Способ и устройство для измерения расхода влажного газа и определения характеристик газа



Способ и устройство для измерения расхода влажного газа и определения характеристик газа
Способ и устройство для измерения расхода влажного газа и определения характеристик газа
Способ и устройство для измерения расхода влажного газа и определения характеристик газа
Способ и устройство для измерения расхода влажного газа и определения характеристик газа
Способ и устройство для измерения расхода влажного газа и определения характеристик газа
Способ и устройство для измерения расхода влажного газа и определения характеристик газа
Способ и устройство для измерения расхода влажного газа и определения характеристик газа
Способ и устройство для измерения расхода влажного газа и определения характеристик газа
Способ и устройство для измерения расхода влажного газа и определения характеристик газа
Способ и устройство для измерения расхода влажного газа и определения характеристик газа

 


Владельцы патента RU 2498230:

МАЛТИ ФЕЙЗ МИТЕРЗ АС (NO)

Способ включает следующие шаги:

(а) определяют температуру и давление многокомпонентной смеси,

(б) на основе по меньшей мере двух измеренных физических характеристик многокомпонентной смеси и знания такой же физической характеристики индивидуальных компонентов многокомпонентной смеси определяют относительное содержание компонентов многокомпонентной смеси,

(в) определяют скорость многокомпонентной смеси,

(г) на основе результатов, полученных по завершении шагов (а)-(в), определяют расход индивидуального компонента текучей среды. Способ характеризуется тем, что включает определение физических характеристик по меньшей мере одного из компонентов многокомпонентной смеси, предусматривающее выполнение следующих шагов;

д) проводят измерение электромагнитных потерь или фазы,

е) вычисляют статистический параметр, связанный с указанным электромагнитным измерением,

ж) проводят сопоставление указанного статистического параметра с пороговым значением, полученным эмпирическим образом и соответствующим значению статистического параметра для ситуации, когда присутствует только один из компонентов многокомпонентной смеси, и

з) определяют указанные физические характеристики текучей среды, если статистический параметр ниже порогового значения для указанного компонента, и применяют полученные данные на шагах (б)-(г) для определения скорректированных значений для долей, скорости и расхода индивидуальных компонентов многокомпонентной смеси. Технический результат - повышение точности измерений, а также обеспечение устойчивости по отношению к неопределенности конфигурационных параметров. 2 н. и 27 з.п. ф-лы, 10 ил.

 

Область техники, к которой относится изобретение

Настоящее изобретение относится к способу и устройству (аппарату), предназначенным для измерения индивидуальных компонентов многофазной текучей среды, содержащей преимущественно газ, и определения физических характеристик газовой фазы в соответствии с ограничительными частями соответственно пп.1 и 19 формулы изобретения.

Уровень техники

В нефтяной промышленности с начала 1980-х годов возникла проблема измерения свойств смесей нефть-вода-газ. С тех пор начались масштабные исследования, направленные на создание прибора (расходомера), пригодного для применения в производственной среде с целью измерения параметров трехфазного потока.

Под понятием "многофазный поток" в нефтегазовой промышленности обычно имеют в виду смесь жидких сред и газа, в которой количество свободного газа, обозначаемое также аббревиатурой GVF (gas void fraction, объемное содержание газа), составляет величину менее 90-95% объема трубы. Многофазный поток со значениями GVF в интервале 95-99,99% обычно рассматривают как влажный газ (газ с повышенным содержанием жидких углеводородов), в котором жидкий компонент представляет собой воду и конденсат (легкие фракции нефти). Для типичных буровых скважин, производящих влажный газ, значение GVF превышает 97% и в большинстве случаев лежит в интервале 99,5-99,9%.

Как будет показано далее, для измерений многофазных потоков и влажных газов существуют несколько методов и известных измерителей расхода. Необходимо, чтобы такие приборы обладали приемлемой точностью (допустимая погрешность для каждой фазы обычно составляет ±5% расхода) и надежностью, были неинтрузивными (не создавали возмущений в потоке), не зависели от режима потока и были пригодными для применения во всем диапазоне содержаний компонентов. Несмотря на большое количество технических решений, предложенных в последние годы, ни один из трехфазных расходомеров для влажного газа, появившихся на рынке, всем указанным требованиям все же не отвечает. В добавление к требованиям, предъявляемым к качеству измерений, прибор должен надежно работать в опасной и коррозионной среде, находясь, например, на нескольких тысячах метров ниже уровня моря. Внутри трубы скорость потока многофазной текучей среды может достигать 1-50 м/с при давлении, превышающем 108 Н/м2, и температуре выше 200°C. Кроме того, на пути такого потока часто встречается песок, который может разрушать внутреннее пространство прибора.

Расходомеры для влажного газа находят все большее применение в измерениях, связанных с тестированием скважин и с идентификацией добываемого сырья. Чтобы оптимизировать разработку и срок службы нефтяного/газового месторождения, нужно предоставить оператору возможность регулярно отслеживать дебит каждой скважины. Обычно для этого используют замерный сепаратор. Однако эти приборы дорого стоят, занимают ценное пространство на эксплуатационной платформе и требуют длительного времени для осуществления контроля скважины, поскольку при этом нужно стабилизировать режимы потока. Кроме того, замерные сепараторы обеспечивают только умеренную точность (обычно погрешность составляет ±5-10% расхода каждой фазы), и их нельзя применять для непрерывного мониторинга скважины. Расходомеры для влажного газа можно было бы использовать в первую очередь вместо замерного сепаратора, а в перспективе - в качестве стационарного оборудования, установленного на каждой скважине. Такое устройство сократило бы производственные потери, связанные обычно с тестированием скважины и для типичной морской платформы оцениваемые как приблизительно 2%. Измерение исходных потоков требуется в том случае, когда с целью упрощения производства для транспортировки продукта, добытого из нескольких скважин различных компаний, используют общий трубопровод. В настоящее время эта проблема решается путем пропускания продукта каждой скважины через замерный сепаратор до поступления в общий трубопровод. Однако при этом, кроме описанных выше недостатков такого сепаратора, требуется также выделение тестовых трубопроводов, ведущих к каждой скважине. При проведении раздельных измерений стационарно установленный расходомер для влажного газа обеспечил бы существенные преимущества.

Кроме того, необходимо, чтобы расходомер для влажного газа обладал устойчивостью по отношению к неопределенности конфигурационных параметров. Применительно к имеющимся в продаже расходомерам указанного назначения к типичным параметрам такого рода относятся плотность, диэлектрическая проницаемость (диэлектрическая постоянная), массовые коэффициенты поглощения и данные о вязкости по всем текучим средам, содержащимся во влажном газе. У тех расходомеров, у которых разделение жидкости и газа имеет в своей основе измерение плотности влажного газа и известные значения плотности для газовой и жидкой фаз, результаты измерений содержания жидких фракций (воды и нефти) сильно зависят от плотности газа. Фактически значение плотности для газа задает начальную точку для измерения жидкой фракции. В наиболее реальных практических приложениях неопределенность измерений плотности газа может составлять величину порядка 2-7% и существенно варьирует во времени в зависимости от изменений состава в резервуаре. Для жидких компонентов это может привести к значительным погрешностям измерения, которые могут легко достигать уровня нескольких сотен процентов. В случае типичного приложения, связанного с влажным газом и рабочим давлением 150×105 Н/м2, измеренная плотность смеси (влажного газа) может составлять 112,7 кг/м3. Если плотности газа и конденсата (нефти) равны соответственно 110 кг/м3 и 650 кг/м3, вычисленное значение GVF равно 99,5%, т.е. жидкость в трубе составляет 0,5% объема. С другой стороны, если плотность газа была определена с ошибкой 5%, т.е. истинная плотность газа равнялась не 110 кг/м3, а 104,5 кг/м3, вычисленное значение GVF составит 98,5%, что отвечает 1,5% жидкой фракции. Для приведенного примера изменение плотности газа на 5% вызывает при измерении жидкой фракции (и расхода жидкости) ошибку 200%. Если измеренная плотность смеси была несколько меньше (например 111,35 кг/м3), значение GVF, вычисленное на основе плотности газа 110 кг/м3, становится равной 99,75%, что отвечает 0,25% жидкой фракции. Опять-таки, если плотность газа была определена с ошибкой 5%, т.е. истинная плотность газа равнялась не 110 кг/м3, а 104,5 кг/м3, вычисленное значение GVF составит 98,75%, что отвечает 1,25% жидкой фракции, а это вызовет для жидкой фракции ошибку измерения 400%. Таким образом, по мере увеличения в трубе содержания газовой фракции неопределенность измерения для жидких компонентов, связанная с неопределенностями плотности газа, возрастает по экспоненте.

При использовании измерительного прибора для влажного газа любая ошибка при измерении жидкой фракции непосредственно соотносится с соответствующей ошибкой в вычисленных расходах, поскольку указанные расходы определяются умножением измеренных значений содержаний компонентов на скорость текучих сред, текущих по трубе.

В резервуаре углеводородов пластовая вода представляет собой обычно соленую воду. В нормальных условиях скважина вообще не должна выдавать пластовую воду. В действительности присутствие пластовой воды в трубопроводе в добавление к агрессивной коррозии трубопровода может привести к формированию в нем гидратов и осадков. Если полевому оператору известно количество пластовой и свежей воды (т.е. количество суммарной водной фракции) в скважине, в поток, поступающий из скважины, можно ввести химические ингибиторы, ограничив тем самым нежелательные воздействия воды. В альтернативном варианте предусмотрена возможность изменить дебит скважины с целью сведения к минимуму или хотя бы понижения производства пластовой воды или отключить скважину полностью и продублировать инфраструктуру трубопровода. В особой степени это важно для измерения содержания пластовой и свежей воды в подводных скважинах с дистанционным управлением, т.к. стоимость трубопроводов в такой установке крайне высока. Распространенным правилом для большинства подводных установок является подключение скважин к общему трубопроводу и перенос многофазной текучей среды в систему подготовки продукции скважин к транспортировке. Такая система может находиться в нескольких сотнях километров от установки, расположенной на морском дне, т.е. по дну проходят длинные трубы, транспортирующие многофазную среду. Таким образом, в отсутствие расходомера, предназначенного для влажного газа и способного провести точное измерение количества производимой воды, обнаружение и идентификация скважины, продуцирующей соленую воду, может занять несколько месяцев.

Для многих скважин, производящих влажный газ, газовая фракция (GVF) составляет 97-99,9% при содержании водной фракции в интервале 0,005-1%. Однако в газе присутствует также вода в виде пара. При изменении давлений и температур некоторое количество такого пара может сконденсироваться с образованием жидкой воды. В трубе масса парообразной воды может во много раз превышать массу жидкой воды. Кроме того, диэлектрическая постоянная парообразной воды существенно (в 3-4 раза) выше диэлектрической постоянной массы воды в виде жидкой фазы. В результате диэлектрическая постоянная углеводородной смеси, содержащей парообразную воду, может оказаться в 10-20 раз выше диэлектрической постоянной углеводородной смеси, содержащей такую же массу воды в виде жидкой фазы. С точки зрения оператора, парообразная вода не является важным фактором, поскольку она не влияет на образование осадков, парафинизацию и коррозию в трубопроводах в такой же степени, что и соленая вода. Однако, как подчеркивалось выше, фракция жидкой воды и содержание соли в ней очень важны, а парообразная вода дает свой вклад в проблему измерения относительного содержания (доли) жидкой воды, т.к. отношение количества воды как жидкости и количества воды как пара также зависит от давления и температуры. Следовательно, изменения давления и температуры, связанные с изменением расходов или обратным давлением, вызванным вариациями скачков давления в транспортирующих трубопроводах, могут повлиять на диэлектрическую постоянную углеводородной смеси в гораздо большей степени, чем изменения количества водной фракции в многофазной смеси. Диэлектрическая проницаемость (диэлектрическая постоянная) газа является типичной конфигурационной константой для приборов, проводящих измерения водной фракции влажного газа исходя из электромагнитного принципа измерения. Указанную константу можно вычислить, например, на основе состава газа, используя уравнение Клаузиса-Моссоти (см. публикацию Н.Е.Е. VanMannen. Measurement of the Liquid Water Flow Rate Using Microwave Sensors in Wet-Gas Meters - Not As Simple As You May Think, 26th International North Sea Flow Measurement Workshop, 2008). Как можно видеть из уравнения Клаузиса-Моссоти, диэлектрическая постоянная для газа сильно зависит от его плотности, однако на диэлектрическую проницаемость газа существенно влияют также количество водяного пара и состав газа. В результате диэлектрическую проницаемость газа невозможно определить однозначно исходя из плотности газа. При работе скважины, производящей влажный газ, указанные параметры, кроме того, могут изменяться во времени, причем информации об этом полевой оператор не получает. Поскольку диэлектрической проницаемостью газа задается начальная точка при измерении доли жидкой фракции, любое изменение температуры, давления или состава газа приведет к изменению диэлектрической проницаемости газа, что, в свою очередь, повлияет на указанную начальную точку, еще более затрудняя надежные измерения малых долей воды.

Чтобы определить доли индивидуальных фракций многокомпонентной смеси, а именно трехкомпонентной смеси, состоящей из газа, воды и конденсата (легких долей нефти), достаточно провести измерение двух независимых физических характеристик, относящихся к компонентам смеси, т.к. в качестве третьего уравнения можно использовать сумму долей, составляющую 100%. Примерами комбинаций, пригодных для измерения долей фракций влажного газа, являются измерение диэлектрической проницаемости в комбинации с измерением плотности, измерение проводимости в комбинации с измерением плотности или два измерения массового поглощения для двух различных энергетических уровней. Для вычисления долей компонентов (например, в объемном выражении) для каждого из них необходимо знать соответствующие физические характеристики. Например, когда в случае влажного газа для вычисления объемных долей газа, воды и конденсата (легкие фракции нефти), текущих по трубе, используют измерение диэлектрической проницаемости и плотности, нужно знать диэлектрическую проницаемость и плотность всех перечисленных компонентов.

Несколько примеров имеющихся в продаже неинтрузивных измерительных приборов для многофазной среды приведены в патентных документах US 5103181, US 6097786, US 5135684 и WO 2007/129897. Для измерения плотности смеси используют радиоизотопный плотномер, а полученные таким образом данные применяют (непосредственно или косвенно) для разделения многофазной смеси на жидкость и газ. Как уже отмечалось в приведенном выше примере, измерительные приборы подвержены существенному влиянию со стороны любых неизвестных изменений или отклонений плотности газа. Кроме того, указанные приборы неспособны измерять плотность и диэлектрическую проницаемость газа или компенсировать изменения этих характеристик.

Хорошо известно, что состав многофазной смеси можно определить, основываясь на измерении граничной частоты трубы. Примеры таких устройств можно найти в патентных документах US 4423623, US 5455516, US 5331284, US 6614238, US 6109097 и US 5351521, в которых описаны способы указанного назначения и типа, использующие в своей основе измерения потерь или фазы при различных частотах. Однако все эти способы очень сильно зависят от изменений плотности газа в случае большой газовой фракции и не могут обеспечить точное измерение жидких компонентов влажного газа.

Устройства для измерения расходов многофазной текучей среды хорошо известны. В основу их работы может быть заложена кросс-корреляция детектированных изменений сигналов, измеренных в жидких и газовых включениях потока. При передаче несущего сигнала в поток и измерении соответствующего отклика принятый сигнал содержит информацию об изменениях в потоке в виде изменения (ослабления) амплитуды, а также изменений фазы или частоты вследствие возмущающих воздействий. Проведя измерения в двух сечениях трубы, расположенных на известном расстоянии друг от друга, можно получить два сигнала, разнесенные во времени на интервал, равный времени прохождения многофазного потока между указанными сечениями. Примеры таких устройств на основе электромагнитного несущего сигнала приведены в патентных документах US 4402230, US 4459858, US 4201083, US 4976154, WO 94/17373, US 6009760 и US 5701083.

Другие устройства для измерения расходов могут иметь в своей основе измерения перепада давлений при прохождении потока через сужение трубы, например, через трубку Вентури, дроссельную диафрагму, конус или смеситель потока. Примеры таких устройств можно найти в патентных документах US 4638672, US 4974452, US 6332111, US 6335959, US 6378380, US 6755086, US 6898986, US 6993979, US 5135684, WO 00/45133 и WO 03/034051. Однако для всех из них действуют те же ограничения, что и в приведенном выше примере, т.е. любая допущенная ошибка при определении плотности или диэлектрической проницаемости газа может вызвать существенные ошибки в измеренном расходе жидкости.

Известны также расходомеры, использующие для определения состава многофазного потока статистическую информацию, полученную из потока. Один такой пример можно найти в US 5576974. Типичная особенность этих устройств заключается в том, что для обеспечения надежного результата в любых практических приложениях они чересчур полагаются на статистическую информацию. Так, в указанном документе содержания как водной, так и газовой фракции вычисляются на основе микроволнового измерения. Статистическая изменчивость микроволнового сигнала, проходящего через поток влажного газа или отраженного от него, связана как с размером и числом включений в форме капелек жидкости, так и с количеством воды в таких включениях. Как повышение числа включений, так и увеличение количества воды в капельках жидкости приводят к росту статистической изменчивости микроволнового сигнала. Таким образом, устройство, описанное в US 5576974, которое функционирует только на основе информации, полученной от датчиков одного типа, не будет обладать способностью надежно различать вариации состава, вызванные изменением отношения вода/нефть относительно изменения отношения газ/жидкость. Дополнительно усложнит интерпретацию статистической информации любое присутствие жидкой пленки в трубе, т.к. присущее жидкой пленке изменение во времени происходит, по сравнению с капельками жидкости, на совершенно другой частоте.

Раскрытие изобретения

Настоящее изобретение направлено на преодоление перечисленных ограничений, свойственных известным решениям.

Изобретение направлено также на решение следующих задач:

- обеспечение возможности точных измерений расходов нефти, воды и газа для влажного газа,

- обеспечение возможности точного измерения доли жидкой фракции влажного газа, когда такие характеристики газа, как плотность и диэлектрическая проницаемость, известны с большой неопределенностью,

- обеспечение возможности точного измерения доли жидкой фракции влажного газа, когда такие характеристики газа, как плотность и диэлектрическая проницаемость, изменяются во времени,

- обеспечение возможности измерения плотности газа во влажном газе, содержащем жидкость,

- обеспечение возможности измерения диэлектрической проницаемости газа во влажном газе, содержащем жидкость,

- обеспечение возможности применения простых и стандартных калибровок расходомера для влажного газа,

- обеспечение возможности применения простых и стандартных поверок расходомера для влажного газа,

- создание многофазного расходомера, обеспечивающего высокую точность измерений в условиях потока, представляющего собой влажный газ,

- создание небольшого скачка давления в трубопроводе для многофазной текучей среды,

- разработка неинтрузивного устройства, предназначенного для проведения измерений потока влажного газа,

- обеспечение возможности компактного размещения расходомера для влажного газа,

- разработка компактной механической конструкции, предназначенной для проведения измерений.

Изобретение согласно п.1 формулы предлагает способ определения расходов текучей среды, текущей по трубе и представляющей собой многокомпонентную смесь, состоящую из газа и по меньшей мере одной жидкости.

Способ по изобретению включает следующие шаги:

(а) определяют температуру и давление многокомпонентной смеси,

(б) на основе по меньшей мере двух измеренных физических характеристик многокомпонентной смеси и знания такой же физической характеристики индивидуальных компонентов многокомпонентной смеси определяют относительные содержания компонентов многокомпонентной смеси,

(в) определяют скорость многокомпонентной смеси,

(г) на основе результатов, полученных по завершении шагов (а)-(в), определяют расход индивидуального компонента текучей среды.

При этом предлагаемый способ характеризуется тем, что включает определение физических характеристик по меньшей мере одного из компонентов многокомпонентной смеси с использованием следующих шагов:

д) проводят измерение электромагнитных потерь или фазы,

е) вычисляют статистический параметр, связанный с указанным электромагнитным измерением,

ж) выявляют период, когда присутствует только один из компонентов многокомпонентной смеси,

з) проводят сопоставление указанного статистического параметра с пороговым значением, полученным эмпирическим путем и соответствующим значению статистического параметра для ситуации, когда присутствует только один из компонентов многокомпонентной смеси, и

(и) определяют указанные физические характеристики текучей среды, если статистический параметр ниже порогового значения для указанного компонента, и применяют полученные данные на шагах (б)-(г) для определения скорректированных значений для долей, скорости и расхода индивидуальных компонентов многокомпонентной смеси.

Признаки, характеризующие аппарат согласно изобретению, раскрыты в независимом п.19 формулы изобретения.

Предпочтительные варианты осуществления изобретения раскрыты в зависимых пп.2-18 и 20-29 формулы изобретения.

Краткое описание чертежей

Далее будет приведено более подробное описание изобретения со ссылками на прилагаемые чертежи, где:

на фиг.1 схематично представлены основные компоненты изобретения,

фиг.2 схематично иллюстрирует, в продольном сечении, вариант осуществления аппарата согласно изобретению, предназначенного для измерения долей и расходов нефтяной, водной и газовой фракций,

на фиг.3 представлена кривая зависимости статистического электрического параметра от доли жидкой фракции влажного газа,

на фиг.4 в виде функции от времени представлена измеренная жидкая фракция влажного газа в сравнении со стандартной (опорной) величиной,

фиг.5 в продольном сечении схематично иллюстрирует вариант осуществления аппарата согласно изобретению, предназначенного для проведения электромагнитных измерений,

фиг.6 в продольном сечении схематично иллюстрирует другой вариант осуществления аппарата согласно изобретению, предназначенного для проведения электромагнитных измерений.

Осуществление изобретения

Настоящее изобретение относится к способу и аппарату, измеряющим, в добавление к диэлектрической проницаемости, плотности и/или массовому коэффициенту поглощения газовой фазы, расходы и объемные доли (относительные содержания) фракций (индивидуальных компонентов) многофазной смеси, текущей по трубе. Аппарат согласно изобретению содержит четыре компонента, показанные на фиг.1, а именно секцию трубы 1, устройство 2, измеряющее скорость смеси (влажного газа), устройство 3, измеряющее доли газовой, нефтяной и водной фракций указанной смеси, и устройство 4, детектирующее наличие в секции трубы чистого газа. Поток смеси может быть направлен как вверх, так и вниз. Кроме того, аппарат можно располагать горизонтально или под любым другим углом, хотя предпочтительные ориентации соответствуют направлениям потока вертикально вверх и вертикально вниз. Устройство содержит также компоненты, измеряющие температуру и давление и предназначенные для использования в целях компенсации. Однако для упрощения понимания изобретения указанные компоненты из чертежей и описания исключены. Некоторые из перечисленных компонентов можно скомбинировать друг с другом, как это показано на фиг.2, где устройство, измеряющее газовую, нефтяную и водную фракции, объединено с устройством, детектирующим наличие чистого газа в трубе.

Далее, для измерения скорости влажного газа можно в качестве расходомера устройства использовать трубку Вентури. Указанная трубка состоит из сужающейся секции 10, переходящей в узкий канал 11 трубы 1. Измеряя посредством датчика 6 давление 7 выше по течению потока и давление 8 в узком канале, можно определить расход текучей среды (текучих сред). Предпочтительное направление потока показано стрелкой 9.

Содержания газовой, нефтяной и водной фракций влажного газа можно определить, комбинируя данные, полученные от гамма-детектора 16 (этот детектор измеряет гамма-фотоны, излученные гамма-источником 15), с электрическими измерениями в радиочастотном диапазоне, проводимыми с помощью антенн 14. Указанные антенны 14 представляют собой, в сущности, коаксиальные проводники, введенные в трубу. Способ определения долей компонентов влажного газа с использованием аппарата по фиг.2 описан, кроме того, в патентных документах NO 324812 и WO 2007/129897. Однако такое устройство должно быть выполнено с возможностью измерения плотности и диэлектрической проводимости нефти, воды и газа. Фактически такие данные требуются для любого измерительного прибора, работающего с влажным газом или многофазной средой. Одна из возможностей получить эти конфигурационные характеристики заключается в применении программы моделирования ДОТ (давления, объема, температуры) для составления справочных таблиц, содержащих зависящие от температуры и давления характеристики нефти, воды и газа. Для приложения, связанного с влажным газом, характеристики газа наиболее важны, а в общем случае для любого приложения, включающего измерения многофазного потока, самым важным конфигурационным параметром для проведения точного измерения самых маленьких фракций многофазной текучей среды являются характеристики самой большой из всех фракций, текущих по трубе.

Характеристики газовой фазы измеряют в те периоды времени, когда труба (трубчатая секция) не содержит каких-либо жидкостей. В типичном варианте это может иметь место, если скважина закупорена или работает с перемежающимся выбросом и через нее в короткие периоды времени протекает только газ. Кроме того, трубчатая секция может быть свободной от жидкости во время периодов перекрывания и запуска скважин. Для обнаружения таких ситуаций нужно провести надежное измерение, детектирующее присутствие чистого газа в секции трубы, а такое детектирование требует, чтобы соответствующее измерение было полностью независимым от характеристик газа. Это означает, что для указанной цели недостаточно измерения только плотности, диэлектрической проницаемости и массового поглощения.

В настоящем изобретении используется фактор отсутствия у газа характеристик, типичных для жидкости, а именно проявляющихся в изменяющемся во времени сигнале, что обусловлено естественными вариациями в потоке, вызванными наличием капелек жидкости и жидкой пленки, расположенной вдоль стенки. Если через трубу протекает чистый газ, сигнал не изменяется. Выведенное эмпирическим образом пороговое значение изменения сигнала можно использовать в качестве критерия наличия чистого газа. Когда детектирован чистый газ, появляется возможность провести для газа измерение диэлектрической проницаемости (диэлектрической постоянной), плотности и коэффициента массового ослабления, используя устройство 3. Функцию устройства 3 может выполнять любой обычный расходомер, работающий с многофазной средой или влажным газом и содержащий датчики для измерения диэлектрической проницаемости, плотности или массового поглощения влажного газа. Однако, поскольку детектирован именно чистый газ, устройство вместо этого можно применить для измерения диэлектрической проницаемости, плотности и массового поглощения чистого газа с целью корректировки конфигурационных параметров для характеристик газа. Одна из возможностей корректировки характеристик газа заключается в использовании измеренных характеристик чистого газа для вычисления поправочных коэффициентов к конфигурационным параметрам. Поскольку характеристики газа сильно зависят от температуры и давления, применение такой измеренной характеристики для вычисления поправочного коэффициента к соответствующей справочной таблице представляет собой удобный прием сочетания откорректированного измерения характеристики газа с увеличенным интервалом температуры и давления. Способ, использующий поправочные коэффициенты, можно распространить также даже на еще более широкий интервал температуры и давления, применяя справочную таблицу поправочных коэффициентов, зависящих от температуры и давления, в которой каждые значения температуры и давления представляют результаты измерения, проведенного для чистого газа.

Далее следует более подробное описание способа со ссылками на прилагаемые чертежи.

Электромагнитное измерение, проводимое с использованием антенн 14, можно использовать для измерения вариаций потока, связанных с течением капелек жидкости в газе или с протеканием жидкой пленки по стенке трубы. В таких ситуациях наличие жидкости во влажном газе будет проявляться в форме сигнала, изменяющегося во времени, который можно применить для получения статистических параметров, таких как стандартное (среднеквадратичное) отклонение сигнала. Предпочтительно электромагнитное измерение, непосредственно масштабированное относительно диаметра трубы, поскольку диаметр капелек также соотносится с этим диаметром. Хорошо пригодны такие электрические параметры, как граничная частота трубы как волновода, фазовая или частотная характеристика волны, отражаемой от участка трубы с измененным диаметром (например, от расширяющегося участка 12 трубки Вентури), измеренный коэффициент фазы или затухания для электромагнитной волны, распространяющейся внутри трубы, а также частота объемного резонатора или объемной конструкции, расположенных в трубе. Фактически можно использовать любые измерения потерь или фазы для электромагнитной волны, распространяющейся внутри трубы или отраженной от среды, текущей по трубе.

Предпочтительно, чтобы длина волны измеряемого сигнала была небольшой. Тогда указанный сигнал способен детектировать малые отклонения, вызванные маленькими капельками жидкости. Сигналы с короткими длинами волн используются большинством устройств, основанных на измерении граничной частоты, частоты резонансной полости внутри трубы, характеристик отражения, а также коэффициента фазы или затухания распространяющейся электромагнитной волны. Типичный интервал частот составляет 100-5000 МГц. Конкретный выбор частоты в этом интервале зависит от диаметра трубы, однако, допустимы как более высокие, так и более низкие частоты. Примеры, поясняющие получение большинства из указанных электрических параметров с использованием аппарата по фиг.2, подробно раскрыты в WO 2007/129897 и WO 2005/057142, содержание которых включено в данное описание посредством ссылок на них. Кроме того, предусмотрена возможность использовать в качестве электрического сигнала резонансную частоту резонансной полости или конструкции внутри трубы. Пример устройства, пригодного для этой цели, можно найти в WO 03/034051. Указанное устройство можно применять также и для измерения долей газовой, нефтяной и водной фракций влажного газа. Для измерения долей компонентов многофазных текучих сред, основывающегося на определении диэлектрической проницаемости и проводимости, широко используются соответствующие датчики. Электрические сигналы, полученные от таких датчиков, также можно применить в данном случае, однако, указанные устройства менее пригодны из-за низкой частоты, т.е. большой длины волны электрических сигналов. Таким образом, эти устройства менее пригодны для улавливания небольших изменений, требуемых для точных измерений жидкости во влажном газе, т.е. по сравнению со способами, основывающимися на измерениях при более высоких частотах, имеют место ограничения, связанные с тем, какое именно небольшое количество жидкости можно обнаружить в газе.

Таким образом, процедура определения характеристик газа и вычисления расходов индивидуальных компонентов влажного газа сводится к следующему.

1) Исходя из состава текучих сред, вычисляют данные для справочных таблиц зависимостей плотности, диэлектрической проницаемости и коэффициента массового поглощения газа, нефти и воды от температуры и давления.

2) Проводят электрическое измерение, например, коэффициента фазы или коэффициента затухания электромагнитной волны, распространяющейся в трубе, граничной частоты трубы или (при отражении) частоты, фазы или потерь волны, проходящей через находящуюся в трубе среду или отраженной от указанной среды. Примеры, поясняющие проведение данного шага, можно найти в патентных документах WO 2007/129897 и WO 2005/057142.

3) На основе изменяющихся во времени результатов электрического измерения, проведенного на шаге 2, вычисляют статистический параметр.

4) Сопоставляют результат, полученный на шаге 3, с эмпирически выведенным пороговым значением, соответствующим чистому газу в трубе.

5) Если статистический параметр, полученный на шаге 3, ниже порогового значения (см. шаг 4), измеряют характеристики газа, такие как плотность, диэлектрическая проницаемость и коэффициент массового поглощения. Характеристики газа можно измерить с помощью датчиков фактически любого обычного измерительного прибора, работающего с многофазной средой или влажным газом. Примеры, поясняющие проведение указанного измерения, можно найти в патентных документах WO 2007/129897, WO 2005/057142, WO 03/034051, WO 00/45133 или US 6405604.

6) Используя значения, измеренные на шаге 5, вычисляют соответствующий им поправочный коэффициент для справочной таблицы, полученной на шаге 1 и содержащей значения плотности, диэлектрической проницаемости и коэффициента массового поглощения.

7) Вычисляют доли газовой, нефтяной и водной фракций (например в многофазной смеси), используя характеристики газа, скорректированные на шаге 6. Примеры, поясняющие проведение указанного вычисления, можно найти в патентных документах WO 2007/129897, WO 2005/057142, WO 03/034051, WO 00/45133 или US 6405604.

8) На основе результатов измерения долей (см. шаг 7) и измеренных характеристик газа (см. шаг 6) вычисляют скорости фракций в трубе. Примеры, поясняющие проведение указанного вычисления, можно найти в патентных документах WO 2007/129897, WO 2005/057142, WO 03/034051, WO 00/45133 или US 6405604.

Функцию устройства, определяющего скорости фракций, может выполнять устройство 6, в основу работы которого заложено измерение скачка давления, такое как трубка Вентури, или устройство, использующее приемы кросс-корреляции, как это описано в патентных документах WO 2007/129897 и WO 2005/057142. Кроме того, предусмотрена возможность применения других модификаций устройства 2, основанных на измерении дифференциального давления, таких как конус или дроссельная диафрагма, а также расходомерные трубы. Принципы таких измерений хорошо известны, а дополнительную информацию, поясняющую применение указанных устройств, можно найти в справочнике Handbook of MultiPhase Metering, изданном организацией Norwegian Society for Oil and Gas Measurement).

В добавление к компонентам, описанным выше, измерительный прибор содержит также компоненты, предназначенные для проведения электрических измерений, и компьютер, осуществляющий вычисления. Принципы реализации электроники и программного обеспечения, требуемых для проведения указанных измерений и вычислений, хорошо известны.

Способы на основе пропускания и отражения, предназначенные для определения характеристик материала, хорошо известны (см. например, фиг.3 и 4). Электромагнитные способы могут использовать щелевую антенну (излучающую щель) 17, проходящую через стенку, или коаксиальный кабель 18 с открытым концевым выводом, как это показано соответственно на фиг.3 и 4. Импульс или непрерывный частотный сигнал подается на коаксиальный кабель 18. На основе измерения изменений амплитуды и фазы волны, отраженной обратно на указанный кабель, можно определить диэлектрическую проницаемость материала внутри трубы.

Конструкция и принципы действия датчиков, работающих на пропускание и отражение (см. фиг.3 и 4), подробно описаны в публикациях Chen et al. "Microwave Electronics - measurement and material characterization" (Wiley, 2004) и "Permittivity Measurements of Thin Liquid Film Layers using open-ended Coaxial Probes" (Meas. Sci. Technol., 7, 1966, pp.1164-1173).

Как показано на фиг.6, для проведения электромагнитных измерений можно использовать также две антенны. Указанные антенны представляют собой коаксиальные проводники, отделенные от стенки трубы изолирующим материалом и введенные в трубу на небольшое расстояние, выполняя внутри нее функцию дипольной антенны. Передающую антенну 28 и принимающую антенну 29 можно изготовить в виде отдельного блока 27, вмонтированного в трубу, или в виде раздельных антенн. Предусмотрена также возможность разместить антенны по периметру трубы или соосно с ней, а также в виде комбинации любого осевого и радиального расположений. Описанное устройство пригодно для измерения потерь и фазы электромагнитной волны, которая проходит внутри среды, текущей по трубе.

Сходная конструкция, также предназначенная для проведения электромагнитных измерений, но имеющая в своей основе три антенны, представлена на фиг.5. Указанные антенны представляют собой коаксиальные проводники, отделенные от стенки трубы изолирующим материалом и введенные в трубу на небольшое расстояние, выполняя внутри нее функцию дипольной антенны. Их можно изготовить в виде одного компактного блока 26 датчиков, как это показано на фиг.5, где передающая антенна 24 и две принимающие антенны 25, 23 электрически изолированы от металлического корпуса блока 26 керамическим, стеклянным или другим подобным изолирующим материалом. Указанное устройство пригодно для измерения потерь и фазы электромагнитной волны в трубе, причем ее применение можно расширить также на измерение коэффициента фазы и коэффициента потерь электромагнитной волны, проходящей внутри трубы. Дополнительная информация о том, как можно использовать это устройство для получения указанных параметров, приведена в патентном документе WO 2007/129897.

Как отмечалось выше по поводу шагов 7 и 8, фракции и скорость влажного газа (многофазной смеси) можно определить, используя любой известный измерительный принцип, пригодный для измерения долей индивидуальных компонентов влажного газа и скоростей указанных компонентов (пригодны, например, расходомеры для влажного газа). В качестве примера можно указать, что содержания и скорости компонентов многофазной смеси можно определить, используя измерения массового поглощения для двух уровней энергии (см. патентный документ US 5135684), измерительный принцип емкость/индуктивность в комбинации с массовым поглощением для единственного уровня энергии или с кросс-корреляцией и трубкой Вентури (см. соответственно патентные документы NO 304333 и WO 00/45133) или способы на основе измерений многократных скачков давления, описанные в патентном документе WO 02/44664. Для детектирования чистого газа в трубе (на шагах с отсутствием жидкости) любое из таких устройств можно скомбинировать с электромагнитным измерением согласно описанным выше шагам 2-3. Примеры аппарата, который можно скомбинировать с упомянутыми выше расходомерами для влажного газа с целью детектирования чистого газа, приведены на фиг.3-6. Однако, в принципе, для получения статистического параметра, который требуется при детектировании газа, можно применять любое устройство, измеряющее электромагнитное поле и способное проводить электромагнитные измерения вариаций в жидкой фракции влажного газа при повышенных частотах (в типичном случае 100-5000 МГц).

На фиг.7-10 представлен пример измерений в ситуации, когда плотность и диэлектрическая проницаемость газа определены с ошибкой 5-8%, а затем откорректированы с помощью измерения, проведенного в течение периода времени, когда в трубе был чистый газ. На фиг.7, где проиллюстрировано стандартное отклонение сигнала электромагнитной волны, отраженной внутри трубы, показан статистический параметр 30, вычисленный исходя из электромагнитного измерения. Для влажного газа измерения проводили в городе Корсте на поверочном оборудовании фирмы StatoilHydro, а полученный результат сопоставляли с эмпирически выведенным пороговым значением 32 для чистого газа. Оси Y (31) и X (34) соответствуют стандартному отклонению и времени (в секундах). Во время короткого интервала 33, составляющего примерно 20 мин, в трубе детектируется чистый газ. На фиг.8 представлено содержание 35 газовой фракции, измеренное измерительным прибором для влажного газа и сопоставленное с опорным содержанием 36 газовой фракции. Оси X (34) и Y (37) соответствуют времени (в минутах) и объемному содержанию газа (GVF) в трубе. В течение периода, составляющего примерно 250 мин, значение GVF в трубе близко к 100%. Таким образом, статистический параметр превышает пороговое значение для газа. Фиг.10 иллюстрирует соотношение измеренного расхода 42 газа и соответствующего стандартного значения (измеренного на поверочном оборудовании) за тот же период времени. Видно, что период, когда значение GVF равно 100%, соответствует периоду, на котором поток отсутствует. Из фиг.7 видно, что вычисленное стандартное отклонение 30 электрического параметра в течение примерно 10-20 мин, следующих сразу же за прекращением расхода, ниже порогового значения. В течение этого периода были измерены характеристики газа (диэлектрическая проницаемость и плотность). Через примерно 10-20 мин из-за понижения температуры происходит конденсация жидкой фазы, т.е. провести надежные измерения характеристик газа уже невозможно, несмотря на то, что поток отсутствует, а значение GVF в трубе близко к 100%. Как показано на фиг.10, после измерения характеристик газа разница между опорным и измеренным расходами 43, 42 газа существенно уменьшилась. Фиг.9 иллюстрирует зависимость измеренного содержания 38 водной фракции от опорного значения 39 водной фракции. Оси Y (40) и X (34) соответствуют содержанию воды в трубе, выраженному в процентах от общего объема трубы, и времени (в минутах). На исходном шаге (первые 500 мин) имеет место ошибка 5% в диэлектрических характеристиках газа, в то время как опорное значение 39 для водной фракции составляет примерно 0,0025%, а содержание измеренной 38 водной фракции близко к нулю (фактически это означает, что для водной фракции расчетным путем получен отрицательный результат). Однако, когда диэлектрическую проницаемость газа измерили во время периода 33, на котором жидкая фаза отсутствует, и полученные результаты применили для дальнейших измерений (от примерно 800 мин и далее), измеренное содержание 38 водной фракции оказалось гораздо ближе к опорному значению 39.

Способ и аппарат по изобретению можно использовать также и для получения характеристик других компонентов многокомпонентной смеси. Например, предусмотрена возможность применения способа для определения других физических характеристик текучей среды, таких как сжимаемость или мольный вес, с помощью надлежащих математических моделей, связывающих описанные измерения с соответствующей физической количественной характеристикой, или путем добавления других датчиков, пригодных для измерения требуемых физических характеристик. В качестве одного из примеров такого датчика можно указать на газовый хроматограф, поскольку этот прибор имеет возможность измерять различные углеводородные фракции газа (в частности, фракции метана, бутана, пентана и т.д.).

1. Способ определения расходов текучей среды, текущей по трубе и представляющей собой многокомпонентную смесь, состоящую из газа и по меньшей мере одной жидкости, включающий следующие шаги:
(а) определяют температуру и давление многокомпонентной смеси,
(б) на основе по меньшей мере двух измеренных физических характеристик многокомпонентной смеси и знания такой же физической характеристики индивидуальных компонентов многокомпонентной смеси определяют относительные содержания компонентов многокомпонентной смеси,
(в) определяют скорость многокомпонентной смеси,
(г) на основе результатов, полученных по завершении шагов (а)-(в), определяют расход индивидуального компонента текучей среды, отличающийся тем, что включает определение физических характеристик по меньшей мере одного из компонентов многокомпонентной смеси с использованием следующих шагов:
д) проводят измерение электромагнитных потерь или фазы,
е) вычисляют статистический параметр, связанный с указанным электромагнитным измерением,
ж) выявляют период, когда присутствует только один из компонентов многокомпонентной смеси,
з) проводят сопоставление указанного статистического параметра с пороговым значением, полученным эмпирическим путем и соответствующим значению статистического параметра, и (и) определяют указанные физические характеристики текучей среды, если статистический параметр ниже порогового значения для указанного компонента, и применяют полученные данные на шагах (б)-(г) для определения скорректированных значений долей, скорости и расхода индивидуальных компонентов многокомпонентной смеси.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что измеренная физическая характеристика является массовым коэффициентом поглощения.

3. Способ по п.1, отличающийся тем, что измеренная физическая характеристика является диэлектрической проницаемостью.

4. Способ по п.1, отличающийся тем, что измеренная физическая характеристика является плотностью.

5. Способ по п.1, отличающийся тем, что измеренная физическая характеристика является коэффициентом массового ослабления.

6. Способ по п.1, отличающийся тем, что измеренная физическая характеристика является проводимостью.

7. Способ по п.1, отличающийся тем, что скорость измеряют на основе измерения скачка давления на сужении сечения трубы.

8. Способ по п.7, отличающийся тем, что для получения скачка давления используют трубку Вентури.

9. Способ по п.7, отличающийся тем, что для получения скачка давления используют конус.

10. Способ по п.7, отличающийся тем, что для получения скачка давления используют расходомерную трубу.

11. Способ по п.7, отличающийся тем, что для получения скачка давления используют дроссельную диафрагму.

12. Способ по п.1, отличающийся тем, что для определения скорости многокомпонентной смеси используют методы кросс-корреляции.

13. Способ по п.1, отличающийся тем, что электромагнитное измерение осуществляют на основе измерения фазы или потерь электромагнитной волны, проходящей через среду внутри трубы.

14. Способ по п.1, отличающийся тем, что электромагнитное измерение осуществляют на основе измерения фазы или потерь электромагнитной волны, отраженной внутри трубы.

15. Способ по п.1, отличающийся тем, что электромагнитное измерение осуществляют на основе измерения резонансной частоты внутри трубы.

16. Способ по п.1, отличающийся тем, что электромагнитное измерение осуществляют на основе измерения потери энергии и/или смещения фазы электромагнитной волны, отраженной от среды внутри трубы.

17. Способ по п.1, отличающийся тем, что статистический параметр вычисляют, используя измерения в соответствии с любым из пп.13-16.

18. Способ по любому из предыдущих пунктов, отличающийся тем, что в качестве статистического параметра применяют стандартное отклонение.

19. Аппарат для определения расходов текучей среды, текущей по трубе и представляющей собой многокомпонентную смесь, состоящую из газа и по меньшей мере одной жидкости, при этом аппарат содержит секцию трубы и следующие компоненты:
(а) средство для определения температуры и давления многокомпонентной смеси,
(б) средство для измерения по меньшей мере двух физических количественных характеристик многокомпонентной смеси,
(в) средство для вычисления относительного содержания индивидуальных компонентов многокомпонентной смеси, проводимого на основе знания указанных физических характеристик индивидуальных компонентов многокомпонентной смеси,
(г) средство для определения скорости многокомпонентной смеси,
(д) средство для вычисления расхода индивидуальных долей многокомпонентной смеси,
отличающийся тем, что содержит устройство для определения физических характеристик по меньшей мере одного из компонентов многокомпонентной смеси, содержащее:
(е) средство для проведения измерения электромагнитных потерь или фазы,
(ж) средство для вычисления статистического параметра на основе электромагнитного измерения,
(з) средство для выявления периода, когда присутствует только один из компонентов многокомпонентной смеси,
(и) средство для сопоставления статистического параметра с эмпирически определенным пороговым значением и
(к) средство для измерения количественной физической характеристики по меньшей мере одного из компонентов многокомпонентной смеси.

20. Аппарат по п.19, отличающийся тем, что содержит средство для подачи электромагнитной энергии в секцию трубы и регистрации принятой электромагнитной энергии, поступившей из указанной секции.

21. Аппарат по п.19, отличающийся тем, что содержит средство для обеспечения электромагнитных резонансов внутри секции трубы.

22. Аппарат по п.19, отличающийся тем, что содержит средство для подачи электромагнитной энергии в секцию трубы и регистрации электромагнитной энергии, отраженной от указанной секции.

23. Аппарат по п.19, отличающийся тем, что содержит средство для измерения указанной скорости в узком канале секции трубы.

24. Аппарат по п.19, отличающийся тем, что содержит трубку Вентури для определения указанной скорости.

25. Аппарат по любому из пп.19-23, отличающийся тем, что содержит конус для определения указанной скорости.

26. Аппарат по любому из пп.19-22, отличающийся тем, что содержит средство для измерения указанной скорости посредством кросс-коррелирующих измерений, проводимых в двух поперечных сечениях секции трубы.

27. Аппарат по любому из пп.19-24, отличающийся тем, что содержит радиоактивный источник и детектор фотонов для измерения физических количественных характеристик многокомпонентной смеси.

28. Аппарат по любому из пп.19-24, отличающийся тем, что выполнен с возможностью многократных измерений скачка давления для измерения физических количественных характеристик многокомпонентной смеси.

29. Аппарат по любому из пп.19-24, отличающийся тем, что для измерения количественных физических характеристик многокомпонентной смеси он содержит комбинацию устройства, измеряющего скачки давления, и устройства, измеряющего указанную скорость посредством кросс-корреляции.



 

Похожие патенты:

Группа изобретений относится к определению свойств многофазной технологической текучей среды. Способ определения свойств многофазной технологической текучей среды содержит этапы, на которых: пропускают многофазную текучую среду по колебательно подвижной расходомерной трубке и расходомеру переменного перепада давления; вызывают движение расходомерной трубки и определяют первое кажущееся свойство текучей среды; определяют, по меньшей мере, одно кажущееся промежуточное значение, которое представляет собой первый критерий Фруда для негазообразной фазы текучей среды и второй критерий Фруда для газообразной фазы текучей среды; определяют степень влажности текучей среды на основе преобразования между первым и вторым критериями Фруда и степенью влажности; определяют второе кажущееся свойство текучей среды с использованием расходомера переменного перепада давления; определяют фазозависимое свойство текучей среды на основе степени влажности и второго кажущегося свойства.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при измерениях количества жидкостной составляющей скважинной продукции. Технический результат направлен на повышение точности определения жидкостной составляющей скважинной продукции.

Изобретение относится к измерительной технике и может быть использовано в информационно-измерительных системах нефтедобывающей и нефтеперерабатывающей промышленности, в частности, для определения дебита скважины.

Изобретение относится к измерительной технике и может быть использовано на замерных узлах газодобывающих предприятий, при проведении промысловых исследованиях газоконденсатных пластов, при калибровке расходомеров двухфазных потоков и в других случаях, где необходимо знание объемного содержания жидкой фазы в газожидкостном потоке.

Изобретение относится к расходомерам. .

Изобретение относится к измерительной технике и предназначено для определения расхода жидкой и газообразной среды. .

Изобретение относится к вибрационному расходомеру и способу для введения поправки на увлеченный газ в текущем материале. .

Способ включает следующие шаги: (а) на основе электромагнитного измерения определяют диэлектрическую проницаемость многокомпонентной смеси, (б) определяют плотность многокомпонентной смеси, (в) получают значения температуры и давления, (г) на основе результатов, полученных по завершении шагов (а)-(в), и знания значений плотности и диэлектрической проницаемости компонентов текучей смеси вычисляют долю водной фракции многокомпонентной смеси. Способ также включает определение доли жидкой фракции и расходов многокомпонентной смеси, предусматривающее следующие шаги: д) вычисление статистического параметра, связанного с указанным электромагнитным измерением, е) на основе статистического параметра, определенного на шаге (д), и доли водной фракции, вычисленной на шаге (г), вычисляют долю жидкой фракции, используя график, полученный эмпирическим путем, ж) определяют скорость многокомпонентной смеси, з) на основе результатов, полученных по завершении шагов (а)-(ж), вычисляют расход индивидуальных компонентов многокомпонентной смеси. Технический результат - повышение точности измерений, а также обеспечение устойчивости по отношению к неопределенности конфигурационных параметров. 2 н. и 27 з.п. ф-лы, 8 ил.

Электронный измеритель (20) включает в себя интерфейс (201), сконфигурированный для связи с расходомерной сборкой вибрационного расходомера и для приема колебательного отклика, и систему (203) обработки, связанную с интерфейсом (201). Система (203) обработки сконфигурирована для измерения массового расхода и плотности для заданного интервала времени перекачки флюида, для определения, не аэрируется ли перекачиваемый флюид в течение заданного интервала времени, и если в заданный интервал времени аэрация не происходит, то добавления произведения масса-плотность к накопленному произведению масса-плотность и добавления массового расхода к накопленному массовому расходу, и определения не соответствующей аэрации средневзвешенной по массе плотности для перекачиваемого флюида посредством деления накопленного произведения масса-плотность на накопленный массовый расход. Технический результат - повышение точности измерения свойств флюида, надежности измерения потенциально аэрируемых флюидов, а также возможность измерять и регистрировать изменения свойств флюида во время перекачки. 4 н. и 40 з.п. ф-лы, 4 ил.

Способ содержит создание циркуляции многофазной текучей среды (12) через горловину (26) трубки Вентури (20), ограниченной трубопроводом (14), и оценку первого расхода и второго расхода с использованием измеренной разности давления и величины, характеризующей относительную площадь, занимаемую измеренной газообразной фазой. Этап оценки содержит вычисление количества жидкой фазы, присутствующей в преимущественно газообразной центральной части (18), в зависимости, по меньшей мере, от величины истечения многофазной текучей среды и от первого набора параметров, зависящих от геометрии трубки Вентури (20). Он содержит вычисление первого расхода и второго расхода в зависимости от количества жидкой фазы, присутствующей в преимущественно газообразной центральной части. Технический результат - повышение точности определения расхода, в частности, когда газообразная фаза в текучей среде присутствует в намного большей пропорции. 11 з.п. ф-лы, 5 ил., 1 табл.
Способ одновременного определения расходов жидкой и газовой фаз потока газожидкостной смеси, включающий зондирование восходящего потока несепарированной газожидкостной смеси непрерывным ультразвуковым сигналом, прием отраженного от неоднородностей сигнала, комплексное детектирование, выделяющее синфазную с зондирующим сигналом и квадратурную составляющие, проведение спектрального анализа с определением знака преобладающей частоты, определение частоты сигнала и доли времени, когда преобладающая частота принимает отрицательное значение. При этом определяют мощность принятого сигнала, сравнивают мощность с пороговой величиной и исключают из определения частоты сигнала и доли времени, когда преобладающая частота принимает отрицательное значение, т.е. участки сигнала, где мощность менее пороговой. Во время калибровки определяют зависимости частоты и доли времени, когда преобладающая частота принимает отрицательное значение, от расходов жидкой и газообразной фаз. По полученным во время калибровки зависимостям частоты и доли времени, когда преобладающая частота принимает отрицательное значение, определяют расходы жидкой и газовой фаз. Технический результат - упрощение способа определения расхода жидкой и газовой фаз потока газожидкостной смеси при одновременном повышение точности измерения и расширении диапазона измеряемых величин.

Объемный газожидкостный двухфазный расходомер (10) измеряет расход суммарного газожидкостного потока (QM) в газожидкостном двухфазном потоке, включающем в себя жидкость и газ, и коэффициент пропорциональности (газовую долю (в)) расхода газового потока по отношению к расходу суммарного газожидкостного потока, а также вычисляет соответствующие расходы потоков жидкости и газа исходя из расхода суммарного газожидкостного потока (QM) и газовой доли (в). Объемный газожидкостный двухфазный расходомер (10) снабжают измерительной камерой (16) объема потока для измерения расхода суммарного газожидкостного потока (QM) и газожидкостной смесительной камерой (14) для смешивания жидкости и газа в газожидкостном двухфазном потоке до измерительной камеры (16) объема потока. При этом одновременно измеряют угловую скорость ротора, расположенного внутри измерительной камеры объема потока, и разность давлений перед газожидкостной смесительной камерой и пунктом после измерительной камеры объема потока и на основании измеренных значений угловой скорости и разности давлений вычисляют величины суммарного газожидкостного потока и коэффициента пропорциональности газового потока. Технический результат - повышение точности измерения расходов потока в широком диапазоне расходов потоков, а также исключение влияния различных схем течений. 2 н. и 5 з.п. ф-лы, 17 ил.

Способ одновременного определения расходов жидкой и газовой фаз потока газожидкостной смеси включает в себя зондирование потока несепарированной газожидкостной смеси непрерывным ультразвуковым сигналом, прием отраженного от неоднородностей сигнала, комплексное детектирование, выделяющее синфазную с зондирующим сигналом и квадратурную составляющие, проведение спектрального анализа и получение спектра мощности сигнала, определение средней частоты спектра сигнала. При этом определяют разностный спектр как разницу между положительными частотными составляющими и соответствующими отрицательными частотными составляющими спектра, определяют среднюю частоту разностного спектра, во время калибровки определяют зависимости частоты спектра сигнала и частоты разностного спектра от расходов жидкой и газообразной фаз. Затем по полученным во время калибровки зависимостям частоты спектра сигнала и частоты разностного спектра определяют расходы жидкой и газовой фаз. Кроме симметричной части спектра для оценки газосодержания возможно использование других критериев. Возможен вариант осуществления способа с использованием доли отрицательных частот, возникновение которых обусловлено инверсией направления потока при наличии газа. Также возможен вариант с использованием конструктивно обособленного специального датчика газосодержания. Технический результат - повышение точности измерения и расширение диапазона измеряемых величин. 6 н.п. ф-лы, 2 ил.

Изобретение относится к области измерения и контроля дебита нефтяных скважин и может быть использовано в информационно-измерительных системах добычи, транспорта, подготовки нефти, газа и воды. Технический результат заключается в возможности идентификации скважины с измененным массовым расходом жидкости куста нефтяных скважин непосредственно в процессе измерения дебита скважин. Способ заключается в непрерывном мониторинге суммарных массового расхода жидкости Мжи и объемного расхода газа Qги и вычислении коэффициента K и = Δ M ж и Δ Q г и , где ΔМжи и ΔQги соответственно разности предыдущих (запомненных) и текущих средних численных значений суммарных расходных параметров куста нефтяных скважин M ¯ ж и и Q ¯ г и . В случае отклонения численного значения Ки за пределы от заданных значений измеряют суммарный массовый расход жидкости Мжи(n-1) и суммарный объемный расход свободного газа Qги(n-1) по (n-1) скважинам, где n - общее число скважин в кусте, вычисляют по каждой скважине массовый расход жидкости (водонефтяной смеси) Мжi=Мжи-M(n-1), объемный расход свободного газа Qгi=Qги-Qги(n-1) и коэффициент K i = M ж i Q г i , после чего сравнивают численные значения коэффициентов Ki по каждой скважине с текущим численным значением Ки, а скважину с измененным массовым расходом жидкости куста нефтяных скважин идентифицируют по признаку минимальной разности между численным значением Ki одной из скважин куста нефтяных скважин и численным значением коэффициента Ки. 1 з.п. ф-лы, 1 ил.

Изобретение относится к области приборостроения и может быть использовано для контроля расхода медикаментов при внутривенных вливаниях. Изобретение относится к датчику (102, 202, 402, 502) для обнаружения пузырьков в газовой фазе, присутствующих в жидкости (208, 408, 527), протекающей по пути (204, 406, 508) потока. Датчик содержит нагревательный элемент (106, 210) для нагревания жидкости, причем нагревательный элемент обеспечивается заранее заданным уровнем мощности, по меньшей мере, во время обнаружения, и устройство (108, 112, 212) преобразователя, выполненное с возможностью формирования измерительного сигнала (114), указывающего температуру нагревательного элемента. Датчик дополнительно содержит устройство (116) компаратора для сравнения значения результата измерения измерительного сигнала с заранее заданным пороговым уровнем, причем заранее заданный пороговый уровень соответствует исходной температуре, достигаемой нагревательным элементом в ответ на заранее заданный уровень мощности и минимальную скорость, достигаемую жидкостью на пути потока. На основании результата сравнения устройство компаратора формирует выходной сигнал (118), указывающий возможное присутствие пузырьков в газовой фазе. Технический результат - повышение точности получаемых данных. 3 н. и 12 з.п. ф-лы, 5 ил.

Изобретение относится к области измерения и контроля дебита нефтяных скважин и может быть использовано в информационно-измерительных системах добычи, транспорта, подготовки нефти, газа и воды. Технический результат направлен на обеспечение возможности идентификации скважины с измененной объемной обводненностью куста нефтяных скважин непосредственно в процессе измерения дебита нефтяных скважин. Способ заключается в непрерывном измерении суммарных расходных параметров куста нефтяных скважин: массового расхода жидкости Мжи, объемного расхода газа Qги, объемной обводненности Wжи и коэффициента K г / в и = 0,01 Δ Q г и Δ W ж и , где Qги и ΔWжи - соответственно разности предыдущих и текущих средних численных значений суммарных расходных параметров куста нефтяных скважин, соответственно, свободного объемного расхода газа Q ¯ г и и объемной обводненности W ¯ ж и . В случае отклонения значения коэффициента Кг/ви за пределы заданных уставок ±ΔКг/ви, вычисляют параметры Мжi, объемный расход газа Qгi и обводненность Wжi каждой скважины соответственно. Вычисляют значение коэффициента . Сравнивают значения коэффициентов Кг/вi по каждой скважине с текущим значением Кг/ви,. Скважину с измененным значением объемной обводненности Wжi идентифицируют по признаку минимальной разности между значением Кг/вi одной из скважин куста и значением коэффициента Кг/ви. 1 з.п. ф-лы, ил. 1

Система, способ и установка для измерения свойств флюидов флюидного потока, имеющего четыре фазы, включают в себя устройство измерения доли, выполненное с возможностью определения соответствующих измерений доли каждой из четырех фаз флюидов, протекающих во флюидном потоке; и устройство моделирования поведения, выполненное с возможностью определения, на основании соответствующих измерений доли каждой из четырех фаз флюидов, соответствующих расходов каждой из четырех фаз флюидов. Технический результат - повышение точности измерения свойств флюидов потока. 3 н. и 12 з.п. ф-лы, 15 ил.
Наверх