Способ определения расходов первой газообразной фазы и, по меньшей мере, второй жидкой фазы, присутствующих в многофазной текучей среде

Авторы патента:


Способ определения расходов первой газообразной фазы и, по меньшей мере, второй жидкой фазы, присутствующих в многофазной текучей среде
Способ определения расходов первой газообразной фазы и, по меньшей мере, второй жидкой фазы, присутствующих в многофазной текучей среде
Способ определения расходов первой газообразной фазы и, по меньшей мере, второй жидкой фазы, присутствующих в многофазной текучей среде
Способ определения расходов первой газообразной фазы и, по меньшей мере, второй жидкой фазы, присутствующих в многофазной текучей среде
Способ определения расходов первой газообразной фазы и, по меньшей мере, второй жидкой фазы, присутствующих в многофазной текучей среде
Способ определения расходов первой газообразной фазы и, по меньшей мере, второй жидкой фазы, присутствующих в многофазной текучей среде
Способ определения расходов первой газообразной фазы и, по меньшей мере, второй жидкой фазы, присутствующих в многофазной текучей среде
Способ определения расходов первой газообразной фазы и, по меньшей мере, второй жидкой фазы, присутствующих в многофазной текучей среде
Способ определения расходов первой газообразной фазы и, по меньшей мере, второй жидкой фазы, присутствующих в многофазной текучей среде
Способ определения расходов первой газообразной фазы и, по меньшей мере, второй жидкой фазы, присутствующих в многофазной текучей среде
Способ определения расходов первой газообразной фазы и, по меньшей мере, второй жидкой фазы, присутствующих в многофазной текучей среде
Способ определения расходов первой газообразной фазы и, по меньшей мере, второй жидкой фазы, присутствующих в многофазной текучей среде
Способ определения расходов первой газообразной фазы и, по меньшей мере, второй жидкой фазы, присутствующих в многофазной текучей среде
Способ определения расходов первой газообразной фазы и, по меньшей мере, второй жидкой фазы, присутствующих в многофазной текучей среде
Способ определения расходов первой газообразной фазы и, по меньшей мере, второй жидкой фазы, присутствующих в многофазной текучей среде
Способ определения расходов первой газообразной фазы и, по меньшей мере, второй жидкой фазы, присутствующих в многофазной текучей среде
Способ определения расходов первой газообразной фазы и, по меньшей мере, второй жидкой фазы, присутствующих в многофазной текучей среде
Способ определения расходов первой газообразной фазы и, по меньшей мере, второй жидкой фазы, присутствующих в многофазной текучей среде
Способ определения расходов первой газообразной фазы и, по меньшей мере, второй жидкой фазы, присутствующих в многофазной текучей среде
Способ определения расходов первой газообразной фазы и, по меньшей мере, второй жидкой фазы, присутствующих в многофазной текучей среде
Способ определения расходов первой газообразной фазы и, по меньшей мере, второй жидкой фазы, присутствующих в многофазной текучей среде
Способ определения расходов первой газообразной фазы и, по меньшей мере, второй жидкой фазы, присутствующих в многофазной текучей среде
Способ определения расходов первой газообразной фазы и, по меньшей мере, второй жидкой фазы, присутствующих в многофазной текучей среде
Способ определения расходов первой газообразной фазы и, по меньшей мере, второй жидкой фазы, присутствующих в многофазной текучей среде
Способ определения расходов первой газообразной фазы и, по меньшей мере, второй жидкой фазы, присутствующих в многофазной текучей среде
Способ определения расходов первой газообразной фазы и, по меньшей мере, второй жидкой фазы, присутствующих в многофазной текучей среде
Способ определения расходов первой газообразной фазы и, по меньшей мере, второй жидкой фазы, присутствующих в многофазной текучей среде

 


Владельцы патента RU 2503928:

ЖЕОСЕРВИС ЭКИПМАН (FR)

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.

 

Настоящее изобретение касается способа определения первого расхода газообразной фазы и второго расхода, по меньшей мере, второй жидкой фазы, присутствующих в многофазной текучей среде, циркулирующей в трубопроводе, при этом способ содержит следующие этапы:

- создание циркуляции многофазной текучей среды через горловину трубки Вентури, ограниченной трубопроводом, при этом многофазная текучая среда по существу образует в горловине центральную часть с высоким содержанием газа и оболочку с высоким содержанием жидкости;

- измерение разности давления текучей среды в горловине;

- измерение величины, характеризующей относительную площадь, занимаемую газообразной фазой, по отношению к общей площади поперечного сечения горловины;

- оценка первого расхода и второго расхода с использованием измеренной разности давления и величины, характеризующей относительную площадь, занимаемую измеренной газообразной фазой.

Такой способ предназначен для применения в многофазном расходомере. Такой расходомер используют, в частности, для характеризации потока текучей среды, извлекаемого из подземной скважины, такой как скважина производства углеводородов.

Во время эксплуатации скважины с целью производства углеводородов, как известно, измеряют расход извлекаемой из скважины текучей среды, чтобы контролировать производство с точки зрения количества и качества.

Однако измерение расхода текучей среды является сложным с учетом природы извлекаемой текучей среды, которая, как правило, является многофазной и содержит газообразную фазу и жидкую фазу, которые протекают с разной скоростью.

Таким образом, разработчик скважины должен определять общий расход текучей среды, протекающей по трубопроводу и, если это возможно, индивидуальные объемные расходы каждой фазы, протекающей в трубопроводе.

Для этого используют, например, многофазный расходомер, описанный в заявке US 2006/0236779. Такой расходомер содержит трубку Вентури, устройство измерения давления в трубке Вентури и прибор оценки общего сечения газа, входящего в общее сечение горловины трубки Вентури.

Расходомер дополнительно содержит вычислительное устройство для оценки индивидуальных расходов жидкой фазы и газообразной фазы на основании измерений разности давления в горловине, измеренной или оцененной относительной площади и вычислительной модели.

Такой расходомер является эффективным, когда текучая среда содержит достаточно большое количество жидкой фазы.

Однако, если объемное отношение газообразной фазы к общему объему (GVF) является очень большим, в частности, когда это отношение превышает 90%, точность расходомера снижается, в частности, для расхода жидкости.

В режиме потока этого типа, называемого «влажным газом» или «wet gas», жидкая фаза обычно распределяется в виде кольцевой оболочки, входящей в контакт со стенкой трубопровода, а газообразная фаза циркулирует с большей скоростью в центральной части, ограниченной кольцевой оболочкой.

Настоящее изобретение призвано предложить способ определения расходов газообразной фазы и жидкой фазы, проходящих через многофазный расходомер, который отличается высокой точностью, в частности, когда газообразная фаза присутствует в намного большей пропорции.

В связи с этим объектом настоящего изобретения является способ вышеупомянутого типа, отличающийся тем, что этап оценки первого расхода и второго расхода содержит следующие фазы:

(а1) вычисление количества жидкой фазы, присутствующей в центральной части с высоким содержанием газа, по отношению к общему количеству жидкой фазы в горловине в зависимости, по меньшей мере, от величины истечения многофазной текучей среды в горловине и от первого набора параметров, зависящих от геометрии трубки Вентури и не зависящих от первого расхода и от второго расхода,

(а2) вычисление первого расхода и второго расхода в зависимости от количества жидкой фазы, присутствующей в центральной части, вычисленного во время первой фазы (а1).

Способ в соответствии с настоящим изобретением может содержать один или нескольких из следующих отличительных признаков:

- величина истечения текучей среды, проходящей в горловине, является функцией числа Вебера многофазной текучей среды, при этом фаза (а1) содержит вычисление числа Вебера многофазной текучей среды, циркулирующей в горловине;

- фаза (а1) содержит вычисление числа Вебера, скорректированного в зависимости от числа Вебера многофазной текучей среды, и числа Рейнольдса преимущественно жидкой оболочки, при этом скорректированное число Вебера является величиной истечения многофазной текучей среды, циркулирующей в горловине;

- способ содержит предварительный этап калибровки первого набора параметров, содержащий следующие фазы:

(b1) последовательное введение в циркуляцию через горловину множества проб многофазной текучей среды, содержащей первый известный расход газообразной фазы и второй известный расход жидкой фазы, при этом каждая проба имеет, по меньшей мере, первый расход или второй расход, отличный от остальных проб,

(b2) для каждой пробы многофазной текучей среды - вычисление величины или каждой величины истечения многофазной текучей среды в горловине и количества жидкой фазы, присутствующей в преимущественно газообразной центральной части, по отношению к общему количеству жидкой фазы в горловине независимо от величины или каждой величины истечения многофазной текучей среды в горловине;

(b3) корреляция между количеством жидкой фазы, присутствующей в преимущественно газообразной центральной части, по отношению к общему количеству жидкой фазы в горловине, и величиной или каждой величиной истечения многофазной текучей среды в горловине для определения параметров первого набора параметров;

- этап оценки расходов содержит:

(с1) вычисление величины коэффициента трения преимущественно жидкой оболочки на стенке, ограничивающей трубку Вентури, в зависимости от величины истечения преимущественно жидкой оболочки на стенке и от второго набора параметров, зависящих от геометрии трубки Вентури и не зависящих от первого расхода и от второго расхода;

- величину истечения преимущественно жидкой оболочки вычисляют в зависимости от числа Рейнольдса преимущественно жидкой оболочки;

- фаза (b3) содержит:

- для каждой пробы многофазной текучей среды - вычисление величины истечения преимущественно жидкой оболочки на стенке и коэффициента трения преимущественно жидкой оболочки на стенке, независимо от величины истечения преимущественно жидкой оболочки на стенке,

- определение параметров второго набора;

- вычисление количества жидкой фазы в преимущественно газообразной центральной части в зависимости от величины коэффициента трения преимущественно жидкой оболочки на стенке; и

- регулировка параметров первого набора параметров для минимизации погрешности корреляции между количеством жидкой фазы, присутствующей в преимущественно газообразной центральной части, по отношению к общему количеству жидкой фазы в горловине и величиной или каждой величиной истечения многофазной текучей среды в горловине;

- этап оценки расхода содержит (с1) вычисление величины коэффициента трения на границе раздела между преимущественно газообразной центральной частью и преимущественно жидкой оболочкой в зависимости от величины истечения преимущественно газообразной центральной части в горловине, и третьего набора параметров, зависящих от геометрии трубки Вентури и не зависящих от первого расхода и от второго расхода;

- вычисление коэффициента трения на границе раздела содержит вычисление упрощенного коэффициента трения на основании третьего набора параметров и числа Рейнольдса преимущественно газообразной центральной части в горловине и вычисление скорректированного коэффициента трения, характеризующего неровности границы раздела между оболочкой с высоким содержанием жидкости и преимущественно газообразной центральной частью на основе упрощенного коэффициента трения и четвертого набора параметров;

- этап оценки первого расхода и второго расхода содержит вычисление массового расхода в трубке Вентури в зависимости от общей плотности многофазной текучей среды, корректируемой в зависимости от количества жидкой фазы в центральной части с высоким содержанием газа, вычисленного на этапе (а1);

- этап вычисления общего массового расхода содержит этап вычисления константы, пропорциональной квадратному корню из произведения скорректированной общей плотности и величины измеренной разности давления, при этом константу вычисляют в зависимости от количества жидкой фазы, присутствующей в преимущественно газообразной центральной части, по отношению к общему количеству жидкой фазы в горловине, вычисленному во время фазы (а1), и величины коэффициента трения между стенкой и преимущественно жидкой оболочкой; и

- константу вычисляют также в зависимости от величины коэффициента сжатия преимущественно газообразной центральной части, циркулирующей в горловине.

Настоящее изобретение будет более очевидно из нижеследующего описания, представленного исключительно в качестве примера, со ссылками на прилагаемые чертежи, на которых:

фиг.1 - вид в разрезе по центральной вертикальной плоскости трубки Вентури первого многофазного расходомера, предназначенного для применения способа в соответствии с настоящим изобретением.

Фиг.2 - блок-схема основных этапов фазы калибровки способа в соответствии с настоящим изобретением.

Фиг.3 - детализированная блок-схема отдельного этапа фазы калибровки, описанной в блок-схеме на фиг.2.

Фиг.4 - блок-схема фазы измерения индивидуальных объемных расходов газообразной фазы и жидкой фазы во время цикла измерения.

Фиг.5 - детализированная блок-схема отдельного этапа фазы измерения, описанной в блок-схеме на фиг.4.

В дальнейшем тексте описания термины «вход» и «выход» следует рассматривать относительно нормального направления циркуляции текучей среды в трубопроводе.

На фиг.1 показано устройство 10 измерения расхода текучей среды 12, циркулирующей в трубопроводе 14 установки производства текучей среды, такой как скважина добычи углеводородов.

Текучая среда 12 содержит жидкую фазу и газообразную фазу. В этом примере объемное отношение газообразной фазы к общему объему текучей среды 12, циркулирующей в трубопроводе 14, обозначаемое английским термином «Gas Volume Fraction» или «GVF», предпочтительно превышает 90%. Текучая среда 12 содержит преимущественно жидкую кольцевую оболочку 16, циркулирующую в контакте со стенкой, ограничивающей трубопровод 14, и преимущественно газообразную центральную часть 18, циркулирующую в центре оболочки 16. Эти условия обычно называют термином «кольцевой поток».

Трубопровод 14 проходит, например, вертикально на выходе скважины установки производства углеводородов (не показана). Текучая среда 12 циркулирует в трубопроводе 14 вдоль вертикальной оси А-А' напротив устройства 10.

Преимущественно газообразная центральная часть 18 содержит часть жидкой фазы, в частности, в виде капель 19, диспергированных в газе.

Вблизи устройства 10 измерения трубопровод 14 ограничивает трубку Вентури 20, содержащую входной нижний участок 22 с внутренним диаметром D, выходной верхний участок 24 с внутренним диаметром по существу равным D и, между входным участком 22 и выходным участком 24, горловину 26 трубки Вентури с диаметром d, меньшим диаметра D. Отношение β диаметра d к диаметру D составляет, например, от 0,4 до 0,8.

Устройство 10 измерения содержит датчик 28 измерения дифференциального давления Δр текучей среды между входной частью 22 и горловиной 26, датчик 30 измерения общего газового скопления Гg и вычислительное устройство 32, выполненное с возможностью оценки общего массового расхода ωt текучей среды, проходящей через трубопровод 14, и индивидуальных объемных расходов qg, ql газообразной фазы и жидкой фазы на основании вычислительной модели.

Датчик 30 измерения общего газового скопления Гg, называемого также английским термином «gas hold-up», содержит в этом примере источник 34 излучения γ-лучей, установленный с одной стороны трубопровода 14 в горловине 20, и детектор 36 приема γ-лучей после их прохождения через горловину 20 в текучей среде. Детектор 36 установлен напротив источника 34 с другой стороны трубопровода 14.

Излучаемые источником γ-лучи проходят через текучую среду в поперечном направлении между источником 34 и детектором 36.

Датчик 30 позволяет определить общее линейное скопления газа Гg, соответствующее однородному потоку текучей среды, при помощи нижеследующего уравнения (1):

в котором n0 является числом отсчетов, измеренным в пустом пространстве в отсутствие текучей среды,

n является числом отсчетов, принятых детектором 36,

λg - линейное ослабление чистого газа, и

λl - линейное ослабление чистой жидкости.

Вычислительное устройство 32 содержит модель вычисления первого объемного расхода qg газообразной фазы, циркулирующей в трубопроводе 14, второго объемного расхода ql жидкой фазы, циркулирующей в трубопроводе 14, на основании измеренной разности давления Δр и общего линейного скопления газа Гg, полученных при помощи датчиков 28, 30.

Как будет показано ниже, модель основана на вычислении дисперсной доли ed жидкой фазы в преимущественно газообразной центральной части 18. Эта доля ed является отношением массового расхода жидкости, которая циркулирует в центральной части 18, к общему массовому расходу жидкости, которая циркулирует в трубопроводе 14.

Согласно изобретению, отношение ed вычисляют в зависимости от величины истечения многофазной текучей среды 12 и от первого набора параметров р3, р4, которые зависят от геометрической конфигурации трубки Вентури 20, независимо от расходов жидкости ql и газа qg, проходящих через трубопровод 14, при помощи первого уравнения, связывающего эти величины.

Предпочтительно отношение ed вычисляют при помощи следующего уравнения (2):

(2) ed=p3×log(We')+p4

где р3 и р4 являются параметрами первого набора параметров, и (We') является измененным числом Вебера, которое зависит от числа Вебера (We) текучей среды 12, циркулирующей в горловине 26, от числа Рейнольдса Ref преимущественно жидкой оболочки 16 и от неразмерного параметра εр разности плотности, которые определяют при помощи уравнения (3) и уравнения (4).

(3) We'=We×ερ-3/2×Ref1/2

(4) ερ=(ρlg)/ρl

где ρl является плотностью жидкой фазы, и ρg является плотностью газообразной фазы.

Число Вебера (We) определяют уравнением:

где r является входным радиусом трубки Вентури, σ является поверхностным натяжением между газом и жидкостью, ρс является плотностью центральной части 18 и jg является поверхностной скоростью газа.

Предпочтительно модель содержит также вычисление коэффициента трения стенки cw, который зависит от величины истечения оболочки 16 в горловине 26, предпочтительно от числа Рейнольдса Ref оболочки 16 и от второго набора параметров р5, р6, которые зависят от геометрической конфигурации трубки Вентури 20, независимо от расходов жидкости ql и газа qg, проходящих через трубопровод 14, при помощи второго уравнения, связывающего эти величины.

Предпочтительно коэффициент трения стенки cw вычисляют при помощи уравнения (5).

(5) log(cw)=p5×log(Ref)+p6

Число Рейнольдса оболочки получают при помощи уравнения:

где r является радиусом горловины трубки Вентури, uf является средней скоростью пленки и ηl является динамической вязкостью жидкости.

Кроме того, модель содержит вычисление коэффициента трения газа cg, который зависит от величины истечения центральной части 18, предпочтительно от числа Рейнольдса Rec газообразной центральной части и от третьего набора р1, р2 параметров, которые зависят от геометрической конфигурации трубки Вентури 20, независимо от расходов жидкости ql и газа qg, проходящих через трубопровод 14, при помощи третьего уравнения, связывающего эти величины.

Предпочтительно коэффициент cg вычисляют при помощи уравнения (6).

(6) log(cg)=p1×log(Rec)+p2

Число Рейнольдса центральной части получают при помощи уравнения:

где ρс является плотностью центральной части, hc является радиусом центральной части на входе трубки Вентури, uc является средней скоростью центральной части, uf является средней скоростью пленки и ηс является динамической вязкостью центральной части.

В предпочтительном варианте выполнения модель учитывает нестабильность на границе раздела между центральной частью 18 и оболочкой 16. В этом варианте выполнения коэффициент трения ci на границе раздела между центральной частью 18 и оболочкой 16 вычисляют при помощи уравнения, связывающего его с коэффициентом трения cg газообразной центральной части при помощи четвертого набора параметров w1, w2, которые зависят от геометрической конфигурации трубки Вентури 20, независимо от расходов жидкости ql и газа qg, проходящих через трубопровод 14, при помощи четвертого уравнения, связывающего эти величины.

Предпочтительно это уравнение записывают следующим образом:

где hf является высотой пленки в горловине 26, d является диаметром горловины 26, ug является общей скоростью газа в центральной части 18 и ugc является критической скоростью газа, необходимой для инициирования волн неравномерных широких амплитуд на границе раздела, показанных в увеличенном виде на фиг.1.

Кроме того, модель, присутствующая в вычислительном устройстве 32, основана на записи упрощенного правила скольжения, которое вытекает из равновесия между переносом количества движения на границе раздела между центральной частью 18 и оболочкой 16, с одной стороны, и переносом количества движения на границе раздела между оболочкой 16 и стенкой трубопровода 14, с другой стороны, при этом понятиями инерции и силы тяжести можно пренебречь.

Это правило можно записать в виде следующего уравнения:

в котором xf является отношением массового расхода ωf жидкости в оболочке 16 к общему массовому расходу ωt текучей среды, циркулирующей в трубопроводе 14, и хс является отношением массового расхода ωс жидкости в центральной части 18 к общему массовому расходу ωt текучей среды, циркулирующей в трубопроводе 14, αс является действительным скоплением центральной части и αf является действительным скоплением пленки. Соотношения массовых расходов xf, xc, в свою очередь, зависят от коэффициента ed, что будет показано ниже.

Далее со ссылками на фиг.2-5 следует описание примера способа определения расходов qg, ql в соответствии с настоящим изобретением.

Первоначально этот способ содержит фазу калибровки, показанную на фиг.2 и 3, для определения параметров p1-p6, w1 и w2 для данной геометрии трубопровода 14 на основании проб текучей среды с известными расходами. Затем способ содержит фазу непрерывного измерения соответствующих неизвестных индивидуальных расходов ql и qg газообразной фазы и жидкой фазы текучей среды 12, циркулирующей в трубопроводе 14, показанную на фиг.4 и 5.

В фазе калибровки в трубопровод 14 вводят множество проб i многофазных текучих сред 12, предпочтительно имеющих соотношение GVF, превышающее 90%, и множество известных расходов жидкости ql(i) и множество известных расходов газа qg(i), для их прохождения через расходомер 20.

Для каждой известной пробы i экспериментально определяют соответствующие значения плотности ρl(i), ρg(i) жидкой фазы и газообразной фазы, а также значения динамической вязкости ηl(i), ηg(i).

Затем, как показано на этапе 50 на фиг.2, при помощи датчика 28 производят измерение разности давления Δp(i) и при помощи датчика 30 производят измерение однородного скопления газа Гg(i) для каждой пробы, соответствующей известной паре ql(i), qg(i).

Затем при помощи вычислительного устройства 32 определяют параметры p1-p6, w1 и w2, общие для всех проб.

Для этого на этапе 52 параметры третьего набора p1, p2 и четвертого набора w1, w2, определенные уравнениями (5), (6) и (7), инициализируют по выбранному первоначальному значению. Этими значениями являются, например, р1=-1, р2=-0,5, w1=0, w2=1. Значения ci и cw тоже инициализируют по заданному значению, например, равному 0,005.

После этого на этапе 54 осуществляют итеративный цикл оптимизации параметров р5, р6 второго набора, как показано на фиг.3.

При каждой итерации цикл 54 на этапе 56 содержит этап вычисления соотношения ed(i) при помощи закона скольжения для каждой пары расходов (ql(i); qg(i).

Как было указано выше, этот закон скольжения основан на равновесии между переносами массы между границей раздела и стенкой в соответствии с уравнением (8).

В уравнении (8) соотношения xf и xc определяются уравнениями:

(9) xfft

и

(10) xcсt

αс является действительным скоплением газа в центральной части 18, которое определяют уравнением:

и ρс определяют уравнением:

в котором αg вычисляют на основании скопления газа Гg в однородной текучей среде при помощи уравнения (12).

Исходя из этого, уравнение (8) можно переписать как уравнение

в котором Qg является соотношением расходов, определяемым уравнением

(12ter) Qg=qg/ql

Ag является соотношением скоплений, определяемым уравнениями

(13) Aggl

Rg является соотношением, определяемым уравнением

(14) Rggl

и Ng является соотношением, определяемым уравнением (15)

(15) Nggl

в котором ηg является динамической вязкостью газа, а ηl является динамической вязкостью жидкости.

После вычисления ed(i) для каждой пары известных значений qg(i), ql(i) на этапе 58 вычисляют количество xf и количество αf.

Для этого количество xf определяют уравнением:

и количество αf определяют уравнением:

(16bis) αf=1-αc

где αc вычисляют при помощи уравнения (11), а αg вычисляют при помощи уравнения (12).

После этого на этапе 60 для каждой пробы i вычисляют количество cw(i) при помощи уравнения

для каждой пробы i, которая связывает общий расход wt текучей среды в трубопроводе 14 со скорректированной разностью давления Δρ', с общей оценочной плотностью с помощью константы пропорциональности С. ∈, с сечением горловины а1.

Это уравнение получают в результате интегрирования уравнений Навье-Стокса по длине трубки Вентури.

Уравнение (18) дает общую оценочную плотность в зависимости от xf и xc

Уравнение (19) дает разность динамического давления Δρ' в зависимости от измеренной разности давления Δρ и от корректировочного параметра для учета силы тяжести.

(19) Δρ'=Δρ+(αfρicρc)gΔz

Уравнение (20) дает константу пропорциональности, где С является коэффициентом разгрузки, а ∈ является коэффициентом сжатия.

В этих уравнениях Δz является высотой между двумя точками замера давления 28 и Kw является площадью стенки, поделенной на объем трубки Вентури, а ρg,0 является плотностью газа на входе трубки Вентури.

Чтобы учесть коэффициент сжатия газа во время его прохождения через горловину, при помощи уравнения (21) определяют член ξg.

в котором:

(22) Xggl

(23) δp=(1-p1/p0)/(1/β4-1)

Член К является политропным коэффициентом, вычисленным с массовыми расходами газа и жидкости ωg, ωl, удельными емкостями газа и жидкости cv,g, cv,l и показателем изэнтропии γ из уравнения (24), и члены р1 и р0 являются соответствующими давлениями в горловине и на входе горловины.

После вычисления cw(i) для каждой пары ql(i), qc(i) на этапе 62 вычисляют числа Рейнольдса Rec(i) центральной части 18 и Ref(i) оболочки 16.

Число Рейнольдса Rec(i) центральной части вычисляют в зависимости от ed при помощи уравнения:

Число Рейнольдса Ref(i) оболочки 16 вычисляют для каждой пары проб i в зависимости от ed при помощи уравнения:

в котором r0 является входным радиусом горловины.

Получают множество пар (cw(i); Ref(i)), связывающих коэффициент трения оболочки на стенке трубопровода 14 с числом Рейнольдса оболочки.

На этапе 64 при помощи следующего уравнения производят линейную регрессию

(27) log(cw)=p5×log(Ref)+p6

для вычисления коэффициентов р5 и р6 на основе пар (cw(i); Ref(i)), связанных с каждой парой расходов.

Затем на этапе 66 при помощи уравнения (12bis) вычисляют коэффициент ci(i) в зависимости от Rec(i), ed(i), Qg(i) и Гg(i). Для этого при помощи уравнения (25) вычисляют Rec(i) в зависимости от ed(i) и Qg(i). После этого вычисляют коэффициент cg(i) на основе корреляции уравнения (6) в зависимости от Rec(i) и коэффициентов р1 и р2. Затем вычисляют коэффициент αс при помощи уравнения (11). После этого определяют коэффициент при помощи уравнения:

При этом на основе коэффициентов w1 и w2 и уравнения (7) вычисляют коэффициент ci(i).

На этапе 68 вычисляют разности |Δр5| и |Δр6| между коэффициентами р5 и р6, полученными на этапе 64 во время этой итерации цикла 54, и коэффициентами р5 и р6, полученными во время предыдущей итерации цикла.

Если, по меньшей мере, одна из разностей |Δр5| и |Δр6| превышает заданный коэффициент схождения, например, 10-6, производят новую итерацию, возвращаясь на этап 56.

Если значение каждой из этих разностей меньше заданного коэффициента схождения, цикл 54 завершают, и осуществляют этап 70.

На этапе 70 производят оценку погрешности εw, допущенной на коэффициентах cw во время линейной регрессии, произведенной на этапе 64.

Эту погрешность εw вычисляют, например, при помощи уравнения (28).

На этапе 72 производят тест оптимизации этой погрешности εw.

Если погрешность εw превышает заданное оптимизированное значение, на этапе 74 изменяют коэффициенты р1, р2, w1 и w2, например, путем понижения через градиент.

При этом для вычисления новых коэффициентов р5, р6 осуществляют новую итерацию цикла 54, используя коэффициенты р5 и р6, полученные во время предыдущей итерации, для инициализации цикла на этапе 56.

Если погрешность εw меньше заданного оптимизированного значения, цикл оптимизации коэффициентов р1, р2, w1 и w2 останавливают.

После этого для каждой пары расходов gl(i), qg(i) получают коэффициенты ed(i), и измененное число Вебера, We'(i), которое было вычислено при помощи уравнения (3), вычисляют на основе числа Вебера, определяемого при помощи уравнения:

После этого на этапе 76 путем линейной регрессии вычисляют коэффициенты р3 и р4.

Таким образом, во время фазы калибровки получают полный набор параметров р16 и w1, w2.

Это позволяет вычислить величины ed, cg, cw, ci в зависимости от этих параметров и величин истечения текучей среды в трубопроводе во время фазы измерения в соответствии с уравнениями (2), (5), (6) и (7), что будет подробно пояснено ниже.

После завершения фазы калибровки осуществляют фазу измерения с текучей средой 12 неизвестного расхода, циркулирующей в трубопроводе 14. Это измерение можно производить периодически через интервалы, составляющие, например, от 5 до 15 минут.

Как и в предыдущем случае, на этапе 80 при помощи датчика 28 измеряют разность давления Δр и при помощи уравнения (1) вычисляют общее скопление газа Гg на основании измерения, произведенного датчиком 30.

Затем на этапе 82 инициализируют параметры ed, cw и ci, придав им заданное значение.

Это значение равно, например, 0,5 для ed, 0,05 для cw и 0,08 для ci.

Затем осуществляют цикл 84 итераций для определения соответствующих расходов ql и qg.

Этот цикл 84 начинается с этапа вычисления соотношения Qg, определяемого уравнением (12ter), путем его вычисления на основе уравнения (12bis) на этапе 86.

Затем на этапе 88 осуществляют цикл итерации для вычисления общего массового расхода ωt.

Этот цикл 88 описан со ссылками на фиг.5. Он начинается с фазы вычисления ωt при помощи уравнения (17) в комбинации с уравнениями (18)-(20) (этап 90) с использованием значений ed, cw и ci.

На этапе 92 вычисляют объемный расход жидкости ql при помощи уравнения:

(30) qlt/(1+1/(RgQg))

и на этапе 94 при помощи уравнения (26) вычисляют число Рейнольдса Ref пленки.

Затем на этапе 96 при помощи уравнения (5) вычисляют коэффициент cw, используя параметры р5 и р6, определенные во время фазы калибровки.

Затем на этапе 98 осуществляют тест схождения на разности |Δωt| между значением ωt, вычисленным на этапе 90 во время этой итерации цикла 84, и значением ωt, вычисленным во время предыдущей итерации цикла 84.

Если эта разность |Δωt| превышает заданное значение схождения, например, равное 10-6, на цикле 84 осуществляют новую итерацию, возвращаясь на этап 90 и используя значение cw, вычисленное на этапе 96.

Если эта разность |Δωt| меньше значения схождения, цикл 84 завершают и на этапе 100 извлекают значения ωt и cw.

Затем, как показано на фиг.4, на этапе 102 при помощи уравнения (29) в комбинации с уравнениями (3), (4) и (26) вычисляют скорректированное число Вебера We'.

Затем вычисляют число Рейнольдса Rec центральной части 18 при помощи уравнения (25) в комбинации с уравнением

(31) qgt/(ρl(1+RgQg))

На этапе 104 вычисляют коэффициенты ed и ci, соответственно при помощи корреляций, определенных уравнением (2) и комбинацией уравнений (6) и (7), в которых параметры р16 и w1, w2 вычислены во время фазы калибровки.

На этапе 106 используют уравнения (30), (31) для вычисления расходов qg и ql.

На этапе 108 проводят тест на соответствующих разностях |Δql| и |Δqg| между значениями qg, ql, вычисленными на этапе 106 во время этой итерации цикла 84, и соответствующими значениями qg, ql, вычисленными во время предыдущей итерации цикла 84.

Если, по меньшей мере, одна из разностей |Δql| и |Δqg| превышает определенный коэффициент схождения, например, равный 10-6, осуществляют новую итерацию цикла 84, возвращаясь на этап 86 и используя новые полученные значения ed, cw и ci.

Если эти разности |Δql| и |Δqg| меньше заданного коэффициента схождения, цикл 84 останавливают и извлекают коэффициенты ql и qg для индикации, например, на вычислительном устройстве 34 со значением общего массового расхода ωt.

В первом варианте границу раздела между преимущественно жидкой оболочкой 16 и преимущественно газообразной центральной частью 18 считают гладкой. В этом случае коэффициент трения ci на границе раздела равен коэффициенту трения газа cg, и параметры w1 и w2 равны 0 на всех этапах способа.

В другом варианте коэффициент сжатия газа ξg в уравнении (20) считают нулевым во время всего способа, поэтому уравнения (21)-(24) не применяют.

Полученные погрешности на общем массовом расходе ωt и на индивидуальных объемных расходах газа и жидкости qg, ql для текучей среды, циркулирующей под давлением более 25 бар в трубопроводе 14 через устройство 10 измерения, приведены в нижеследующей таблице 1.

Таблица 1
Общий массовый расход, (ωt) ±1,6%
Объемный расход газа, (qg) ±2,1%
Объемный расход жидкости, (ql) 90%<GVF<97%
±3,2%
90%<GVF<99%
±7%
90%<GVF<100%
±10м3/сутки

Как видно из этой таблицы, использование модели оценки отношения ed массы жидкости, циркулирующей в центральной части 18, в зависимости от We' истечения текучей среды 12 в трубопроводе 14, позволяет получить отличную точность на оценочном значении объемного расхода газа qg и объемного расхода жидкости ql даже при повышенных значениях GVF, близких к 100%.

Эта оценка количества ed, произведенная в комбинации с оценкой коэффициента трения ci на границе раздела между центральной частью 18 и оболочкой 16 и коэффициента трения cw между оболочкой 16 и стенкой трубопровода 14, тоже способствует повышению точности измерения.

Точное определение общего массового расхода ωt при помощи уравнений (18)-(20) позволяет также лучше учитывать физические явления, происходящие в трубопроводе 14, для повышения точности измерения.

1. Способ определения первого расхода (qg) газообразной фазы и второго расхода (q1), по меньшей мере, одной жидкой фазы, присутствующих в многофазной текучей среде (12), циркулирующей в трубопроводе (14), при этом способ содержит следующие этапы, при которых:
циркулируют многофазную текучую среду (12) через горловину (26) трубки Вентури (20), ограниченную трубопроводом (14), при этом многофазная текучая среда, по существу, образует в горловине (26) центральную часть (18) с высоким содержанием газа и оболочку (16) с высоким содержанием жидкости;
измеряют разность давления (Δр) текучей среды в горловине (26);
измеряют величину (Гg), характеризующую относительную площадь, занимаемую газообразной фазой, по отношению к общей площади на поперечном сечении горловины (26);
оценивают первый расход (qg) и второй расход (q1) с использованием измеренной разности давления (Δр) и величины (Гg), характеризующей относительную площадь, занимаемую измеренной газообразной фазой, причем оценка первого расхода (qg) и второго расхода (q1) дополнительно содержит следующее:
(a1) вычисление количества (ed) жидкой фазы, присутствующей в центральной части (18) с высоким содержанием газа, по отношению к общему количеству жидкой фазы в горловине (26) в зависимости от, по меньшей мере, одной величины (We') истечения многофазной текучей среды (12) в горловине (26) и от первого набора параметров (р3, р4), зависящих от геометрии трубки Вентури (20) и не зависящих от первого расхода (qg) и от второго расхода (q1),
(а2) вычисление первого расхода (qg) и второго расхода (q1) в зависимости от количества (ed) жидкой фазы, присутствующей в центральной части, вычисленного во время фазы (a1).

2. Способ по п.1, в котором величина (We') истечения текучей среды, проходящей в горловине (26), является функцией числа Вебера (We) многофазной текучей среды (12), при этом (a1) содержит вычисление числа Вебера (We) многофазной текучей среды (12), циркулирующей в горловине (26).

3. Способ по п.2, в котором (a1) содержит вычисление числа Вебера (We'), скорректированного в зависимости от числа Вебера (We) многофазной текучей среды (12), и числа Рейнольдса (Ref) преимущественно жидкой оболочки (16), при этом скорректированное число Вебера (We') является величиной истечения многофазной текучей среды (12), циркулирующей в горловине (26).

4. Способ по любому из предыдущих пунктов, дополнительно содержащий предварительный этап калибровки первого набора параметров (р3, р4), причем предварительный этап содержит следующие фазы:
(b1) последовательное введение в циркуляцию через горловину (26) множества проб многофазной текучей среды, содержащей первый известный расход (qg(i)) газообразной фазы и второй известный расход (q1(i)) жидкой фазы, при этом каждая проба имеет, по меньшей мере, первый расход или второй расход, отличный от остальных проб,
(b2) для каждой пробы многофазной текучей среды - вычисление величины или каждой величины (We') истечения многофазной текучей среды в горловине (26) и количества (ed) жидкой фазы, присутствующей в преимущественно газообразной центральной части, по отношению к общему количеству жидкой фазы в горловине (26) независимо от величины или каждой величины (We') истечения многофазной текучей среды в горловине (26);
(b3) корреляция между количеством (ed) жидкой фазы, присутствующей в преимущественно газообразной центральной части, по отношению к общему количеству жидкой фазы в горловине (26), и величиной или каждой величиной (We') истечения многофазной текучей среды в горловине (26) для определения первого набора параметров (р3, р4).

5. Способ по п.1, отличающийся тем, что этап оценки расходов содержит: (c1) вычисление величины коэффициента трения (cw) преимущественно жидкой оболочки (16) на стенке, ограничивающей трубку Вентури, в зависимости от величины (Ref) истечения преимущественно жидкой оболочки (16) на стенке и от второго набора параметров (р5, р6), зависящих от геометрии трубки Вентури и не зависящих от первого расхода и от второго расхода.

6. Способ по п.5, в котором величину (Ref) истечения преимущественно жидкой оболочки (16) вычисляют в зависимости от числа Рейнольдса преимущественно жидкой оболочки (16).

7. Способ по одному из пп.5 или 6, в котором для каждой пробы многофазной текучей среды фаза (b3) дополнительно содержит:
вычисление величины (Ref) истечения преимущественно жидкой оболочки (16) на стенке и коэффициента трения (cw) преимущественно жидкой оболочки (16) на стенке, независимо от величины (Ref) истечения преимущественно жидкой оболочки (16) на стенке,
определение параметров (р5, р6) второго набора;
вычисление количества (ed) жидкой фазы в преимущественно газообразной центральной части в зависимости от величины коэффициента трения (cw) преимущественно жидкой оболочки на стенке; и
регулировка параметров (р3, р4) первого набора параметров для минимизации погрешности в корреляции между количеством (ed) жидкой фазы, присутствующей в преимущественно газообразной центральной части, по отношению к общему количеству жидкой фазы в горловине и величиной или каждой величиной (We') истечения многофазной текучей среды в горловине (26).

8. Способ по п.1, в котором этап оценки расхода содержит:
(cl) вычисление величины коэффициента трения (ci) на границе раздела между преимущественно газообразной центральной частью и преимущественно жидкой оболочкой в зависимости от величины (Rec) истечения преимущественно газообразной центральной части (18) в горловине (26), и третьего набора параметров (р1, р2), зависящих от геометрии трубки Вентури и не зависящих от первого расхода (qg) и от второго расхода (q1).

9. Способ по п.8, в котором вычисление коэффициента трения (ci) на границе раздела содержит вычисление упрощенного коэффициента трения (cg) на основании третьего набора параметров (р1, р2) и числа Рейнольдса (Rec) преимущественно газообразной центральной части (18) в горловине (26) и вычисление скорректированного коэффициента трения (ci), характеризующего неровности границы раздела между оболочкой с высоким содержанием жидкости и преимущественно газообразной центральной частью (18) на основе упрощенного коэффициента трения (cg) и четвертого набора параметров (w1, w2).

10. Способ по п.1, в котором этап оценки первого расхода (qg) и второго расхода (q1) содержит вычисление массового расхода (ωt) в трубке Вентури (20) в зависимости от общей плотности ( ) многофазной текучей среды, корректируемой в зависимости от количества (ed) жидкой фазы в центральной части с высоким содержанием газа, вычисленного на этапе (a1).

11. Способ по п.10, в котором этап вычисления общего массового расхода (ωt) содержит этап вычисления константы (С.∈), пропорциональной квадратному корню из произведения скорректированной общей плотности ( ) и величины измеренной разности давления (Δр), при этом константу (С.∈) вычисляют в зависимости от количества (ed) жидкой фазы, присутствующей в преимущественно газообразной центральной части, по отношению к общему количеству жидкой фазы в горловине (26), вычисленному во время фазы (a1), и величины (cw) коэффициента трения между стенкой и преимущественно жидкой оболочкой.

12. Способ по п.11, в котором константу (С.∈) вычисляют также в зависимости от величины коэффициента сжатия (ξg) преимущественно газообразной центральной части, циркулирующей в горловине.



 

Похожие патенты:

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).

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 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. .
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.

Предложенная группа изобретений относится к средствам измерения расхода смеси многофазной жидкости, содержащей по меньшей мере одну газовую фазу и одну жидкую фазу. Заявленный расходомер содержит участок трубы и измерительный участок, через которые поступает смесь. Расходомер также содержит устройство измерения фракции, адаптированное для оценки репрезентативной фракции газовой фазы и/или жидкой фазы смеси, проходящей на уровне измерительного участка. Кроме того, расходомер предпочтительно содержит по меньшей мере один ультразвуковой датчик, установленный для оценки характеристики, такой как толщина пленки жидкости или ее скорость, части жидкой фазы, поступающей в виде пленки жидкости вдоль стенки участка трубы. Характеристика предпочтительно используется для коррекции расчетной репрезентативной фракции газовой фазы и/или жидкой фазы, когда газовая фаза проходит в ядре участка трубы, часть жидкой фазы частично проходит в виде пленки жидкости вдоль стенки участка трубы, а другая часть жидкой фазы частично проходит в виде капель жидкости в ядре участка трубы. Указанный расходомер реализует соответствующий способ измерения расхода. Предложенная группа изобретений позволяет определить расход двухфазовой смеси без разделения потока на отдельные фазы. 2 н. и 18 з.п. ф-лы, 6 ил.

Изобретение относится к добыче скважинного флюида, в частности к способу измерения мультифазного потока флюида с использованием расходомера. Техническим результатом является повышение точности измерения мультифазного потока флюида. Способ включает определение многофазного потока в расходомере путем измерения давления флюида в расходомере и использования измеренного давления для расчета плотности потока. Общий расход через расходомер определяется на основе рассчитанной плотности и PVT анализа флюида. Скорректированный общий массовый расход подсчитывается с использованием методики коррекции на скольжение жидкость/газ. Значения расхода также корректируются с учетом коэффициента расхода при истечении, изменяющегося с изменениями числа Рейнольдса для флюида. Газовая и нефтяная фракции могут быть определены по скорректированному общему массовому расходу и величине газовой фракции. 2 н. и 14 з.п. ф-лы, 4 ил., 1 табл.
Наверх