Способ определения параметров газожидкостного потока

Изобретение относится к измерительной технике, в частности к способам и устройствам для определенияконцентрации фаэ в двухфазных потоках преимущественно газоводонефтяных5и может быть использовано для контроля и управления технологическимипроцессами, предусматривающими транспортирование двухФазных сред по трубопроводам в нефтяной, химической,пищевой и других отраслях промьппленности, Кроме того, изобретение можетбыть использовано для исследованияи контроля параметров двухфазных пото 15ков в энергетике и гидротехнике.Цель изобретения - повышение точности определения объемной концентрации газа(за счет исключения погрешности определения плотности воды косвенными методами) и расширение функциональных возможностей способа (засчет обеспечения возможности одновременного определения плотности жидкости газонефтежидкостных потоков). 25На фиг,1 представлены иллюстрациитеоретических предпосылок способа;на фиг.2 и фиг.З - варианты устройств,реализующих способ.,Способ основан на измерении Флук 30туаций интенсивности прошедшего черезисследуемый газожидкостный поток проникающего излучения (например, гаммаизлучения), пропорциональных флуктуациям плотности потока.Экспериментально установлено, чтосредний (за. время измерения) квадратразности между значениями плотностио газожидкостной смеси в контролируемых сечениях, расположенных вдольпотока, определяется(в основном)кон 40центрацией газа в смеси. Теоретичес"кие исследования показали, что этосправедливо, если плотности газообразной и жидкой Фаз не изменяются45в течение времени измерения. Это допущение приемлемо с практической точки зрения, так как скорость измененияплотности жидкости между рабочимисечениями незначительна. Это следует из того, что процессы измененияПлотности компонентов жидкой фазы -нефти и воды, их взаимное соотношениев потоке более инерционные по сравнению со скоростью переноса веществамежду рабочими сечениями, Обычно за. Метные изменения плотности нефти иливоды и их соотношения происходят че 1 ез интервалы времени длительностью от единиц секунд и более, а времяперемещения вещества на расстояниемежду крайними сечениями составляетдоли секунд. Зная среднюю плотностьгазожидкостной смеси и объемную концентрацию газа, можно найти плотностьжидкой фазы, значение которой необходимо для определения обводненностискважин и массового расхода жидкостипри оперативном учете продукции нефтяных скважин. Следовательно, функциональные воэможности способа расширяются,Способ осуществляют следующим образом (Фнг.1).1). Предварительно пропускают через трубопровод эталонный газожидкостный поток, обеспечивая возможность задания в нем ряда фиксированных (т,е, известных заранее с достаточной. точностью) значений у объемнойконцентрации газа (фиг.1 а), причемФиксированные значения у задают исЪходя из ширины диапазона измерения,при этом суммарный объемный расходгазожидкостной смеси поддерживаютпостоянным (одинаковым) для всех заданных значений (2), Для каждого фиксированногоэталонного) значения у с помощью измерительных преобразователей плотностинаходят зависимость изменения плотности газожидкостной смеси во.времени в нескольких контролируемых сечениях, расположенных вдоль потока иотстоящих друг от друга на расстоянии 1; (фиг.1 б), при этом необходимое количество контролируемых сеченийопределяется степенью корреляции между значениями плотности смеси в этихсечениях, определяемой по виду зависимостей, получаемых в следующемп,З.3), Определяют зависимости среднего квадрата разности значений плотности в контролируемых сечениях от расстояния между ними (фиг, 1 в),4). Выбирают по результатам п.Зположения рабочих контролируемых сечений, в которых необходимо устано"вить преобразователи плотности длявыполнения измерений на исследуемомпотоке (фиг, 1 в), Рабочие сечения выбирают исходя из указанных ниже условийкоррелированности между собой значения плотности смеси в этих сечениях,5). Построив зависимость корня .(квадратного из отношения средних квадсм = а Ча- Рг),30 35 40 45 з 140284 ратов разности плотности в рабочих сечениях от фиксированных (эталонных) значений(фиг.1 г), определяют градуировочную характеристику способа,56), Устанавливают преобразователи плотности в рабочих сечениях.7), Пропускают через трубопровод исследуемый газожидкостный поток.8). Определяют (например, по зна чению средней плотности смеси или по априорным данным участок диапазона измерений, в котором находится измеряемая величина (нисходящая или восходящая ветви градуировочной харак теристики).9), Определящт отношения средних квадратов разности плотности в рабочих сечениях.10), По градуировочной характерис. 20 тике определяют величину объемной концентрации. Плотность жидкости определяют по формуле где 3 - плотность смеси;к - плотность жидкости;Ч - сечение,- плотность газообразной фазы.Операции по пп.1-5 необходимы для выбора расстояний между рабочими контролируемыми сечениями на конкретном трубопроводе ипостроении градуировочной характеристики способаОни могут быть выполнены в заводских стендовых условиях, воспроизводящих известные характеристики гидравлического контура, в котором должны проводиться измерения. Эти измерения можно также провести в условиях эксплуатации, создавая эталонный газо- жидкостный поток непосредственно ,в измерительном участии трубопровода или его эквиваленте. Градуировку целесообразно производить при значении расхода эталонного газожидкостного потока, соответствующем середине 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 собой (сечения а-а и б-б на фиг.1), а в первом и третьем - некоррелированы (сечения а-а и в-в на фиг.1). Так как пространственная структурная функция Т (Ь 1) однозначно сведена с автокор 24реляционной прос тра ист венной функциейК (д 1), т,е, Т (д 1) = 2 К(о)- К (Ь 1)1,то с помощью Т (Ь 1) находят значенияЬ 1, при которых указанные условиявыполняются для заданного диапазонаизмерения,Количество эталонных значенийпри которых проводят градуировку,и количество контролируемых сечений,необходимых для определения Т (Д 1),определяют в каждом случае, исходяиз условий измерения, градуировкии используемых средств измерения.Ойерации по пп.2 и 3 можно проводить, применяя одновременно несколькопреобразователей плотности, разместивих вдоль трубопровода. Можно выполнить их также с помощью двух преобразователей, один из которых последовательно передвигают вдоль трубопровода.Для определения степени корреляции значений плотности выходной сигнал преобразователей можно подаватьна коррелометры общепромышленногоназначения. Можно применять специализированные устройства, описанныениже.На фиг.2 изображено устройство(основной вариант) для осуществленияпредлагаемого способа.Устройство содержит три радиоизотопных преобразователя плотности,расположенных вдоль трубопровода 1 всечениях а-а и б-б, разделяющих коррелированные между собой значенияплотности контролируемой среды (нарасстоянии 61 друг от друга), и всечении в-в, значения плотности в котором некоррелированы со значениямиплотности в сечении а-а (на расстоянии 61 друг от друга).Первый радиоизотопный первичныйпреобразователь плотности содержитблок 2 излучения и блок 3 детектирования. Второй и третий первичныепреобразователи плотности содержатсоответственно блоки 4 и 5 излучения и блоки 6 и 7 детектирования.Кроме того, устройство содержит формирователь 8 интервала, схемы 9 и10 совпадений, схемы 11 и 12 усреднения и вычислительное устройство 13.Блоки 2,4 и 6 излучения и блоки3,5 и 7 детектирования расположеныс противоположных сторон трубопровода 1. Выход блока 3 детектированиясоединен с входом формирователя 87 14028 счет снижения состаапяющей погрешности, обусловленной изменениями плотности жидкости, и, кроме того, в возможности определения с его помощью5 этой плотности. Формула изобретения10Способ определения параметров газожидкостного потока, включающий облучение контролируемых сечений среды проникающим излучением, регистрацию флуктуаций плотности среды, 15 определение средних квадратов разности плотности в этих сечениях с последующим вычислением концентрации газа, о т л и ч а ю щ и й с я тем, что, с целью повышения точности изме рения и расширения Функциональныха б 42 8возможностей за счет одновременногОопределения плотности жидкости, черезтрубопровод предварительно пропускают эталонный газожидкостный поток, вкотором задают Фиксированные значенияобъемной концентрации газа, для каждого из которых находят зависимостиплотности газожидкостной смеси от времени в контролируемых сечениях, расположенных вдоль потока, затем определяют зависимости средних квадратовразности плотности эталонного потокав этих сечениях от расстояния междуними далее по. этим зависимостямвыбирают положения рабочих контролируемых сечений, а искомые параметрынаходят по отношению средних квадратов разности между значениями плотности исследуемого потока в выбранныхрабочих контролируемых сечениях.1402842 Ры 8 Составитель ВПересадькотор А. Ревин Техред М.Дидык Корректор И. Муска каэ 2846/29 роиэводственно-полиграфическое предприятие, г. Ужгород, ул. Проектная,Тираж 847 По 1 ИИПИ Государствейного коипо делам иэобретений и о 35, Москва, Ж, Раушская писноетета СССРкрытийнаб., д. 4/5