Объемный двухфазный расходомер газожидкостной смеси и система измерения расхода многофазного потока



Объемный двухфазный расходомер газожидкостной смеси и система измерения расхода многофазного потока
Объемный двухфазный расходомер газожидкостной смеси и система измерения расхода многофазного потока
Объемный двухфазный расходомер газожидкостной смеси и система измерения расхода многофазного потока
Объемный двухфазный расходомер газожидкостной смеси и система измерения расхода многофазного потока
Объемный двухфазный расходомер газожидкостной смеси и система измерения расхода многофазного потока
Объемный двухфазный расходомер газожидкостной смеси и система измерения расхода многофазного потока
Объемный двухфазный расходомер газожидкостной смеси и система измерения расхода многофазного потока
Объемный двухфазный расходомер газожидкостной смеси и система измерения расхода многофазного потока
Объемный двухфазный расходомер газожидкостной смеси и система измерения расхода многофазного потока
Объемный двухфазный расходомер газожидкостной смеси и система измерения расхода многофазного потока
Объемный двухфазный расходомер газожидкостной смеси и система измерения расхода многофазного потока
Объемный двухфазный расходомер газожидкостной смеси и система измерения расхода многофазного потока
Объемный двухфазный расходомер газожидкостной смеси и система измерения расхода многофазного потока
Объемный двухфазный расходомер газожидкостной смеси и система измерения расхода многофазного потока
Объемный двухфазный расходомер газожидкостной смеси и система измерения расхода многофазного потока
Объемный двухфазный расходомер газожидкостной смеси и система измерения расхода многофазного потока
Объемный двухфазный расходомер газожидкостной смеси и система измерения расхода многофазного потока

 


Владельцы патента RU 2507484:

ОВАЛ КОРПОРЕЙШН (JP)

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.

 

ОБЛАСТЬ ТЕХНИКИ ИЗОБРЕТЕНИЯ

[] Данное изобретение относится к объемным двухфазным расходомерам газожидкостной смеси и системам измерения расхода многофазного потока. В частности, это двухфазный расходомер газожидкостной смеси, способный измерять расход потоков газа и жидкости газожидкостного двухфазного потока, включающего в себя жидкость и газ, текущие в трубопроводе. А также это система измерения расхода многофазного потока, которая включает в себя расходомер.

ПРЕДПОСЫЛКИ ИЗОБРЕТЕНИЯ

[] Нефть, добываемая, например, в месторождениях, расположенных в море, образует трехфазный газонефтеводный поток, который представляет собой поток нефти, включающий в себя и воду, и газ (далее называемый как «многофазный поток»). Нефть транспортируют к берегу под высоким давлением, без разделения фаз друг от друга. А далее происходит процесс извлечения нефтепродукта и процесс разделения и очистки. Нефть или газ транспортируют к местам их назначения после разделения и очистки, а воду направляют на осушительную утилизацию. Перед извлечением нефтепродукта измеряют поток для каждой фазы многофазной жидкости, если это необходимо для руководства разработкой месторождений и для управления порядком действий от нефтедобычи до погрузки в танкеры.

[] В рассмотренном выше случае используют метод, известный как традиционный метод измерения потока для мультифазного потока, согласно которому газ и жидкость отделяют друг от друга и далее измеряют расход потока каждого из них, когда каждый из них является однофазным потоком. Согласно этому, газ в многофазном потоке физически отделяют от жидкости, а когда жидкость включает в себя две жидкие фазы, берут образец жидкости, определяют пропорцию содержания каждой фазы в жидкости и рассчитывают расход потока каждой фазы. Общий однофазный измеритель потока используют для измерения потока газа и жидкости.

[] Однако при таком методе можно добиться высокой точности, только используя крупногабаритную и дорогостоящую газоотделительную аппаратуру. Следовательно, возрастает проблема, связанная с высокой стоимостью необходимого оборудования. Поэтому, чтобы исключить необходимость использования такой газоотделительной аппаратуры, измеритель потока газожидкостной смеси разработали и довели до серийного производства как продукт, позволяющий одновременно измерять расход потока жидкости и газа, выполняя измерения в многофазном потоке в том виде, в каком он существует без разделения на жидкую и газообразную фазы.

[] Многие из существующих измерителей потока газожидкостной смеси обычно измеряют суммарный газожидкостный поток QM, используя такой измеритель импульса потока, как труба Вентури, и измеряют коэффициент пропорциональности вклада газового потока в суммарный газожидкостный поток (далее называемый «газовой долей β»), используя гамма-излучение, электрические свойства, и т.п. Однако плотности газа и жидкости в газожидкостном двухфазном потоке существенно отличаются друг от друга и, следовательно, газ и жидкость стремятся отделиться друг от друга. Поэтому разность скоростей газа и жидкости становится значительной и схема течения (см. фигуры 16) резко изменяется в зависимости от величины доли газа. Следовательно, трудно для используемой вымышленной схемы с помощью измерителя импульса потока, и т.п. точно измерить суммарный газожидкостный поток QM. Что касается измерения газовой доли β, используя гамма-излучение, электрические свойства, и т.п., то его стоимость высока, и есть опасения относительно его влияния на человеческий организм, особенно в случае, когда используется гамма-излучение. А если используют электрические свойства, результаты измерений просто искажаются от содержащихся в жидкости солей и тяжелых металлов.

[] Что касается обычного измерителя потока газожидкостной смеси, то например, патентный документ № 1 описывает аппарат для измерения расхода потока газожидкостной двухфазной жидкости или газонефтеводной трехфазной жидкости, использующий один или несколько измерителей импульса потока и один объемный расходомер. Патентный документ № 2 описывает способ измерения расхода потока двухфазной жидкости (газ и жидкость), использующий турбинный расходомер. Патентный документ № 3 описывает способ измерения расхода потока трехфазной жидкости (газ, жидкость и другая жидкость) с помощью турбинного расходомера.

ДОКУМЕНТЫ ПРЕДШЕСТВУЮЩЕГО УРОВНЯ ТЕХНИКИ

Патентные документы

[]

Патентный документ 1: японская патентная публикация № 2790260

Патентный документ 2: японская патентная публикация № 2866021

Патентный документ 3: японская патентная публикация № 3678618

СУЩНОСТЬ ИЗОБРЕТЕНИЯ

Задача, решаемая с помощью данного изобретения

[] На фиг. 15 показана блок-схема многофазного расходомера, который выполняет измерения для двух фаз: газа и жидкости. На фиг. 15 блок измерения давления обозначен 101, блок измерения разности давлений обозначен 102, блок измерения температуры обозначен 103, блок объемного расходомера обозначен 104, ротор обозначен 105 и импульсный расходомер обозначен 106. Многофазный расходомер выполняет измерение угловой скорости ω ротора 105 с помощью объемного расходомера 104 и, таким образом, измеряет суммарный газожидкостный поток QM, а импульсный расходомер 106, установленный далее внутри потока, измеряет две разности ΔP1 и ΔP2 давлений с помощью блока измерения разности 102 давлений. Блок измерения давления 101 измеряет давление P с помощью блока расходомера 104. На фиг. 15 показано, как ΔP0 используется для пересчета этого давления P в давление (P-ΔP0) на входе в импульсный расходомер 106. Блоки измерения разности 102 давлений установлены в трех точках и измеряют разности ΔP0, ΔP1 и ΔP2 давлений. Суммарный газожидкостный поток QM вычисляют согласно следующим уравнениям.

[]

Суммарный газожидкостный поток: QM=QL+QG ... уравнение 1

Разность давлений: ΔP1=f1(QL, QG, ρL) ... уравнение 2

Разность давлений: ΔP2=f2(QL, QG, ρL) ... уравнение 3

В этих уравнениях QL - поток жидкости, QG - поток газа, а ρL - плотность жидкости.

[] Суммарный газожидкостный поток QM, поток жидкости QL и поток газа QG определяют, решая систему этих трех уравнений. Однако когда известна плотность жидкости ρL, нужно измерять разность давлений ΔP1. В случае измерений в среде из трех фаз нефти, воды и газа, отдельно от устройства, изображенного на фиг. 15, подключают измеритель влажности, измеряющий содержание водяного пара в нефти и воде (такой, как аппарат для измерения содержания воды в смеси жидкостей).

[] Первоочередными в выше приведенном случае являются следующие проблемы:

- ротор расходомера останавливается из-за попадания посторонних предметов, заклинивающих ротор;

- промежуток между ротором и внутренней поверхностью камеры расходомера столь узок, что для предотвращения заклинивания требуется фильтр с мелкоячеистой решеткой, и, следовательно, чтобы гарантировать необходимую площадь фильтрации, размер фильтра становится значительно больше размера расходомера, и, следовательно, стоимость установки велика;

- необходимо часто очищать фильтр и

- срок службы ротора мал.

Объемный расходомер измеряет количество газа и жидкости, заключенных между корпусом и ротором, и поэтому в соответствии с общепринятой технологией промежуток между корпусом и ротором должен быть малым (около 0,1 мм или меньше). Говорят, что объемные расходомеры имеют тенденцию быть причиной возникновения катастроф, когда ротор останавливается из-за оказавшегося в жидкости инородного тела, которое заклинивает между корпусом и ротором. Поэтому на предшествующем уровне развития техники расходомеров в приведенном выше случае фильтры необходимы.

[] У традиционного объемного расходомера имеются следующие недостатки: В каждой паре ведущий и ведомый роторы попеременно изменяют свое положение; поэтому развивается износ зубчатых поверхностей; и срок службы роторов мал. Аналогичную этой проблему можно решить, если заменить расходомер ультразвуковым или турбинным расходомером. Однако в таком случае точность измерений для суммарного потока газожидкостной смеси значительно снижается из-за влияния изменений структуры потока газа и жидкости, как показано на фиг. 16, описанной ниже.

[] Второй проблемой может оказаться то, что для измерения разности давлений используют измеритель импульса. Кратко опишем виды течений в горизонтальной трубе газожидкостного двухфазного потока. Известно, что двухфазный газожидкостный поток имеет несколько видов течений в зависимости от сочетания скоростей газа и жидкости. Эти виды течений (схемы течений) изображены на фигурах 16. На фиг. 16(A) показано слоистое течение. На фиг. 16(B) показано волнистое течение. На фиг. 16(C) показано кольцевое течение. На фиг. 16(D) показано пузырьковое или пробковое течение. На фиг. 16(E) показано пробковое течение. На фиг. 16(F) показано другое кольцевое течение, которое отличается от кольцевого течения на фиг. 16(C). На фиг. 16(G) показано пузырьковое течение. На фиг. 16(H) показано кольцевое распыленное течение.

[] Когда для измерения разности давлений используют измеритель импульса потока, плотности газа и жидкости двухфазного газожидкостного потока значительно отличаются друг от друга, и поэтому газ и жидкость стремятся отделиться друг от друга, и разность скоростей газа и жидкости становится значительной. В результате существенно изменяется вид течения двухфазного потока, как показано на фигурах 16, в зависимости от содержания газа. Поэтому не получаются хорошие измерения разности давлений. Даже если использовать устройство для перемешивания, невозможно улучшить виды течений (фиг. 16(D) и фиг. 16(E)), чтобы чередовались потоки жидкой и газовой фазы. Поэтому необходимы такие контрмеры, чтобы ограничить пределы доли газа до такой степени, при которой можно добиться отличных условий для измерения разности давлений.

[] Установленные объемный расходомер 104 и импульсный расходомер 106 разделяют некоторое расстояние, и поэтому образуется некоторое отставание во времени между выходным сигналом угловой скорости ω вращения ротора 105 и выходным сигналом разности ΔP (ΔP0, ΔP1 и ΔP2) давлений двухфазной газожидкостной среды. Поэтому импульсный расходомер 106 испытывает влияние вида течения, которое формируется все изменяющимися во времени жидкостной, газовой и газожидкостной фазами, что характерно для газа и для жидкости. Добавим, что суммарный газожидкостный поток QM и газовую долю β вычисляют с помощью значений угловой скорости ω и разности ΔP давлений, которые все время не синхронизированы друг с другом.

[] Фигуры 17 - это блок-схемы многофазных расходомеров, описанных в патентных документах 2 и 3. На фиг. 17(A) показан турбинный газожидкостный двухфазный расходомер, описанный в патентном документе 2. На фиг. 17(B) показан турбинный газо-жидкость-жидкостный трехфазный расходомер, описанный в патентном документе 3. На фигурах 17 каждый из номеров 107 и 108 обозначает блок измерения разности давлений, 109 обозначает крыльчатку, 110 - смеситель, а номером 111 обозначены крыльчатки двойной турбины.

[] Устройство, описанное в патентном документе 2, которое показано на фиг. 17(A), и устройство, описанное в патентном документе 3, которое показано на фиг. 17(B), отличаются друг от друга в том, что устройство, показанное на фиг. 17(A), - это устройство расходомера с общей турбиной, включающее в себя турбину с одной крыльчаткой 109, в то время как устройство, показанное на фиг. 17(B), имеет в своем составе смеситель (смеситель 110) и использует турбину с двойной крыльчаткой 111 (пару турбинных крыльчаток). Измерения газожидкостного двухфазного потока выражают, как показано ниже, обозначая долю газа как β, разность давлений как ΔP и угловую скорость вращения турбинной крыльчатки как ω.

Суммарный газожидкостный поток: QM=f(ω, β) ... уравнение 4

Разность давлений: ΔPM=f1(QM, β) ... уравнение 5

[] Суммарный газожидкостный поток QM и газовую долю β можно получить из этих двух уравнений. Значения потоков QL и QG для жидкости и газа можно получить так:

Поток жидкости QL=QM×(1-β), поток газа QG=QM×β …уравнение 6

[] Измерения газо-жидкость-жидкостного трехфазного потока осуществляют, как следует из фиг. 17(B). Определяют сдвиг фаз θ между сигналами от первой и второй турбинной крыльчатки (зависит от комбинации углов входа в крыльчатку). С помощью этого получают поток массы, обозначенный как MM, согласно MM=f(θ). Среднюю плотность двух фаз для двух жидкостей определяют из суммарного газожидкостного потока QM и газовой доли β, как определяли выше в предположении, что заранее известны плотности трех фаз газа и двух жидкостей; вычисляют коэффициент пропорциональности фаз двух жидкостей. И каждый поток этих двух жидких фаз определяют из потока QL аналогично тому, как описано выше.

[] Эти схемы характеризуются тем, что каждая из них употребляет компактное устройство, несмотря на то, что из этих схем возникают проблемы, описанные ниже. Угловая скорость ω вращения турбинной крыльчатки напрямую зависит от схемы течения, и поэтому резкие изменения, которые происходят в схемах течения, характерных для газожидкостных потоков, показанных на фиг. 16, снижают точность измерений газожидкостного потока QM (уравнение 4). Схему течения газожидкостного двухфазного потока определяют главным образом по величине газовой доли β, и поэтому измеряемый диапазон суммарного газожидкостного потока QM ограничивают таким поддиапазоном, в пределах которого угловая скорость ω способна поддерживать конкретную взаимозависимость с изменениями величины газовой доли β.

[] Способ получения расходов потока каждой из двух жидкостных фаз по схеме турбины с двойной крыльчаткой основан на предположении, что пропорциональна массе потока жидкости разность фазовых углов двух крыльчаток (смещение фазовых углов поворота в направлении вращения у крыльчаток, расположенных друг за другом в направлении потока жидкостей). Однако это предположение не вполне справедливо в случае выше упомянутой резкой смены схемы течения из-за зависимости между угловой скоростью ω и величиной газовой доли β.

[] Уравнение для вычисления коэффициента пропорциональности α двух фаз для двух жидкостей путем получения средней плотности ρM двух фаз для двух жидкостей (плотности жидкостей обозначены как ρL1 и ρL2) в общем случае имеет следующий вид.

α=(ρML2)/(ρL1L2) ... уравнение 7

[] Обозначая относительную ошибку определения средней плотности ρM через γρMM, относительную ошибку определения коэффициента пропорциональности α выражают следующим образом.

γα/α=1/(ρL1L2)×γρMM ... уравнение 8

[] Согласно выше приведенному уравнению, последняя (относительная ошибка определения α) отличается от первой относительной ошибки (средней плотности ρM) множителем, равным единице, деленной на разность плотностей двух жидкостей. Например, для воды и неочищенной нефти эта разность приблизительно равна 0,15 г/мл, и поэтому увеличение почти семикратное. Следовательно, требуется высокая точность при измерении средней плотности, до тех пор, пока, принимая во внимание выше упомянутую резкую смену схемы течения, считается, что трудно обеспечить высокую точность для схемы турбины с двойной крыльчаткой.

[] Данное изобретение было задумано ввиду выше описанных обстоятельств. Его целью является создать для измерений с высокой точностью в широком диапазоне течений газожидкостный двухфазный расходомер, на который, как правило, не влияют различные схемы течений при измерении расхода потока газа и жидкости в газожидкостном двухфазном потоке, включающем в себя жидкость и газ, и чье устройство компактно и надежно. Другой целью является создать систему измерения расхода многофазного потока, которая включает в себя расходомер.

СРЕДСТВА РЕШЕНИЯ ПРОБЛЕМ

[] Для решения сформулированных выше проблем первым техническим средством является объемный газожидкостный двухфазный расходомер,

который измеряет суммарный газожидкостный поток газожидкостного двухфазного потока, включающего в себя жидкость и газ, и коэффициент пропорциональности газового потока по отношению к суммарному газожидкостному потоку,

который вычисляет расход потока жидкости и газа на основании суммарного газожидкостного потока и коэффициента пропорциональности газового потока,

который включает в себя измерительную камеру объема потока, измеряющую суммарный газожидкостный поток,

который характеризуется тем, что газожидкостная смесительная камера, которая смешивает друг с другом жидкость и газ в газожидкостном двухфазном потоке, находится перед измерительной камерой объема потока,

и в котором угловую скорость ротора, расположенного в измерительной камере объема потока, и разность давлений между пунктом перед газожидкостной смесительной камерой и пунктом после измерительной камеры объема потока измеряют одновременно и с помощью измеренных угловой скорости и разности давлений вычисляют суммарный газожидкостный поток и коэффициент пропорциональности газового потока.

[0027] Вторым техническим средством является объемный газожидкостный двухфазный расходомер, как описано в первом техническом средстве, в котором объединяют измерительную камеру объема потока и газожидкостную смесительную камеру.

[0028]

[0029] Третьим техническим средством является объемный газожидкостный двухфазный расходомер, как описано в первом техническом средстве: что касается суммарного газожидкостного потока, то уравнение для его вычисления получают из свойства пропорциональности между коэффициентом вращения ротора и долей газового потока; что касается доли газового потока, то уравнение для ее вычисления получают из коэффициента увеличения разности давлений, который связывает первую разность давлений, полученную, когда течет только жидкость, и вторую разность давлений, полученную, когда газовый поток постепенно усиливается, а поток жидкости остается постоянным; и суммарный газожидкостный поток и коэффициент пропорциональности газового потока получают из вычислений по этим двум уравнениям.

[0030] Четвертым техническим средством является объемный газожидкостный двухфазный расходомер, как описано в первом техническом средстве, у которого газожидкостную смесительную камеру можно отсоединять от измерительной камеры объема потока.

[0031] Пятым техническим средством является объемный газожидкостный двухфазный расходомер, как описано в первом техническом средстве,

в котором ротор, расположенный в измерительной камере объема потока, включает в себя некруглые шестерни, и каждая из них имеет число зубцов, равное 4n+2 (где n - натуральное число);

причем главная ось имеет впадину между зубцами на каждом ее конце;

причем малая ось имеет головку зубца на каждом ее конце;

каждая из поверхностей зацепления зубцов имеет форму кривой, при которой зубцы безотказно сцепляются, даже когда точки сцепления не вполне подходят друг к другу (эвольвента, например);

каждая из не зацепляющихся поверхностей зубцов имеет форму такой кривой, которую легко обрабатывать с углом давления резца 0°;

и причем контур, в том числе контур поверхности сцепления зубцов и контур не зацепляющихся поверхностей зубцов, имеет толщину не значительно изменяющуюся от вершины зубца до его корня, чтобы гарантировать прочность зубцов с таким контуром (циклоида, например).

[0032] Шестым техническим средством является объемный газожидкостный двухфазный расходомер, как описано в пятом техническом средстве, в котором, если исходить из кривой контура зубцов, некруглые шестерни имеют такую форму, которая включает в себя промежутки между зубцами на концах главной оси, и эти промежутки между двумя зубцами не вырезают, а оставляют заполненными, а зубцы на краях малой оси спиливают. У такой шестерни число зубцов равно 4n-2.

[0033] Седьмым техническим средством является объемный газожидкостный двухфазный расходомер, как описано в пятом техническом средстве, что касается числа n, которое связано с числом зубцов каждой из некруглых шестерен, то число n равно трем или четырем.

[0034]

[0035] Восьмое техническое средство характеризуется тем, что объемный газожидкостный двухфазный расходомер, как описано в любом из технических средств от первого до седьмого, распространяют на систему измерения многофазного потока, которая получает суммарный газо-жидкость-жидкостный поток, коэффициент пропорциональности газового потока по отношению к суммарному газо-жидкость-жидкостному потоку, коэффициент пропорциональности жидкость-жидкостной смеси суммарного газо-жидкость-жидкостного трехфазного потока, и которая вычисляет расход каждого из трех потоков: газового, жидкостного и другого жидкостного потока. Это происходит, благодаря установке объемного газожидкостного двухфазного расходомера в трубопроводе трехфазного потока, включающего в себя газ и два вида жидкости, и размещению жидкость-жидкостного двухфазного измерителя потока, который распознает две составляющих жидкости в жидкой фазе и измеряет относительное содержание каждой из них, впереди или сзади газожидкостного двухфазного расходомера.

ЭФФЕКТ ОТ ИЗОБРЕТЕНИЯ

[] Согласно данному изобретению, применяют схему, при которой объемный расходомер используют для измерения суммарного газожидкостного потока, а для измерения доли газа определяют разность давлений между пунктами до и после расходомера. Таким образом, можно одновременно измерить угловую скорость ротора и разность давлений. Поэтому когда измеряют поток и жидкости, и газа в газожидкостном двухфазном потоке, включающем в себя и жидкость, и газ, объемный расходомер в состоянии измерять в широком диапазоне течений с высокой точностью, используя компактное и надежное устройство, которое стремится не искажать схему течения.

КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ ЧЕРТЕЖЕЙ

[]

[Фиг. 1] Схема экземпляра устройства объемного газожидкостного двухфазного расходомера согласно варианту реализации данного изобретения.

[Фиг. 2] График зависимости коэффициента вращения ε согласно данному изобретению.

[Фиг. 3] График коэффициента увеличения разности давлений согласно данному изобретению.

[Фиг. 4] Схема типичного устройства системы измерения расхода многофазного потока, которая включает в себя расходомер, изображенный на фиг. 1.

[Фиг. 5] Схемы образцов зубчатого контура, который используют в объемных расходомерах.

[Фиг. 6] Схема для объяснения подреза основания зубца при обкатке инструментом.

[Фиг. 7] График для объяснения ситуации, где, согласно данному варианту реализации изобретения, коэффициент вращения ε изменяется в зависимости от того, имеется ли газожидкостная смесительная камера, или ее нет.

[Фиг. 8] График для объяснения ситуации, где, согласно данному варианту реализации изобретения, коэффициент увеличения разности давлений изменяется в зависимости от того, имеется ли газожидкостная смесительная камера, или ее нет.

[Фиг. 9] График экспериментальных результатов.

[Фиг. 10] График экспериментальных результатов.

[Фиг. 11] График экспериментальных результатов.

[Фиг. 12] График экспериментальных результатов.

[Фиг. 13] График экспериментальных результатов.

[Фиг. 14] График экспериментальных результатов.

[Фиг. 15] Блок-схема многофазного расходомера, описанного в патентном документе 1, который выполняет измерения для двух фаз: газа и жидкости.

[Фиг. 16] Схемы течений.

[Фиг. 17] Блок-схемы многофазных расходомеров, описанных в патентных документах 2 и 3.

МЕТОДЫ РЕАЛИЗАЦИИ ИЗОБРЕТЕНИЯ

[] Предпочтительный вариант данного изобретения, исходя из газожидкостного двухфазного расходомера и системы измерения расхода многофазного потока, которая включает в себя расходомер данного изобретения, будет описан со ссылками на сопроводительные иллюстративные материалы. В этих материалах одинаковые элементы снабжены одними и теми же числовыми указателями или символами, которые впоследствии не изменяются.

[] На фиг. 1 показана схема объемного газожидкостного двухфазного расходомера согласно варианту реализации данного изобретения. На фиг. 1 номером 10 обозначен объемный газожидкостный двухфазный расходомер (далее просто именуемый как «расходомер»). Расходомер 10 включает в себя блок измерения давления 11, который измеряет давление в окрестности входа в газожидкостную смесительную камеру 14, блок 12 измерения разности давлений, который измеряет разность давлений между пунктом перед газожидкостной смесительной камерой 14 и пунктом после измерительной камеры 16 объема потока, блок 13 измерения температуры, который измеряет температуру газожидкостного двухфазного потока, газожидкостная смесительная камера 14, которая действительно смешивает друг с другом жидкость и газ в газожидкостном двухфазном потоке, внутренняя камера 15 аппарата, которая находится внутри измерительной камеры 16 объема потока, измерительная камера 16 объема потока, которая включает в себя объемный расходомер и пару роторов, которые расположены во внутренней камере 15 аппарата, и зазоры 18, образованные между внутренней камерой 15 аппарата и роторами 17.

[] Как показано со ссылкой на фиг. 16, плотности газа и жидкости в газожидкостном двухфазном потоке, текущем в трубопроводе, значительно отличаются друг от друга, и поэтому газ и жидкость стремятся отделиться друг от друга. Добавим, что образуется большая разница расходов потоков между газом и жидкостью, поэтому изменения потоков резкие и формируются различные схемы течений. Согласно данному изобретению, в качестве объемного расходомера используют измерительную камеру 16 объема потока, на которую не оказывают влияния изменения схемы течения, а следующие два элемента выполняют функции, направленные на дальнейшее увеличение точности измерения потока.

[] Во-первых, данное изобретение применяет расходомер для измерения суммарного газожидкостного потока, на который не оказывают влияния изменения схемы течения, характерные для газожидкостного потока. Однако чтобы далее улучшить точность измерений, перед измерительной камерой 16 располагают газожидкостную смесительную камеру 14, газ и жидкость равномерно перемешивают друг с другом, и из-за этого повышается эффективность вращения роторов 17, которые измеряют объем. Например, статический смеситель используют в качестве статического смесителя газожидкостной смесительной камеры 14, и статический смеситель используют в качестве статического смесителя, который равномерно перемешивает газ и жидкость, и который имеет коэффициент профильного сопротивления, подходящий для способности накопления разности давлений (фиг. 3, описываемая далее) газожидкостного двухфазного расходомера 10.

[] Газожидкостная смесительная камера 14 включает в себя множество смесительных элементов, которые смонтированы в произвольном направлении против направления расхода потока, нацеливая ее на равномерное перемешивание газа и жидкости. Это достигается путем смешивания газовой и жидкой фаз газожидкостного потока, путем дробления выросших большими пузырьков и смешивания раздробленных пузырьков с жидкой фазой, и т.п. Газожидкостная смесительная камера 14 может быть отделимой от измерительной камеры 16. На фиг. 1 показан случай, когда измерительная камера 16 и газожидкостная смесительная камера 14 образуют единое устройство. Однако газожидкостную смесительную камеру 14 могут сделать как отдельный элемент и соединять ее через фланец с измерительной камерой 16 потока, и т.д. Когда газожидкостную смесительную камеру 14 сделали как отдельный элемент, предпочтительно чтобы измерительная камера 16 потока и газожидкостная смесительная камера 14 были расположены друг к другу как можно ближе, чтобы одновременно измерять угловую скорость ω роторов 17 и разность ΔP давлений между давлением перед газожидкостной смесительной камерой 14 и пунктом, расположенным после измерительной камеры 16 потока.

[] Используя совмещенное устройство, можно одновременно измерять угловую скорость ω роторов 17 и разность ΔP давлений между давлением перед газожидкостной смесительной камерой 14 и пунктом, расположенным после измерительной камеры 16 потока. По результатам угловой скорости ω роторов 17 и разности ΔP давлений можно с высокой точностью определить суммарный газожидкостный поток QM и скорость течения газового объема (газовую долю β), которая есть коэффициент пропорциональности газового потока к суммарному газожидкостному потоку QM. Следовательно, когда измеряют каждый поток и жидкости, и газа в многофазном потоке, включающем в себя и газ, и жидкость, этот вариант изобретения позволяет измерять поток с высокой точностью для широкого диапазона потоков, используя устройство, на которое не оказывают влияния изменения схемы течения и которое компактно и надежно.

[] Во-вторых, вводят корректирующее уравнение для суммарного газожидкостного потока QM. Когда измеряют суммарный газожидкостный поток QM, угловая скорость ω роторов 17 замедляется для неизменного суммарного газожидкостного потока QM по мере увеличения газовой доли β (то есть, измеренный газожидкостный поток QM имеет тенденцию к уменьшению), и, следовательно, это свойство зависимости угловой скорости ω от газовой доли β, именуемое «коэффициентом вращения ε», и

ε=f(β) ... уравнение 9

заранее устанавливают экспериментально. Суммарный газожидкостный поток QM выражают, как ниже.

QM=Mf×ω/ε ... уравнение 10

Уравнение 10 соответствует уравнению “a” данного изобретения. Выше Mf - это объем жидкой фазы [л/число оборотов], приходящийся на один оборот ротора, когда течет только жидкость.

[] Фиг. 2 - это график зависимости коэффициента вращения ε согласно данному изобретению. На фиг. 2 коэффициент вращения ε представляют по оси ординат, а газовую долю β по оси абсцисс. Технические характеристики экспериментов будут описаны далее. Например, для данной приближенной формулы, где e - основание натуральных логарифмов, получается, что ε=1,012e-0,0562(1-β).

[] Так, как выше, с помощью объемного расходомера можно с высокой точностью измерять поток, несмотря на резкие изменения схемы течения, характерной для газа и жидкости. Однако невелика прочность зубчатой поверхности роторов, которые измеряют объем. Следовательно, возникает проблема поломки зубчатой поверхности, когда внезапно меняется расход газожидкостного потока. Для решения этой проблемы в данном изобретении используют жесткие некруглые шестерни, показанные на фиг. 5(B) и описанные далее как роторы 17. Валы роторов приспособлены выдерживать двойную опору, используя один вал ротора в неподвижном состоянии, а второй вал в качестве опорной конструкции. Что касается устройства подшипников, то втулки фиксируют со стороны вала посредством упорных дисков. Подшипники запрессовывают в каждом роторе, а зазор между валом и подшипником и осевое смещение обеспечивают гарантией, что необходимо, когда роторы вращаются. Таким образом, обеспечивают возможность плавного вращения. Что касается материала, то для валов ротора используют нержавеющую сталь, а для подшипников используют спеченный твердый сплав, и тем самым увеличивается срок службы.

[] Некруглые шестерни имеют отличные герметические уплотнения с внутренней камерой аппарата. Поэтому промежутки между внутренней камерой аппарата и роторами можно в несколько раз увеличить до такой степени, как в обычном объемном расходомере, и поэтому можно выбрать большой размер ячеек в сетке фильтра. Так, что содержащаяся в жидкости грязь прилипает к сетке, и не нужно часто выполнять ее очистку для избавления от грязи.

[] Рассмотрим подход к получению расхода каждого из потоков газа и жидкости в суммарном газожидкостном потоке QM, а также газовой доли β. Что касается разности давлений ΔP, которая образуется между пунктом перед газожидкостной смесительной камерой 14 и пунктом после измерительной камеры 16 объема потока, то обозначим как ΔPL первую разность давлений, которая образуется в случае только жидких потоков (для жидкого однофазного потока), и как ΔPM вторую разность давлений, которая получается, когда к жидкому потоку, который остается неизменным, добавляют газовый поток, который постепенно возрастает (возрастает газовая доля β). Увеличение разности давлений ΔPM по отношению к ΔPL выразим следующим образом.

ΔPM/ΔPL=(1-β)-Z ... уравнение 11

В этом уравнении Z называют как «коэффициент увеличения разности давлений», и его заранее определяют экспериментально.

[] На фиг. 3 показан график коэффициента увеличения разности давлений согласно данному изобретению. На фиг. 3 коэффициент увеличения разности давлений представлен вдоль оси ординат, а доля жидкости (1-β) представлена вдоль оси абсцисс. Подробности экспериментов далее будут описаны. А в этом примере согласно приближению уравнением ΔPM/ΔPL=(1-β)-Z, показатель увеличения разности давлений Z получается равным 0,8762.

[] Обозначая через ρL плотность жидкости, ниже получим выражение для разности давлений ΔPL.

ΔPL=C×1/2×ρL{(QM(1-β)/A}2 ... уравнение 12

Поэтому после подстановки в уравнение 11 получаем:

ΔPM=C×1/2×ρL×(1-β)2-Z×(QM/A)2 ... уравнение 13

Уравнение 13 соответствует уравнению “b” данного изобретения. Выше буквой C обозначен коэффициент профильного сопротивления, оказываемого совместно газожидкостной смесительной камерой 14 и измерительной камерой 16 потока, а буквой A обозначена площадь поперечного сечения потока на входе в газожидкостную смесительную камеру 14.

[] Суммарный газожидкостный поток QM и газовую долю β можно получить из уравнений 10 и 13. Против резкого изменения схемы течения, характерной для газожидкостного потока, направлено то обстоятельство, что расходомер 10 представляет собой единое устройство, и поэтому есть возможность одновременно двух измерений разности давлений ΔP между пунктом перед газожидкостной смесительной камерой 14 и пунктом после измерительной камеры 16 объема потока, а также угловой скорости ω вращения роторов 17. Поэтому без привносимого влияния схемы течения можно повысить точность измерений суммарного газожидкостного потока QM и газовой доли β. Потоки QL и QG, соответствующие жидкости и газу, вычисляют, как показано ниже.

QL=QM×(1-β), QG=QM×β ... уравнение 14

[] На фиг. 4 показана схема типичного устройства системы измерения расхода многофазного потока, которая включает в себя расходомер, изображенный на фиг. 1. На фиг. 4 номером 20 обозначен жидкость-жидкостный двухфазный расходомер. Этот жидкость-жидкостный двухфазный расходомер 20, который расположен непосредственно после или непосредственно перед расходомером 10, определяет две жидкости, составляющие жидкую фазу, и измеряет коэффициент пропорциональности этих составляющих (в процентах), каждой из этих составляющих. Жидкость-жидкостный двухфазный расходомер 20 включает в себя выдающую разность давлений плату 21, которая присоединена к трубопроводу и выдает разность давлений, блок 22 для выделения жидкой фазы, который выделяет жидкую составляющую (смесь жидкостей) из газожидкостного двухфазного потока, кран 23 регулирования жидкого потока, который регулирует расход потока смешанных жидких составляющих, гомогенизатор 24, который делает однородной смесь, выходящую из крана 23 регулирования жидкого потока, выравнивая плотности смешанных жидкостей, и измеритель Кориолиса 25, который известен также как Кориолисов массовый расходомер. Жидкость-жидкостный двухфазный расходомер 20 - это известное технологическое оснащение, информация о котором раскрыта, например, в японской патентной публикации № 4137153 и поэтому подробно описано здесь не будет.

[] Выше согласно данному изобретению установлена форма системы измерения расхода газо-жидкость-жидкостного трехфазного потока путем подключения жидкость-жидкостного двухфазного расходомера 20 перед или после расходомера 10, который измеряет газожидкостный двухфазный поток. Что касается жидкость-жидкостного двухфазного расходомера 20, например, изображенного на фиг. 4, то измерение влагосодержания делают возможным, установив узел, включающий в себя блок 22 выделения жидкой фазы и Кориолисов расходомер 25 на обводной трубе основного трубопровода. Поэтому становится возможным измерение трехфазного потока газа, жидкости и другой жидкости (например, газа, воды и нефти).

[] В соответствии с объемным газожидкостным двухфазным расходомером согласно варианту реализации данного изобретения, можно в широком диапазоне потоков измерять поток, используя компактное и недорогое устройство. Более конкретно, объемный газожидкостный двухфазный расходомер имеет схему, согласно которой для измерения суммарного газожидкостного потока QM используют объемный расходомер, на который теоретически не оказывают влияния типы течений, а для измерения газовой доли β используют метод определения импульса жидкости (разности давлений перед и после расходомера), на который не влияют тяжелые металлы и соли, содержащиеся в измеряемой жидкости, и который недорог. При измерении в нефтеводогазовом трехфазном потоке, таком как из нефтяного месторождения, можно использовать объемный газожидкостный двухфазный расходомер в сочетании с жидкость-жидкостным двухфазным измерителем потоков, способным измерять влагосодержание в нефтесодержащей воде, например, измеритель потоков, показанный на фиг. 4 (японская патентная публикация № 4137153).

[] Когда выполняют измерения в газожидкостном двухфазном потоке, то нужно получить суммарный газожидкостный поток QM и газовую долю β. В случае метода, описанного в патентном документе № 1 (японская патентная публикация № 2790260), суммарный газожидкостный поток QM и газовую долю β вычисляют, используя выходные сигналы угловой скорости ω одного ротора 105 от объемного расходомера 104 и два импульса (разности ΔP1 и ΔP2 давлений) от импульсного расходомера 106, установленных последовательно, как показано на фиг. 15 и описано выше. В противоположность этому, в случае измерений в газожидкостном двухфазном потоке согласно варианту реализации данного изобретения, суммарный газожидкостный поток QM и газовую долю β вычисляют, используя выходной сигнал угловой скорости ω одного ротора 17 от измерительной камеры 16 (объемного расходомера) и выходной сигнал для одного импульса (разности давлений ΔP между пунктом перед газожидкостной смесительной камерой 14 и пунктом после измерительной камеры 16 объема потока), как показано на фиг. 1. Поэтому не требуется отдельный импульсный расходомер, и устройство расходомера можно упростить.

[] На описанной выше фиг. 15, импульсный расходомер 106, установленный вдали от объемного расходомера 104, испытывает влияние схемы течения, характерной для газа и жидкости, как показано на описанных выше фиг. 16(D) и (E). Это происходит из-за изменения во времени жидкой фазы, газовой фазы и газожидкостной фазы. Поэтому импульсный расходомер 106 не в состоянии измерять с высокой точностью разности ΔP1 и ΔP2 давлений. Добавим, что объемный расходомер 104 и импульсный расходомер 106 потока установлены на таком расстоянии друг от друга, что образуется временная задержка между выходным сигналом угловой скорости ω вращения ротора 105 и выходными сигналами разностей ΔP1 и ΔP2 давлений двухфазной газожидкостной среды. В результате суммарный газожидкостный поток QM и газовая доля β, вычисленные с помощью этих величин, все время не синхронизированы друг с другом, и, следовательно, не даны с высокой точностью. В противоположность этому, в случае объемного газожидкостного двухфазного расходомера согласно варианту реализации данного изобретения, этот расходомер использует объединенную конструкцию и поэтому две величины можно измерять одновременно, эти измерения возможны с высокой точностью без какого-либо влияния схемы течения.

[] Фигуры 5 - это схемы образцов зубчатого контура, который используют в объемных расходомерах. На фиг. 5(A) показан зубчатый контур обычного объемного расходомера, а на фиг. 5(B) показан зубчатый контур объемного расходомера согласно варианту реализации данного изобретения, показанному на фиг. 1 (см. японскую патентную публикацию № 382765). Как показано на фиг. 5(A), традиционный объемный расходомер 104, показанный на фиг. 15, использует в качестве роторов 15 эллиптические шестерни согласно обычным технологическим методам. Зубчатый контур согласно обычным технологическим методам включает в себя зубцы, число которых увеличено из-за уменьшения размеров отдельного зубца. Это сделано, чтобы избежать задевания с подрезанием зубчатого контура в участках главной оси.

[] В противоположность этому, роторы 17, расположенные в измерительной камере 16 объема потока (объемный расходомер) данного изобретения, показанного на фиг. 1, это некруглые шестерни и, как показано на фиг. 5(B), каждая шестерня имеет форму такой кривой,

для которой число зубцов, равно 4n+2 (где n - натуральное число);

причем главная ось имеет впадину между зубцами на каждом ее конце;

причем малая ось имеет головку зубца на каждом ее конце;

каждая из поверхностей зацепления зубцов имеет форму кривой, при которой зубцы безотказно сцепляются, даже когда точки сцепления не вполне подходят друг к другу (эвольвента, например);

и каждая из не зацепляющихся поверхностей зубцов имеет форму такой кривой, которую легко обрабатывать с углом давления 0°;

и причем контур, в том числе контур поверхности сцепления зубцов и контур не зацепляющихся поверхностей зубцов, имеет толщину не значительно изменяющуюся от вершины зубца до его корня, чтобы гарантировать прочность зубцов с таким контуром (циклоида, например).

Если исходить из описанной выше кривой контура зубцов, каждая из некруглых шестерен может иметь такую форму, которая включает в себя промежутки между зубцами на концах главной оси, и эти промежутки между двумя зубцами не вырезают, а оставляют заполненными, а зубцы на краях малой оси спиливают. У такой шестерни число зубцов равно 4n-2. Что касается ротора 17, показанного на фиг. 5(B), то можно считать, что на каждом конце короткого диаметра отсутствует зубец 171, а с помощью заполнения промежутка между зубцами 172 и 173 образуют большой зубец 174, который сцепляется с участком отсутствующего зубца.

[] Верхнюю часть ротора 17 можно существенно увеличить, создавая большой зубец 174. Форму зазора 18 между внутренней камерой 15 аппарата и ротором 17 изменяют с линии контура обычного зубца на спрямленную линию и поэтому герметизирующие свойства значительно улучшают. Другими словами, даже если увеличить зазор 18 между внутренней камерой 15 аппарата и ротором 17, можно сохранить достигнутые точности измерений потока. Используя этот контур зубцов, зазор 18 между внутренней камерой 15 аппарата и ротором 17 можно увеличить, превышая обычно установленную величину (например, 0,1 мм). Когда объемный расходомер используют для измерений сырой нефти из нефтяного месторождения, и пр., обычно устанавливают фильтр перед расходомером, чтобы предотвратить остановку вращения ротора из-за защемления гудроном, содержащимся в сырой нефти. В этом случае нужно, чтобы ячейки сетки фильтра были меньше, чем зазор 18. Обычно размеры используемого фильтра значительно превышают размеры расходомера, чтобы гарантировать необходимую область фильтрации. Однако делая зазор 18 столь широким, как упомянуто выше, можно увеличить размеры ячеек сетки, и возникает такое положительное качество, что размеры фильтра становятся в основном теми же, что и размеры расходомера.

[] Сведения о некруглой шестерне, показанной на фиг. 5(B), раскрыты ранее в японской патентной публикации № 3827655, но блок шестерен зубчатого контура можно увеличить, а число зубцов уменьшить. От того, что нет значительных изменений угла, под которым зацепляющиеся шестерни давят друг на друга, легко устанавливать угол резца для обработки сцепляющихся поверхностей зубцов, а также число зубцов можно уменьшить без образования каких-либо выступающих частей. Характерное число зубцов выражают формулой 4n+2 (где n - натуральное число) или 4n-2, как показано выше, и предпочтительно, чтобы в целях уменьшения числа зубцов подходящим числом n было три или четыре, о чем далее. Далее отсюда контур зубцов некруглых шестерен будем именовать «зубчатый контур R4».

[] Минимальным числом зубцов для превращения сцепляющейся зубчатой поверхности некруглой шестерни согласно данному варианту реализации изобретения в одну плавную кривую является практически 14 (n=3, 4n+2) или 10 (n=3, 4n-2). Причины этого будут показаны далее.

Как показано на фигурах 6(A) и 6(B), число зубцов с n=3 или меньше, происходит подрез основания зубца при обкатке инструментом. Когда этот подрезанный участок соприкасается с вершинной частью зубца противоположной шестерни, вершинная часть зубца противоположной шестерни входит в подрезанный участок, и поэтому плавность вращения теряется. С другой стороны, указанное выше число зубцов с n=3, не создает подреза. Следовательно, минимальное число зубцов, необходимое для того, чтобы пара шестерен вращалась плавно, равно 14 или 10, а минимальное значение годное фактически равно трем. Эта величина (n=3) есть наименьшая удовлетворительная величина, чтобы не было подрезания. Однако это та величина, о которой можно сказать, что это критическая величина, при которой ожидается, что из-за ошибки при креплении инструмента, слегка возможно подрезание. Однако, что касается прочности зубчатого контура, то для такой величины n может потребоваться зубчатый контур с наивысшей прочностью.

[] Если выбрать число зубцов равным 18 (n=4, 4n+2) или 14 (n=4, 4n-2), а именно число зубцов с n=4, подрезания не будет. Поэтому точность измерений не ухудшится и может потребоваться зубчатый контур в основном с умеренной прочностью. С другой стороны, с увеличением числа зубцов, контур зубцов становится меньше, и если число зубцов в наборе выбрать равным 66, это число зубцов у обычных шестерен (фиг. 5(A)) и n в этом случае равно 16. Поэтому считается, что нужно выбрать n в диапазоне 3≤n<16. Однако некруглая шестерня согласно данному варианту реализации изобретения нацелена на использование такой шестерни, которая имеет значительную прочность зубчатого контура относительно размеров длинного и короткого диаметра шестерни и, следовательно, более предпочтительно, чтобы n удовлетворяло условию n=4.

[] Объемный газожидкостный двухфазный расходомер данного варианта реализации изобретения имеет целью измерения в нефтеводогазовом трехфазном потоке нефтяного месторождения. Следовательно, для этого расходомера требуются некруглые шестерни, каждая из которых имеет прочный зубчатый контур, чтобы справиться с импульсными силовыми нагрузками на шестерни из-за резко действующего импульсного давления (гидравлический удар), производимого открыванием и закрыванием клапанов, и т.п., или чтобы справиться с проникновением в измерительную камеру мелких твердых взвесей, содержащихся в измеряемом потоке. В таких случаях может происходить небольшое подрезание при n=3, как показано выше, но его влияние на точность измерений имеет маргинальный характер, даже если сцепление шестерен несколько нарушается. Поэтому n=3 находится в диапазоне практического использования при условии, что необходим крепкий зубчатый контур. Согласно изложенному выше, что касается величины n, которая удовлетворяет условиям измерений, предпочтительно, чтобы она была равной трем или четырем.

[] Обычный зубчатый контур, показанный на фиг. 5(A) и зубчатый контур R4, показанный на фиг. 5(B), рассмотрим в сравнении их друг с другом. Когда диаметр установленной трубы равен двум дюймам, число зубцов зубчатого контура R4 устанавливают равным 14, используя n=3 для случая 4n-2, а число зубцов обычной шестерни равно 66. Что касается прочности зубчатого контура, то по результатам вычислений прочность зубчатого контура R4 оказалась в пять раз выше, чем прочность обычного зубчатого контура, а в результате сравнительного эксперимента получилось, что зубчатый контур R4 в 10 и более раз устойчивее по отношению к импульсным нагрузкам, чем обычный зубчатый контур. Что касается измерения объема, то объем жидкости измеряют путем передачи вращения ротору жидкостью, которая находится между внутренней камерой аппарата и ротором. Во время этого, на каждый из роторов в паре попеременно действует либо жидкость, либо другой ротор, и поэтому повторяются напряжения изгиба зубьев ротора. Добавим, что, как показано выше на фиг. 16, в газо-жидкостном потоке схема течения многообразно меняется в зависимости от потоков газа и жидкости и их относительного содержания в смеси. Поэтому упомянутые выше повторяющиеся напряжения значительно изменяются. В трубопроводе для транспортировки нефтеводогазового трехфазного потока от нефтяного месторождения и т.п. имеются действующие на ротор импульсные силы из-за гидравлических ударов, производимых остановкой открытия и закрытия клапанов.

[] Таким образом, по сравнению с измерениями в однофазном потоке, который состоит только из жидкости или газа, требуется более высокая прочность контура зубцов ротора для измерений в газожидкостном двухфазном потоке. Согласно данному варианту реализации изобретения, применяя зубчатый контур R4, увеличили прочность и значительно улучшили износостойкость. Добавим, что зубчатый контур R4 обладает отличными герметизирующими свойствами по отношению к внутренней камере аппарата, и поэтому можно расширить зазор между ротором и внутренней камерой аппарата. Как показано выше, измерение объема выполняют путем заключения жидкости в подковообразный объем, образованный между внутренней камерой аппарата и ротором, и непрерывно выпускают жидкость. В этом случае, если зазоры на концах подковообразного объема широки, то происходят протечки жидкости и невозможно получить отличную точность измерений. В этом случае зазор - это зазор между участком главной оси ротора и внутренней камерой аппарата.

[] Возвращаясь к фиг. 5(B), что касается зубчатого контура R4, то на участке малой оси создают промежуток без зубцов, а два зубца на каждом участке главной оси объединяют в один, поэтому форму промежутка между ними можно спрямить, и значительно увеличить герметизирующие свойства. Следовательно, ширину зазора, которую в случае обычного зубчатого контура устанавливают, по крайней мере, около 0,1 мм или меньше, можно увеличить в несколько раз. Согласно данному варианту реализации изобретения, герметизация действует на поверхности и поэтому возникает совместный эффект, когда в газожидкостном потоке множество пузырьков различного размера проникает в зазор и блокирует поток. Конкретнее, зазор можно было расширить приблизительно до 0,3-0,5 мм. Это относится к случаю воды и воздуха, поэтому оценивают, что зазор можно расширить больше для такого сочетания газа и жидкости с высокой вязкостью, как сырая нефть.

[] В связи с этим, согласно данному варианту реализации изобретения, нужно, чтобы путь потока мог проходить через ячейку сетки фильтра, установленного перед входом в объемный расходомер, и чтобы площадь фильтрации можно было расширить. Поэтому объем фильтра можно уменьшить. В связи с этим, уменьшают стоимость, сетку не нужно часто очищать от ее засорения, которое обычно происходит из-за грязных инородных предметов, и поэтому можно повысить эксплуатационную надежность.

[] На фиг. 7 показан график для объяснения ситуации, где, согласно данному варианту реализации изобретения, коэффициент вращения ε изменяется в зависимости от того, имеется ли газожидкостная смесительная камера, или ее нет. На фиг. 7 по оси ординат представляют коэффициент вращения, а по оси абсцисс представляют газовую долю β. Этот график представляет коэффициент вращения ε, который связан функциональной зависимостью ε=f(β), описанной выше для уравнения (9), и показывает, как эта функция изменяется в зависимости от того, имеется ли газожидкостная смесительная камера 14, изображенная на фиг. 1, или ее нет. Можно увидеть, что с помощью установки газожидкостной смесительной камеры 14 вращение зубчатого контура R4 линейно и с малыми отклонениями зависит от увеличения газовой доли β (тенденция к замедлению вращения). Объемный расходомер 16 устроен так, что теоретически на него не влияет схема течения. Однако утверждают, что установив перед ним газожидкостную смесительную камеру 14, можно улучшить точность измерений газожидкостного потока.

[] На фиг. 8 показан график для объяснения ситуации, где, согласно данному варианту реализации изобретения, коэффициент увеличения разности давлений изменяется в зависимости от того, имеется ли газожидкостная смесительная камера, или ее нет. Диаметр входа в объемный расходомер 16 равен двум дюймам, а поток жидкости постоянен и равен 6 м3/ч. На фиг. 8 по оси ординат представляют коэффициент увеличения разности давлений, а по оси абсцисс представляют долю жидкости (1-β). Можно увидеть, что с помощью установки газожидкостной смесительной камеры 14 на предшествующей стадии объемного расходомера 16 подавляются колебания зависимости зубчатого контура R4 от доли жидкости (1-β), которая соответствует объему жидкости, учитываемому в газожидкостном объеме.

[] Действие данного изобретения будет описано на основании результатов экспериментов.

1. Детализация объемного газожидкостного двухфазного расходомера (фиг. 1):

- входной диаметр: два дюйма

- ротор: диаметр главной оси × длина - 75,038 мм × 84,865 мм

- зубчатый контур R4: модуль 3.1: число зубцов - 18, зазор между ротором и внутренней камерой аппарата - 0,3-0,5 мм

- несущая конструкция: двойная несущая конструкция, подшипник скольжения, внутренний диаметр - 14 мм

- коэффициент профильного сопротивления по отношению к среде в газожидкостной смесительной камере и в камере измерения потока - 31,4

Полная шкала измерений расходомера - 20 м3/ч.

[]

2. Диапазон испытаний газожидкостного двухфазного потока.

Полномасштабный поток расходомера был равным 20 м3/ч. Верхний предел потока, полученный суммированием испытуемых потоков воды и воздуха, установили равным 20 м3/ч, а каждый из испытательных потоков был выбран таким, чтобы газовая доля в нем находилась в пределах между 0 и 97%. Нижний предел начального отсчета расходомера у воды был равным 0,6 м3/ч, а верхний предел накачки воды был равным 14 м3/ч.

В испытаниях использованы:

- среда: вода и воздух

- испытуемые потоки: вода 0,6-14 м3/ч, воздух 0-18 м3

- газовая доля β: 0-97%

- давление: 0,1-0,3 МПа

- температура: комнатная температура

- коэффициент вращения: ε

- коэффициент увеличения разности давлений: ΔPM/ΔPL

В этом случае суммарный газожидкостный поток QM вычисляют по формуле QM=Mf/ε×ω. Функция «ε=f(β)» заранее была получена экспериментально. Однако выше из приближенной формулы для ε на фиг. 2 получено, что ε=1,012e-0,0562(1-β), где e - основание натуральных логарифмов. Выше на фиг. 3 можно получить показатель «Z» в уравнении «ΔPM/ΔPL=(1-β)-Z». Он получается равным 0,8762.

[]

3. Оценка результатов испытаний

При испытаниях к трубе с текущей внутри водой подключают эталонный расходомер для измерения жидкости, а к трубе с находящимся внутри воздухом подключают эталонный расходомер для измерения газа, и тем самым устанавливают эталонные потоки воды и воздуха. Устанавливают суммарный эталонный поток воды и воздуха, и газовую долю (коэффициент пропорциональности потока воздуха к суммарному потоку воды и воздуха). Далее заставляют потоки из труб воды и воздуха соединиться друг с другом и затем подключают объемный газожидкостный двухфазный расходомер данного изобретения. Измеренные величины газовой доли, суммарного потока воды и воздуха, потока воды и потока воздуха, полученные от объемного газожидкостного двухфазного расходомера, и эталонные величины, сравнивают друг с другом и оценивают.

[]

- Измерение газовой доли β

На фиг. 9 показаны сравнение эталонной газовой доли β0 и измеренной газовой доли β1, а также абсолютная ошибка (величина, полученная вычитанием эталонной газовой доли β0 из измеренной газовой доли β1, которая выражена в процентах). «Абсолютная ошибка в %» становится равной около ±6%, когда эталонная газовая доля β0 равна или меньше, чем 0,2, и становится равной около от -4% до 2%, когда эталонная газовая доля β0 равна или больше, чем 0,2, и равна или меньше, чем 0,97. Таким образом, показана отличная точность измерений в широком диапазоне газовой доли по сравнению с точностью измерений общедоступных в продаже газожидкостных двухфазных расходомеров.

- Измерение суммарного потока воды и воздуха, потока воды и потока воздуха

Что касается суммарного газожидкостного потока, то на фиг. 10 показаны сравнение эталонного газожидкостного потока QM0 и измеренного суммарного газожидкостного потока QM13/ч), а также относительная ошибка (%) измеренного суммарного газожидкостного потока QM1 к эталонному газожидкостному потоку QM0. Что касается потока воды и потока воздуха, то тем же методом, что и в случае выше суммарного газожидкостного потока, на фиг. 11 показан поток воды QL, а на фиг. 12 показан поток воздуха QG. Что касается этих пунктов, то показана отличная точность измерений, по сравнению с точностью измерений общедоступных в продаже газожидкостных двухфазных расходомеров.

[] На фиг. 10 в измерениях суммарного потока воды и воздуха относительная ошибка (%) равна около от -4% до 2% и показан отличный результат. Что касается каждого из потоков: потока воды, показанного на фиг. 11, и потока воздуха, показанного на фиг. 12, то относительная ошибка (%) равна около ±10%, и можно сказать, что эта относительная ошибка свидетельствует о существенно такой же точности измерений, что и точность измерений обычного многофазного расходомера. Однако диапазон измерений равен 1:10 или выше (около 1:3 для обычного многофазного расходомера), и можно выбрать более широкий диапазон. В диапазоне, распространяющемся от полномасштабного потока (20 м3/ч) до, приблизительно, от 1/3 до 1/4 от этой величины (для воды 5 м3/ч на фиг. 11, для воздуха 7 м3/ч на фиг. 12), можно гарантировать точность около ±5%. Таким образом, можно выпустить объемный газожидкостный двухфазный расходомер, который является предметом данного изобретения, точность измерений которого является отменной в широком диапазоне потоков, и который недорог и компактен.

[]

4. Измерения газожидкостного трехфазного потока

Для газо-жидкость-жидкостного трехфазного потока используется расходомер в сочетании с Кориолисовым расходомером, который устанавливают на обводной трубе, как показано на фиг. 4. Однако точность измерений (разность между измеренной влажностью α1 и эталонной влажностью α0) эталонной влажности (в случае воды и жидкой нефти “A”), достигнутая при использовании этой схемы, равна около ±1%, как показано на фиг. 13. Считается, что точность измерения суммарного потока двух жидкостей в газо-жидкость-жидкостном трехфазном потоке существенно такая же, что и у рассмотренной выше воды. Поэтому, предполагая, что точность, например, равна ±5%, можно оценить точность приблизительно в ±6%, что получается после прибавления точности измерения влажности ±1% (двух жидкостей) к точности, оцениваемой выше как ±5%.

[]

5. Диапазоны измерения газожидкостного двухфазного потока и газо-жидкость-жидкостного трехфазного потока

Диапазоны, испытанные на фигурах от 9 до 13, дают такой график, как показанный на фиг. 14. На фиг. 14 по оси ординат представляют жидкостный поток (м3/ч), а по оси абсцисс представляют газовую долю β. Диапазон шире, чем у обычного многофазного жидкость-жидкостного расходомера. Жидкостный поток установили равным от 0,6 до 18 м3/ч, а газовую долю β установили в пределах между 0 и 97% (максимум). По данным на фиг. 14, можно увидеть, что максимальное значение жидкостного потока равно 18 м3/ч. В этом случае, обозначая жидкостный поток как QL, газовый поток как QG и газовую долю как β, получим β=QG/(QL+QG). Верхний предел (максимального потока) QL+QG установили равным 20 м3/ч и провели испытания в этом диапазоне.

Буквенно-числовые обозначения

[]

10 ... объемный газожидкостный двухфазный расходомер,

11 ... блок измерения давления,

12 ... блок измерения разности давления,

13 ... блок измерения температуры,

14 ... газожидкостная смесительная камера,

15 ... внутренняя камера аппарата,

16 ... измерительная камера,

17 ... ротор,

18 ... зазор,

20 ... жидкость-жидкостный двухфазный расходомер,

21 ... выдающая разность давлений плата,

22 ... блок для выделения жидкой фазы,

23 ... кран регулирования жидкого потока,

24 ... гомогенизатор,

25 ... Кориолисов расходомер.

1. Объемный газожидкостный двухфазный расходомер,
который измеряет суммарный газожидкостный поток газожидкостной двухфазной смеси, включающей в себя и жидкость, и газ,
и измеряет коэффициент пропорциональности газового потока к суммарному газожидкостному потоку и на основании суммарного газожидкостного потока и коэффициента пропорциональности газового потока вычисляет расхода каждого в отдельности жидкостного и газового потоков, содержащий:
измерительную камеру объема потока, измеряющую суммарный газожидкостный поток, и газожидкостную смесительную камеру, которая смешивает жидкость и газ в газожидкостном двухфазном потоке,
причем измерительная камера объема потока и газожидкостная смесительная камера выполнены как отдельные компоненты или как единое устройство, и причем газожидкостная смесительная камера расположена перед измерительной камерой объема потока,
и 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.

2. Объемный газожидкостный двухфазный расходомер по п.1, у которого с помощью соотношения ε=f(β), которое выражает зависимость коэффициента вращения ε угловой скорости ω ротора от коэффициента пропорциональности газового потока β, вычисляют суммарный газожидкостный поток QM как:
QM=Mf×ω/ε, где Mf - это объем жидкой фазы, приходящийся на один оборот ротора, в случае одной только жидкой фазы (уравнение "а"); когда коэффициент увеличения разности давлений (ΔPM/ΔPL), связывающий первую разность давлений ΔPL, полученную в случае, если течет только жидкость, и вторую разность давлений ΔРМ, полученную в случае, если расход потока газа постепенно возрастает, в то время как расход потока жидкости остается постоянной, выражают как: ΔPM/ΔPL=(1-β)-Z, Z - показатель увеличения разности давлений, заранее определенный экспериментально;
первую разность давлений ΔPL выражают как:
ΔPL=C×1/2×ρL{(QM(1-(β)/A}2, где C - это коэффициент профильного сопротивления, получаемый суммированием соответствующих коэффициентов газожидкостной смесительной камеры и измерительной камеры потока, ρL - это плотность жидкости, а A - это площадь поперечного сечения потока на входе в газожидкостную смесительную камеру) а вторую разность давлений ΔРМ выражают как
ΔPM=C×1/2×ρL×(1-β)2-Z×(QM/A)2 (уравнение "b"), и суммарный газожидкостный поток QM, коэффициент β пропорциональности газового потока по отношению к суммарному газожидкостному потоку QM, газовый поток QG и жидкостный поток QL получают из уравнений "a" и "b".

3. Объемный газожидкостный двухфазный расходомер по п.1, у которого газожидкостную смесительную камеру можно отсоединять от измерительной камеры объема потока.

4. Объемный газожидкостный двухфазный расходомер по п.1, в котором ротор, расположенный в измерительной камере объема потока, включает в себя некруглые шестерни, причем некруглые шестерни имеют число зубцов, равное 4n+2 (n - это натуральное число); причем главная ось имеет впадину между зубцами на каждом ее конце; причем малая ось имеет головку зубца на каждом ее конце; причем каждая из поверхностей зацепления зубцов имеет форму эвольвенты; и причем каждая из не зацепляющихся поверхностей зубцов имеет форму циклоиды.

5. Объемный газожидкостный двухфазный расходомер по п.1, в котором ротор, расположенный в измерительной камере объема потока, включает в себя некруглые шестерни, и исходя из кривой зубчатого контура, которая имеет число зубцов, равное 4n+2, n - это натуральное число; причем главная ось имеет впадину между зубцами на каждом ее конце; причем малая ось имеет головку зубца на каждом ее конце; причем каждая из поверхностей зацепления зубцов имеет форму эвольвенты; и причем каждая из не зацепляющихся поверхностей зубцов имеет форму циклоиды, и причем некруглые шестерни имеют такую форму, которая включает в себя впадины между зубцами на концах главной оси, причем каждый из промежутков между двумя зубчатыми контурами, помещенный между впадиной между зубцами, оставляют заполненными, а зубец, включающий в себя головки зубца на концах малой оси, вырезают, причем число зубцов равно 4n-2.

6. Объемный газожидкостный двухфазный расходомер по п.4, у которого значение числа n, которое связано с числом зубцов каждой из некруглых шестерен, равно трем или четырем.

7. Система измерения расхода многофазного потока, в которой собирают данные о суммарном газо-жидкость-жидкостном потоке, о коэффициенте пропорциональности величины газового потока по отношению к величине суммарного жидкость-жидкостного потока, о соотношении значений концентрации компонентов жидкость-жидкостной смеси газо-жидкость-жидкостного трехфазного потока и вычисляют каждую из трех расходов потока для газа, жидкости и для другой жидкости путем установки объемного газожидкостного двухфазного расходомера, по любому из пп.1-6, в газо-жидкость-жидкостном трехфазном потоке, включающем в себя газ и два вида жидкости;
расположения жидкость-жидкостного двухфазного расходомера, который определяет два компонента жидкой фазы, образующих жидкость, и измеряет коэффициенты содержания компонентов жидкой фазы в пункте, расположенном после или до объемного газожидкостного двухфазного расходомера.



 

Похожие патенты:
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.

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.

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.

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.

Изобретение относится к технической физике и может быть использовано для исследования измерителей потока насыщенного и влажного пара. Заявлен способ определения истинного объемного паросодержания и скоростей фаз потока влажного пара в паропроводе после узла смешения потоков перегретого пара и воды, включающий измерение расхода, статического давления и температуры входящего в узел смешения потока перегретого пара, измерение расхода, статического давления и температуры входящего в узел смешения потока воды, измерение статического давления и температуры в паропроводе после узла смешения потоков перегретого пара и воды. Способ также включает измерение динамического разрежения в паропроводе после узла смешения потоков перегретого пара и воды, изменение режима течения влажного пара по параметрам теплового и/или массового расходов при сохранении значения статического давления, или пассивное ожидание момента возникновения такого обстоятельства, или выбор из памяти контроллера параметров течения влажного пара в прошлый момент времени с требуемым значением статического давления, теплового и массового расходов, определение в выбранном режиме всех параметров, измеряемых в исходном режиме, вычисление по совокупности всех измерений. Технический результат - повышение точности и достоверности получаемых данных. 1 ил.

Изобретение относится к измерительной технике и может быть использовано в информационно-измерительных системах нефтедобывающей и нефтеперерабатывающей промышленности, в частности для определения дебита скважины. Предлагается способ измерения суммарного и фракционного расходов многофазных несмешивающихся сред, включающий сканирование потока многофазной транспортируемой среды на контрольном участке высокочастотным электрическим полем, обработку результатов сканирования, определение амплитудно-частотных характеристик и определение на их основе фракционных долей в потоке многофазной среды и скорости звука для этого потока многофазной среды. Дополнительно сканируют поток транспортируемой многофазной среды ультразвуковым лучом и определяют скорость потока в трубопроводе с использованием Доплеровского сдвига частот прямого и отраженного ультразвуковых сигналов и определенной скорости звука. Используя результаты измерения скорости потока и фракционного состава определяют фракционный и суммарный расходы в потоке многофазной транспортируемой среды. Предлагается также система для измерения суммарного и фракционного расходов многофазных несмешивающихся сред в трубопроводе, реализующая этот способ. Технический результат - возможность оперативного контроля дебита нефтяных скважин с учетом реальной ситуации на момент измерений. 2 н. и 9 з.п. ф-лы, 1 ил.
Наверх