portions of the fluid 5, these signals are fed to the input 23 of the switch 6, which in this mode of operation of the well sends them from the output 24 to the input 25 of the pulse generator 7, made according to the generator circuit, the pulse frequency of which changes proportionally to the control signal supplied to its input stress. Each potential 7 received at the input 25 of the pulse generator 7 and, from a portion, initiates generation of a packet of standard pulses of a fixed frequency F in it, corresponding to the volumetric flow rate IQ of the liquid through the pipeline section per unit time. The number of pulses in the packet depends on the duration of the control potential and output 26 of the pulse generator 7, these pulses are fed to the input 27 of the block setting the measurement mode 15, which sets the measurement mode and subsequent display of information. Three measurement modes are possible: 1) autonomous - with the display of the measurement results on a digital display 3, 2) stationary - with the connection through the matching module with the telemetry system 16 to the telemetry system and the transmission of the measurement results to the controller, 3) stationary portable - with the connection through the module coordination with the telemetry system 16 to the telemetry system and transferring the measurement results to the dispatcher’s console and simultaneously displaying the measurement results on a digital display 3. Depending on the selected measurement mode The pulses are fed from the output 28 of the unit for setting the measurement mode 15 to the input 29 of the counter 8, which accumulates them, or from the output 30 of the unit for specifying the mode of measurement 15 to input 31 of the matching module with the telemetry system 16 with subsequent transmission of information via the telemetry system to the controller . The time cycle of the measurement of TC (hour, day) is set by a timer 9, from the output of which 32 a resolution-enabling signal is supplied to the control input 33 of the counter 8. At the end of the time cycle Tc, during which N packets of pulses arrive at the counter, the number Q is recorded in counter 8: / h T ,, ((/) N (na4eK) ac (h, day} (And corresponding to the volume flow for a given time This measurement result from the output 34 of the counter 8 is fed to the input 35 of the digital display 3, on which it is indicated 2. 2. When performing flow measurements at an oil well 17 with an ESP, when the fluid flow in the flow line of a fixed section 18 is continuous, acoustic sensor signal Atelier 1 is also unbroken and has a different amplitude depending on the flow velocity.The flow signal with a wide spectrum of frequency components is fed to the input 36 of the preamplifier 11 of the amplitude analysis module 10., 3.5 fiuMH / G11 1 / sec) 7 sec} Tc (h , days) H from the output 37 of the preliminary amplifier 11, the flow signal is fed to the input 38 of the tunable filter 12 and the input 39 of the tunable filter 13. From the output 40 of the tunable filter 12 and the output 41 of the tunable filter 13, the signals extracted by these filters in the given frequency bands then the analog DC signals are fed to the corresponding inputs 42 and 43 of the analysis and control unit 14. The operation of the amplitude analysis module 10 according to the proposed utility model is as follows. As a result of the studies, it was found that the acoustic noise generated by the movement of fluid through a fixed-section pipeline 18 appears in the frequency range 2.2 ... 4.0 kHz and is characterized by a maximum amplitude in the indicated frequency range (see Fig. 3), moreover the frequency of manifestation of the maximum acoustic noise depends on the physicochemical properties of the liquid or the design features of the pipeline and valves. At the same time, acoustic noises additionally contain components that characterize the level of the natural background noise of the pipeline, characterized by a minimum signal amplitude in the frequency range of 20 GP (the minimum frequency of conversion of acoustic noise into electrical signals) ... 2.2 kHz (set in the frequency range 2.2 kHz ... 4.0 kHz the frequency of manifestation of the maximum acoustic noise created by the movement of fluid through a fixed-section pipeline 18). And acoustic noise, manifested in the frequency region of less than 0.8 kHz and sometimes having a higher amplitude, is caused by the operation of mechanical devices. The selection of the signal, characterized by the manifestation of acoustic noise generated by the movement of fluid through a fixed-section pipe 18 and the maximum amplitude, is performed by a tunable filter 12 in the frequency range 2.2 ... 4.0 kHz (see figure 2) and is carried out in two stages . First, the search for a frequency characterized by the manifestation of a signal with a maximum amplitude in the indicated frequency range. Second, the selection of the signal at the set frequency. The search for the frequency characterized by the manifestation of the signal with the maximum amplitude is carried out by the analysis and control unit 14 by sequentially comparing the amplitudes of the signals emitted by the tunable filter 12. In this case, the frequencies are scanned by changing the resonant frequency of the tunable filter 12 by supplying a resonance frequency control signal H tunable filter 12 from the output 44 of the analysis and control unit 14 to the input 45 of the tunable filter 12. After the frequency characterized by using a signal with a maximum amplitude, the analysis and control unit 14 sets the frequency range of 20 Hz (the minimum frequency of conversion of acoustic noise into electrical signals) ... 2.2 kGp (set in the frequency range of 2.2 kHz ... 4.0 kHz manifestations of the maximum acoustic noise generated by the movement of fluid through a fixed section pipe 18), in which it searches for and extracts a signal characterized by the manifestation of intrinsic background acoustic noise of a fixed section pipe 18 and a minimum amplitude , the incineration of which is carried out by the tunable filter 13 and is carried out in two stages. First, the search for a frequency characterized by the appearance of a signal with a minimum amplitude. Second, the selection of the signal at the set frequency. The search for the frequency characterized by the manifestation of the signal with the minimum amplitude is carried out by the analysis and control unit 14 by sequentially comparing the amplitudes of the signals emitted by the tunable filter 13. In this case, the frequencies are scanned by changing the resonant frequency of the tunable filter 13 by applying a control signal to the resonant frequency of the tunable filter 13 from output 46 the analysis and control unit 14 to the input 47 of the tunable filter 13. After the frequency, characterized by the manifestation m of intrinsic background acoustic noise of a pipeline with a fixed cross section 18 and minimum amplitude, in the analysis and control unit 14, the absolute values of the differences (differences) in the amplitudes of the signals generated by the tunable filter 12 and the tunable filter 13 are generated. From the output 48 of the analysis and control unit 14 these amplitude differences pass to the input 49 of the switch 6, set to the mode of operation with the ESP, and from its output 24 are fed to the input 25 of the pulse generator 7. The frequency of the generated pulses corresponding to the volume the flow rate of the fluid flowing through the pipeline of fixed cross section 18 per unit time varies depending on the difference (difference) in the amplitudes of the signals inserted by the tunable filter 12 and the tunable filter 13, in proportion to the volumetric flow rate. Output 26 of the pulse generator 7 is a continuous sequence of standard pulses.
следующих с различной частотой, поступает на вход 27 блока задания режима измерения 15.following with different frequencies, is fed to input 27 of the unit for setting measurement mode 15.
В зависимости от выбранного режима измерения импульсы подаются с выхода 28 блока задания режима измерения 15 на вход 29 счетчика 8, который осуществляет их накопление, или с выхода 30 блока задания режима измерения 15 на вход 31 модуля согласования с системой телеметрии 16 с последующей передачей информация по системе телеметрии на пульт диспетчера.Depending on the selected measurement mode, pulses are supplied from the output 28 of the setting block for the measurement mode 15 to the input 29 of the counter 8, which accumulates them, or from the output 30 of the block for setting the measurement mode 15 to the input 31 of the matching module with the telemetry system 16 with subsequent transmission of information telemetry system to the dispatcher console.
Число импульсов, накопленное в счетчике 8 за данный временной цикл, организуемый по входу 33 счетчика 8 таймером 9, с выхода 34 счетчика 8 подается на вход 35 цифрового табло 3, где и индицируется в виде величины объемного расхода.The number of pulses accumulated in the counter 8 for a given time cycle, organized by the input 33 of the counter 8 by the timer 9, from the output 34 of the counter 8 is fed to the input 35 of the digital display 3, where it is indicated as the volume flow rate.
Изменение элементов, формирующих модуль анализа амплитуд, в соответствии с предлагаемой полезной моделью позволяет примерно в 2 раза повысить точность выделения сигнала, характеризуемого проявлением собственных фоновых акустических шумов трубопровода фиксированного сечения (см. фиг.2 точка А и фиг. 3 точка С), и сигнала, характеризуемого проявлением акустических щумов, создаваемых движением жидкости через трубопровод фиксированного сечения (см. фиг.2 точка В и фиг. 3 точка D), а, следовательно, уменьшить погрешность результатов измерения скорости движения жидкости через трубопровод фиксированного сечения, и связанного с ним объемного расхода жидкости, от 1,5 до 2,5 раз (см. фиг.4).Changing the elements that form the amplitude analysis module in accordance with the proposed utility model makes it possible to increase the accuracy of signal extraction by about 2 times, which is characterized by the manifestation of intrinsic background acoustic noise of a fixed section pipeline (see point 2 point A and figure 3 point C), and signal, characterized by the manifestation of acoustic noise generated by the movement of fluid through a fixed-section pipeline (see figure 2 point B and figure 3 point D), and, therefore, reduce the error of the measurement results The flow velocity of the fluid through a fixed-section pipeline, and the associated volumetric flow rate of the fluid, is from 1.5 to 2.5 times (see FIG. 4).
Использование предлагаемой полезной модели устройства для измерения объемного расхода жидкости в трубопроводе позволяет осуществлять комплексное измерение объемного расхода скважин с ШГН и ЭЦН. При этом в режиме работы с ЭЦН уменьшается погрещность результатов измерения от 1,5 до 2,5 раз, что сокращает число повторных, дублирующих измерений в условиях периодически меняющегося состава жидкости или конструктивных особенностей трубопровода и запорной арматуры, а обеспечение возможности подключения устройства к системе телеметрии позволяет обеспечить централизованный, оперативный сбор результатов измерений и снизить себестоимость промысловых измерений.Using the proposed utility model of a device for measuring the volumetric flow rate of a liquid in a pipeline allows a comprehensive measurement of the volumetric flow rate of wells with SHGN and ESP. At the same time, in the mode of operation with the ESP, the error in the measurement results decreases from 1.5 to 2.5 times, which reduces the number of repeated, duplicate measurements in the conditions of periodically changing liquid composition or design features of the pipeline and shutoff valves, and providing the possibility of connecting the device to the telemetry system allows to provide a centralized, operational collection of measurement results and reduce the cost of field measurements.
,J/., J /.
Claims (1)
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2003130152/20U RU35828U1 (en) | 2003-10-10 | 2003-10-10 | DEVICE FOR MEASURING VOLUME FLOW OF FLUID IN A PIPELINE |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2003130152/20U RU35828U1 (en) | 2003-10-10 | 2003-10-10 | DEVICE FOR MEASURING VOLUME FLOW OF FLUID IN A PIPELINE |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU35828U1 true RU35828U1 (en) | 2004-02-10 |
Family
ID=35849387
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2003130152/20U RU35828U1 (en) | 2003-10-10 | 2003-10-10 | DEVICE FOR MEASURING VOLUME FLOW OF FLUID IN A PIPELINE |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU35828U1 (en) |
-
2003
- 2003-10-10 RU RU2003130152/20U patent/RU35828U1/en active
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
CN101460836B (en) | Magnetic substance concentration measuring instrument and magnetic substance concentration measuring method | |
CN101843477B (en) | Biological signal measuring device | |
CN101750096A (en) | Step-counting processing system and method | |
CN106123965A (en) | The wireless vibratory string acquisition system of a kind of synchronized sampling and method | |
CN102758613A (en) | Drilling pump fault detection and diagnosis method and system based on dynamic model | |
CN106706171A (en) | Frequency spectrum calculation-based measuring device and measuring method for multi-string vibrating string sensor | |
DE602005017309D1 (en) | METHOD AND SYSTEM FOR DETERMINING A DISTANCE BETWEEN A VIBRATORY BODY AND A FIXED POINT BY MONITORING THE RESONANCE FREQUENCY OF THE VIBRATORY BODY | |
CN104389580A (en) | Daily fluid output measuring method of rod-pumped well based on loading force | |
EP1340972A3 (en) | Vibration type measuring device and method of measuring a viscosity of a fluid | |
RU35828U1 (en) | DEVICE FOR MEASURING VOLUME FLOW OF FLUID IN A PIPELINE | |
RU2010113177A (en) | METHOD FOR MEASURING OIL DEBITS AND ASSOCIATED GAS OF OIL WELLS | |
US7290451B2 (en) | Status discriminating apparatus of human, animal, machine or the like using ultrasonic vibration detecting sensor, and status discriminating method of human, animal, machine or the like using the same | |
CN104373113B (en) | Diagnostic method for measuring annular working fluid level and working conditions of rod-pumped well by electric parameters | |
RU36030U1 (en) | DEVICE FOR MEASURING VOLUME FLOW OF FLUID IN A PIPELINE | |
CN205786834U (en) | A kind of oil pumper electric work figure measurement apparatus | |
RU35829U1 (en) | Device for measuring the volumetric flow rate of a liquid in a pipeline | |
RU35830U1 (en) | Device for measuring the volumetric flow rate of a liquid in a pipeline | |
RU36031U1 (en) | DEVICE FOR MEASURING VOLUME FLOW OF FLUID IN A PIPELINE | |
RU36033U1 (en) | DEVICE FOR MEASURING VOLUME FLOW OF FLUID IN A PIPELINE | |
RU36032U1 (en) | DEVICE FOR MEASURING VOLUME FLOW OF FLUID IN A PIPELINE | |
RU35826U1 (en) | DEVICE FOR MEASURING VOLUME FLOW OF FLUID IN A PIPELINE | |
JP5135367B2 (en) | Flow measuring device and method | |
RU35832U1 (en) | Device for measuring the volumetric flow rate of a liquid in a pipeline | |
RU35831U1 (en) | Device for measuring the volumetric flow rate of a liquid in a pipeline | |
CN106932089A (en) | A kind of apparatus and method for on-line checking vibration monitoring device failure |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
QB1K | Licence on use of utility model |
Effective date: 20050727 |
|
PC1K | Assignment of utility model |
Effective date: 20091211 |