Многофазный расходомер и способ измерения пленки жидкости

Авторы патента:

ФУРНЬЕ Бенуа (FR)

БЭЙКЕР Эндрю (NO)

ЛЮПО Александр (NO)

КАДАЛЕН Себастьен (FR)

G01F1/74 - приборы для измерения потока жидкости, газа или сыпучего твердого материала, находящегося во взвешенном состоянии в другой текучей среде

Владельцы патента RU 2542587:

ШЛЮМБЕРГЕР ТЕКНОЛОДЖИ Б.В. (NL)
ПРЭД РИСЕРЧ ЭНД ДИВЕЛОПМЕНТ ЛИМИТЕД (VG)

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.

ОБЛАСТЬ ТЕХНИКИ

[0001] Аспект настоящего изобретения относится к расходомеру для измерения расхода смеси многофазной жидкости, имеющейпо меньшей мере газовую фазу и жидкую фазу. Другой аспект настоящего изобретения относится к способу измерения расхода смеси многофазной жидкости и коррекции измерения репрезентативной фракции газовой фазы и/или жидкой фазы с помощью измерения части пленки жидкости жидкой фазы. Такой расходомер и способ измерения могут использоваться, в частности, но не только в областях применения, связанных с месторождениями нефти, например, для измерения расхода углеводородного эффлюента, поступающего из геологического образования в скважину, пробуренную с целью разведки и добычи углеводородов.

УРОВЕНЬ ТЕХНИКИ

[0002] WO 99/10712 описывает способ измерения расхода, адаптированный к нефтесодержащим эффлюентам, состоящим из смесей многофазных жидкостей, содержащих воду, нефть и газ. Эффлюент пропускают через расходомер Вентури, в котором эффлюент испытывает падение давления ∆P, среднее значение <∆P> перепада давления определяется за период t₁, соответствующий частоте f₁, которая ниже частоты, при которой газ и жидкость чередуются в режиме пробкового потока, среднее значение <ρm> определяется для плотности жидкой смеси при сжатии расходомера Вентури в указанный период t₁, а значение общего массового расхода <Q> выводится для рассматриваемого периода t₁ из средних значений перепада давления и плотности.

[0003] GB2447490 описывает устройство расходомера и способ измерения газожидкостной смеси с помощью усовершенствованного центробежного разделения. Описанный расходомер содержит ультразвуковой датчик, расположенный в горлышке/сужении расходомера, способный проводить ультразвуковые измерения толщины и/или скорости слоя жидкости, создаваемого индуцированной силой центробежного разделения.

[0004] Такие измерения расхода многофазного потока являются более точными, если по расчетам распределение смеси потока является существенно однородным (как в WO 99/10712) или существенно разделенным (как в GB2447490). Смесь считается однородной, если ее несколько фаз достаточно смешаны и диспергированы, чтобы рассматривать поведение смеси как эквивалент однофазной жидкости, имеющей аналогичную плотность и свойства. Однако в действительности, в зависимости от места установки многофазного расходомера, поступающая смесь многофазного потока не всегда будет однородной. В таком случае смесь обычно гомогенизируют с помощью выпрямителя восходящего потока, расположенного над многофазным расходомером. Например, в связи с многочисленными многофазными расходомерами, в качестве выпрямителя потока, как правило, используют слепой Т-образный выпрямитель. И наоборот, техника разделения газожидкостной смеси на ее репрезентативные фазы необходима для получения завихренного потока с вихревым элементом восходящего потока над многофазным расходомером. Если поток однороден, расчет расхода на основе уравнения Бернулли является актуальным и может быть достаточно точным. Необходимо отметить, что в целом указанный расчет предполагает, что расход смеси многофазной жидкости пропорционален потере давления в горлышке Вентури, которая пропорциональна ускорению эквивалентной однофазной жидкости, как, например, жидкая смесь, проходящая через горлышко Вентури.

[0005] Распределение смеси потока связано с тем, каким образом газ и жидкость распространены/распределены в трубе. Измерительный участок Вентури определен между двумя напорными отверстиями, расположенными на входном участке и в горлышке расходомера. Эффективность выпрямителя потока не всегда идеальна, что приводит к менее однородной текучей смеси потока в расходомере. Кроме того, «степень однородности» многофазной смеси, ее эволюция в динамике и ее положение внутри измерительного участка также могут меняться в зависимости от различных параметров, например: свойств жидкости, предыстории потока, условий восходящего потока в расходомере и т.п. Для моделирования потока на основе однородности эти изменения должны оставаться ограниченными, что позволит применять такой подход с учетом определенных корректировок.

[0006] Если степень однородности смеси потока на входе или внутри многофазного расходомера становится слишком низкой или если степень разделения между соответствующими фазами проточной смеси также становится слишком низкой, тогда соответствующий подход к моделированию потоков является менее точным или больше не применимым. Кроме того, взаимосвязь между расходом и перепадом давления в измерительном звене расходомера Вентури не может быть правильно смоделирована. Как следствие, могут возникнуть ограничения точности таких измерений расхода многофазного потока, когда смесь многофазной жидкости не распределяется в соответствии с заданным подходом моделирования.

[0007] В случае применения подхода моделирования потоков на основе однородности могут возникать другие ограничения точности, если количество одной или нескольких фаз смеси становится очень низким. В частности, это может возникать, если объемная доля газа (ОДГ) в измерительном участке становится очень высокой, например, до 95%. На самом деле, в этом случае нельзя гарантировать надлежащее выпрямление потока смеси многофазной жидкости. В целом, некоторая часть жидкой фазы переносится потоком газа с той же скоростью, а некоторая часть жидкости прилипает к стенке трубы и движется с меньшей скоростью. Как следствие, можно наблюдать значительное разнообразие распределения жидкости, как, например, кольцевой поток, туманообразный поток или кольцевой туманообразный поток. Кроме того, жидкость проходит внутри измерительного участка с разными скоростями в зависимости от того, проходит ли она газовое ядро или находится на стенке трубы. С помощью современных инструментальных технологий, внедренных в различные расходомеры на основе перепада давления, трудно, если вообще возможно, прогнозировать расслоение жидкости между газовым ядром и стенкой трубы. Помимо этого, разделение жидкости между газовым ядром и стенкой трубы зависит от множества различных параметров, таких как свойства жидкости, расход, внутренняя геометрия и недостатки трубы.

[0008] Таким образом, существует необходимость в проведении более точных измерений расхода смеси многофазной жидкости, когда использование подхода моделирования потока на основе однородности не применимо (например, в условиях высокой объемной доли газа ОДГ) или когда использование разделения на основе центробежной силы и моделирования не представляется возможным.

КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ СУЩНОСТИ ИЗОБРЕТЕНИЯ

[0009] Цель настоящего изобретения - представить расходомер и/или способ измерения расхода смеси многофазной жидкости, которые преодолевают одно или несколько ограничений существующего устройства и способов.

[0010] В соответствии с одним аспектомпо меньшей мере одного варианта воплощения настоящего изобретения предусмотрен расходомер для измерения расхода смеси многофазной жидкости, содержащейпо меньшей мере одну газовую фазу и одну жидкую фазу. Расходомер предпочтительно содержит участок трубы, через который проходит смесь многофазной жидкости, участок трубы содержит измерительный участок. Расходомер также предпочтительно содержит устройство измерения фракции, оценивающее репрезентативную фракциюпо меньшей мере одной газовой фазы и жидкой фазы смеси многофазной жидкости, проходящей измерительный участок. В соответствии с настоящим воплощением расходомер дополнительно содержитпо меньшей мере один ультразвуковой датчик, установленный для оценкипо меньшей мере одной характеристики части жидкой фазы, протекающей в виде пленки жидкости вдоль стенки участка трубы. По меньшей мере, одна характеристика используется для корректировки расчетной репрезентативной фракциипо меньшей мере одной газовой фазы и 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.

[0011] Измерительный участок расходомера может быть определен как горлышко участка трубы и располагаться между частью восходящего потока и частью нисходящего потока, например, для создания перепада давления между частью восходящего потока и частью нисходящего потока.

[0012] По меньшей мере, одной характеристикой части жидкой фазы, протекающей в виде жидкой пленки вдоль стенки участка трубы, может быть (без ограничения) любая из нижеперечисленных: толщина пленки жидкости, скорость пленки жидкости, средняя скорость пленки жидкости, профиль скорости пленки жидкости, частота волн вдоль поверхности соприкосновения пленки жидкости и смеси многофазной жидкости, скорость волн, а также средняя высота волн.

[0013] По меньшей мере, один ультразвуковой датчик может быть расположен в горлышке или в измерительном участке. По меньшей мере, один ультразвуковой датчик может быть установлен на лицевой стороне участка трубы, которая не контактирует со смесью многофазной жидкости, или может быть установлен в стенке участка трубы. Кроме тогопо меньшей мере один ультразвуковой датчик может быть расположен по направлению к зоне участка трубы, где смесь многофазных потоков протекает в соответствии с условиями, аналогичными условиям, ожидаемым в измерительном участке. Кроме того, множество ультразвуковых датчиков может быть расположено на одной плоскости, перпендикулярной направлению потока смеси многофазной жидкости, например, для оценки среднего значенияпо меньшей мере одной характеристики части жидкой фазы, протекающей в виде пленки жидкости вдоль стенки участка трубы.

[0014] Устройством измерения фракции может быть гамма-денситометр. Соответственнопо меньшей мере один из ультразвуковых датчиков может быть расположен таким образом, чтобы ультразвуковые волны распространялись параллельно лучу гамма-денситометра.

[0015] Расходомер также может содержать устройства отбора давления ипо меньшей мере один датчик давления для измерения перепада давления смеси многофазной жидкости между частью восходящего потока и измерительным участком. Помимо этогопо меньшей мере один ультразвуковой датчик может быть расположен вблизи устройств отбора давления для определения плоскости, перпендикулярной направлению потока смеси многофазной жидкости.

[0016] Участок трубы может быть соединенпо меньшей мере на одном конце со слепым Т-образным участком трубы, адаптированным для выпрямления потока. Кроме того, смесью многофазной жидкости может быть углеводородный эффлюент, содержащий газ, нефть и воду.

[0017] В соответствии с другим аспектомпо меньшей мере одного варианта воплощения настоящего изобретения предлагается способ измерения расхода смеси многофазной жидкости, содержащей газовую фазу и жидкую фазу. Способ измерения расхода предпочтительно включает создание перепада давления между частью восходящего потока и частью нисходящего потока расходомера потоком смеси многофазной жидкости в участке трубы, имеющем измерительный участок, расположенный между частью восходящего потока и частью нисходящего потока. Этот способ также содержит подачу смеси многофазной жидкости для гамма-излучения, измерение поглощения гамма-лучейпо меньшей мере одной газовой фазой и жидкой фазой, проходящей в измерительном участке, и оценку репрезентативной фракциипо меньшей мере одной газовой фазы и жидкой фазы в смеси многофазной жидкости.

[0018] Способ измерения расхода дополнительно включает оценкупо меньшей мере одной характеристики части жидкой фазы, протекающей в виде жидкой пленки вдоль стенки измерительного участка, с использованиемпо меньшей мере одного ультразвукового датчика и коррекцию расчетной репрезентативной фракциипо меньшей мере одной газовой фазы и жидкой фазы на основепо меньшей мере одной характеристики, 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. Кроме того, указанный способ включает расчет расхода смеси многофазной жидкости на основе скорректированной репрезентативной фракциипо меньшей мере одной газовой фазы и жидкой фазы. Расходомер для измерения расхода смеси многофазной жидкости может измерять степень образования кольца смеси многофазной жидкости в расходомере. Таким образом, можно корректировать измерения газовой фракции с учетом размера пленки жидкости в участке трубы, где проводятся связанные с фракцией измерения; указанный размер рассчитывается с помощью ультразвуковых измерений.

[0019] Кроме того, ультразвуковые датчики могут быть адаптированы для полностью неинтрузивного функционирования, например, ультразвуковые сигналы, проходящие через толщину стенки трубы, вызывают лишь незначительное изменение внешней структуры трубы, что позволяет надежно устанавливать датчики, не создавая при этом какого-либо источника утечки жидкости.

[0020] Другие преимущества будут очевидными из нижеприведенного описания настоящего изобретения.

КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ ЧЕРТЕЖЕЙ

[0021] В помощь специалистам в данной области техники при создании и использовании предмета настоящего изобретения приведена ссылка на прилагаемые чертежи, которые не предназначены для вычерчивания в масштабе и в которых одинаковые номера позиций используются для обозначения аналогичных элементов для обеспечения согласованности. Для ясности следует отметить, что в каждом чертеже могут быть промаркированы не все компоненты.

[0022] Фиг.1 схематически демонстрирует расположение береговой скважины добычи углеводородов, иллюстрируя различные примеры развертывания варианта воплощения расходомера в соответствии с одним из аспектов настоящего изобретения.

[0023] Фиг.2 демонстрирует вид в поперечном сечении, схематически иллюстрирующий вариант воплощения многофазного расходомера настоящего изобретения в ситуации высокой объемной доли газа (ОДГ).

[0024] Фиг.3 демонстрирует вид сверху в поперечном сечении, схематически иллюстрирующий горлышко расходомера типа Вентури, сконструированного в соответствии с вариантом воплощения настоящего изобретения.

[0025] Фиг.4 демонстрирует вид сбоку в поперечном сечении вдоль линии 70 фиг.3.

[0026] Фиг.5 демонстрирует вид сверху в поперечном сечении в горлышке расходомера типа Вентури, иллюстрирующий теоретическую ситуацию высокой объемной доли газа ОДГ с пленкой жидкости на стенке горлышка и капли в ядре горлышка.

[0027] Фиг.6 схематично иллюстрирует способ коррекции измерений расхода в соответствии с одним из вариантов воплощения настоящего изобретения.

ПОДРОБНОЕ ОПИСАНИЕ

[0028] Фиг.1 схематически демонстрирует расположение береговой скважины для добычи углеводородов и оборудование 2 над геологическим образованием 3 углеводородов после проведения операции бурения, после запуска бурильных труб и, в конечном итоге, после проведения работ по цементированию, освоению и перфорации, а также после начала эксплуатации. Скважина начинает производить углеводороды, например, нефть и/или газ. На данном этапе ствол скважины содержит по существу вертикальную часть 4, а также может содержать горизонтальную или отклоненную части 5. Ствол скважины 4 представляет собой или не обсаженный ствол скважины, или обсаженный ствол скважины, или комбинацию не обсаженных и обсаженных частей.

[0029] Обсаженный ствол скважины содержит кольцо 6 и корпус 7. Кольцо 6 может быть заполнено цементом или материалом для заполнения открытого ствола, например, гравийной набивкой. Нисходящая скважина, первый 8 и второй 9 рабочие участки скважины обычно включают перфорации, эксплуатационные пакеры и насосно-компрессорные колонны 10, 11 на глубине, соответствующей резервуару, а именно нефтегазоносным зонам геологического образования 3 углеводородов. Жидкая смесь 13 поступает из вышеуказанных зон 8, 9 геологического образования 3 углеводородов. Жидкая смесь 13 представляет собой смесь 13 многофазной углеводородной жидкости, содержащей множество фракций жидкости (вода, нефть, газ) и множество составляющих элементов (воду, молекулы различных углеводородов, различные молекулы, растворенные в воде). Жидкая смесь 13 поступает из нисходящей скважины через насосно-компрессорные колонны 10, 11, а также из скважины, идущей из устья 14 скважины. Устье 14 скважины соединено с установкой 15 наземного производства с помощью наземного трубопровода 12. Установка 15 наземного производства, как правило, может содержать цепь соединенных вместе элементов, например, редуктор давления, теплообменник, насосную установку, сепаратор, бак, горелку и т.п. (подробно не показано). В одном варианте воплощения настоящего изобретения один или несколько многофазных расходомеров 1 для измеренияпо меньшей мере расхода смеси 13 многофазной жидкости могут быть установлены в жидкостной связи с насосно-компрессорными колоннами 10, связанными с первым рабочим участком 8, или в жидкостной связи с насосно-компрессорными колоннами 11, связанными со вторым рабочим участком 9 (как показано на фиг.1) или другими участками скважины (не представлено на фиг.1). В другом варианте воплощения настоящего изобретения один или несколько многофазных расходомеров 1 для измеренияпо меньшей мере расхода смеси 13 многофазной жидкости могут быть установлены в наземном трубопроводе 12.

[0030] Устройство 16 контроля и сбора данных соединено с многофазным расходомером 1 настоящего изобретения и/или другими датчиками нисходящей скважины (не показано), и/или устройствами активного освоения скважины, например, клапанами (не показано). Устройство 16 контроля и сбора данных может быть расположено на поверхности. Устройство 16 контроля и сбора данных может содержать компьютер. Оно также может содержать элемент спутниковой связи (не показан) для передачи данных в офис клиента. Его управление может осуществлять оператор.

[0031] Точный дизайн устройства для внутрискважинных работ и устройства наземного производства/контроля не относится к настоящему изобретению, и, следовательно, указанные устройства подробно здесь не описаны.

[0032] Фиг.2 представляет собой поперечное сечение, схематически иллюстрирующее вариант воплощения многофазного расходомера 1 настоящего изобретения. Многофазный расходомер 1 измеряет скорость смешанных потоков различных фаз 13, например газа, нефти и воды, без разделения фаз. Многофазный расходомер проводит дополнительные измерения, в частности, на жидкой фазе.

[0033] Многофазный расходомер 1 предпочтительно содержит участок 21 трубы с внутренним диаметром, который постепенно уменьшается от части 23 восходящего потока к измерительному участку 24 или горлышку, формируя сходящийся расходомер Вентури, а затем постепенно увеличивается от горлышка 24 к части 25 нисходящего потока. Сходящийся расходомер Вентури вызывает падение давления между частью 23 восходящего потока и частью 25 нисходящего потока, огибая горлышко 24. Часть трубы вокруг горлышка 24 Вентури представляет собой измерительный участок. Участок 21 трубы может быть соединен с любой отводящей трубой 10, 11, 12 с помощью любого подходящего соединительного устройства, например, фланца 26 с системой болтовых отверстий и уплотнительным профилем (подробно не показано). Смесь 13 многофазной жидкости поступает через часть 23 восходящего потока, горлышко 24 и часть 25 нисходящего потока участка 21 трубы, как показано стрелкой. Кроме того, в то время как многофазный расходомер 1 описан здесь как расходомер Вентури из соображений лаконичности, следует понимать, что настоящее изобретение также может применяться к другим многофазным расходомерам, известным в данной области техники, например, расходомер с коническим V-образным телом, диафрагменный расходомер и т.п.

[0034] Участок 21 трубы многофазного расходомера 1 может быть соединен с первым выпрямителем потока в виде слепого T-образного участка 20 трубы в части 23 восходящего потока. Многофазный расходомер 1 также может быть соединен со вторым слепым T-образным участком 22 трубы в части 25 нисходящего потока. В одном аспекте настоящего изобретения первый слепой T-образный участок трубы адаптирован для достижения большей гомогенизации жидкой смеси 13, которая поступает в отверстие участка 21 трубы многофазного расходомера 1, по сравнению с жидкой смесью 13, поступающей в первый слепой T-образный участок 20 трубы. Второй слепой T-образный участок 22 трубы не играет какой-либо роли в выпрямлении потока жидкой смеси 13 в многофазном расходомере. Различные участки 20, 21, 22 трубы могут быть соединены друг с другом вышеуказанным фланцем 26.

[0035] Кроме того, многофазный расходомер 1 содержит различные датчики для измерения различных характерных значений смеси 13 многофазной жидкости, поступающей в участок 21 трубы.

[0036] В одном варианте воплощения настоящего изобретения датчик представляет собой расходомер Вентури, оценивающий общий расход многофазной жидкости 13 на основе измерения перепада давления. Участок 21 трубы снабжен устройствами 28, 29 отбора давления. Первое устройство 28 отбора давления может располагаться в части 23 восходящего потока. Первый датчик 31 давления связан с первым устройством 28 отбора давления для измерения давления смеси 13 многофазной жидкости, поступающей в часть 23 восходящего потока. Второе устройство 29 отбора давления может располагаться в горлышке 24. Второй датчик 32 давления связан со вторым устройством 29 отбора давления для измерения давления смеси 13 многофазной жидкости, поступающей в горлышко 24. Таким образом, можно измерять падение давления смеси 13 многофазной жидкости между частью 23 восходящего потока и горлышком с помощью сходящегося расходомера Вентури. Тем не менее, специалист в данной области техники должен понимать, что датчик перепада давления (не показан) может быть расположен между первым устройством 28 отбора давления и вторым устройством 29 отбора давления так, чтобы измерять перепад давления смеси 13 многофазной жидкости между частью 23 восходящего потока и горлышком, частью 23 восходящего потока и частью 25 нисходящего потока или горлышком 24 и частью 25 нисходящего потока.

[0037] В другом варианте воплощения настоящего изобретения датчик представляет собой устройство измерения фракции, например, гамма-денситометр, содержащий источник 33 гамма-излучения и детектор 34 гамма-излучения. Гамма-денситометр измеряет поглощение гамма-излучения каждой фазой смеси 13 многофазной жидкости и оценивает плотность смеси 13 многофазной жидкости и скорость движения каждой фазы. Источник 33 гамма-излучения и детектор 34 гамма-излучения диаметрально расположены на каждой противоположной стороне горлышка 24 или вблизи к горлышку.

[0038] Источник 33 гамма-излучения может представлять собой источник 133 радиоизотопа бария или любое разнообразие ядерных источников, известных в области техники многофазного измерения. Такой источник 33 гамма-излучения генерирует фотоны, энергия которых распределяется в спектре с несколькими пиками. Основные пики источника 133 радиоизотопа бария имеют три различных уровня энергии, а именно 32 кэВ, 81 кэВ и 356 кэВ. В качестве другого примера, как альтернатива источнику 33 гамма-излучения, может быть использована известная рентгеновская трубка.

[0039] Детектор 34 гамма-излучения может содержать сцинтиллирующий кристалл (например, NalTI) и фотоэлектронный умножитель. Детектор 34 гамма-излучения измеряет скорость счета (количества распознанных фотонов) в различных каналах регистрации излучения, соответствующих ослабленным гамма-лучам, которые прошли через смесь 13 многофазной жидкости в горлышке. Точнее, скорости счета измеряются в каналах регистрации излучения, которые связаны с пиками энергетического спектра гамма-фотонов при 32 кэВ, 81 кэВ и 356 кэВ.

[0040] Измерения скорости счета в каналах регистрации излучения при 32 кэВ и 81 кэВ в основном чувствительны к жидким фракциям жидкой смеси 13 и составляющим элементам (композиции) за счет фотоэлектрического эффекта и эффекта Комптона при этих уровнях энергии. Измерения скорости счета в канале регистрации излучения при 356 кэВ проявляют значительную чувствительность к плотности составляющих элементов за счет эффекта Комптона только на этом уровне энергии. На основе этих измерений поглощения и калибровочных измерений можно рассчитать скорость движения каждой фазы и плотность смеси 13 многофазной жидкости. Такой расчет был подробно описан в нескольких документах, в частности, в WO 02/50522, и не будет подробно описан здесь ниже.

[0041] В качестве альтернативы измерительным устройствам на основе фракции ядерного источника, например, гамма-денситометра, можно использовать другие фракционные измерительные приборы, например, микроволновый или рентгеновский фракционный измерительный прибор.

[0042] Многофазный расходомер 1 также может включать датчик температуры (не показан) для измерения температуры смеси 13 многофазной жидкости.

[0043] В другом варианте воплощения настоящего изобретения оба вышеуказанных датчика можно объединить для расчета общего расхода смеси 13 многофазной жидкости, плотности смеси 13 многофазной жидкости и скорости движения каждой фазы смеси 13 многофазной жидкости.

[0044] Кроме того, многофазный расходомер 1 содержитпо меньшей мере один ультразвуковой датчик 35, 36, 37, 38. Каждый ультразвуковой датчик используется для оценкипо меньшей мере одной характеристики пленки жидкости, поступающей вдоль стенки участка трубы неинтрузивным способом. Примеры такой характеристики могут включать, но не должны ограничиваться толщиной пленки жидкости, скоростью пленки жидкости, средней скоростью пленки жидкости, профилем скорости пленки жидкости, частотой волн вдоль поверхности соприкосновения между пленкой жидкости и смесью (13) многофазной жидкости, скоростью волн, а также средней высотой волн. Использование методик, известных в данной области техники для измерения скорости жидкости пленки, например, таких методик, как импульсный ультразвуковой доплер, описанный в GB2447490 (включенном в настоящее описание в качестве ссылки), может повышать точность измерения расхода многофазной жидкости при реализации в соответствии с вариантами воплощения настоящего изобретения. Хотя здесь представлено подробное описание, касающееся измерения толщины пленки, специалисту в данной области техники будет понятно, что такое описание может также относиться к другим характеристикам пленки жидкости.

[0045] Измерения толщины проводятся локально, в том смысле, что можно оценивать только толщину пленки жидкости, проходящей в передней части ультразвукового датчика. Ультразвуковые датчики могут представлять собой пьезоэлектрические преобразователи, работающие последовательно в условиях излучения и приема, как известно в данной области техники. Различные датчики 35, 36, 37 могут быть установлены или вставлены на внешней стороне стенки участка 21 трубы многофазного расходомера 1 в различных местах, например, рядом с частью 23 восходящего потока и/или горлышком 24, и/или частью 25 нисходящего потока, соответственно. Кроме тогопо меньшей мере еще один датчик 38 может быть расположен на внешней стороне стенки первого слепого T-образного участка 20 трубы, например, рядом с местом, где участок 21 трубы соединен с первым слепым T-образным участком 20 трубы. Возможно, будет удобным любое другое положение датчика перед зоной трубы, где смесь 13 многофазной жидкости поступает в соответствии с условиями потока, аналогичными условиям, которые ожидаются в горлышке Вентури. Ультразвуковой датчик может быть расположен в слепом отверстии с внешней стороны стенки участка трубы, отделенной от смеси многофазной жидкости стенкой трубы, керамикой, пластиком или любым типом материала, пригодного для удерживания давления потока, и, желательно, материалом с сопротивлением, подходящим для ультразвуковых измерений смеси 13 многофазной жидкости. Таким образом, ультразвуковой датчик может быть вкручен или прикреплен на внешней стороне стенки участка трубы. Каждый ультразвуковой датчик может быть расположен таким образом, чтобы ультразвуковые колебания/волны распространялись перпендикулярно направлению потока смеси 13 многофазной жидкости (изображено в виде стрелки) или стенке участка трубы, или параллельно лучу прибора измерения фракции (например, гамма-денситометра). Таким образом, расположение указанных датчиков не влияет на расположение других датчиков, герметичность и общий дизайн многофазного расходомера 1. Как подробно описано ниже, эти датчики могут точно измерять толщину пленки жидкости и эволюцию пленки жидкости вдоль участка трубы, в частности, на измерительном участке.

[0046] Следует отметить, что устройства 28, 29 отбора давления, датчики 31, 32 давления, источник 33 гамма-излучения и детектор 34, а также ультразвуковые датчики 35, 36, 37, 38 были изображены на фиг.2 в одной плоскости исключительно для упрощения чертежа. Специалистам в данной области техники может быть очевидным, что указанные объекты могут быть расположены вокруг участка трубы в разных плоскостях, как, например, изображено на фиг.3.

[0047] Датчики 31, 32 давления, датчик температуры (не показан), детектор 34 гамма-излучения и ультразвуковые датчики 35, 36, 37, 38 соединены с устройством 16 контроля и сбора данных. Интерфейс (не показан) может быть соединен между различными датчиками и устройством 16 контроля и сбора данных. Такой интерфейс может включать средства аналого-цифрового преобразователя, средства мультиплексирования, средства проводной или беспроводной коммуникации и средства обеспечения электропитания.

[0048] Устройство 16 контроля и сбора данных может определять общую скорость потока, скорости движения отдельных фаз смеси 13 многофазной жидкости, плотность смеси 13 многофазной жидкости, температуру и другие показатели на основе измерений, обеспечиваемых различными датчиками и детекторами.

[0049] Фиг.3 представляет собой вид сверху, схематически иллюстрирующий горлышко расходомера Вентури в поперечном сечении в соответствии с конкретным вариантом воплощения настоящего изобретения. В этом варианте воплощения четыре ультразвуковых датчика 361, 362, 363, 364 расположены вокруг горлышка, а именно в том же самом поперечном сечении, что и источник 33 гамма-излучения и детектор 34 гамма-излучения. Указанные датчики 361, 362, 363, 364 могут измерять локальные характеристики пленки. Например, среднее значение характеристики (например, толщина и/или скорость) может быть оценено на основе измерений, проводимых четырьмя ультразвуковыми датчиками 361, 362, 363, 364. Эту оценку можно считать достаточно точной оценкой характеристики пленки в луче 60 гамма-денситометра.

[0050] Обе фиг.3 и 4 схематически иллюстрируют ситуацию высокой объемной доли газа ОДГ. В такой ситуации основной поток 40 влажного газа с каплями нефти и воды 51 поступает в ядро участка 21 трубы, в то время как пленка жидкости, содержащая нефть и воду 50 с пузырьками газа 41, поступает вдоль стенки участка 21 трубы. При высокой объемной доле газа ОДГ точность гамма-денситометра может резко снижаться. Считается, что высокая объемная доля газа ОДГ смеси 13 многофазной жидкости составляетпо меньшей мере 90%.

[0051] На фиг.4 изображен боковой вид поперечного сечения вдоль линии 70 фиг.3, иллюстрирующий принцип измерения пленки жидкости.

[0052] Каждый ультразвуковой датчик 361, 363 в режиме передачи производит акустические сигналы (колебания/волны) 61, которые отражаются любой поверхностью соприкосновения, возникшей на их пути. Отраженные звуковые сигналы (колебания/волны) порождают эхо, которое измеряется ультразвуковым датчиком 361, 363 в режиме приема. Первый отраженный акустический сигнал 62 порождается акустическими сигналами 61, частично отраженными на поверхности соприкосновения между стенкой участка трубы и пленкой 50 жидкости на стенке. Второй отраженный звуковой сигнал 63 порождается акустическими сигналами 61, частично отраженными на поверхности соприкосновения между пленкой 50 жидкости и газовым потоком 40.

[0053] Таким образом, акустические сигналы пересекают, во-первых, толщину металла 71, а затем толщину жидкости 72. Какие-либо значительные или измеримые эха в газовом потоке 40 отсутствуют из-за дисперсии акустических сигналов в газовой фазе. Два эха и их соответствующие эффекты из-за многократных отражений принимаются и учитываются в ультразвуковом датчике. Эти эха обрабатываются, и рассчитывается два времени переноса. Эти данные о времени переноса конвертируют в толщину металла 71 и толщину жидкости 72, используя данные о плотности каждого материала и скорости ультразвукового сигнала в каждом материале.

[0054] Фиг.5 представляет собой вид сверху горлышка расходомера Вентури в поперечном сечении, изображающий теоретическую ситуацию высокой объемной доли газа ОДГ с пленкой жидкости на стенке горлышка и каплями в ядре горлышка с целью иллюстрации различных измерений приведенных ниже формул.

[0055] В примере с высокой объемной долей газа ОДГ, изображенном на фиг.5, смесь 13 жидкости, поступающая через горлышко расходомера Вентури, содержит газовое ядро с каплями и пленкой жидкости на стенке. Диаметр ядра в этом примере составляет приблизительно 75% от общего диаметра горлышка. Таким образом, предположив, что чистое газовое ядро, газовая фракция составляет около 50%, и глядя на распределение жидкости в пределах луча, можно увидеть, что газовое ядро занимает гораздо больше чем 50% общей площади луча. Таким образом, доля газа, измеренного в луче, будет значительно выше, чем истинная доля газа в трубе. Эффект этой ошибки снижается при наличии капель жидкости, находящейся в ядре (как показано).

[0056] Предполагается, что толщина пленки 72 или среднее значение толщины пленки (см. вариант воплощения настоящего изобретения, представленный на фиг.3) измеряется в месте, где фракции измеряют с помощью гамма-денситометра. Предполагается, что пленка жидкости в этом примере представляет собой идеальное кольцо.

[0057] Кроме того, в целях упрощения предполагается, что геометрия носит двухмерный характер 2-D, т.е. луч 60 гамма-денситометра представляет собой не цилиндр, а поперечное сечение в самой широкой его части. Полный трехмерный 3-D расчет возможен, но существенно не повлияет на полученные результаты.

[0058] Горлышко расходомера Вентури имеет радиус R_T. Ядро, которое по расчетам представляет собой однородную смесь газа и капель жидкости, имеет радиус R_C. Радиус луча - а.

[0059] Площадь ядра (капли+газ) в луче А_ВС можно рассчитать по формуле:

[0060] которую можно решить как стандартный интеграл, а именно:

[0061] Аналогично общую площадь (ядро+пленка) в луче A_B можно рассчитать по формуле:

[0062] которую можно решить как стандартный интеграл, а именно:

[0063] Площадь, занимаемая пленкой A_BC, представляет собой разницу этих двух площадей:

[0064] Указанный расчет предполагает, что диаметр ядра превышает диаметр луча. A_BCD - площадь, занимаемая в луче каплями.

[0065] Фракция жидкости, измеряемая лучом гамма-денситометра:

[0066] Площадь, занимаемая каплями внутри луча:

[0067] Кроме того, предполагается, что капли 51 равномерно распределены внутри ядра. Следовательно, долю капель, проходящих через луч, можно рассматривать как эквивалентную доле капель, проходящих через горлышко. Доля капель, проходящих через площадь горлышка:

[0068] Фактическая доля жидкости в виде пленки, проходящая через стенку горлышка:

[0069] И, наконец, фактическая доля жидкости, проходящая через горлышко:

[0070] Таким образом, зная размер горлышка Вентури и размер луча (оба значения известны с соответствующим допуском в процессе производства многофазного расходомера) и измерив толщину пленки 72, можно корректировать жидкую фракцию и, следовательно, газовую фракцию, измеряемую гамма-денситометром.

[0071] Фиг.6 схематично иллюстрирует способ расчета измерений расхода для настоящего изобретения.

[0072] В первом шаге S1 проводят различные измерения в соответствии с вышеприведенным подробным описанием в связи с фиг.2, а именно:

измерения перепада давления (∆P);

измерения затухания гамма-лучей (γ);

ультразвуковые измерения (УЗ); а также

измерения давления (P) и температуры (T).

[0073] Во втором шаге S2 проводят две серии расчетов. Во-первых, фракцию газа α_G и фракцию жидкости α_Lрассчитывают, например, на основе измерений затухания, проведенных с помощью гамма-денситометра. Во-вторых, фракцию жидкости в виде пленки на горлышке α_{L-горлышко/пленка}можно рассчитать на основе ультразвуковых измерений.

[0074] В третьем шаге S3 расчетную фракцию газа α_G и фракцию жидкости α_Lможно скорректировать на основе расчетной фракции жидкости в виде пленки на горлышке α_{L-горлышко/пленка}. Рассчитывают скорректированную фракцию газа α_{G-COR И}скорректированную фракцию жидкости α_L-COR. Фракцию жидкости в виде капель на горлышке α_{L-горлышко/капли} можно рассчитать с помощью уравнения:

[0075] В четвертом шаге S4 скорость потока газовой фазы Q_G, скорость потока жидкой фазы Q_L, скорость потока жидкости в виде пленки Q_{L-пленка} и/или скорость потока жидкости в виде капель Q_L-капли можно рассчитать на основе измерений перепада давления ∆P, скорректированной фракции газа α_G-COR, фракции пленки жидкости α_{L-горлышко/пленка}и фракции жидких капель α_{L-горлышко/капли}. В этом расчете также можно учитывать свойства жидкости, включая, но не ограничиваясь плотностью, вязкостью и поверхностным натяжением, которые связаны с исходными данными газа IN_G или жидкости IN_L, известными или полученными при калибровке многофазного расходомера, и/или эффектом фактического давления P и температурных условий Т смеси 13 многофазной жидкости во время измерений. Таким образом, можно улучшить производительность многофазного расходомера.

[0076] Следует отметить, что варианты воплощения настоящего изобретения не ограничиваются береговыми скважинами для добычи углеводородов и могут использоваться в море. Кроме того, хотя некоторые варианты воплощения настоящего изобретения имеют чертежи, демонстрирующие горизонтальный ствол скважины и вертикальный ствол скважины, указанные варианты воплощения настоящего изобретения могут также применяться к отклоненным стволам скважин. Все варианты воплощения настоящего изобретения в равной степени применимы к обсаженным и не обсаженным стволам скважины (в открытом стволе). Хотя конкретные приложения настоящего изобретения относятся к нефтедобывающей промышленности, также возможны другие способы применения в других отраслях, например, в горнодобывающей промышленности и т.п. Аппарат настоящего изобретения применим к различным способам применения, связанным с разведкой и добычей углеводородов, например, постоянный мониторинг скважин, в котором несколько многофазных расходомеров расположены в различных местах в скважине.

[0077] Хотя настоящее изобретение описано в связи с расходомером Вентури, важно обеспечить перепад давления при прохождении смеси 13 многофазной жидкости через многофазный расходомер. Как упоминалось выше, этот эффект может быть обеспечен при использовании расходомера с коническим телом или диафрагменного расходомера.

[0078] Вышеприведенные чертежи и их описание иллюстрируют, а не ограничивают настоящее изобретение.

[0079] Хотя чертежи демонстрируют различные функциональные объекты в качестве различных блоков, это отнюдь не исключает реализаций, в которых один объект выполняет несколько функций или в которых несколько объектов выполняют одну функцию. В связи с этим чертежи носят исключительно схематический характер.

[0080] Любую ссылочную позицию в формуле изобретения нельзя рассматривать как ограничивающую формулу изобретения. Слово «содержащий» не исключает наличия других элементов, помимо элементов, указанных в формуле изобретения. Единственное число элементов не исключает наличия множества таких элементов.

1. Расходомер (1) для измерения расхода смеси (13) многофазной жидкости, содержащей по меньшей мере одну газовую фазу (40) и по меньшей мере одну жидкую фазу (50), включающий:
участок (21) трубы, через который поступает смесь (13) многофазной жидкости, содержащий измерительный участок (24);
устройство измерения фракции, оценивающее репрезентативную фракцию по меньшей мере одной газовой фазы (40) и жидкой фазы (50) смеси (13) многофазной жидкости, проходящей через измерительный участок (24); и
по меньшей мере один ультразвуковой датчик (35, 36, 37, 38), установленный для оценки по меньшей мере одной характеристики части жидкой фазы (50), поступающей в виде пленки жидкости вдоль стенки участка (21) трубы, и
устройство (16) контроля и сбора данных, выполненное с возможностью использования, по меньшей мере одной характеристики
для корректировки расчетной репрезентативной фракции по меньшей мере одной газовой фазы (40) и жидкой фазы (50), когда газовая фаза (40) проходит в ядре участка (21) трубы, причем часть жидкой фазы (50) частично проходит в виде жидкой пленки вдоль стенки участка (21) трубы, а другая часть жидкой фазы (50) частично проходит в виде капель жидкости в ядре участка (21) трубы, и
вычисления (S4) расхода Q_TOT смеси (13) многофазной жидкости, на основе скорректированной репрезентативной фракции по меньшей мере одной газовой фазы (40) и жидкой фазы (50).

2. Расходомер (1) в соответствии с п.1, отличающийся тем, что по меньшей мере один ультразвуковой датчик (36) расположен в измерительном участке (24).

3. Расходомер (1) в соответствии с п.1 или 2, отличающийся тем, что по меньшей мере один ультразвуковой датчик (35, 36, 37, 38) расположен по направлению к зоне участка (21) трубы, причем смесь (13) многофазного потока поступает в соответствии с условиями, аналогичными условиям, ожидаемым в измерительном участке (24).

4. Расходомер (1) в соответствии с п.1, отличающийся тем, что по меньшей мере одна характеристика части жидкой фазы (50), поступающей в виде пленки жидкости вдоль стенки участка (21) трубы, выбрана из группы, состоящей из: толщины пленки жидкости, скорости пленки жидкости, средней скорости движения пленки жидкости, профиля скорости пленки жидкости, частоты волн вдоль поверхности соприкосновения пленки жидкости и многофазной смеси (13) жидкости, скорости волн и средней высоты волн.

5. Расходомер (1) в соответствии с п.1, отличающийся тем, что измерительный участок (24) задан как горлышко участка (21) трубы и расположен между частью (23) восходящего потока и частью (25) нисходящего потока так, чтобы создавать перепад давления между частью (23) восходящего потока и частью (25) нисходящего потока.

6. Расходомер (1) в соответствии с п.1, отличающийся тем, что множество ультразвуковых датчиков (361, 362, 363, 364) находится на одной плоскости, перпендикулярной направлению потока смеси (13) многофазной жидкости, для оценки среднего значения по меньшей мере одной характеристики части жидкой фазы (50), поступающей в виде пленки жидкости вдоль стенки участка (21) трубы.

7. Расходомер (1) в соответствии с п.1, отличающийся тем, что устройство измерения фракции представляет собой гамма-денситометр.

8. Расходомер (1) в соответствии с п.7, отличающийся тем, что по меньшей мере один ультразвуковой датчик (35, 36, 37, 38) расположен так, чтобы ультразвуковые волны (61, 62, 63) распространялись параллельно лучу (60) гамма-денситометра.

9. Расходомер (1) в соответствии с п.1, отличающийся тем, что по меньшей мере один ультразвуковой датчик (35, 36, 37, 38) установлен по направлению к участку (21) трубы, не контактируя со смесью (13) многофазной жидкости.

10. Расходомер (1) в соответствии с п.1, отличающийся тем, что по меньшей мере один ультразвуковой датчик (35, 36, 37, 38) установлен на стенке участка (21) трубы.

11. Расходомер (1) в соответствии с п.1, отличающийся тем, что расходомер (1) дополнительно содержит устройства (28, 29) отбора давления и по меньшей мере один датчик давления для измерения перепада давления смеси (13) многофазной жидкости между частью (23) восходящего потока и измерительным участком (24).

12. Расходомер (1) в соответствии с п.11, отличающийся тем, что по меньшей мере один ультразвуковой датчик (35, 36, 37, 38) расположен вблизи устройств (28, 29) отбора давления для определения плоскости, перпендикулярной направлению потока смеси (13) многофазной жидкости.

13. Расходомер (1) в соответствии с п.1, отличающийся тем, что участок (21) трубы соединен, по меньшей мере, на одном конце со слепым Т-образным участком (20, 22) трубы.

14. Расходомер (1) в соответствии с п.1, отличающийся тем, что смесь (13) многофазной жидкости представляет собой углеводородный эффлюент, содержащий газ, нефть и воду.

15. Способ измерения расхода смеси (13) многофазной жидкости, содержащей газовую фазу (40) и жидкую фазу (50), включающий:
создание перепада давления между частью (23) восходящего потока и частью (25) нисходящего потока расходомера с помощью потока смеси (13) многофазной жидкости в участке (21) трубы расходомера (1), имеющего измерительный участок (24), расположенный между частью (23) восходящего потока и частью (25) нисходящего потока;
подачу смеси (13) многофазной жидкости на гамма-излучение (60), измерение (S1) поглощения гамма-лучей (60) по меньшей мере одной газовой фазой (40) и жидкой фазой (50), проходящей измерительный участок (24), и оценку репрезентативной фракции по меньшей мере одной газовой фазы (40) и жидкой фазы (50) в смеси (13) многофазной жидкости;
используют по меньшей мере один ультразвуковой датчик (35, 36, 37, 38), для оценки (S2) по меньшей мере одной характеристики части жидкой фазы (50), поступающей в виде пленки жидкости вдоль стенки измерительного участка (24), используют по меньшей мере одну характеристику для корректировки (S3) расчетной репрезентативной фракции по меньшей мере одной газовой фазы (40) и жидкой фазы (50), когда газовая фаза (40) проходит ядро участка (21) трубы, часть жидкой фазы (50) частично проходит в виде пленки жидкости вдоль стенки участка (21) трубы, а другая часть жидкой фазы (50) частично проходит в виде капель жидкости в ядре участка (21) трубы; а также
расчет (S4) расхода Q_TOT смеси (13) многофазной жидкости на основе скорректированной репрезентативной фракции по меньшей мере одной газовой фазы (40) и жидкой фазы (50).

16. Способ измерения расхода смеси (13) многофазной жидкости в соответствии с п.15, отличающийся тем, что по меньшей мере одну характеристику оценивают в позиции перед зоной участка трубы, куда смесь (13) многофазной жидкости поступает в соответствии с условиями, аналогичными условиям, ожидаемым в измерительном участке (24).

17. Способ измерения расхода смеси (13) многофазной жидкости в соответствии с п.15 или 16, отличающийся тем, что по меньшей мере одна характеристика части жидкой фазы (50), поступающей в виде пленки жидкости вдоль стенки участка (21) трубы, выбрана из группы, состоящей из: толщины пленки жидкости, скорости пленки жидкости, средней скорости пленки жидкости, профиля скорости пленки жидкости, частоты волн вдоль поверхности соприкосновения пленки жидкости и смеси (13) многофазной жидкости, скорости волн и средней высоты волн.

18. Способ измерения расхода смеси (13) многофазной жидкости в соответствии с п.15, отличающийся тем, что расчет расхода Q_TOT смеси (13) многофазной жидкости включает расчет по меньшей мере одной скорости движения Q_G газовой фазы (40), скорости движения Q_L жидкой фазы (50), скорости движения Q_{L-пленка} части пленки жидкости жидкой фазы (50) и скорости движения Q_L-капли части жидких капель жидкой фазы (50).

19. Способ измерения расхода смеси (13) многофазной жидкости в соответствии с п.15, отличающийся тем, что по меньшей мере одна характеристика оценивается средним значением толщины пленки жидкости с помощью множества ультразвуковых датчиков (361, 362, 363, 364), расположенных в одной и той же самой плоскости, перпендикулярной направлению потока смеси (13) многофазной жидкости.

20. Способ измерения расхода смеси (13) многофазной жидкости в соответствии с п.15, отличающийся тем, что дополнительно включает измерение перепада давления смеси (13) многофазной жидкости между частью (23) восходящего потока и частью (25) нисходящего потока.

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.

Система, способ и установка для измерения многофазного потока // 2535638

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.

Способ идентификации скважины с измененной объемной обводненностью куста нефтяных скважин // 2531500

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.

Датчик для обнаружения пузырьков в жидкости, протекающей по пути потока // 2521731

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.

Способ идентификации скважины с измененным массовым расходом жидкости куста нефтяных скважин // 2521623

Способ одновременного определения расходов жидкой и газовой фаз потока газожидкостной смеси (варианты) // 2510489

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.

Объемный двухфазный расходомер газожидкостной смеси и система измерения расхода многофазного потока // 2507484

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 // 2503929

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 определения расходов первой газообразной фазы и, по меньшей мере, второй жидкой фазы, присутствующих в многофазной текучей среде // 2503928

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 и способ количественного анализа перекачиваемого флюида // 2502960

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 измерения мультифазного флюида в скважине // 2544180

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.

Способ определения истинного объемного паросодержания и скоростей фаз потока влажного пара в паропроводе после узла смешения потоков перегретого пара и воды // 2551386

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.

Способ измерения суммарного и фракционного расходов несмешивающихся сред и система для его осуществления // 2551480

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.

Устройство для измерения газоконденсатного фактора // 2556293

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.

Способ одновременного определения расходов и концентраций компонентов многофазной смеси с функцией самоконтроля (варианты) и система измерительная интеллектуальная для его осуществления // 2559858

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. Предложенная система измерительная интеллектуальная содержит в себе средства для метрологического самоконтроля, в частности два датчика скорости и два датчика акустической удельной проводимости, расположенные в первой и второй секциях трубы соответственно, для которых обеспечено выравнивание полей измеряемых величин. Для этого указанные две секции трубы соединены последовательно и имеют одинаковое поперечное сечение. Возможно два варианта выполнения способа. В первом варианте сравнивают показания упомянутых датчиков для обеспечения метрологического диагностического самоконтроля системы. Вторым вариантом проведения метрологического диагностического самоконтроля системы является расчет расходов двух жидких и газовой фаз для каждой из секций трубы и их сравнение. Описанная выше система реализует любой из указанных способов либо одновременно оба этих способа. Предложенное изобретение обеспечивает возможность метрологического самоконтроля интеллектуальной измерительной системы. 3 н.п. ф-лы.

Способ эксплуатации резонансной измерительной системы // 2565849

Представлен и описан способ эксплуатации резонансной измерительной системы (1), прежде всего в форме массового расходомера Кориолиса или в форме плотномера, причем резонансная измерительная система (1) имеет по меньшей мере одну измерительную трубку (3) с протекающей через нее средой (2), по меньшей мере один генератор (4) колебаний, по меньшей мере один датчик (5а, 5b) колебаний, и по меньшей мере один блок (6) управления и обработки данных, причем измерительную трубку (3) с помощью генератора (4) колебаний приводят в колебательное движение с заданной частотой возбуждения и первой амплитудой, и результирующее колебательное движение измерительной трубки (3) регистрируют посредством по меньшей мере одного датчика (5а, 5b) колебаний. Простое и достоверное обнаружение многофазных потоков достигнуто за счет того, что блок (6) управления и обработки данных из зарегистрированного результирующего колебательного движения определяет по меньшей мере одну первую измеряемую величину (хi) по меньшей мере для одного зависимого от амплитуды при многофазности среды (2) параметра состояния (х), что измерительную трубку (3) с помощью генератора (4) колебаний приводят в колебательное движение с частотой возбуждения и отличной от первой амплитуды второй амплитудой, результирующее колебание измерительной трубки (3) регистрируют, и блок (6) управления и обработки данных из зарегистрированного результирующего колебательного движения определяет по меньшей мере одну вторую измеряемую величину (xj) для зависимого от амплитуды при многофазности среды (2) параметра состояния (х), и что отклонение (Δхij) измеряемой величины по меньшей мере одной из первых измеряемых величин (хi) по меньшей мере от одной из соответствующих вторых измеренных значений (xj) используют в качестве показателя наличия многофазного потока. Технический результат - повышение достоверности обнаружения наличия сногофазовых потоков без усложнения резонансной измерительной системы. 2 н. и 9 з.п. ф-лы, 3 ил.

Устройство для измерения состава потока многофазной смеси // 2569909

Использование: для измерения состава потока многофазной смеси. Сущность изобретения заключается в том, что устройство для измерения состава потока многофазной смеси содержит измерительную трубку (1), формирующую трубопровод для потока многофазной смеси, средство (2) излучения для облучения многофазной смеси в измерительной трубке (1) электромагнитным излучением, средство (3) детектирования для детектирования излучения средства (2) излучения, которое проходит через многофазную смесь в измерительной трубке (1), средство (5) анализа для определения состава многофазной смеси на основе детектированного излучения и калибровочных данных по меньшей мере одной жидкой фазы и по меньшей мере одной газообразной фазы, при этом калибровочный сосуд (4) размещен рядом с измерительной трубкой (1) таким образом, что средство (2) излучения может облучать калибровочный сосуд (4), и средство (3) детектирования может детектировать излучение средства (2) излучения, проходящее через калибровочный сосуд (4); калибровочный сосуд (4) может соединяться с измерительной трубкой (1) таким образом, что калибровочный сосуд (4) заполняется многофазной смесью или соответствующими фазами многофазной смеси из измерительной трубки (1); предусмотрено средство (6) сбора данных для получения калибровочных данных из излучения, детектированного средством (3) детектирования, которое проходит через калибровочный сосуд (4), когда калибровочный сосуд (4) заполнен многофазной смесью или соответствующими фазами многофазной смеси из измерительной трубки (1). Технический результат: обеспечение возможности самокалибровки при измерении состава потока многофазной смеси. 2 н. и 20 з.п. ф-лы, 4 ил.

Многофазный расходомер // 2589354

Изобретение относится к многофазному рентгеновскому расходомеру. Расходомер содержит первое детекторное средство для измерения объемного расхода многофазной текучей среды внутри секции трубы и второе детекторное средство для определения поглощения рентгеновского или гамма-излучения текучей средой внутри секции трубы по меньшей мере на двух различных длинах волн. Согласно изобретению, стенка (18) секции трубы содержит окружное поднутрение (20), расположенное по потоку перед первым и вторым детекторным средством, что позволяет разрушать прилипающие к стенке жидкие пленки по потоку после поднутрения. Технический результат - улучшение определения фазового состава. 6 з.п. ф-лы, 3 ил.

Многофазный расходомер // 2602494

Многофазный расходомер может быть использован в информационно-измерительных системах нефтедобывающей, нефтеперерабатывающей промышленностях для измерения дебита нефтяной скважины без предварительной сепарации многофазного потока, а также для измерения расхода компонентов многофазной среды. Устройство имеет источник магнитного поля в виде постоянного магнита, установленный и жестко закрепленный на внешней стороне участка трубы в месте сужения, измерительное устройство, выполненное в виде электродов, установленных и жестко закрепленных в отверстиях, выполненных в стенке участка трубы, за сужением, источник переменного электрического поля в виде накладного конденсатора, жестко закрепленный на внешней стенке участка трубы перед сужением, пьезоэлектрические ультразвуковые преобразователи, установленные и закрепленные в отверстиях, выполненных в стенке участка трубы, первый преобразователь расположен перед источником переменного электрического поля, а второй - за измерительным устройством. Технический результат - повышение точности измерения расхода компонентов многофазного потока за счет усовершенствования конструкции устройства. 1 ил.

Способ и устройство для распознавания наличия жидкости в газовом потоке // 2616760

Изобретение относится к способу распознавания наличия жидкости (50) в газовом потоке, текущем в трубопроводе, с применением ультразвукового расходомерного устройства (10), причем попарно имеются измерительные контуры, вертикально сдвинутые на одинаковое заданное расстояние относительно центральной оси так, что один лежит в верхней зоне над центральной осью, а другой лежит в нижней зоне под центральной осью, при этом на первом этапе (102) проверяют, выдает ли самый нижний измерительный контур (30) достоверное измеряемое значение скорости течения газа, на втором этапе (104) вычисляют значение турбулентности для каждого измерительного контура (30, 36; 32, 34) пары и устанавливают отношение обоих значений турбулентности и на третьем этапе (106) на обоих измерительных контурах (30, 36; 32, 34) пары вычисляют соответствующую скорость (SoS) звука и устанавливают отношение обеих скоростей (SoS) звука, причем выводят предупреждающий сигнал о жидкости: если на первом этапе выдают недостоверное измеряемое значение, или если на втором этапе отношение значений турбулентности отличается от 1 более чем на заданное допустимое значение, или если на третьем этапе отношение скоростей звука отличается от 1 более чем на заданное допустимое значение. Технический результат – повышение чувствительности распознавания жидкости в трубопроводе. 2 н. и 9 з.п. ф-лы, 5 ил.