Способ и устройство для определения состава и расхода влажного газа



Способ и устройство для определения состава и расхода влажного газа
Способ и устройство для определения состава и расхода влажного газа
Способ и устройство для определения состава и расхода влажного газа
Способ и устройство для определения состава и расхода влажного газа
Способ и устройство для определения состава и расхода влажного газа
Способ и устройство для определения состава и расхода влажного газа
Способ и устройство для определения состава и расхода влажного газа
Способ и устройство для определения состава и расхода влажного газа

 


Владельцы патента RU 2499229:

МАЛТИ ФЕЙЗ МИТЕРЗ АС (NO)

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.

 

Область техники

Настоящее изобретение относится к способу и устройству (аппарату), предназначенным для измерения индивидуальных компонентов многофазной текучей среды, содержащей преимущественно газ, в соответствии с ограничительными частями соответственно п.п.1 и 18 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°С. 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.

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.

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 равным 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.

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.

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 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 патентном документе 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. Другие устройства такого типа могут оказаться нечувствительными к небольшим изменениям, вызванным наличием маленьких капелек жидкости в газовой фазе, вследствие того, что во многих случаях эти капельки могут быть диспергированы в виде мелкодисперсного тумана, что затрудняет детектирование небольших изменений с помощью воспринимающей аппаратуры, основанной на вариациях звука, давления и других подобных параметров. В патентном документе GB 2221042 приведен пример измерительного способа, который полностью опирается на статистические методы, основанные на применении простых датчиков, неспособных обеспечить точное измерение в условиях потока влажного газа. Применение данного способа может привести также к нестабильным измерениям, поскольку измеренным параметрам может отвечать несколько решений (т.е. несколько комбинаций пропорций нефтяной, водной и газовой фракций).

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 точного измерения долей жидкой и газовой фракций, когда жидкость присутствует в газовой фазе в виде включений (капелек),

- обеспечение возможности точного измерения доли жидкой фракции, когда жидкость присутствует в газовой фазе в виде капелек в комбинации с жидкой пленкой, расположенной вдоль стенки трубы,

- разработка компактной конструкции, предназначенной для задания режима потока и проведения измерений,

- обеспечение возможности применения простых и стандартных калибровок многофазного расходомера,

- обеспечение возможности применения простых и стандартных поверок многофазного расходомера,

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

- создание небольшого скачка давления в трубопроводе для влажного газа,

- разработка неинтрузивного устройства, предназначенного для проведения измерений расхода 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) на основе электромагнитного измерения определяют диэлектрическую проницаемость многокомпонентной смеси,

(б) определяют плотность многокомпонентной смеси,

(в) получают значения температуры и давления,

(г) на основе знания плотностей и диэлектрических постоянных компонентов текучей смеси и исходя из результатов, полученных по завершении шагов (а)-(в), вычисляют долю водной фракции многокомпонентной смеси.

При этом способ по изобретению характеризуется тем, что включает определение доли жидкой фракции и расходов многокомпонентной смеси с использованием следующих шагов:

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

е) на основе статистического параметра, полученного 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 и

з) на основе результатов, полученных по завершении шагов (а)-(ж), вычисляют расход индивидуальных компонентов многокомпонентной смеси.

Признаки, характеризующие аппарат согласно изобретению, раскрыты в независимом п.18 формулы изобретения.

Предпочтительные варианты осуществления изобретения раскрыты в зависимых п.п.2-17 и 19-29 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 представлен график зависимости статистического электрического параметра от доли жидкой фракции влажного газа,

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

фиг.5-8 в продольном сечении схематично иллюстрируют различные варианты осуществления аппарата согласно изобретению, предназначенного для проведения электромагнитных измерений.

Осуществление изобретения

Настоящее изобретение относится к способу и аппарату, измеряющим расходы и объемные доли (относительные содержания) фракций (индивидуальных компонентов) смеси (влажного газа), текущей (текущего) по трубе. Аппарат согласно изобретению содержит пять компонентов, показанных на фиг.1, а именно секцию трубы 1, устройство 2, измеряющее скорость указанной смеси, устройство 3, измеряющее долю водной фракции указанной смеси, устройство 4, измеряющее плотность указанной смеси, и устройство 5, измеряющее статистическую изменчивость указанной смеси. 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 на основе антенн 14, проводящее измерение диэлектрической проницаемости, может быть использовано также для измерения статистической изменчивости потока.

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.

Содержание водной фракции влажного газа и его плотность 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 плотности влажного газа и доли водной фракции в нем с использованием аппарата по фиг.2 известен специалистам в этой области и описан также в патентном документе WO 2007/129897.

Далее, электрическое измерение, проводимое с использованием антенн 14, можно использовать для измерения статистической изменчивости потока. Предпочтительно электрическое 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 резонансная 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 внутри трубы. Пример устройства, пригодного для этой цели, можно найти в WO 03/034051. Указанное устройство можно применять также и для измерения доли водной фракции влажного газа. Для измерения диэлектрической проницаемости и доли водной фракции многофазных текучих сред широко используются также датчики емкости и индуктивности. Электрические сигналы, полученные от таких датчиков, можно применить и 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.

После проведения измерения статистической изменчивости и доли водной фракции можно итеративным образом, используя эмпирически выведенное соотношение, представленное на фиг.3, получить долю жидкой фракции влажного газа.

На фиг.3 ось Х (17) соответствует статистическому стандартному отклонению измеренного отражения или граничной частоты трубы как волновода, умноженному на масштабный множитель, являющийся функцией содержания воды в жидкой фазе. Ось Y (18) соответствует доле жидкой фракции (вода + конденсат) в процентах от общего объема трубы.

Данный график, полученный на основе эмпирических измерений газа, конденсата и воды на поверочном оборудовании фирмы Statoil в городе Корсте при рабочем давлении 120×105 Н/м2, справедлив и для смеси включение/газ. Используя поправочный коэффициент, его можно модифицировать также и для приложений, в которых в комбинации с капельками жидкости некоторое количество жидкости содержится в виде пленки, расположенной вдоль стенки. Указанный коэффициент можно получить на основе эмпирических измерений.

Таким образом, процедура определения состава влажного газа сводится к следующему.

1) Проводят электрическое измерение, например, коэффициента фазы или коэффициента затухания распространяющейся электромагнитной волны, граничной частоты трубы, частоты при отражении или резонансной частоты. Примеры, поясняющие, каким образом можно получить некоторые из этих параметров, описаны в патентных документах WO 2007/129897 и WO 2005/057142.

2) Измеряют плотность влажного газа, используя денситометр (15, 16) на основе гамма-излучения, как это описано в указанных патентных документах.

3) Вычисляют долю водной фракции влажного газа (например, в многофазной смеси). Примеры, поясняющие проведения этого шага, можно найти в указанных патентных документах. Предполагается, что до начала вычислений, в дополнение к диэлектрической проницаемости (диэлектрической постоянной) и массовому затуханию нефти, газа и воды, известна плотность перечисленных фаз. В патентном документе WO 2007/129897 приведена дополнительная информация о том, как можно получить эти параметры.

4) На основе значения доли водной фракции, вычисленной на шаге 3, и первой оценки доли жидкой фракции вычисляют соотношение вода/жидкость (СВЖ), т.е. процентное содержание воды в жидкой фракции. В качестве оценки доли жидкой фракции в первом приближении можно принять значение доли водной фракции, вычисленной на шаге 3, или результат соответствующего предварительного расчета.

5) Для электрического измерения, проведенного на шаге 1, вычисляют статистический параметр, например стандартное отклонение, полученное после 10-100 измерений. Предусмотрена возможность использовать также меньшее или большее количество измерений, однако слишком малое и слишком большое количества измерений могут привести соответственно к повышению их неопределенности и к нежелательному динамическому режиму, такому как медленный отклик в ответ на быстрые изменения содержания жидкости.

6) Вычисляют поправочный коэффициент, зависящий от экспериментально выведенного параметра СВЖ, и умножают на него статистический параметр, полученный на шаге 5, чтобы определить координату на оси Х (17) для значения 19 на графике 20 (см. фиг.3).

7) Применяют график 20 для вычисления доли жидкой фракции влажного газа (значений по оси 18).

8) Вычисляют обновленное значение параметра СВЖ, используя значения долей жидкой и водной фракций, полученные соответственно на шаге 7 и шаге 3, и повторяют шаги 6-8 до тех пор, пока вычисленный параметр СВЖ не примет стабильное значение.

По завершении шагов 1-8 состав влажного газа (т.е. процентное содержание нефти, воды и газа) можно считать определенным. Главным фактором при получении значения доли жидкой фракции влажного газа является график, представленный на фиг.3. Поскольку вид этого графика зависит главным образом от статистической изменчивости электрического сигнала и доли водной фракции влажного газа, а измерение указанной доли, являющееся результатом шагов 1-3, мало зависит от ошибок при определении плотности газа, измерение доли жидкой фракции (и параметра GVF) оказывается фактически независимым от существенных погрешностей значения указанной плотности. Так как доля водной фракции определена посредством независимого расчета, без какого-либо использования статистического параметра, вычисленного на шаге 5, алгоритм измерения во время шагов 1-8 приобретает устойчивость в том смысле, что он исключает неконтролируемое повышение результатов расчета доли жидкой фракции или множественность расчетных решений. Объясняется указанная устойчивость следующим образом. Как увеличение содержания жидкой фазы, так и повышение доли водной фракции с помощью поправочного коэффициента, зависимого от параметра СВЖ, приводят к увеличению значения по оси Х (17) (см. фиг.3). Однако, поскольку водную фракцию вычисляют в ходе шагов 1-3, т.е. до вычислительного цикла, использующего график 20 по фиг.3, доля водной фракции оказывается зафиксированной, и во время итерационного цикла, проводимого на шагах 6-8, изменяется только доля жидкой фракции.

На фиг.4 представлены результаты тестирования описанного способа. Тестирование проводили в исследовательском центре South West Research Center (Техас) с использованием давления 120×105 Н/м2. Оси Х (22) и Y (21) соответствуют периоду времени, составляющему 3000 с, и значениям параметра GVF (доля газовой фракции). Жирная линия 25 отвечает опорной доле газовой фракции, а тонкая линия 26 - соответствующей доле, измеренной согласно изобретению. Зная доли нефтяной (конденсированной), водной и газовой фракций, а также плотность нефти, воды и газа, можно с помощью расходомера 2 определить скорость многофазной текучей среды.

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.

Если в дополнение к площади поперечного сечения трубы известна также скорость жидкого и газового компонентов влажного газа, можно легко вычислить соответствующий расход индивидуальных компонентов (нефть, вода и газ).

Фактически, способ, описанный в виде шагов 1-8, обеспечивает возможность подсчета включений, содержащихся в газовой фазе. Используя соответствующие модели для вычисления расхода влажного газа, основанные на применении трубки Вентури согласно публикации S.Geraldine et al. "New correction method for wet gas flow metering based on two phase flow modeling: Validation on industrial Air/Oil/Water tests at low and high pressure" (26th International North Sea Flow Measurement Workshop - 2008) [1], в дополнение к скорости газа можно определить скорость капельки и ее диаметр, а также толщину и скорость жидкой пленки. Эту информацию можно использовать для получения дополнительных поправочных коэффициентов к графику 20, представленному на фиг.3. Указанные коэффициенты, исходя из эмпирически выведенных корреляций, можно получить следующим образом.

1) Проводят электрическое измерение, например коэффициента фазы или коэффициента затухания распространяющейся электромагнитной волны, граничной частоты трубы или частоты при отражении, как этот описано в патентных документах WO 2007/129897 и WO 2005/057142.

2) Измеряют плотность влажного газа, используя денситометр (15, 16) на основе гамма-излучения, как это описано в указанных патентных документах.

3) Вычисляют долю водной фракции влажного газа (например многофазной смеси), как это описано в указанных патентных документах. Предполагается, что до начала вычислений, в дополнение к диэлектрической проницаемости (диэлектрической постоянной) и массовому затуханию нефти, газа и воды, известна плотность перечисленных текучих сред. В патентном документе WO 2007/129897 приведена дополнительная информация о том, как можно получить эти параметры.

4) На основе значения доли водной фракции, вычисленной на шаге 3, и первой оценки доли жидкой фракции вычисляют соотношение вода/жидкость (СВЖ), т.е. процентное содержание воды в жидкой фракции. В качестве оценки доли жидкой фракции в первом приближении можно принять значение доли водной фракции, вычисленной на шаге 3, или результат соответствующего предварительного расчета.

5) Для электрического измерения, проведенного на шаге 1, вычисляют статистический параметр, например стандартное отклонение для проведенных 10-100 измерений. Предусмотрена возможность использовать также меньшее или большее количество измерений, однако, слишком малое и слишком большое количества измерений могут привести соответственно к повышению их неопределенности и к нежелательному динамическому режиму, такому как медленный отклик в ответ на быстрые изменения содержания жидкости.

6) Вычисляют поправочный коэффициент, зависящий от экспериментально выведенного параметра СВЖ, поправочный коэффициент для диаметра капельки и поправочный коэффициент для доли пленочной фракции и умножают указанные коэффициенты на статистический параметр, полученный на шаге 5, чтобы определить координату на оси Х (17) для значения 19 на графике 20 (см. фиг.3).

7) Применяют график 20 для вычисления доли жидкой фракции (ось Y) влажного газа.

8) Вычисляют обновленное значение параметра СВЖ, используя значения долей жидкой и водной фракций, полученные соответственно на шаге 7 и шаге 3, и повторяют шаги 6-8 до тех пор, пока вычисленный параметр СВЖ не примет стабильное значение.

9) В дополнение к толщине пленки и диаметру капелек, используя способ и модели, описанные в публикации [1], вычисляют скорость капелек, скорость жидкой пленки и скорость газа, исходя из значений долей фракций, измеренных на шаге 8, и на основе измеренного перепада давления трубки Вентури.

10) Повторяют шаги 6-9 до тех пор, пока все параметры, вычисленные на шаге 9, не примут стабильные значения.

В дополнение 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.5 и 6). Электромагнитные способы могут использовать щелевую антенну (излучающую щель) 23, проходящую через стенку, или коаксиальный кабель 24 с открытым концевым выводом, как это показано соответственно на фиг.5 и 6. Импульс или непрерывный частотный сигнал подается на коаксиальный кабель 24. 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.5 и 6), 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.7, 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, показана на фиг.8. Указанные антенны также 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 35 датчиков, как это показано на фиг.8, где передающая антенна 33 и две принимающие антенны 34, 32 электрически изолированы от металлического корпуса блока 35 керамическим или стеклянным изолирующим материалом. Указанное устройство пригодно для измерения потерь и фазы электромагнитной волны в трубе, причем его 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.

В разделах описания изобретения, приведенных выше, при определении плотности влажного газа используют поглощение гамма-фотонов. Однако для определения указанной плотности можно применять также и другие средства, такие как трубка Вентури в комбинации с кросс-коррелирующим измерением скорости, комбинация нескольких массовых расходомеров с различающимися зависимостями характеристик течения потока от плотности текучей среды, или модели уравнения состояния, имеющие в своей основе углеводородный состав, для текучей среды нефть + газ. Однако предпочтительным способом определения плотности влажного газа является измерение на основе поглощения гамма-фотонов.

Долю водной фракции многофазной смеси можно также 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). Для вычисления доли жидкой фракции влажного газа описанное выше измерение доли водной фракции можно далее скомбинировать со статистическим расчетным параметром электромагнитного измерения, таким как коэффициент фазы или коэффициент затухания распространяющейся электромагнитной волны, а также с граничной частотой трубы или (при отражении) с измерением фазы или потерь волны, проходящей внутри трубы или отраженной от среды, находящейся в трубе. Чтобы провести требуемое электромагнитное измерение, определяющее для влажного газа долю жидкой фракции и расходы, можно использовать устройства, представленные на фиг.5 и 6, или любую комбинацию по меньшей мере двух антенн 14, показанных на фиг.2, вместе с любой аппаратурой для измерения доли водной фракции и плотности влажного газа.

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) 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,
отличающийся тем, что включает определение расходов и доли жидкой фракции многокомпонентной смеси с использованием следующих шагов:
д) вычисляют статистический параметр, связанный 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 и
з) на основе результатов, полученных по завершении шагов (а)-(ж), вычисляют расход индивидуальных компонентов многокомпонентной смеси.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что диэлектрическую проницаемость определяют на основе измерения потерь электромагнитной волны внутри трубы.

3. Способ по п.1, отличающийся тем, что диэлектрическую проницаемость определяют на основе измерения изменения фазы электромагнитной волны внутри трубы.

4. Способ по п.1, отличающийся тем, что диэлектрическую проницаемость определяют на основе измерения фазы или потерь электромагнитной волны, отраженной внутри трубы.

5. Способ по п.1, отличающийся тем, что диэлектрическую проницаемость определяют на основе электромагнитного измерения резонансной частоты внутри трубы.

6. Способ по п.1, отличающийся тем, что диэлектрическую проницаемость определяют на основе измерения потерь энергии и/или смещения фазы электромагнитной волны, отраженной от текучих сред внутри трубы.

7. Способ по п.1, отличающийся тем, что статистический параметр вычисляют, используя измерения по любому из пп.2-6.

8. Способ по любому из пп.1-7, отличающийся тем, что в качестве статистического параметра применяют стандартное отклонение.

9. Способ по любому из пп.1-7, отличающийся тем, что плотность определяют на основе измерения поглощения фотонов.

10. Способ по любому из пп.1-7, отличающийся тем, что график, полученный эмпирическим путем и используемый на шаге (е), корректируют, исходя из размера капелек жидкости.

11. Способ по любому из пп.1-7, отличающийся тем, что график, полученный эмпирическим путем и используемый на шаге (е), корректируют, исходя из наличия жидкой пленки, расположенной вдоль стенки.

12. Способ по любому из пп.1-7, отличающийся тем, что скорость измеряют на основе измерения скачка давления на сужении сечения трубы.

13. Способ по п.12, отличающийся тем, что для получения скачка давления используют трубку Вентури.

14. Способ по п.12, отличающийся тем, что для получения скачка давления используют конус.

15. Способ по п.12, отличающийся тем, что для получения скачка давления используют расходомерную трубу.

16. Способ по п.12, отличающийся тем, что для получения скачка давления используют дроссельную диафрагму.

17. Способ по любому из пп.1-7, отличающийся тем, что для определения скорости многокомпонентной смеси используют методы кросс-корреляции.

18. 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) электромагнитное средство для определения диэлектрической проницаемости многокомпонентной смеси,
(б) средство для определения плотности многокомпонентной смеси,
(в) средство для определения температуры и давления,
(г) средство для вычисления доли водной фракции многокомпонентной смеси, проводимого на основе знания плотностей и диэлектрических постоянных для компонентов текучей смеси, отличающийся тем, что содержит устройство для определения доли жидкой фракции и расходов многокомпонентной смеси, содержащее:
(е) математическую программу для вычисления статистического параметра,
(ж) график, полученный эмпирическим путем, и математическую программу для вычисления доли жидкой фракции многокомпонентной смеси, проводимого на основе статистического параметра и доли водной фракции,
(з) средство для измерения скорости многокомпонентной смеси и
(и) средство для вычисления расхода индивидуальных фракций многокомпонентной смеси.

19. Аппарат по п.18, отличающийся тем, что содержит средство для подачи электромагнитной энергии в секцию трубы и регистрации принятой электромагнитной энергии, поступившей из указанной секции.

20. Аппарат по п.18, отличающийся тем, что содержит средство для обеспечения электромагнитных резонансов внутри секции трубы.

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

22. Аппарат по любому из пп.18-20, отличающийся тем, что содержит средство для подачи электромагнитной энергии в секцию трубы и регистрации электромагнитной энергии, отраженной от указанной секции.

23. Аппарат по любому из пп.18-21, отличающийся тем, что содержит средство для измерения указанной скорости в узком канале секции трубы.

24. Аппарат по любому из пп.18-21, отличающийся тем, что содержит трубку Вентури для определения указанной скорости.

25. Аппарат по любому из пп.18-21, отличающийся тем, что содержит конус для определения указанной скорости.

26. Аппарат по любому из пп.18-21, 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.18-21, отличающийся тем, что содержит радиоактивный источник и детектор фотонов для определения плотности многокомпонентной смеси.

28. Аппарат по любому из пп.18-21, отличающийся тем, что выполнен с возможностью многократных измерений скачка давления для определения плотности многокомпонентной смеси.

29. Аппарат по любому из пп.18-21, отличающийся тем, что для определения плотности многокомпонентной смеси он содержит комбинацию устройства, измеряющего скачки давления, и устройства, измеряющего указанную скорость посредством кросс-корреляции.



 

Похожие патенты:

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.

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. .

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.

Измерительная система включает в себя измерительный преобразователь (MW) вибрационного типа, через который в процессе работы проходит текучая среда, для выработки соответствующих параметрам текучей среды колебательных сигналов, а также электрички соединённый с измерительным преобразователем электронный преобразователь (ME) для управления измерительным преобразователем и для произведения оценки поданных от измерительного преобразователя колебательных сигналов. Измерительный преобразователь (MW) имеет, по меньшей мере, одну измерительную трубу (10, 10′) для проведения текучей среды, по меньшей мере, один электромеханический возбудитель (41) колебаний для активного возбуждения и/или поддержания изгибных колебаний, по меньшей мере, одной измерительной трубы в полезном режиме и, по меньшей мере, один датчик (51) колебаний для регистрации вибраций, по меньшей мере, одной измерительной трубы и для выработки выражающего собой вибрации, по меньшей мере, одной измерительной трубы колебательного сигнала (s1) измерительного преобразователя. Электронный преобразователь (ME) опять же посредством компонента колебательного сигнала, который выражает собой режим изгибных колебаний, в котором, по меньшей мере, одна вибрирующая измерительная труба осуществляет изгибные колебания, по меньшей мере, с одной пучностью колебаний, более чем при изгибных колебаниях в полезном режиме, в частности изгибных колебаниях, по меньшей мере, с двумя пучностями колебаний, генерирует сообщение (XKV) о кавитации, которое сигнализирует о возникновении кавитации в текучей среде. Технический результат - обеспечение заблаговременного и надежного определения кавитации. 28 з.п. ф-лы, 13 ил.
Наверх