Способ одновременного определения расходов жидкой и газовой фаз потока газожидкостной смеси (варианты)



Способ одновременного определения расходов жидкой и газовой фаз потока газожидкостной смеси (варианты)
Способ одновременного определения расходов жидкой и газовой фаз потока газожидкостной смеси (варианты)

 


Владельцы патента RU 2510489:

Открытое акционерное общество "Арзамасский приборостроительный завод имени П.И. Пландина" (ОАО "АПЗ") (RU)

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 контрольно-измерительной технике и может быть использовано для определения величин расходов многофазного потока без предварительной сепарации, например для измерения дебита нефтяных скважин.

Известен способ одновременного определения расходов жидкой и газовой фаз потока газожидкостной смеси (патент RU №2425332 С1, п.1, G01F 1/74, G01F 1/66, 04.05.2009 г.), заключающийся в зондировании восходящего потока несепарированной газожидкостной смеси непрерывным ультразвуковым сигналом, прием отраженного от неоднородностей сигнала, детектирование принятого сигнала для определения разностной частоты принятого и зондирующего сигнала, одновременно с разностной частотой сигнала фиксируют ширину спектра сигнала, во время калибровки определяют зависимости разностной частоты и ширины спектра сигнала от расходов жидкой и газообразной фаз и по полученным во время калибровки зависимостям разностной частоты и ширины спектра сигнала определяют расходы жидкой и газовой фаз.

Недостатком этого способа является следующее: в сигнале присутствует доплеровская частота, а также составляющая, вызванная модуляцией сигнала неоднородностями среды главным образом газовыми включениями. При определении частоты обе эти составляющие неразличимы. При определении ширины спектра учитывается одновременно две эти составляющие, что приводит к увеличению погрешности.

Также известен способ одновременного определения расхода жидкости и газа (заявка на изобретение RU №2009116975, G01F 1/00.04.05.2009 г., опубликовано 10.11.2010 г.), включающий зондирование восходящего потока несепарированной смеси жидкости и газа непрерывным ультразвуковым сигналом, прием отраженного от неоднородностей сигнала, для выделения разностной частоты применяют комплексное детектирование, выделяющее синфазную с зондирующим сигналом и квадратурную составляющие, определяют разностную частоту принятого и зондирующего сигнала, производят спектральный анализ с определением знака преобладающей частоты, подсчет доли времени, когда преобладающая частота принимает отрицательное значение, во время калибровки определяют зависимости частоты и доли времени, когда преобладающая частота принимает отрицательное значение, от расходов жидкой и газообразной фаз и по полученным во время калибровки зависимостям частоты и доли времени, когда преобладающая частота принимает отрицательное значение, определяют расходы жидкой и газовой фаз.

Недостатком этого способа является следующее: в сигнале присутствует доплеровская частота, а также составляющая, вызванная модуляцией сигнала неоднородностями среды, главным образом газовыми включениями. При определении частоты обе эти составляющие неразличимы, что приводит к увеличению погрешности.

Наиболее близким к предлагаемому способу является способ одновременного определения расходов жидкой и газовой фаз потока газожидкостной смеси (патент RU №2425332 С1, п.2, G01F 1/74, G01F 1/66, 04.05.2009 г.), включающий зондирование восходящего потока несепарированной газожидкостной смеси непрерывным ультразвуковым сигналом, прием отраженного от неоднородностей сигнала, комплексное детектирование принятого сигнала для определения разностной частоты принятого и зондирующего сигнала, выделяющее синфазную с зондирующим сигналом и квадратурную составляющие, спектральный анализ с определением знака преобладающей частоты, одновременно с разностной частотой сигнала определяют уровни сигнала, когда преобладающая разностная частота принимает положительное и отрицательное значения, во время калибровки определяют зависимости разностной частоты и отношение уровней сигнала от расходов жидкой и газообразной фаз и по полученным во время калибровки зависимостям разностной частоты и отношения уровней сигнала определяют расходы жидкой и газовой фаз.

Рассмотрим недостатки способа, принятого за прототип.

В данном способе предполагается, что знак доплеровской частоты отражает направление движения рассеивателей. Положительная частота соответствует движению вверх к зонду, а отрицательная - вниз.

Во время нахождения зонда в зоне с мелкодисперсной средой с большим количеством мелких газовых пузырей доплеровская составляющая частоты практически подавлена сигналом, вызванным модуляцией газовыми включениями. Такой сигнал имеет широкий спектр и среднюю частоту, равную нулю. Однако в отдельные моменты времени из-за случайного характера сигнала средняя частота будет принимать либо положительный, либо отрицательный знак. Таким образом, главным недостатком способа, принятого за прототип, является то, что знак частоты плохо будет отражать направление движения смеси.

Данное явление приведет к погрешностям при определении отношения уровней сигнала, когда преобладающая разностная частота принимает положительное и отрицательное значения, что приведет к ошибке определения расходов.

Задачей изобретения является повышение точности измерения и расширении диапазона измеряемых величин.

Это достигается тем, что в предлагаемом способе одновременного определения расходов жидкости и газа, включающем 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, и по полученным во время калибровки зависимостям частоты спектра сигнала и частоты разностного спектра определяют расходы жидкой и газовой фаз.

В другом варианте осуществления способа одновременного определения расходов жидкой и газовой фаз потока газожидкостной смеси, включающего 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, при котором определяют ширину спектра сигнала, определяют разностный спектр как разницу между положительными частотными составляющими и отрицательными частотными составляющими спектра, определяют среднюю частоту разностного спектра, во время калибровки определяют зависимости ширины спектра сигнала и частоты разностного спектра от расходов жидкой и газообразной фаз и по полученным во время калибровки зависимостям ширины спектра сигнала и частоты разностного спектра определяют расходы жидкой и газовой фаз.

Предложен также вариант осуществления способа одновременного определения расходов жидкой и газовой фаз потока газожидкостной смеси, включающий 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, при этом определяют разностный спектр как разницу между положительными частотными составляющими и соответствующими отрицательными частотными составляющими спектра, определяют среднюю частоту разностного спектра, определяют симметричную относительно нулевой частоты составляющую спектра, определяют среднюю частоту симметричной относительно нулевой частоты составляющей спектра, во время калибровки определяют зависимости частоты разностного спектра и частоты симметричной составляющей спектра от расходов жидкой и газообразной фаз и по полученным во время калибровки зависимостям частоты разностного спектра и частоты симметричной составляющей спектра определяют расходы жидкой и газовой фаз.

Еще один вариант осуществления способа одновременного определения расходов жидкой и газовой фаз потока газожидкостной смеси, включающий 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, в котором определяют разностный спектр как разницу между положительными частотными составляющими и соответствующими отрицательными частотными составляющими спектра, определяют среднюю частоту разностного спектра, определяют симметричную относительно нулевой частоты составляющую спектра, определяют мощности разностного спектра и симметричной относительно нулевой частоты составляющей спектра, определяют отношение мощностей разностного спектра и симметричной относительно нулевой частоты составляющей спектра (отношения мощностей), во время калибровки определяют зависимости частоты разностного спектра и отношения мощностей от расходов жидкой и газообразной фаз и по полученным во время калибровки зависимостям отношения мощностей и частоты разностного спектра определяют расходы жидкой и газовой фаз.

Вариантом реализации является 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 и получение спектра мощности сигнала, определение знака преобладающей частоты, определение доли времени, когда преобладающая частота принимает отрицательное значение, при котором определяют разностный спектр как разницу между положительными частотными составляющими и соответствующими отрицательными частотными составляющими спектра, при этом определяют среднюю частоту разностного спектра, во время калибровки определяют зависимости частоты разностного спектра и доли времени, когда преобладающая частота принимает отрицательное значение, от расходов жидкой и газообразной фаз и по полученным во время калибровки зависимостям доли времени, когда преобладающая частота принимает отрицательное значение, и частоты разностного спектра определяют расходы жидкой и газовой фаз.

Также может быть использован вариант реализации способа одновременного определения расходов жидкой и газовой фаз потока газожидкостной смеси, включающий 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, использование отдельного датчика, измеряющего газосодержание, в котором 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 разностного спектра и газосодержания от расходов жидкой и газообразной фаз и по полученным во время калибровки зависимостям газосодержания и частоты разностного спектра определяют расходы жидкой и газовой фаз.

Сущность изобретения поясняется чертежами.

На фиг.1 представлен спектр реального сигнала, полученный при газожидкостной смеси. Видна симметричная относительно нулевой частоты составляющая и несимметричная составляющая, имеющая максимум в районе 5 кГц.

На фиг.2 представлен спектр сигнала, полученный при том же расходе газа, но большем расходе жидкости.

Способ осуществляют следующим образом.

Рассмотрим пример зондирования потока жидкости непрерывным ультразвуковым сигналом.

Ультразвук отражается от неоднородностей потока, приходит на комплексный детектор, который выделяет разностную частоту. Выход комплексного детектора содержит две компоненты: синфазную с зондирующим сигналом и квадратурную составляющие. Используем эти компоненты как единый комплексный сигнал: синфазную как действительную компоненту комплексного числа, а квадратурную как мнимую.

После преобразования Фурье представим спектр в диапазоне от минус половина частоты дискретизации до плюс половина частоты дискретизации.

Спектр доплеровского сигнала несимметричен относительно нулевой частоты, так как он содержит смещенную частоту.

В сигнале присутствуют составляющие, вызванные модуляцией сигнала газовыми пузырьками. Спектр этих составляющих симметричен относительно нулевой частоты.

Признак симметричность - несимметричность спектров позволяет разделить природу сигнала по происхождению.

Рассмотрим эти две компоненты по отдельности.

Для начала рассмотрим несимметричную составляющую спектра.

Несимметричная составляющую спектра несет информацию о скорости движения смеси.

Несимметричную составляющую определяют как разностный спектр между положительными частотными составляющими и соответствующими отрицательными частотными составляющими. Доплеровская частота определяется как средняя частота разностного спектра либо как центр тяжести спектра, определенный через моменты отношение первого момента к нулевому.

Использование разностного спектра для определения доплеровской частоты дает несколько преимуществ:

Уменьшение влияния структуры газовых включений на определение скорости.

Данный способ позволяет исключить влияние помех, так как помехи имеют симметричный спектр.

Для оценки газосодержания возможно либо анализировать весь спектр до разделения на симметричную и несимметричную составляющие, либо только симметричную составляющую спектра.

Вначале рассмотрим использование всего спектра для оценки газосодержания.

Возможны два критерия для оценки газосодержания:

1) среднюю частоту спектра сигнала;

2) ширину спектра сигнала.

При отсутствии доплеровской частоты средняя частота будет равна нулю, так как будет присутствовать только симметричная относительно нуля компонента спектра. В присутствии доплеровской частоты зависимости средней частоты от расходов жидкости и газа отличаются от зависимостей разностной частоты, которая характеризует скорость движения среды. Это различие позволяет найти расходы жидкости и газа.

То же самое касается зависимости ширины спектра. Кроме того, при увеличении газосодержания увеличивается ширина симметричной составляющей, также увеличивается ширина доплеровской составляющей.

Далее рассмотрим симметричную составляющую спектра. Симметричная составляющая несет информацию о газосодержании.

Еще два критерия для оценки газосодержания используя симметричную часть спектра:

3) Величина частоты симметричной части спектра;

4) Мощность симметричной части спектра.

При увеличении газосодержания все эти параметра увеличиваются.

Поскольку мощность зависит не только от газосодержания, но также от большого количества трудноконтролируемых величин, как то акустическое согласование сред и т.д., практически целесообразнее использовать отношение мощностей разностного спектра и симметричной относительно нулевой частоты составляющей спектра (отношения мощностей).

Кроме симметричной части спектра для оценки газосодержания возможно использование других критериев:

5) Возможен вариант осуществления способа с использованием доли отрицательных частот, возникновение которых обусловлено инверсией направления потока при наличии газа.

Для осуществления данного варианта существенным признаком является то, что поток несепарированной газожидкостной смеси восходящий. Иначе не сформируется пузырьковый либо снарядный режим течения и не будет интервалов времени, когда жидкость движется вниз. Для осуществления остальных вариантов предлагаемого способа направление потока не является существенным признаком.

При осуществлении предлагаемого варианта способа необходимо различать направление движения среды вверх к зонду или вниз от зонда.

В случае если отражатель движется вверх к зонду, то частота сигнала до комплексного детектирования будет выше, чем частота зондирующего ультразвука. Соответственно после комплексного детектирования и преобразования Фурье в спектре частота будем иметь положительную величину.

В случае движения вниз, наоборот, отрицательную.

Таким образом, знак преобладающей частоты в спектре указывает на направления движения неоднородностей, что позволяет различить направление движения вверх навстречу к датчику или вниз от него.

Доли времени, когда преобладающая частота принимает отрицательное значение (доли отрицательных частот), несут информацию о количестве газа.

6) Также возможен вариант с использованием конструктивно обособленного специального датчика газосодержания.

В некоторых режимах течения данный подход может дать лучший результат, чем выделение информации о газосодержании из сигнала доплеровского датчика.

Также возможна комбинация этих вышеперечисленных вариантов способа. Возможно три подхода к комбинированию вариантов способа:

A) Ввести промежуточный параметр, который является средней величиной с какими-то весовыми коэффициентами вышеупомянутых критериев для оценки газосодержания. Весовые коэффициенты выбираем путем экспериментального исследования и нахождения комбинации, которая дает лучшую точность. Из калибровочных характеристик для каждого из вышеупомянутых критериев определяют калибровочную характеристику для промежуточного параметра и по ней находят расходы жидкости и газа.

Б) Используя каждый из отдельных критериев совместно с частотой, находим расходы жидкости и газа, а потом с использованием весовых коэффициентов их усредняем. Коэффициенты находим экспериментально. Коэффициенты могут быть разные в разных режимах течения при различных сочетаниях расходов жидкости и газа. Данный подход позволяет оптимально выбрать различную комбинацию критериев при различных режимах течения.

B) Комбинация подходов А) и Б). Сначала находим несколько различных промежуточных параметров, используя коэффициенты, не зависящие от расходов жидкости и газа. Потом полученные расходы усредняем с использованием коэффициентов, зависящих от расходов. Для выбора, который из подходов дает лучшие результаты, проводим экспериментальное исследование.

На предприятии-заявителе был изготовлен многофазный расходомер, в котором были реализованы предлагаемые способы одновременного определения расхода жидкой и газовой фаз потока газожидкостной смеси и были получены положительные результаты.

1. Способ одновременного определения расходов жидкой и газовой фаз потока газожидкостной смеси, включающий 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, отличающийся тем, что 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 и по полученным во время калибровки зависимостям частоты спектра сигнала и частоты разностного спектра определяют расходы жидкой и газовой фаз.

2. Способ одновременного определения расходов жидкой и газовой фаз потока газожидкостной смеси, включающий 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 ширины спектра сигнала, отличающийся тем, что определяют разностный спектр как разницу между положительными частотными составляющими и отрицательными частотными составляющими спектра, определяют среднюю частоту разностного спектра, во время калибровки определяют зависимости ширины спектра сигнала и частоты разностного спектра от расходов жидкой и газообразной фаз и по полученным во время калибровки зависимостям ширины спектра сигнала и частоты разностного спектра определяют расходы жидкой и газовой фаз.

3. Способ одновременного определения расходов жидкой и газовой фаз потока газожидкостной смеси, включающий 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, отличающийся тем, что определяют разностный спектр как разницу между положительными частотными составляющими и соответствующими отрицательными частотными составляющими спектра, определяют среднюю частоту разностного спектра, определяют симметричную относительно нулевой частоты составляющую спектра, определяют среднюю частоту симметричной относительно нулевой частоты составляющей спектра, во время калибровки определяют зависимости частоты разностного спектра и частоты симметричной составляющей спектра от расходов жидкой и газообразной фаз и по полученным во время калибровки зависимостям частоты разностного спектра и частоты симметричной составляющей спектра определяют расходы жидкой и газовой фаз.

4. Способ одновременного определения расходов жидкой и газовой фаз потока газожидкостной смеси, включающий 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, отличающийся тем, что определяют разностный спектр как разницу между положительными частотными составляющими и соответствующими отрицательными частотными составляющими спектра, определяют среднюю частоту разностного спектра, определяют симметричную относительно нулевой частоты составляющую спектра, определяют мощности разностного спектра и симметричной относительно нулевой частоты составляющей спектра, определяют отношение мощностей разностного спектра и симметричной относительно нулевой частоты составляющей спектра (отношения мощностей), во время калибровки определяют зависимости частоты разностного спектра и отношения мощностей от расходов жидкой и газообразной фаз и по полученным во время калибровки зависимостям отношения мощностей и частоты разностного спектра определяют расходы жидкой и газовой фаз.

5. 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 и получение спектра мощности сигнала, определение знака преобладающей частоты, определение доли времени, когда преобладающая частота принимает отрицательное значение, отличающийся тем, что 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 разностного спектра и доли времени, когда преобладающая частота принимает отрицательное значение, от расходов жидкой и газообразной фаз и по полученным во время калибровки зависимостям доли времени, когда преобладающая частота принимает отрицательное значение, и частоты разностного спектра определяют расходы жидкой и газовой фаз.

6. Способ одновременного определения расходов жидкой и газовой фаз потока газожидкостной смеси, включающий 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, использование отдельного датчика, измеряющего газосодержание, отличающийся тем, что 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 разностного спектра и газосодержания от расходов жидкой и газообразной фаз и по полученным во время калибровки зависимостям газосодержания и частоты разностного спектра определяют расходы жидкой и газовой фаз.



 

Похожие патенты:

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).
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 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.

Изобретение относится к области добычи газа и газоконденсата и к измерительной технике и может быть использовано для измерений газоконденсатного фактора в продукции газоконденсатных скважин. Устройство содержит входной трубопровод с отсечной арматурой, блок ингибирования с регулирующей арматурой для подачи ингибитора гидратообразования, трубопровод с регулирующей арматурой и манометром, емкость мерную с предохранительным клапаном, термометром, манометром, сливным краном, емкость мерная закрыта термостатирующей рубашкой с окном уровня конденсата, сливным и заливным патрубками, элемент циклонной сепарации, трубопровод с отсечной арматурой и пробоотборниками, второй блок ингибирования с регулирующей арматурой для подачи ингибитора гидратообразования, трубопровод с отсечной арматурой и ротационным расходомером газа. Согласно изобретению в устройство включен элемент циклонной сепарации с щелевыми пластинами, развернутыми навстречу потоку, заканчивающимися циклоном, дополнительный блок ингибирования, предотвращающий выпадение гидратов в газовом расходомере, а также два пробоотборника, обеспечивающие отбор одной пробы или одновременный отбор двух проб. Технический результат − улучшение степени сепарации жидкой фазы и повышение точности определения газоконденсатного фактора в продукции газоконденсатных скважин. 1 ил.
Наверх