Способ определения параметров газожидкостного потока Советский патент 1988 года по МПК G01N9/24 

It

00 4 ts9

114

Изобретение относится к измерительной технике, в частности к способам и устройствам для определения концентрации фаз в двухфазных потоках преимущественно газоводонефтяных и может быть использовано для контроля и управления технологическими процессами, предусматривагощимн транспортирование двзгхфазных сред по тру- бопроводам в нефтяной, химической, пищевой и других отраслях промышленности. Кроме того, изобретение может бьггь использовано для исследования и контроля параметров двухфазных пот ков в энергетике и гидротехнике.

Цель изобретения - повьшение точности определения объемной концентрации газа счет исключения погрешности определения плотности воды кос венными методами) и расщирение функциональных возможностей способа (за счет обеспечения возможности одновременного определения плотности жидкости газонефтежидкостных потоков).

На представлены иллюстрации теоретических предпосылок способа; на фиг,2 и фиг.З - варианты устройст реализующих способ

Способ основан на измерении флук- туаций интенсивности прошедшего чере исследуемый газожидкостньй поток проникающего излучения (например, гамма излучения), пропорциональных флуктуа циям плотности потока.

Экспериментально установлено, чего средний (за. время измерения) квадрат ;разности между значениями плотности ;р газожидкостной смеси в контролируе мых сечениях, расположенных вдоль InoTOKa, определяется(в основном)кон- |центрацией- газа в смеси. Теоретические исследования показали, что это справедливо, если плотности газообразной и жидкой фаз не изменяются S течение времени измерения. Это допущение приемлемо с практической точки зрения, так как скорость изменени плотности жидкости между рабочими сечениями незначительна. Это следует из того, что процессы изменения Плотности компонентов жидкой фазы - нефти и воды, их взаимное соотношени в потоке более инерционные по сравнению со скоростью переноса вещества между рабочими сечениями. О бычно за- йетиые изменения плотности нефти или йоды и их соотношения происходят че- рез интервалы времени длительностью

Q

д с

5

0

от единиц секунд и более, а время перемещения вещества на расстояние между крайними сечениями составляет доли секунд. Зная среднюю плотность газожидкостной смеси и объемную концентрацию газа, можно найти плотность жидкой фазы, значение которой необходимо для определения обводненности скважин и массового расхода жидкости при оперативном учете продукции нефтяных скважин. Следовательно, функ циональные возможности способа расширяются.

Способ осуществляют следующим образом (фиг.1).

1). Предварительно пропускают через трубопровод эталонный газожидкостный поток, обеспечивая возможность задания в нем ряда фиксированных (т.е. известных заранее с достаточной, точностью) значений с объемной концентрации газа (фиг.1а), причем фиксированные значения ц задают, исходя из щирины диапазона измерения, при Этом суммарный объемньй расход газожидкостной смеси поддерживают постоянным (одинаковым) для всех за- данньк значений ( .

2), Для каждого фиксированного /эталонного) значения tf с помощью измерительных преобразователей плотности находят зависимость изменения плотности газожидкостной смеси во:шреме- ни в нескольких контролируемых сечениях, расположенных вдоль потока и отстоявших друг от друга на расстоянии ulj (фиг.16), при этом необходимое количество контролируемых сечений определяется степенью корреляции между значениями плотности смеси в этих сечениях, определяемой по виду зависимостей, получаемых в следующем п.З.

3). Определяют зависимости среднего квадрата разности значений плотности в контролируемых сечениях от расстояния между ними (фиг.1в),

4). Выбирают по результатам п.З положения рабочих контролируемых сечений, в которых необходимо установить преобразователи плотности для вьтолнения измерений на исследуемом потоке (фиг.1в)« Рабочие сечения выбирают исходя из указанных ниже условий коррелированности между собой значения плотности смеси в этих сечениях

5). Построив зависимость корня . квадратного из отношения средних квадратов разности плотности в рабочих сечениях от фиксированных (эталонных значений q (фиг.1г), определяют гра- дуировочную характеристику способа.

6), Устанавливают преобразователи плотности в рабочих сечениях.

7). Пропускают через трубопровод исследуемьй газожидкостный поток.

8). Определяют (например, по значению средней плотности смеси или по априорным данным участок диапазона измерений, в котором находится измеряемая величина (нисходящая или восходящая ветви градуировочной характеристики) .

9). Определя19т отношения средних квадратов разности плотности в рабочих сечениях.

реляционной пространстпенной функш ей R (Л1), т.е. Т (л1) 2{R(o)-R (Д1), то с помощью т (д1) находят значения Л1, при которых указанные условия выполняются для заданного диапазона измерения.

Количество эталонных значений tf , при которых проводят градуировку,

и количество контролируемых сечений, необходимых для определения Т (Л1), определяют в каждом случае, исходя из условий измерения, градуировки и используемых средств измерения.

Оп ерации по пп.2 и 3 можно проводить, применяя одновременно несколько преобразователей плотности, разместив их вдоль трубопровода. Можно вьтол- нить их также с помощью двух преобра

Изобретение относится к измерительной технике, в частности к способам определения параметров фаз в га- зонефтеводяных потоках, и может быть использовано в нефтяной, химической и:др отраслях промышленности. Целью изобретения является повьшение точности определения и расгаирение функ- .191ональных возможностей. В способе задают фиксированные значения объемной концентрации газа, для каждого из которых определяют зависимости изменения плотности газожидкостной смеси от времени. Затем по ним находят зависимости средних квадратов разности значений плотности в этих сечениях от расстояния между ними. По 3ТИМ зависимостям выбирают поло- J жения не более трех рабочих контролируемых сечений, исходя из условия, чтобы значения плотности в первом и втором из них были коррелированы, а в первом и третьем - некоррелиро- ваны между собой. Искомые параметры в измеряемом потоке находят по отношению средних квадратов разности плотности в рабочих контролируемых сечениях. Приведены,описания двух вариантов устройств для реализации способа. 3 ил. с S6 (Л

10). По градуировочной характерис- 20 зователей, один из которых последоватике определяют величину объемной концентрации. Плотность жидкости определяют по формуле

Pc« (pk pr, плотность смеси;

плотность жидкости;

у - сечение;

РР - плотность газообразной фазы.

Операции по пп.1-5 необходимы для выбора расстояний мезкду рабочими контролируемыми сеченйяни на конкретном трубопроводе и построении градуировочной характеристики способа.. Они могут быть вьтолнены в заводских стендовых условиях, воспроизводящих известные характеристики гидравлического контура, в котором должны проводиться измеренияi Эти измерения можно также провести в условиях эксплуатации, создавая эталонный газожидкостный поток непосредственно .в измерительном участии трубопровода или его эквиваленте. Градуировку целесообразно производить при значении расхода эталонного газожидкостного потоха, соответствуницем середин рабочего диапазона изменения расхода контролируемого потока.

Выбирая положение рабочих контролируемых сечений по п.4, исходят из условия, чтобы значения плотности газожидкостной смеси в первом.и втором из них быпи коррелированы между собо (сечения а-а и б-б на фиг.1), а в первом и третьем - некоррелирсваны (сечения а-а и в-в на фиг.1). Так ка пространственная структурная функция Т (л1) однозначно сведена с автокор5

0

5

тельно передвигают вдоль трубопровода.

Для определения степени корреляции значений плотности вькодной сигнал преобразователей можно подавать на коррелометры общепро1Фшшенного назначения. Можно применять специализированные устройства, описанные ниже.

На фиг.2 изображено устройство (основной вариант) для осуществления предлагаемого способа.

Устройство содержит три радиризо- топных преобразователя плотности, расположенных вдоль трубопровода 1 в сечениях а-а и б-б, paздeляюпp x коррелированные между собой значения плотности контролируемой среды (на расстоянии й1ц друг от друга), и в сечении в-в, значения плотности в котором некоррелированы со значениями плотности в сечении а-а (на расстоянии от друга).

Первый радиоизотопный первичный g преобразователь плотности содержит блок 2 излучения и блок 3 детектирования. Второй и третий первичные преобразователи плотности содержат соответственно блоки 4 и 5 излучения и блоки 6 и 7 детектирования. Кроме того, устройство содержит фор- 1«1рователь 8 интервала, схемы 9 и 10 совпадений, схемы 11 и 12 усреднения и вычислительное устройство 13.

Блойи 2,4 и 6 излучения и блоки 3,5 и 7 детектирования расположены с противоположных сторон трубопровода 1. Выход блока 3 детектирования соединен с входом формирователя 8

0

S

интервала, выход которого подключен к первым входам схем 9 и 10 совпадений, вторые входы которых подключены к выходам блоков 5 и 7 детектирования соответственно. Выходы схем 9 и 10 совпадений через схемы 11 и 12 усреднения подключены к вычислительному , устройству 13,

Устройство работает следующим образом.

Потоки гамма-квантов от блоков 2,4 и 6 излучения после взаимодействия с веществом контролируемой среды поступают на соответствукнвсие блоки и 7 детектирования, где преобра- зунугся в последовательности электрических импульсов, сформированных по амплитуде и длительности, В случае просвечивания контролируемой среды узким пучком гамма-излучения скорост г счета импульсов на выходе блока детектирования связана с плотностью среды р экспоненциальной зависимостью

.

,ехр (-(upd),

где г - скорость счета импульсов на вькоде блока детектирования;

скорость счета и fflyльcoв на выходе блока детектирования в отсутствие контролируемой среды в трубс)проводе}

|U - массовый коэффициент ослабле- г-шя излучения i

р - плотность контролируемой среды;

d - диаметр трубопровода.

,

Сигнал с выхода блока 3 детектирования поступает на вход формирователя 8 интервала, который формирует интервал с длительностью, обратно пропорциональной скорости счета входных импульсов. Этот интервал поступает на первые входы схем 9 и 10 совпадений, где заполняется импульсами, поступающими на вторые входы этих схем от блоков 5 и 7 детектирования соответственно. Сигналы на выходах схем 9 и 10 совпадений пропорциональны отношениям чисел импульсов, зарегистрированных в сечениях а-а и б-б и в сечениях а-а и в-в. В схемах 11 и 12 усреднения, содержащих накопительный счетчик импульсов и регистр памяти, происходит суммирование импульсов, поступаюв(их от схем совпадений, и вычитание постоянной составляющей сиг

0

5

налов. Сигналы на выходах схем 11 и 12 усреднений соответствуют средним квадратам разности плотностей в сече- ниях а-а и б-б и в сечениях а-а и в-в. В вычислительном устройстве 13, содержащем схему деления и схему извлечения корня, происходит определение отношения средних квадратов разности плотностей в указанных сечениях и вьписление корня квадратного из этого отношения, соответствующего искомой величине.

В случае, когда процессу измене5 ния плотности контролируемой среды присуще свойство эргодичности, способ можно реализовать с помощью устройства, изображенного на фиг.З, в котором (в отличие от устройства, изображенного на фиг.2) разность плотностей в сечениях, разделяняцих некоррелированные значения плотности, определяется не в пространстве, а во времени. Таким образом, эту разность находят как приращение сигнала первого первичного преобразователя плотности за промежутки времени, раэделяюв|ие некоррелированные значения плотности среды в сечеНИИ а-а. В этом случае

0 для реализации способа достаточно двух первичных преобразователей плотности, расположенных в сечениях а-а и б-б, при этом в устройство введена схема 14 задержки, включенная между формирователем 8 интервала и первым входом схемы 9 совпадения, второй вход которой соединен с выходом блока 3 детектирования. I . . , /

0 Устройство, изображенное на фиг.З, работает также,как и устройство,изображенное на фиг.2,с тем лишь отличием,что временной интервал на выходе формирователя 8 интервала задерживается ни

5 промежуток времени, разделякищй некоррелированные между собой значения плотности контролируемой среды в се чении а-а. А заполнение этого интервала в схеме 9 совпадений происходит

0 импульсами от блока 3 детектирования, в результате чего сигнал на выходе схемы 11 усреднения соответствует среднему квадрату разности некоррелированных значений плотности в сече5 ниях а-а или дисперсии плотности контролируемой среды.

Преимущества предлагаемого способа (в отличие от известных) заключается в повьппении точности измерения за

5

счет снижения составляющей погрешности, обусловленной изменениями плотности жидкости, и, кроме того, в возможности определения с его помощью этой плотности.

Формула изобретения

Способ определения параметров газожидкостного потока, включающий облучение контролируемых сечений среды проникающим излучением, регистрацию 4шуктуаций плотности среды, определение средних квадратов разности плотности в этих сечениях с последующим вычислени ем концентрации газа, отличающийся тем, что, с целью повьппения точности изме- рения и расширения функциональных

0

15

20

возможностей за счет одновременногб определения плотности жидкости, через трубопровод предварительно пропускают эталонный газожидкостный поток, н котором задают фиксированные значения объемной концентрации газа, для каждого из которых находят зависимости плотности газожидкостной смеси от времени в контролируемых сечениях, расположенных вдоль потока, затем определяют зависимости средних квадратов разности плотности эталонного потока в этих сечениях от расстояния между ними, далее по этим зависимостям выбирают положения рабочих контролируемых сечений, а искомые параметры находят по отношению средних квадратов разности между значешгями плотности исследуемого потока в выбранных рабочих контролируемых сечениях.

фиг,1

J

ii

//

Ф

Фиг,

-СЕН