EA003869B1 - Одновременное определение расходов и концентраций компонентов многофазной смеси - Google Patents

Одновременное определение расходов и концентраций компонентов многофазной смеси Download PDF

Info

Publication number
EA003869B1
EA003869B1 EA200200632A EA200200632A EA003869B1 EA 003869 B1 EA003869 B1 EA 003869B1 EA 200200632 A EA200200632 A EA 200200632A EA 200200632 A EA200200632 A EA 200200632A EA 003869 B1 EA003869 B1 EA 003869B1
Authority
EA
Eurasian Patent Office
Prior art keywords
section
mixture
pipe
pipeline
sections
Prior art date
Application number
EA200200632A
Other languages
English (en)
Other versions
EA200200632A1 (ru
Inventor
Владимир Петрович Дробков
Владимир Иванович Мельников
Андрей Викторович Шустов
Original Assignee
Нест Интернэшнл Н.В.
Владимир Петрович Дробков
Владимир Иванович Мельников
Андрей Викторович Шустов
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Нест Интернэшнл Н.В., Владимир Петрович Дробков, Владимир Иванович Мельников, Андрей Викторович Шустов filed Critical Нест Интернэшнл Н.В.
Publication of EA200200632A1 publication Critical patent/EA200200632A1/ru
Publication of EA003869B1 publication Critical patent/EA003869B1/ru

Links

Classifications

    • G—PHYSICS
    • G01—MEASURING; TESTING
    • G01F—MEASURING VOLUME, VOLUME FLOW, MASS FLOW OR LIQUID LEVEL; METERING BY VOLUME
    • G01F1/00—Measuring the volume flow or mass flow of fluid or fluent solid material wherein the fluid passes through a meter in a continuous flow
    • G01F1/74—Devices for measuring flow of a fluid or flow of a fluent solid material in suspension in another fluid
    • G—PHYSICS
    • G01—MEASURING; TESTING
    • G01F—MEASURING VOLUME, VOLUME FLOW, MASS FLOW OR LIQUID LEVEL; METERING BY VOLUME
    • G01F1/00—Measuring the volume flow or mass flow of fluid or fluent solid material wherein the fluid passes through a meter in a continuous flow
    • G01F1/66—Measuring the volume flow or mass flow of fluid or fluent solid material wherein the fluid passes through a meter in a continuous flow by measuring frequency, phase shift or propagation time of electromagnetic or other waves, e.g. using ultrasonic flowmeters
    • G01F1/663—Measuring the volume flow or mass flow of fluid or fluent solid material wherein the fluid passes through a meter in a continuous flow by measuring frequency, phase shift or propagation time of electromagnetic or other waves, e.g. using ultrasonic flowmeters by measuring Doppler frequency shift
    • G—PHYSICS
    • G01—MEASURING; TESTING
    • G01F—MEASURING VOLUME, VOLUME FLOW, MASS FLOW OR LIQUID LEVEL; METERING BY VOLUME
    • G01F1/00—Measuring the volume flow or mass flow of fluid or fluent solid material wherein the fluid passes through a meter in a continuous flow
    • G01F1/704—Measuring the volume flow or mass flow of fluid or fluent solid material wherein the fluid passes through a meter in a continuous flow using marked regions or existing inhomogeneities within the fluid stream, e.g. statistically occurring variations in a fluid parameter
    • G01F1/708—Measuring the time taken to traverse a fixed distance
    • G01F1/7082—Measuring the time taken to traverse a fixed distance using acoustic detecting arrangements
    • G—PHYSICS
    • G01—MEASURING; TESTING
    • G01F—MEASURING VOLUME, VOLUME FLOW, MASS FLOW OR LIQUID LEVEL; METERING BY VOLUME
    • G01F1/00—Measuring the volume flow or mass flow of fluid or fluent solid material wherein the fluid passes through a meter in a continuous flow
    • G01F1/704—Measuring the volume flow or mass flow of fluid or fluent solid material wherein the fluid passes through a meter in a continuous flow using marked regions or existing inhomogeneities within the fluid stream, e.g. statistically occurring variations in a fluid parameter
    • G01F1/708—Measuring the time taken to traverse a fixed distance
    • G01F1/712—Measuring the time taken to traverse a fixed distance using auto-correlation or cross-correlation detection means
    • G—PHYSICS
    • G01—MEASURING; TESTING
    • G01N—INVESTIGATING OR ANALYSING MATERIALS BY DETERMINING THEIR CHEMICAL OR PHYSICAL PROPERTIES
    • G01N29/00—Investigating or analysing materials by the use of ultrasonic, sonic or infrasonic waves; Visualisation of the interior of objects by transmitting ultrasonic or sonic waves through the object
    • G01N29/02—Analysing fluids
    • G01N29/032—Analysing fluids by measuring attenuation of acoustic waves
    • G—PHYSICS
    • G01—MEASURING; TESTING
    • G01N—INVESTIGATING OR ANALYSING MATERIALS BY DETERMINING THEIR CHEMICAL OR PHYSICAL PROPERTIES
    • G01N29/00—Investigating or analysing materials by the use of ultrasonic, sonic or infrasonic waves; Visualisation of the interior of objects by transmitting ultrasonic or sonic waves through the object
    • G01N29/04—Analysing solids
    • G01N29/09—Analysing solids by measuring mechanical or acoustic impedance
    • G—PHYSICS
    • G01—MEASURING; TESTING
    • G01N—INVESTIGATING OR ANALYSING MATERIALS BY DETERMINING THEIR CHEMICAL OR PHYSICAL PROPERTIES
    • G01N2291/00—Indexing codes associated with group G01N29/00
    • G01N2291/02—Indexing codes associated with the analysed material
    • G—PHYSICS
    • G01—MEASURING; TESTING
    • G01N—INVESTIGATING OR ANALYSING MATERIALS BY DETERMINING THEIR CHEMICAL OR PHYSICAL PROPERTIES
    • G01N2291/00—Indexing codes associated with group G01N29/00
    • G01N2291/02—Indexing codes associated with the analysed material
    • G01N2291/024—Mixtures
    • G01N2291/02433—Gases in liquids, e.g. bubbles, foams
    • G—PHYSICS
    • G01—MEASURING; TESTING
    • G01N—INVESTIGATING OR ANALYSING MATERIALS BY DETERMINING THEIR CHEMICAL OR PHYSICAL PROPERTIES
    • G01N2291/00—Indexing codes associated with group G01N29/00
    • G01N2291/02—Indexing codes associated with the analysed material
    • G01N2291/028—Material parameters
    • G01N2291/02809—Concentration of a compound, e.g. measured by a surface mass change
    • G—PHYSICS
    • G01—MEASURING; TESTING
    • G01N—INVESTIGATING OR ANALYSING MATERIALS BY DETERMINING THEIR CHEMICAL OR PHYSICAL PROPERTIES
    • G01N2291/00—Indexing codes associated with group G01N29/00
    • G01N2291/02—Indexing codes associated with the analysed material
    • G01N2291/028—Material parameters
    • G01N2291/02836—Flow rate, liquid level
    • G—PHYSICS
    • G01—MEASURING; TESTING
    • G01N—INVESTIGATING OR ANALYSING MATERIALS BY DETERMINING THEIR CHEMICAL OR PHYSICAL PROPERTIES
    • G01N2291/00—Indexing codes associated with group G01N29/00
    • G01N2291/02—Indexing codes associated with the analysed material
    • G01N2291/028—Material parameters
    • G01N2291/02863—Electric or magnetic parameters
    • G—PHYSICS
    • G01—MEASURING; TESTING
    • G01N—INVESTIGATING OR ANALYSING MATERIALS BY DETERMINING THEIR CHEMICAL OR PHYSICAL PROPERTIES
    • G01N2291/00—Indexing codes associated with group G01N29/00
    • G01N2291/10—Number of transducers
    • G01N2291/105—Number of transducers two or more emitters, two or more receivers

Landscapes

  • Physics & Mathematics (AREA)
  • General Physics & Mathematics (AREA)
  • Fluid Mechanics (AREA)
  • Acoustics & Sound (AREA)
  • Pathology (AREA)
  • Health & Medical Sciences (AREA)
  • Biochemistry (AREA)
  • General Health & Medical Sciences (AREA)
  • Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Immunology (AREA)
  • Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Analytical Chemistry (AREA)
  • Electromagnetism (AREA)
  • Measuring Volume Flow (AREA)
  • Investigating Or Analyzing Materials By The Use Of Ultrasonic Waves (AREA)
  • Analysing Materials By The Use Of Radiation (AREA)
  • Investigating Or Analysing Materials By Optical Means (AREA)
  • Investigating Or Analyzing Materials By The Use Of Magnetic Means (AREA)
  • Investigating Or Analyzing Materials By The Use Of Electric Means (AREA)
  • Sampling And Sample Adjustment (AREA)

Abstract

Настоящее изобретение относится к способу и устройству для измерения объемных расходов компонентов жидкой фазы и газа и определению их объемных концентраций в многофазной смеси вдоль трубы. Измерения проводятся в ультразвуковой системе, которая включает в себя комплект расположенных внутри трубы измерительных преобразователей локальных акустических параметров. Каждая пара излучателя и приемника измерительного преобразователя образует объем контролируемой среды, в котором делается выборка. Объемные концентрации компонентов смеси определяются по времени прохождения акустических импульсов через объем среды, в котором делается выборка. Объемные расходы компонентов смеси вычисляются путем измерения скоростей и объемных концентраций фаз на двух участках трубы, имеющих разные площади поперечного сечения и расположенных последовательно на некотором расстоянии друг от друга в направлении потока.

Description

Область техники, к которой относится изобретение
Изобретение относится к способу и устройству для определения объемных расходов и объемных концентраций компонентов жидкой фазы и газа в многофазных смесях жидкостей и газов, таких, как текучие среды нефтяных скважин, состоящие из нефти, воды и газа. В частности, изобретение относится к такому способу и такому устройству, которые соответствуют ограничительным частям пп.1 и 15 формулы изобретения, соответственно.
Уровень техники
Сточные продукты, вытекающие по трубе из нефтяной скважины, представляют собой многофазную смесь нефти, воды и газа. Точное и одновременное измерение расходов и объемных концентраций компонентов смеси важно для управления работой скважины.
Способы и устройства для измерения этих характеристик потока, принятые до сих пор, требуют предварительного отделения газа в специальных сепараторах, которые устанавливают в измерительных устройствах на территории нефтяных месторождений. Этот факт приводит к значительным капитальным затратам на проведение таких измерений.
Известны также способы измерения упомянутых характеристик многофазного потока без предварительного отделения газовой фазы. Эти способы и устройства основаны на различных физических принципах, к которым относятся разность плотностей и электромагнитные характеристики компонентов, взаимодействие с гамма-лучами и ультразвуковыми волнами, и другие.
В документе КП-С-2138023 описаны способ и устройство в соответствии с ограничительной частью п.1 формулы изобретения и ограничительной частью п.15 формулы изобретения, соответственно. При осуществлении известного способа, в одном месте вдоль трубы, через которое многофазная смесь проходит с постоянной скоростью потока, измеряют акустическую удельную проводимость смеси путем передачи акустических импульсов через контролируемый объем смеси с помощью передатчика и подсчитывают эти импульсы, когда их принимает приемник, при этом соотношение передаваемых и принимаемых импульсов отображает количество некоторой фазы смеси. Кроме того, в каждом из двух мест измеряется время, которое занимает прохождение импульса через контролируемый объем, при этом упомянутое время подвергают взаимной корреляции со временем, получаемым из другого места, а потом используют вместе со значением расстояния между упомянутыми местами для вычисления скорости. При калибровке аппаратуры с использованием чистой нефти и чистой воды, измеряют времена прохождения импульса через контролируемый объем и используют их вместе с реальным измеренным (на месте) временем прохождения, упомянутым количественным соотношением фаз, упомянутой скоростью и величиной поперечного сечения трубы для вычисления действительных расходов газа, нефти и воды.
В документе ЕР-А-0684458 описан прибор для измерения расходов компонентов многофазной смеси, в котором трубка содержит два сужения, каждое из которых обеспечивает изменение скорости потока относительно скорости потока в местах, соответственно находящихся непосредственно перед каждым сужением. Для каждого сужения измеряют разность давлений между упомянутыми местами. Значение объема V между сужениями следует определять заранее. Используя сигналы разности давлений и значение V объема, можно определить суммарный объемный расход с.|. Измеряя разность статических давлений, можно определить первое приближение плотности ρ смеси. Для выдачи одного или нескольких показаний, дающих информацию о составе многофазной смеси, используют дополнительное устройство. Задаваясь плотностями рн, рв и рг компонентов многофазной смеси, определяют расходы фаз. С помощью этого известного прибора для измерения расходов, в местах, где скорость смеси претерпела изменения, то есть, в каждом сужении, измеряют не саму скорость. И на некотором расстоянии от сужения тоже измеряют не скорость. Вместо этого, приходится измерять разность давлений в каждом сужении, чтобы по ней определять время, затрачиваемое смесью на прохождение от одного сужения к другому сужению. Исходя из упомянутого времени и известного расстояния между сужениями, вычисляют скорость.
В патенте США № 5287752 описано устройство для определения расходов многофазных текучих сред посредством комплекта конденсаторов, установленных на двух параллельных пластинах, которые расположены внутри горизонтальной или наклонной трубы, параллельной направлению потока. Чтобы определить объемное соотношение воды и нефти, а также часть поперечного сечения трубы, занимаемого жидкой фазой, измеряют полные сопротивления среды, находящейся в этот момент в измерительных модулях всех элементарных конденсаторов. Скорость жидкой фазы определяют путем измерения и осуществления взаимной корреляции полных сопротивлений элементарных конденсаторов, расположенных в ряду матрицы, находящемся в части поперечного сечения, занимаемого жидкой фазой. Скорость газа определяют путем измерения времени прохождения мест конструктивной деформации потоком в верхней части трубы. Объемные расходы фаз определяют с учетом частей попереч ного сечения трубы, занимаемых жидкой и газовой фазами потока.
Предложенный способ имеет ограниченную область применения, поскольку им можно эффективно пользоваться только в режиме прерывистого течения. Такой вывод сделан потому, что при этом способе не учитывается тип эмульсии и дисперсии компонентов.
В патенте США № 5367911 описана установка для получения измеряемых характеристик поведения текучей среды в трубе, которую можно использовать в качестве расходомера. Измерительное устройство включает в себя, по меньшей мере, два датчика, расположенные внутри трубы, при этом один размещен ниже по течению, чем другой. Эти датчики могут включать в себя акустические измерительные преобразователи или датчики электрической удельной проводимости (или удельного сопротивления). Каждый датчик выдает выходной информационный сигнал, характеризующий измеряемое физическое свойство среды, протекающей в соответствующих объемах, в которых делаются выборки. Выходные сигналы обрабатываются в некоторой схеме и подвергаются взаимной корреляции. Поскольку расстояние между датчиками известно, то осуществляется вычисление скорости потока.
Однако авторы этого патента не учитывают тот факт, что газовая фаза перемещается относительно жидкой фазы в многофазных потоках.
Европейский патент А 0684458 относится к способу и устройству для измерения расхода многофазных текучих сред. Устройство содержит две секции, расположенные на некотором расстоянии друг от друга вдоль канала. Эти секции реализованы в виде трубок Вентури. Каждая секция включает в себя проход с разными площадями поперечного сечения, снабженный средствами внесения в нем изменения скорости, а также обеспечения соответствующей вариации динамического давления. Кроме того, устройство включает в себя соответствующие средства для измерения результирующих разностей давлений. Два сигнала разностей давлений, получаемые в упомянутых соответствующих секциях, пригодны для осуществления взаимной корреляции с целью получения третьего сигнала, характеризующего суммарный объемный расход. Чтобы определить расходы фаз, измеряют еще одну разность давлений в проточной секции, которая представляет собой некоторый тип трубки Вентури, и получают сигнал, который является функцией суммарного массового расхода О и плотности ρ смеси. Еще одну разность давлений измеряют в секции типа «дифференциального скважинного манометра». Эта секция находится в части вертикального канала, которая имеет постоянную площадь поперечного сечения. Последнее давление обычно представляют как разность статических давлений, кото рая в первом приближении пропорциональна плотности ρ смеси. Кроме того, устройство включает в себя модуль, расположенный в канале, который выдает одно или несколько показаний состава многофазной текучей среды, иными словами, определяет объемные или массовые концентрации компонентов, входящих в состав текучей среды. Процессор вычисляет массовый расход О вдоль параллельных траекторий, в зависимости от содержания газа. Когда содержание газа является умеренным (< 65%), используют первый способ обработки на основе сигнала, пропорционального выражению 02/ρ. и сигнала, характеризующего плотность ρ смеси. Второй способ обработки, основанный на сигнале, характеризующем суммарный объемный расход, и сигнале, характеризующем плотность ρ смеси, используют, когда содержание газа является высоким (> 65%).
Необходимо отметить, что устройства с секциями типа трубок Вентури имеют малый динамический диапазон и, следовательно, могут применяться в ограниченном диапазоне измерений расхода. Кроме того, фактор расхода в таких устройствах в значительной степени зависит от содержания газа, которое влияет на точность измерений. В описанном устройстве содержание газа вычисляется, а не измеряется, что также уменьшает точность измерений. Использование такого устройства для измерения расхода сточных продуктов, содержащих сырую нефть, может привести к засорению датчиков давления этого устройства.
Сущность изобретения
В настоящем изобретении предложены способ и устройство для определения объемных расходов компонентов многофазной смеси вдоль части трубы без предварительного отделения газа.
В настоящем изобретении также предложен способ измерения объемных концентраций компонентов многофазной смеси вдоль части трубы.
В изобретении также предложены способ и устройство для измерения вышеупомянутых характеристик многофазной среды при разных типах потока.
Изобретение гарантирует получение достоверных данных измеряемых характеристик сточных продуктов при разных размерах газовых включений.
Кроме того, изобретение гарантирует компактность устройства и простоту его переноски.
Вышеупомянутые признаки реализуются посредством способа определения объемных расходов жидких компонентов и газа в многофазной смеси, протекающей по трубе, в соответствии с которым модуль измерения характеристик потока, установленный в трубу, включает в себя две секции, которые в этом описании также именуются участками, трубы, располо женные последовательно в направлении потока и имеющие разные площади проточного сечения:
Е2 = кГ1 (диаметр Э2 = Э^к), где к Ф 1.
Когда к ® 0,5, изменение площади проточного сечения обуславливает значительное изменение скорости жидкой фазы и, соответственно, действительной скорости газовой фазы на участках измерительной трубы ( 1< мг, 2), т0гда как изменение относительной скорости газовых включений и действительной объемной концентрации φ газа в смеси незначительны. Вычислительный анализ модели течения смеси позволил вывести формулу для определения объемного расхода жидкой фазы для многофазного потока, проходящего через калиброванные участки трубы:
= [к/ (1 - к)]Г![ МГ, 2(1 - ф2) ~ «г, 2(1 - фг) ) ·
Объемный расход газа определяется по следующей формуле:
<2Г = Γχ· МГгг фг = Е2' «г,2' ф2 ·
Действительные скорости Аг газовой фазы, объемные концентрации φ газа, объемные концентрации жидких компонентов, например, воды, А, и нефти, (1 - А), на калиброванных участках трубы определяются посредством ультразвуковых измерений объемов, в которых делаются выборки, многофазного потока с помощью комплекта измерительных преобразователей, расположенных внутри участков измерительной трубы вдоль радиуса проточного сечения. Эти измерительные преобразователи служат в качестве излучателей и приемников акустических сигналов в объемах, в которых делаются выборки.
Затем усредняют полученные значения локальных характеристик многофазного потока по площадям поперечных сечений участков измерительной трубы.
Измерение действительной скорости газа проводят посредством взаимной корреляции сигналов датчиков или Допплеровским способом.
Измерение объемной концентрации газа проводят посредством индикации акустической удельной проводимости объемов, в которых делаются выборки, среды.
Ультразвуковое измерение объемной концентрации компонентов жидкой фазы основано на определении времени прохождения акустических импульсов через объем, в котором делается выборка, поскольку обнаружено, что в такой текучей среде, как смесь воды и нефти, время прохождения сигнала практически линейно зависит от соотношения объемных концентраций этих компонентов, безотносительно типа эмульсии.
Вышеупомянутые признаки также обеспечиваются устройством для определения объемных расходов и объемных концентраций жидких компонентов и газа в многофазной смеси жидкости и газа, протекающей по трубе, включающим в себя модуль измерения расхода, установленный в трубе. Модуль измерения расхода содержит два участка трубы, расположенные последовательно в направлении потока и имеющие различные площади проточного сечения: Е2 = кЕ1 (диаметр Э2 = Э1^к), где к Ф 1.
Изменение площади проточного сечения (когда к ® 0,5) обуславливает значительное изменение скорости жидкой фазы и действительной скорости газа на участках измерительной трубы («г,1<^г,2)5 тогда как изменение относительной скорости газовых включений_и действительной объемной концентрации Ф газа в смеси незначительны. Объемный расход жидкой фазы определяется разностью произведений действительной скорости газовой фазы на часть Ή - Ф) сечения трубы, занимаемой жидкой фазой, в первом и втором участках измерительной трубы:
СА = [к/ (1 - к)] ЕН йР,2{1 - φ2) - νΓί1(1 - фЦ ] .
Объемный расход газа определяется по следующей формуле: _ <2г = Г1· МГл1- ф1 = Е2- Νγ,2 * ф2Действительные скорости газовой фазы, объемные концентрации φ газа, объемные концентрации жидких компонентов, например, воды, А, и нефти, (1 - А), в калиброванных участках трубы определяются посредством ультразвуковых измерений локальных объемов многофазного потока с помощью комплекта измерительных преобразователей, расположенных внутри участков измерительной трубы вдоль радиуса проточного сечения.
Принцип действия прибора для измерения локальной скорости газа основан на определении взаимной корреляционной функции амплитуды сигнала акустического измерительного преобразователя удельной проводимости. Два преобразователя расположены на фиксированном расстоянии, один - выше по направлению потока, другой - ниже по направлению потока. Акустический измерительный преобразователь состоит из излучателя и приемника ультразвуковых импульсов, обеспечивающих акустическую «подсветку» объема, в котором делается выборка. Измерительный преобразователь можно использовать в качестве излучателя и приемника отраженных сигналов в режиме «излучение - прием».
Электроакустический канал прибора для измерения работает следующим образом: импульсы напряжения из генератора импульсов поступают в излучатель, где они преобразуются в ультразвуковые импульсы. После прохождения через объем, в котором делается выборка, они принимаются приемником, преобразуются в импульсы напряжения, усиливаются и посылаются на вход пикового детектора, управляемый строб-импульсами. Строб-импульсы определяют временной интервал, в течение которого ожидается прием сигнала. Напряжение на входе пикового детектора пропорционально амплитуде принимаемого сигнала и определяется потерями акустической энергии в объеме датчика, в котором делается выборка. Выходные сигналы пиковых детекторов поступают в блок вычислений, который определяет взаимную корреляционную или автокорреляционную функцию (в случае одного измерительного преобразователя) и вычисляет действительную локальную скорость газовой фазы или жидкой фазы без газа.
Кроме того, можно воспользоваться подробно разъясненным в технической литературе Допплеровским способом измерения локальной скорости газовой фазы посредством проведения замеров в среде с помощью ультразвуковых импульсов, направленных в направлении вверх по течению потока. В этом варианте излучатель и приемники также располагают внутри участков измерительной трубы.
Принцип действия прибора для измерения объемной концентрации газа основан на индикации акустической удельной проводимости объема, в котором делается выборка. Сигнал из генератора импульсов напряжения посылается в излучатель, состоящий из передатчика и волновода. После преобразования акустические импульсы достигают объема, в котором делается выборка, по волноводу, проходят через этот объем, и по приемному волноводу поступают в передатчик, где они преобразуются в сигнал напряжения, который после усиления поступает в пиковый детектор. Формирователь стробимпульсов открывает пиковый детектор на некоторое время, в течение которого ожидается поступление сигнала. Из пикового детектора выходной сигнал, пропорциональный амплитуде принимаемого сигнала, поступает в блок сравнения (компаратор), который сравнивает выходной сигнал пикового детектора с уровнем различения, задаваемым формирователем уровня различения. Выходной сигнал блока сравнения поступает в блок вычислений, который определяет объемное содержание газа в среде, как отношение времени присутствия газовой фазы в объеме, в котором делается выборка, к полному времени измерения.
Принцип действия ультразвукового измерителя объемных концентраций жидких компонентов основан на определении времени прохождения ультразвуковых импульсов через объем, в котором делается выборка, многофазного потока, поскольку обнаружено, что в жидкой фазе, такой, как смесь воды и нефти, время прохождения ультразвукового сигнала практически линейно зависит от соотношения объемных концентраций жидких компонентов, безотносительно типа эмульсии. Расстояние между излучателем и приемником выбирают таким образом, что предотвращается проникновение крупных газовых включений с размерами свыше 1 мм. Импульсы напряжения из генератора посы лаются в ультразвуковой излучатель, который формирует акустические импульсы. Акустические импульсы проходят через объем, в котором делается выборка, принимаются приемником и преобразуются в сигнал напряжения, который усиливается, а затем посылается в стробируемый блок сравнения. Блок сравнения открывается на то время, в течение которого ожидается прием сигнала, посредством формирователя строб-импульсов, который гарантирует высокую стойкость схемы к помехам. Одновременно с формированием излучаемых импульсов включается схема формирования длительности импульсов. Эта схема отключается сигналом, поступающим с выхода блока сравнения. Таким образом, длительность выходного сигнала равна времени, в течение которого ультразвуковой сигнал проходит от передатчика до приемника. Затем этот импульс преобразуется в сигнал амплитуды и поступает в блок вычислений, который определяет объемную концентрацию компонентов жидкой фазы.
Процессор, функционирующий в соответствии с заданными программами, управляет работой приборов для измерения локальных параметров тег>2, φ1, φ2, А потока, усредняет эти параметры по поперечным сечениям участков измерительной трубы и вычисляет объемные расходы компонентов жидкой фазы и газа.
Перечень фигур и чертежей
Фиг. 1а, 1Ь - конфигурация устройства для определения расходов многофазной смеси, предложенного в рамках настоящего изобретения;
фиг. 2 - блок-схема измерителя локальной скорости газовой фазы для варианта последовательного расположения измерительных преобразователей;
фиг. 3 - диаграмма напряжений сигнала, обрабатываемого в блок-схеме, представленной на фиг. 2;
фиг. 4 - типичная форма взаимной корреляционной функции для выходных сигналов пиковых детекторов;
фиг. 5 - блок-схема измерителя локальной скорости газовой фазы для варианта измерительных преобразователей, расположенных последовательно (режим «излучение - прием»);
фиг. 6 - диаграмма напряжений сигнала, обрабатываемого в блок-схеме, представленной на фиг. 5;
фиг. 7 - блок-схема измерителя локальной скорости газовой фазы при работе пары измерительных преобразователей в режиме формирования автокорреляционной функции;
фиг. 8 - типичная форма автокорреляционной функции для выходных сигналов пиковых детекторов;
фиг. 9 - блок-схема измерителя локальной скорости газовой фазы при работе одного измерительного преобразователя в режиме «излучение - прием»;
фиг. 10 - диаграмма напряжений сигнала, обрабатываемого в блок-схеме, представленной на фиг. 9;
фиг. 11 - форма автокорреляционной функции выходного сигнала пикового детектора в варианте использования одного измерительного преобразователя;
фиг. 12 - блок-схема ультразвукового измерителя локальной скорости газовой фазы Допплеровским способом;
фиг. 13 - типичная форма сигналов в показанной на фиг. 12 блок-схеме ультразвукового измерителя скорости Допплеровским способом;
фиг. 14 - второй вариант блок-схемы ультразвукового измерителя локальной скорости газовой фазы Допплеровским способом;
фиг. 15 - диаграмма напряжений сигнала, обрабатываемого в блок-схеме, представленной на фиг. 14;
фиг. 16 - блок-схема измерителя содержания газа;
фиг. 17 - диаграмма сигнала, обрабатываемого в блок-схеме измерителя содержания газа;
фиг. 18 - диаграмма выходного сигнала пикового детектора;
фиг. 19 - блок-схема ультразвукового измерителя объемных концентраций жидких компонентов;
фиг. 20 - диаграмма напряжений сигнала, обрабатываемого в блок-схеме для измерения объемных концентраций жидкой фазы;
фиг. 21 - второй вариант блок-схемы ультразвукового измерителя объемных концентраций жидких компонентов;
фиг. 22 - диаграмма напряжений сигнала для второго варианта блок-схемы измерителя объемных концентраций жидких компонентов.
Сведения, подтверждающие возможность осуществления изобретения
На фиг. 1а и 1Ь представлена конфигурация проточного измерительного модуля устройства для определения объемных расходов жидких компонентов и газа в многофазной смеси.
Измерительный проточный модуль установлен в трубу посредством фланцевых соединений. Проточный модуль содержит два участка 1 и 2 измерительной трубы, расположенных последовательно в направлении потока и имеющих разные площади проточного сечения: Р2 = ΕΕ1 (диаметр Б2 = эДк). Для фиг. 1 удовлетворяется неравенство к < 1.
Изменение площади проточного сечения обуславливает значительное изменение скорости жидкой фазы и действительной скорости газовой фазы на участках измерительной трубы с площадями Р1 и Р2 поперечного сечения. Чтобы гарантировать минимальное гидродинамическое возмущение потока, переход из первого участка во второй участок и обратно к исходной площади Р1 поперечного сечения реализован посредством переходных участков 3 и 4 трубы.
Каждый датчик 5 и 6 измерителя действительной скорости и прибора для измерения содержания газа включает в себя комплект измерительных преобразователей, расположенных внутри участков измерительной трубы вдоль радиусов сечений. Датчик 7 измерителя объемной концентрации жидких компонентов содержит комплект измерительных преобразователей, расположенных в полости первых участков трубы. Для ускорения процесса изменения вязкой среды внутри объемов измерительных преобразователей и для удаления осадков парафинов, датчики оснащены механическими очищающими приспособлениями или электрическими нагревателями. Датчики установлены таким образом, что их можно извлекать из участков измерительной трубы, например, для проведения технического обслуживания и замены.
Рассмотрим отдельно измерители параметров многофазного потока, являющиеся частью устройства, и расчетную модель потока многофазной смеси, используемую для определения объемных расходов компонентов смеси.
Расчетная модель смеси жидкости и газа, в которой газовые включения различных размеров представляют газовую фазу, используется для определения объемных расходов фаз. В формулах используются усредненные физические значения.
Действительная объемная концентрация газа в ί-том поперечном сечении потока имеет вид:
Ф1 = Рг,1/Р1, (1) где
Р1 = π/4Ό1 2 - площадь поперечного сечения ί-тых участков трубы;
Рг>1 = φ1·Ρ1 - площадь поперечного сечения, занимаемая газом.
Поскольку Р1 = Рг>1 + Рж>1, где Рж>1 - площадь поперечного сечения, занимаемая жидкостью, можно записать вместо формулы (1):
φ>ϊ = Ю /К '· + (> '. · ^г,1/^ж,1)], (2) где ^ум г>1 = рг,1/Р1 - уменьшенная скорость газовой фазы на ί-тых участках трубы, при этом О-д - объемный расход газовой фазы на ί-тых участках трубы;
^ум ж,1 = Ω^ι/Р, - уменьшенная скорость жидкой фазы на ί-тых участках трубы, при этом , - объемный расход жидкой фазы на ί-тых участках трубы;
тег>1 = Ω^,ι - действительная скорость газовой фазы на ί-тых участках трубы, при этом О-д - объемный расход газовой фазы на ί-тых участках трубы;
- действительная скорость жидкой фазы на ί-тых участках трубы, при этом Ω^ - объемный расход жидкой фазы на ί-тых участках трубы;
и РжД=(1^1)Р1 - площадь сечения ί-тых участков трубы, занятых жидкостью.
Поскольку, помимо этого, теж>1 = \\';'м ж|/(1-^). и •гД = ^ум ж,1 + νΓгде V,Д' - относительная скорость газовой фазы на ί-тых участках трубы, то имеем:
φί = ·%/[·% + + (1 - φ.)ν ' ''Ι. (3)
В соответствии с экспериментальными данными, относительная скорость потока пузырьков газа (групповая скорость всплывания^·,·,1''· связана с действительной объемной концентрацией φ1 следующей зависимостью:
•г,1отя = ·γ,«/(1 - φΛ (4) где ν,·, - средняя скорость всплывания отдельных пузырьков в бесконечной жидкой среде.
Действительные скорости νΓ>1 и \\у; на участках измерительной трубы связаны с относительными скоростями следующим образом: ·γ·1 = Ужа + ν' и ν 2 = ν'. 2 + ^2°^ (5)
Вычитая первое равенство (5) из второго равенства (5)· получаем следующее равенство:
^2-^^^=(^2^1)+(^2^-^1^) (6) которое можно переписать в виде:
/(1-φ 1)]' · [1/(1-φ2)1/(1-φ1)]. (7)
Предположим· что имеем следующие соотношения: Ε2 =ΚΡι· где к Ψ 1; тогда· с учетом того· что •ум ж·, = Ρ.,ί/Ρί· имеем:
Δ'νΓ=[Ω2ί/Ε1(1-φ1)]{[(1-φ1)^(1-φ2)]-1}['νΓ·ο./(1φ1)]{[(1-φ1)/(1-φ2)]-1}· (8) поскольку = Ож.
Из соотношений (3) и (4) следует· что: φι = ν+ • ж. + (9)
После выполнения соответствующих преобразований и с учетом того· что О-д = О, · имеем:
1/φι = 1 + (Ож/Ог) + О^г.оо/Ог). (10)
Подставляя значение О, = Ε1φ1νΓ·1· где •г^1 и φ1 - измеряемые значения· получаем:
1/φ1 = 1 + (1/ф1)[(0ж/РХ,1) + (Ми!· (11) откуда
Ф1=1-(0ж/Р1Уг,.)-(Уг,«/Уг,.). (12)
Следовательно· ('λ Ει[·γ·ι(1 - Φι) - ·,·«]· (13)
Нужно отметить· что в случае неподвижной (стационарной) жидкости (Рж=0)· из формулы (13) следует такое соотношение:
•г·! = ·,,«/(! - Φι)· которое совпадает с определением относительной скорости (4)· так что в этом случае •г^1 = ν^^. Из формулы (13) следует· что
О ж = Ρ1[·γ·1(1 - φ1) - ·,·,]· (14) и
Ож = Ε2[·γ,2(1 - φ2) - •г·»]. (15)
Приравняв соотношения (14) и (15) и учитывая· что Р2 = кР1· где к < 1· имеем:
^ж=Γ1[Vг·2(1-φ2)-Vг·1(1-φ1)][к/(1 - к)]. (16)
Таким образом· объемный расход жидкой фазы на калиброванных участках трубы определяется в соответствии с соотношением (16)· исходя из измеренных действительных скоростей и объемных концентраций газовой фазы на пер вом и втором участках измерительной трубы. Если Е2 = Ο^Εμ выражение (16) принимает вид:
Ож = Ε1[·γ·2(1 - φ2) - ·γ·1(1 - Φ1)]. (17)
Кроме того· следует отметить· что если φ1=φ2=0· то приборы для измерения скорости должны зафиксировать акустическую неоднородность жидкой фазы и· соответственно· скорости и •ж>2. Поэтому соотношение (16) превращается в формулу
Ож =Е1-Уж,1· а если φ1=φ2=1· то это соотношение принимает вид Ож = 0.
Объемные расходы компонентов жидкой фазы определяются по формулам:
О..еф.. = 0ж-(1 - №) и О. = О,^· (18) где - объемная концентрация воды в эмульсии. Объемный расход газовой фазы определяется с помощью следующего соотношения:
= ·γ·1·Ε1·Φ1 = νΓ·2·Ε2·φ2. (19)
На фиг. 2 изображена блок-схема ультразвукового измерителя локальной скорости νΓ газа в многофазной смеси. Схема этого измерителя включает в себя: генератор 8 импульсов напряжения· первый измерительный преобразователь 9· последовательно соединенный с генератором 8 и содержащий излучатель 10 и приемник 11 (зазор между ними образует первый объем 12· в котором делается выборка)· первый усилитель 13 и первый стробируемый пиковый детектор 14. С генератором 8 последовательно соединены следующие элементы: второй измерительный преобразователь 15· содержащий излучатель 16 и приемник 17 (зазор между ними образует второй объем 18· в котором делается выборка)· второй усилитель 19 и второй стробируемый пиковый детектор 20. Кроме того· с генератором 8 соединены формирователь 21 задержанных строб-импульсов· а также первый и второй пиковые детекторы 14 и 20. Упомянутые последними пиковые детекторы соединены с блоком 24 вычислений и дисплеем 25 соответственно через первый и второй аналогоцифровые преобразователи (АЦП) 22 и 23.
Датчики 9 и 15 расположены внутри трубы таким образом· что поток сначала проходит через один объем· в котором делается выборка· например· объем 18· а потом - через другой· например· объем 12. Размеры измерительных преобразователей выбраны таким образом· что они вносят минимальные возмущения потока (диаметр измерительных преобразователей не превышает 3 мм). Расстояние δ между излучателем и приемником и расстояние 1 между нижней и верхней парами измерительных преобразователей составляет 3-5 мм. Волноводы первой и второй пар измерительных преобразователей· если смотреть на датчик сверху· расположены перпендикулярно друг другу· что также улучшает гидродинамику потока.
Ультразвуковой измеритель локальной скорости работает следующим образом. Импульсы напряжения из генератора 8 передаются в излучатели 3 и 9, преобразуются в ультразвуковые импульсы и пропускаются через объемы 12 и 18, в которых делаются выборки, а затем принимаются приемниками 11 и 17, преобразуются в сигнал напряжения, усиливаемый усилителями 13 и 19 и передаваемый в стробируемые пиковые детекторы 14 и 20. Одновременно с передачей ультразвуковых импульсов, время прохождения которых определяется расстоянием между излучателем и приемником вследствие фиксированной частоты этих импульсов, на строб-входы пиковых детекторов 14 и 20 поступают строб-импульсы. Эти строб-импульсы переключают пиковые детекторы во включенное (активное) состояние. В результате, на выходах пиковых детекторов формируются уровни напряжения, пропорциональные амплитудам принимаемых акустических сигналов (см. диаграмму напряжений, изображенную на фиг. 3). После аналого-цифрового преобразования в АЦП 22 и АЦП 23, сигналы напряжений передаются в блок 24 вычислений, который вычисляет взаимную корреляционную функцию (ВКФ) для принимаемых акустических сигналов и отображает ее на дисплее 25.
Ввиду своей дискретной структуры, многофазная смесь является акустически неоднородной средой. Поэтому амплитуда принимаемых сигналов будет флуктуировать. Акустические диффузанты (основной частью которых являются газовые включения, вносящие основной вклад в диффузию ультразвуковых импульсов) вносят флуктуацию, прежде всего, когда они проходят через второй объем, в котором делается выборка. В результате, изменяется амплитуда выходного сигнала на втором пиковом детекторе 20, а потом, с некоторой задержкой, равной времени τ прохождения акустического диффузанта из второго объема, в котором делается выборка, в первый объем, в котором делается выборка, также изменяется амплитуда выходного сигнала на первом детекторе 14. Накопление статистических данных о выходных сигналах пиковых детекторов обеспечивает формирование максимума ВКФ, а его координата на оси времени равна τ. Таким образом, локальная скорость газа определяется с помощью выражения:
^г=1/т где 1 - расстояние между первым и вторым объемами, в которых делаются выборки.
Типичный вид взаимной корреляционной функции изображен на фиг. 4.
Возможен и другой вариант акустического измерения параметров многофазной смеси посредством измерения локальной скорости газа. В этом случае используют два последовательно расположенных акустических измерительных преобразователя, которые работают в режиме «излучение - прием». Иллюстрация этого решения представлена на фиг. 5.
В этом варианте прибор для измерения корости состоит из двух идентичных электроакустических каналов, каждый из которых содержит следующие элементы, соединенные последовательно: акустический датчик 26, усилитель 13, стробируемый пиковый детектор 14, аналого-цифровой преобразователь (АЦП) 22, а также генератор 8 электрических импульсов, соединенный с датчиком 26 через резистор 27 объема, в котором делается выборка, и формирователь 21 задержанных строб-импульсов. Формирователь 21 соединен со строб-входом пикового детектора 14. Выходы каналов соединены с блоком 24 вычислений, а затем - с дисплеем 25. Акустические датчики расположены внутри трубы, так что поток 28 последовательно проходит сначала через объем, в котором делается выборка, первого канала, а потом через объем, в котором делается выборка, второго канала.
Этот измеритель работает следующим образом. Электрические импульсы из генератора 8 передаются в акустический датчик 26, где они преобразуются в ультразвуковые сигналы и излучаются в поток 28. Затем часть акустической энергии отражается от диффузантов среды и возвращается обратно в датчик 26, усиливается усилителем 13 и передается в стробируемый пиковый детектор 14. Одновременно, на стробвход пикового детектора 14 из формирователя 21 передается строб-импульс (см. диаграмму напряжений на фиг. 6). Развязку выхода генератора 8 и входа усилителя 13 осуществляет резистор 27. На выходе пикового детектора 14 формируется уровень напряжения, пропорциональный амплитуде принимаемого сигнала. Время 10 задержки строб-импульса относительно импульса генератора 8 (см. фиг. 6) задают с учетом времени прохождения ультразвукового сигнала из датчика в объем, в котором делается выборка, и обратно.
Амплитуда сигнала на выходе пикового детектора флуктуирует в соответствии с выходом акустических диффузантов в объем, в котором делается выборка. Поскольку диффузанты сначала проходят через объем, в котором делается выборка, первого датчика, а затем - через объем, в котором делается выборка, второго датчика, на их ВКФ формируется максимум. Координата τ этого максимума на оси времени определяется временем прохождения диффузантов от первого датчика до второго. Скорость диффузантов, содержащихся в среде, определяется по следующей формуле:
^г=1/т где 1 - расстояние между первым и вторым датчиками.
Для вычисления ВКФ сигналы с выходов пиковых детекторов первого и второго каналов поступают через АЦП в блок 24 вычислений. Результаты вычислений изображаются на дисплее 25.
Помимо вышеописанного варианта, можно реализовать измеритель локальной скорости газа с использованием одного измерительного преобразователя с парой, состоящей из излучателя и приемника акустических сигналов, и тоже расположен внутри трубы. Излучатель и приемник расположены друг напротив друга и образуют объем, в котором делается выборка. Расстояние между ними выбирают таким образом, что смесь свободно протекает через этот объем, в котором делается выборка. За счет прохождения акустического диффузанта через зазор акустический сигнал замедляется на время, равное времени прохождения диффузанта через объем, в котором делается выборка. На основании этих событий формируют автокорреляционную функцию и определяют время прохождения диффузанта через объем, в котором делается выборка. Иллюстрация этого варианта прибора для измерения локальной скорости газа показана на фиг. 7. В этом случае цепь содержит такие последовательно соединенные элементы, как: генератор 8 электрических импульсов, излучатель 10, акустически соединенный с приемником 11, усилитель 13, стробируемый пиковый детектор 14, аналого-цифровой преобразователь (АЦП) 22, блок 24 вычислений и дисплей 25. Генератор 8 также соединен через формирователь 21 задержанных строб-импульсов со строб-входом пикового детектора. Пространство между излучателем (10) и приемником (11) представляет собой объем 12, в котором делается выборка.
Этот измеритель скорости работает следующим образом. Электрические импульсы из генератора 8 поступают в излучатель 10, преобразуются в ультразвуковые сигналы и через объем 12, в котором делается выборка, поступают в приемник 11, а затем - в усилитель 13 и в пиковый детектор 14. Одновременно, на стробвход пикового детектора посылаются стробимпульсы из формирователя 21, задержанные на время распространения сигналов от излучателя до приемника. Напряжение с входа пикового детектора 14, пропорциональное амплитуде принимаемого сигнала, передается в АЦП 22, а затем - в блок 24 вычислений и на дисплей 25. Когда в потоке присутствуют диффузанты акустического сигнала, имеющие размеры частиц, меньшие, чем объем, в котором делается выборка, каждый диффузант, проникающий в объем, в котором делается выборка, будет обуславливать флуктуацию амплитуды принимаемого сигнала. В первом приближении время флуктуации амплитуды равно времени прохождения диффузанта через объем, в котором делается выборка. Автокорреляционная функция определяет среднее время статистической выборки данных. Типичная форма автокорреляционной функции показана на фиг. 8. Таким образом, локальную скорость газа можно вычислить по формуле:
\ν, = 6/τ1 где б - линейный размер пластины пьезоэлектрического преобразователя в направлении потока, τ1 - ширина главного лепестка автокорреляционной функции (фиг. 8).
Возможен также еще один вариант измерителя локальной скорости газа. Его техническая реализация показана на фиг. 9. В этом варианте схема измерителя скорости включает в себя следующие элементы, соединенные последовательно: акустический измерительный преобразователь 26, усилитель 13, стробируемый пиковый детектор 14, аналого-цифровой преобразователь 22, блок 24 вычислений и дисплей 25, а также генератор 8, соединенный через резистор 27 с измерительным преобразователем 26 и соединенный через формирователь 21 задержанных строб-импульсов со строб-входом пикового детектора 14. Измерительный преобразователь 26 расположен внутри трубы, так что поток 28 пересекает акустическое поле измерительного преобразователя 26 перпендикулярно направлению потока.
Этот измеритель работает следующим образом. Импульсы напряжения из генератора 8 передаются через резистор 27 в измерительный преобразователь 26, где они преобразуются в акустические сигналы и излучаются в поток 28 перпендикулярно его направлению. Часть акустической энергии отражается от акустических диффузантов (основной частью которых являются газовые включения) многофазной среды и возвращается обратно в измерительный преобразователь 26, где преобразуется в электрические сигналы, которые через усилитель 13 поступают в стробируемый пиковый детектор 14. Одновременно, на строб-вход пикового детектора 14 из формирователя 21 передается задержанный строб-импульс (см. диаграмму напряжений на фиг. 10).
Развязку выхода генератора 8 и входа усилителя 13 осуществляет резистор. Амплитуда напряжения на выходе пикового детектора 14 пропорциональна амплитуде принимаемого сигнала.
Время 10 (см. фиг. 10) задержки стробимпульса относительно импульса генератора 8 задают с учетом времени прохождения ультразвукового сигнала из измерительного преобразователя 26 в объем, в котором делается выборка, и обратно.
Амплитуда сигнала на выходе пикового детектора флуктуирует в соответствии с выходом акустических диффузантов в объем, в котором делается выборка. В первом приближении время флуктуации равно времени прохождения диффузантов через объем, в котором делается выборка. При условии, что размеры диффузантов гораздо меньше, чем размер объема, в котором делается выборка, локальную скорость газа можно определить посредством автокорреляции сигналов по формуле:
^Γ=ά/τι где ά - линейный размер пластины пьезоэлектрического преобразователя в направлении потока, τι - ширина главного лепестка автокорреляционной функции (фиг. 11).
Помимо вышеописанных вариантов, также возможна еще одна реализация ультразвукового прибора для измерения локальной скорости с использованием Допплеровского способа определения скорости. В этом случае, излучатель и приемник с линейными размерами до 3 мм установлены внутри калиброванных участков трубы под фиксированным углом друг относительно друга. Схема измерителя показана на фиг. 12. Этот измеритель содержит генератор 8 электрических импульсов, соединенный с излучателем
10. Приемник 11 соединен через усилитель 13 с фазовым детектором-умножителем 29. С выходом детектора 29 последовательно соединены следующие элементы: фильтр 30 нижних частот, второй усилитель 31, блок 32 вычислений спектров сигналов и дисплей 25. Сигнал в измерительной схеме обрабатывается следующим образом. После отражения излучаемых ультразвуковых колебаний от акустических диффузантов потока, акустические сигналы поступают в приемник 11, преобразуются в сигналы напряжения и передаются через усилитель 13 на первый вход фазового детектора 29. Сигнал напряжения из генератора 8 посылается на второй вход детектора 29. С выхода детектора 29 низкочастотные сигналы посылаются через фильтр 30 и усилитель 31 в блок 32 вычислений, где определяется Допплеровская частота, пропорциональная скорости приближения акустических диффузантов к измерительному преобразователю, а потом вычисляется локальная скорость газа. Результаты обработки посылаются на дисплей 25. Обработка сигналов в этой схеме проиллюстрирована на фиг. 13.
Еще один вариант технической реализации ультразвукового измерителя локальной скорости газа Допплеровским способом продемонстрирован на фиг. 14. Излучатель и приемник с линейными размерами до 3 мм тоже расположены внутри калиброванных участков трубы под фиксированным углом друг относительно друга. Измерительная схема измерителя содержит генератор 8 импульсов напряжения, соединенный с излучателем 10. Приемник 11 соединен через усилитель 13 с фазовым детекторомумножителем 29, выход которого соединен с блоком 30 «выборки - хранения». Второй вход фазового детектора 29 связан с генератором 8. Вход блока 30 «выборки - хранения» связан с генератором 8 через формирователь 21 задержанных строб-импульсов. Выход блока 30 соединен с блоком 32 вычислений, а затем - с дисплеем 25.
Этот измеритель работает следующим образом. Импульсы напряжения из генератора 8 передаются в излучатель 10 и вносят акустические импульсы, распространяющиеся в направлении, противоположном направлению потока. Импульсы, отраженные от акустических диффузантов, главным образом - от пузырьков газа, поступают в приемник 11 и через усилитель 13 передаются на первый вход фазового детектораумножителя 29. Высокочастотный сигнал из генератора 8 посылается на второй вход детектора 29. Низкочастотный сигнал из детектора 29 посылается в блок 30 «выборки - хранения», который регистрирует сигнал на своем входе в моменты времени, определяемые временным положением задержанного строб-импульса из формирователя 21. Спектральная обработка сигнала из блока 30 «выборки - хранения» проводится в блоке 32 вычислений, где выделяется Допплеровская частота, пропорциональная скорости приближения акустических диффузантов к преобразователю, и вычисляется локальная скорость газа. Результаты обработки изображаются на дисплее 25. Обработка сигналов в этой схеме проиллюстрирована на фиг. 15.
Ультразвуковой измеритель содержания газа (см. фиг. 16) содержит генератор 8 импульсов напряжения, последовательно соединенный с излучателем 10, который акустически связан с приемником 11, усилитель 33 и стробируемый пиковый детектор 34. Генератор 8 также соединен со строб-входом пикового детектора 34 через формирователь 35 задержанных стробимпульсов. Выход пикового детектора связан с неинвертирующим входом первого блока 36 сравнения, с инвертирующим входом второго блока 37 сравнения и с блоком 24 вычислений. Выходы блоков 36 и 37 сравнения также соединены с блоком 24 вычислений, а затем - с дисплеем 25. Инвертирующий вход первого пикового детектора и неинвертирующий вход второго пикового детектора соединены с первым задающим напряжение устройством 38 и вторым задающим напряжение устройством 39, соответственно. Излучатель 10 и приемник 11 зафиксированы друг относительно друга, образуя объем 40, в котором делается выборка.
Этот измеритель работает следующим образом. Прямоугольные импульсы напряжения, вырабатываемые генератором 8, преобразуются излучателем 10 в ультразвуковые импульсы, которые излучаются в объем 40, в котором делается выборка, достигают приемника 11, преобразуются в импульсы напряжения и передаются через усилитель 33 в пиковый детектор 34. Диаграмма обработки сигналов в элементах измерительной схемы измерителя представлена на фиг. 17. На выходе пикового детектора 34 формируется уровень, пропорциональный амплитуде сигнала, принимаемого в момент поступления задержанного строб-импульса.
Амплитуда принимаемого сигнала определяется объемной концентрацией газа в объеме 40, в котором делается выборка. Когда объем, в котором делается выборка, заполнен жидкостью без газовых включений, амплитуда принимаемого сигнала находится на максимуме, а уровень напряжения на входе пикового детектора 34 выше, чем напряжение (И1) задающего устройства 38. Это обуславливает срабатывание блока 36 сравнения и формирование отдельного логического сигнала на его выходе. Этот логический сигнал посылается в блок 24 вычислений и рассматривается блоком 24 вычислений как ситуация, в которой объемная концентрация газа равна нулю, т.е. φ = 0 (см. фиг. 18). Размеры газовых включений в реальном многофазном потоке являются различными и могут быть как меньше, так и больше, чем размер объема 40, в котором делается выборка. Когда размеры пузырьков или газовых «пробок» превышают размер объема, в котором делается выборка, распространение ультразвуковых импульсов полностью блокировано, амплитуда принимаемого сигнала уменьшается до минимума, определяемого уровнем шумов, а уровень напряжения на выходе пикового детектора 34 также минимален, и этот уровень ниже напряжения (И2) задающего устройства 39. В этом случае блок 37 сравнения срабатывает и формирует отдельный логический сигнал, рассматриваемый блоком 24 вычислений как ситуация, в которой объемная концентрация газа равна единице, т.е. φ = 1.
Когда размеры пузырьков газа меньше, чем размер объема 40, в котором делается выборка, амплитуда выходного сигнала пикового детектора 34 находится в диапазоне от И1 до И2 (см. фиг. 18) и описывается следующим соотношением:
и = Итахехр(-к-пп-бп 2), (20) где итах - амплитуда сигнала, когда жидкая фаза заполняет контролируемый объем, к - коэффициент пропорциональности, определяемый геометрическими размерами датчика, частотой ультразвука, и т. п., пп - концентрация пузырьков газа, бп - диаметр пузырьков газа.
Учитывая, что концентрация пузырьков в объеме, в котором делается выборка, непрерывно изменяется вследствие протекания смеси, амплитуда сигнала также флуктуирует. Количество пузырьков в объеме, в котором делается выборка, определяется по закону Пуассона. Таким образом, посредством измерения среднего значения принимаемого сигнала и его дисперсии, блок 24 вычислений вычисляет значения пп и б,,, пользуясь известной математической моделью. Объемное содержание газа определяется в соответствии с формулой:
φ3 = Ν·(πά3/6)·(1/ν), (21) где V - объем, в котором делается выборка,
N = пп·V - количество пузырьков в объеме, в котором делается выборка.
Концентрация газовой фазы в случае изменяющегося состава газовых включений в потоке определяется соотношением:
φ = (12·1+Ι3·φ3)/Τ, (22) здесь Т = 11 + 12 + 13 - время усреднения, где
- период времени, когда газовые включения отсутствуют в объеме, в котором делается выборка,
12 - период времени, когда газовые включения, представленные пузырьками большого диаметра, а также газовыми «пробками», присутствуют в объеме, в котором делается выборка,
13 - период времени, когда малые пузырьки присутствуют в объеме, в котором делается выборка.
Размер объема, в котором делается выборка, выбирают в соответствии с условиями либо технической реализации, либо применения датчика, и, как правило, этот размер меньше 1 мм3.
Блок-схема ультразвукового измерителя объемных концентраций жидких компонентов изображена на фиг. 19. Измерительная схема измерителя содержит генератор 8 импульсов напряжения и следующие элементы, последовательно соединенные с ним: излучатель 10, акустически связанный с приемником 11, усилитель 41, первый блок 42 сравнения, первый элемент 43 «двойное И», первый КБ-триггер 44, второй элемент 45 «двойное И», второй КБтриггер 46 и преобразователь 47 «длительностьамплитуда». Генератор 8 также соединен с формирователем 48 задержанных строб-импульсов и со вторыми входами КБ-триггеров 44 и 46. Второй вход первого блока 42 сравнения связан с задающим напряжение устройством 49. Выход усилителя 41 соединен со вторым блоком 50 сравнения, выход которого связан со вторым входом второго элемента 45 «двойное И». Выход формирователя 48 задержанных стробимпульсов соединен со вторым входом первого элемента 43 «двойное И».
Излучатель и приемник установлены в приборном корпусе 51 друг напротив друга, образуя тем самым объем 52, в котором делается выборка.
Приборный корпус 51 оснащен нагревателем 53 и элементом 54 для механической очистки объема 52, в котором делается выборка.
Ультразвуковой измеритель объемной концентрации работает следующим образом. Прямоугольные импульсы напряжения, вырабатываемые генератором 8, преобразуются излучателем 10 в ультразвуковые импульсы. После прохождения через объем 52, в котором делается выборка, они достигают приемника 11 и преобразуются в электрические импульсы. Затем сигнал через усилитель 41 поступает на неинвертирующий вход первого блока 42 сравнения.
Одновременно с посылкой импульса напряжения, первый К§-триггер 44 переключается в состояние «нуль», а второй К8-триггер 45 - в состояние «единица».
Поскольку инвертирующий вход блока 42 сравнения соединен с задающим напряжение устройством 49, срабатывание блока сравнения 42 происходит, когда амплитуда принимаемого сигнала превышает задаваемое напряжение. Импульсы с выхода блока 42 сравнения передаются на 8-вход первого К8-триггера 44 через первый элемент 43 «двойное И», стробируемый импульсами с выхода формирователя 48 задержанных строб-импульсов, и переключают его в состояние «единица» (см. диаграмму напряжений на фиг. 20). Временная задержка определяется временем распространения ультразвуковых импульсов от излучателя 10 до приемника 11. Использование элемента задержки исключает ложные срабатывания прибора для измерения, вызываемые электрическими и акустическими шумами.
Поскольку один из входов второго блока 50 сравнения соединен с заземляющим проводом, этот блок генерирует импульсы напряжения каждый раз, когда амплитуда принимаемого сигнала пересекает «нулевую» отметку, так что фиксируется даже слабый сигнал (см. фиг. 20). Выходной сигнал блока сравнения не зависит от амплитуды принимаемого сигнала.
Сигнал с выхода первого К8-триггера 44, передаваемый на один из входов второго элемента 45 «двойное И», обеспечивает прохождение через него сигнала из второго блока 50 сравнения, который указывает, что принимаемый сигнал пересек «нулевую» отметку. Первое пересечение «нулевой» отметки приводит к срабатыванию второго К8-триггера 46 и тем самым переключает его состояние «нуль». Импульсы напряжения, сформированные таким образом, имеют длительности, пропорциональные времени прохождения ультразвуковых импульсов от излучателя 10 до приемника 11, и не зависят от амплитуд ультразвуковых импульсов. Затем эти импульсы преобразуются в преобразователе 47 в сигнал амплитуды, пропорциональный их длительностям, который передается в блок вычислений и на монитор.
Во втором варианте ультразвукового измерителя объемных концентраций жидких компонентов (см. фиг. 21) задающее напряжение устройство реализовано в виде стробируемого пикового детектора 55 (см. фиг. 21). Его вход соединен с выходом усилителя 41, строб-вход связан с выходом формирователя 48 задержанных строб-импульсов, а выход пикового детектора 55 соединен со вторым входом первого блока 42 сравнения через делитель 56 напряжения.
Задающее напряжение устройство работает следующим образом. Сигнал напряжения из усилителя 41 передается в пиковый детектор 55. Одновременно, - с временной задержкой, опре деляемой временем прохождения ультразвуковых импульсов от излучателя 10 до приемника 11, - сигнал из формирователя 48 задержанных строб-импульсов (см. фиг. 22) поступает на строб-вход пикового детектора. В результате, на выходе пикового детектора 55 формируется потенциал напряжения, равный максимальному значению амплитуды сигнала. Сигнал напряжения, пропущенный через делитель 56, ослабляется, так что гарантируется надежное срабатывание первого блока 42 сравнения в выбранном полупериоде сигнала за счет его вариаций вследствие изменений регулируемых свойств и температуры среды, а также из-за старения элементов измерительной схемы, и т. п.
Использование такого задающего напряжение устройства позволяет автоматически поддерживать уровень срабатывания блока сравнения за счет того, что предусмотрены значительные (десятикратные) изменения ослабления сигнала в среде, например, вследствие попадания пузырьков газа внутрь объема, в котором делается выборка, вследствие изменения дисперсии компонентов, а также по другим причинам.
Работой измерителей локальных значений ^г,1, А,2, φι, ф2, и А управляет процессор в соответствии с заданной программой. Временное усреднение и взаимное корреляционное усреднение вышеуказанных значений для калиброванных участков трубы также осуществляются посредством процессора. Кроме того, процессор определяет объемные расходы таких компонентов многофазного потока, как жидкость, нефть, вода и газ, - Ож, О.,х... О.. О - по формулам (16, 18, 19).
Хотя изобретение описано, в частности, для случая применения со смесью нефти, воды и газа, должно быть понятно, что принцип изобретения, изложенный в прилагаемой формуле изобретения, применим и к другим смесям.
Кроме того, хотя пример, приведенный на фиг. 1, показывает порядок следования участков трубы, при котором в направлении потока наблюдаются уменьшение площадей поперечных сечений, можно использовать противоположный порядок следования, т.е. тот, при котором в направлении потока наблюдается увеличение площадей поперечных сечений.

Claims (24)

  1. ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ
    1. Способ определения расходов газовой и жидкой фаз потока многофазной смеси вдоль трубы, включающий в себя этапы, на которых
    а) измеряют действительную скорость \\: по меньшей мере, одной фазы смеси в секции (1) трубы,
    б) измеряют акустическую удельную проводимость смеси в секции (1) трубы,
    в) определяют объемную концентрацию (φ) газовой фазы смеси в секции (1) трубы на основе измеренной акустической удельной проводимости смеси в секции (1) трубы,
    г) определяют объемные расходы газовой фазы О, и первого и второго компонентов 01, 02 жидкой фазы 0ж смеси, пользуясь значениями упомянутой действительной скорости \у и упомянутой объемной концентрации, отличающийся тем, что при наличии упомянутой секции трубы, являющейся первой секцией (1) трубы,
    д) предусматривают вторую секцию (2) трубы, расположенную последовательно с первой секцией (1) трубы, причем первая и вторая секции (1, 2) трубы имеют разные поперечные сечения, так что изменение скорости потока смеси происходит на стыке этих двух секций (1, 2),
    е) измеряют действительную скорость во второй секции (2) трубы,
    ж) измеряют акустическую удельную проводимость во второй секции (2) трубы,
    з) определяют объемную концентрацию φ газовой фазы смеси во второй секции (2) трубы на основе измеренной акустической удельной проводимости смеси во второй секции (2) трубы,
    и) определяют объемную концентрацию V разных компонентов жидкой фазы смеси на основе измеренной акустической удельной проводимости смеси, по меньшей мере, в одной секции трубы,
    к) определяют объемные расходы О, 0ж> 01, 02, пользуясь совокупностью значений действительной скорости ν и объемных концентраций, полученных для первой и второй секций (1, 2) трубы.
  2. 2. Способ по п.1, отличающийся тем, что площадь Р1 поперечного сечения первой секции (1) трубы отличается от площади Р2 поперечного сечения второй секции (2) трубы в соответствии с соотношением Р2 = кРь где к + 1.
  3. 3. Способ по п.2, отличающийся тем, что значение объемного расхода жидкой фазы определяют по формуле
    0ж=[к/(1 где ν1, ν2 - средняя действительная скорость в первой секции (1) трубы и второй секции (2) трубы соответственно, φ1, φ2 - средняя объемная концентрация смеси в первой секции (1) трубы и второй секции (2) трубы соответственно;
    объемный расход газовой фазы определяют следующим образом:
    0г=Ρ1ν1 φ1 или Οι=Ρ2ν2φ2. объемный расход первого компонента жидкой фазы определяют следующим образом:
    01 = νο., а объемный расход второго компонента жидкой фазы определяют следующим образом:
    02 = (1 - νο.
  4. 4. Способ по одному из предыдущих пунктов, отличающийся тем, что скорость ν газовой фазы измеряют в разных местах вдоль радиуса в каждом из упомянутых поперечных сечений первой и вто рой секций (1, 2) трубы, а измеренные значения локальной скорости для каждого поперечного сечения усредняют, чтобы получить значение, используемое в качестве значения скорости при вычислениях.
  5. 5. Способ по одному из предыдущих пунктов, отличающийся тем, что концентрацию φ газовой фазы измеряют в разных местах вдоль радиуса в каждом из упомянутых поперечных сечений первой и второй секций (1, 2) трубы, а измеренные значения объемной концентрации для каждого поперечного сечения усредняют, чтобы получить значение, используемое в качестве значения концентрации при вычислениях.
  6. 6. Способ по одному из предыдущих пунктов, отличающийся тем, что измерения проводят с помощью ультразвуковых измерительных преобразователей.
  7. 7. Способ по предыдущему пункту, отличающийся тем, что объемные концентрации V компонентов жидкой фазы смеси определяют с помощью ультразвуковых измерительных преобразователей, по меньшей мере, в одном поперечном сечении, по меньшей мере, в одной из секций (1, 2) трубы, а также с помощью измерения времени прохождения ультразвуковых импульсов из измерительных преобразователей через смесь.
  8. 8. Способ по предыдущему пункту, отличающийся тем, что объемные концентрации φ компонентов газовой фазы смеси определяют с помощью ультразвуковых измерительных преобразователей, по меньшей мере, в одном поперечном сечении первой и второй секций (1, 2) трубы, а также с помощью амплитуды ультразвуковых импульсов, прошедших из измерительных преобразователей через смесь.
  9. 9. Способ по предыдущему пункту, отличающийся тем, что скорости ν фаз смеси определяют с помощью ультразвуковых измерительных преобразователей, по меньшей мере, в одном поперечном сечении первой и второй секций (1, 2) трубы, а также с помощью методов взаимной корреляции и автокорреляции.
  10. 10. Способ по предыдущему пункту, отличающийся тем, что скорости ν фаз смеси определяют с помощью ультразвуковых измерительных преобразователей, по меньшей мере, в одном поперечном сечении первой и второй секций (1, 2) трубы, а также с помощью измерения Допплеровской частоты ультразвуковых импульсов из измерительных преобразователей.
  11. 11. Способ по пп.1-5, отличающийся тем, что измерения проводят с помощью измерительных преобразователей электрической удельной проводимости.
  12. 12. Способ по пп.1-5, отличающийся тем, что измерения проводят с помощью измерительных преобразователей электрической емкости.
  13. 13. Способ по пп.1-5, отличающийся тем, что измерения проводят с помощью оптических датчиков.
  14. 14. Способ по п.8, отличающийся тем, что компонентами жидкой фазы смеси являются вода и нефть.
  15. 15. Устройство для определения расходов газовой и жидкой фаз потока многофазной смеси вдоль трубы, содержащее
    а) датчик (5) скорости, который расположен в секции (1) трубы и который соединен со схемой для измерения действительной скорости ν. по меньшей мере, одной фазы смеси в секции (1) трубы,
    б) датчик (6) акустической удельной проводимости, который расположен в секции (1) трубы и который соединен со схемой для измерения акустической удельной проводимости смеси в секции (1) трубы и для определения объемной концентрации φ газовой фазы смеси в секции (1) трубы на основе измеренной акустической удельной проводимости смеси в секции (1) трубы,
    в) процессор, который соединен с упомянутой схемой для определения объемных расходов газовой фазы О, и первого и второго компонентов р1, 02 жидкой фазы 0ж смеси с использованием значений упомянутой действительной скорости ν и упомянутой объемной концентрации, отличающееся тем, что при наличии упомянутой секции трубы, являющейся первой секцией (1) трубы, оно содержит
    г) вторую секцию (2) трубы, которая расположена последовательно с первой секцией (1) трубы, причем первая и вторая секции (1, 2) трубы имеют разные поперечные сечения, так что изменение скорости потока смеси происходит на стыке этих двух секций (1, 2),
    д) дополнительный датчик (5) скорости, который расположен во второй секции (2) трубы и который соединен со схемой для измерения действительной скорости ν, по меньшей мере, одной фазы смеси во второй секции (2) трубы,
    е) дополнительный датчик (6) акустической удельной проводимости, который расположен во второй секции (2) трубы и который соединен со схемой для измерения акустической удельной проводимости смеси во второй секции (2) трубы и для определения объемной концентрации φ газовой фазы смеси во второй секции (2) трубы на основе измеренной акустической удельной проводимости смеси во второй секции (2) трубы,
    ж) датчик (7) концентрации жидкости, который расположен в одной (1) из упомянутых секций (1, 2) трубы и который соединен с дополнительной схемой для определения объемной концентрации разных компонентов жидкой фазы смеси на основе измеренной акустической удельной проводимости смеси в упомянутой одной секции (1) трубы, и при этом упомянутый процессор соединяется с упомянутой дополнительной схемой и этот процессор выполнен с возможностью использования совокупности значений действительной скорости ν и объемных концентраций, полученных для первой и второй секций (1, 2) трубы, для определения объемных расходов 0г, 0ж, р1, 02.
  16. 16. Устройство по п.15, в котором для каждого участка (1, 2) трубы использованы следующие средства для измерения локальных характеристик потока, по меньшей мере, одной фазы смеси:
    ультразвуковой измеритель действительной скорости газа ν смеси на основании способа корреляции или Допплеровского способа, ультразвуковой измеритель объемной концентрации газа, ультразвуковой измеритель объемных концентраций жидких компонентов.
  17. 17. Устройство по п.15, в котором используются измерители, имеющие измерительные преобразователи электрической емкости или электрической удельной проводимости для измерения локальных свойств потока, по меньшей мере, одной фазы смеси.
  18. 18. Устройство по п. 15, в котором для каждого участка (1, 2) трубы используется гамма-дозиметр для определения объемной концентрации газа.
  19. 19. Устройство по п.15, в котором для каждой секции (1, 2) трубы, расположенной вертикально, используется устройство для определения объемной концентрации газа посредством измерения разности статических давлений.
  20. 20. Устройство по пп.15-17, в котором измеритель скорости газа измеряет скорость ν газовой фазы в разных местах вдоль радиуса в каждом из упомянутых поперечных сечений первой и второй секций (1, 2) трубы, а измеренные значения локальной скорости для каждого поперечного сечения усредняются, чтобы получить значение, используемое в качестве значения скорости при вычислениях.
  21. 21. Устройство по пп.15-17, в котором измеритель объемной концентрации газа выполнен с возможностью измерения концентрации φ газовой фазы в разных местах вдоль радиуса в каждом из упомянутых поперечных сечений первой и второй секций (1, 2) трубы, а измеренные значения объемной концентрации для каждого поперечного сечения усредняются, чтобы получить значение, используемое в качестве значения концентрации при вычислениях.
  22. 22. Устройство по пп.15-21, в котором площадь Р1 поперечного сечения первой секции (1) трубы отличается от площади Р2 поперечного сечения второй секции (2) трубы в соответствии с соотношением Р2 = кРь где к Ψ 1.
  23. 23. Устройство по пп.15-21, включающее в себя процессор, вычисляющий значение объемного расхода жидкой фазы по формуле рж=[к/(1-к)]Р1 [ν2(1-φ2)-ν1(1-φ1)], где ν1, ν2 - средняя действительная скорость в первой секции (1) трубы и второй секции (2) трубы соответственно, φ1, φ2 - средняя объемная концентрация смеси в первой секции (1) трубы и второй секции (2) трубы соответственно;
    объемный расход газовой фазы определяют следующим образом:
    О, = Ει^ιψι или О, = Ε2^2φ2, объемный расход первого компонента жидкой фазы определяют следующим образом:
    Ω1 = Ж а объемный расход второго компонента жидкой фазы определяют следующим образом:
    02=(1-^)0^
  24. 24. Устройство по пп.15-20, 22, 23, в котором компонентами жидкой фазы многофазного потока, параметры которых измеряются, являются вода и нефть.
EA200200632A 2000-03-09 2001-03-05 Одновременное определение расходов и концентраций компонентов многофазной смеси EA003869B1 (ru)

Applications Claiming Priority (2)

Application Number Priority Date Filing Date Title
PCT/NL2000/000159 WO2001067050A1 (en) 2000-03-09 2000-03-09 Simultaneous determination of multiphase flowrates and concentrations
PCT/NL2001/000180 WO2001067051A1 (en) 2000-03-09 2001-03-05 Simultaneous determination of multiphase flowrates and concentrations

Publications (2)

Publication Number Publication Date
EA200200632A1 EA200200632A1 (ru) 2002-12-26
EA003869B1 true EA003869B1 (ru) 2003-10-30

Family

ID=19760678

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
EA200200632A EA003869B1 (ru) 2000-03-09 2001-03-05 Одновременное определение расходов и концентраций компонентов многофазной смеси

Country Status (18)

Country Link
US (1) US6658944B2 (ru)
EP (1) EP1261846B8 (ru)
JP (1) JP4800543B2 (ru)
KR (1) KR100808729B1 (ru)
CN (1) CN1217161C (ru)
AT (1) ATE242872T1 (ru)
AU (2) AU3334800A (ru)
CA (1) CA2393727C (ru)
CZ (1) CZ298873B6 (ru)
DE (1) DE60100360T2 (ru)
DK (1) DK1261846T3 (ru)
EA (1) EA003869B1 (ru)
ES (1) ES2201033T3 (ru)
HK (1) HK1052549A1 (ru)
IL (2) IL151612A0 (ru)
NO (1) NO325636B1 (ru)
PT (1) PT1261846E (ru)
WO (2) WO2001067050A1 (ru)

Cited By (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2559858C2 (ru) * 2012-09-25 2015-08-20 Открытое акционерное общество "Арзамасский приборостроительный завод имени П.И. Пландина" Способ одновременного определения расходов и концентраций компонентов многофазной смеси с функцией самоконтроля (варианты) и система измерительная интеллектуальная для его осуществления

Families Citing this family (73)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
NZ519503A (en) * 2002-06-12 2005-02-25 Sensortec Ltd Flow meter, for liquid/gas with emitter/detector arranged about conduit in opposing positions
NO323247B1 (no) * 2003-12-09 2007-02-12 Multi Phase Meters As Fremgangsmåte og strømningsmåler for å bestemme strømningsratene til en flerfaseblanding
US20090227870A1 (en) * 2004-08-31 2009-09-10 Stichting Voor Fundamenteel Onderzoek Der Materie Method of determining a parameter representing an acoustic property of a material
GB0428547D0 (en) * 2004-12-31 2005-02-09 Euroflow Uk Ltd Methods and apparatus for observing vessel contents
GB0428545D0 (en) * 2004-12-31 2005-02-09 Euroflow Uk Ltd Flow methods and apparatus for detection in conduits
US20080288181A1 (en) * 2005-04-26 2008-11-20 Guillermo Amarfil Lucero Multiphase flow meter and data system
US20060247869A1 (en) * 2005-04-26 2006-11-02 Lucero Guillermo A Multiphase flow meter and data system
DE102005024134A1 (de) * 2005-05-23 2007-01-11 Endress + Hauser Flowtec Ag Verfahren zur Bestimmung und/oder Überwachung einer Prozessgröße
DE102006050357A1 (de) * 2006-10-25 2008-05-08 Siemens Ag Verfahren und Vorrichtung zum Bestimmen der Gaszusammensetzung in einem Tank
US8360635B2 (en) * 2007-01-09 2013-01-29 Schlumberger Technology Corporation System and method for using one or more thermal sensor probes for flow analysis, flow assurance and pipe condition monitoring of a pipeline for flowing hydrocarbons
GB0707129D0 (en) * 2007-04-13 2007-05-23 Bioinnovel Ltd Fermenter monitor
WO2008149868A1 (ja) * 2007-05-31 2008-12-11 Teijin Pharma Limited 超音波式ガス濃度測定方法及びそれを用いた装置
CN101802562B (zh) * 2007-09-18 2013-06-12 普拉德研究及开发股份有限公司 多相流测量
CN101255791B (zh) * 2008-04-09 2011-05-25 浙江大学 油气水多相流流量测量装置
CN101280680B (zh) * 2008-05-23 2012-06-27 安东石油技术（集团）有限公司 三相流量测量装置
DE102008036215B4 (de) * 2008-08-02 2010-09-02 Dae Systems Gmbh Vorrichtung zur Steuerung des Drucks und/oder Volumenstroms eines Fluids
US7950451B2 (en) * 2009-04-10 2011-05-31 Bp Corporation North America Inc. Annulus mud flow rate measurement while drilling and use thereof to detect well dysfunction
US8340791B2 (en) * 2009-10-01 2012-12-25 Rosemount Inc. Process device with sampling skew
US8230934B2 (en) 2009-10-02 2012-07-31 Baker Hughes Incorporated Apparatus and method for directionally disposing a flexible member in a pressurized conduit
US8322228B2 (en) * 2009-12-11 2012-12-04 Schlumberger Technology Corporation Method of measuring flow properties of a multiphase fluid
DE102010001646A1 (de) * 2010-02-05 2011-08-11 Endress + Hauser Flowtec Ag Messgerät, Messsystem und Verfahren zur Ermittlung einer vorgegebenen Emission eines Emittenten
MD20100049A2 (ru) * 2010-04-13 2011-11-30 Николае БЕЛДИМАН Устройство для измерения расхода жидкости в транспортном трубопроводе
US8536883B2 (en) * 2010-04-29 2013-09-17 Schlumberger Technology Corporation Method of measuring a multiphase flow
TWI400444B (zh) * 2010-08-13 2013-07-01 Tatung Co 超音波相位偏移之偵測裝置
NL2005886C2 (en) * 2010-12-21 2012-06-25 Nest Internat N V Device and method for determining a flow velocity of a fluid or a fluid component in a pipeline.
US8701461B2 (en) * 2011-02-22 2014-04-22 Southern Methodist University Calibration tube for multiphase flowmeters
US8839856B2 (en) 2011-04-15 2014-09-23 Baker Hughes Incorporated Electromagnetic wave treatment method and promoter
CN102401674B (zh) * 2011-08-26 2013-04-24 中国农业大学 坡面小区水土流失自动测量系统
CN103123294B (zh) * 2011-11-21 2015-09-30 中国海洋石油总公司 一种鉴别多相流流型的方法
GB2496863B (en) * 2011-11-22 2017-12-27 Zenith Oilfield Tech Limited Distributed two dimensional fluid sensor
US8511424B2 (en) * 2011-12-08 2013-08-20 General Electric Company Acoustic waveguide assemblies
DE102012103307A1 (de) * 2012-04-17 2013-10-17 Wilhelm Hedrich Vakuumanlagen Gmbh & Co. Kg Verfahren und Vorrichtung zur Überprüfung von Gas-Leckagen in Gießharzanlagen
RU2503929C1 (ru) * 2012-06-13 2014-01-10 Открытое акционерное общество "Арзамасский приборостроительный завод им. П.И. Пландина" (ОАО "АПЗ") Способ одновременного определения расходов жидкой и газовой фаз потока газожидкостной смеси
RU2510489C2 (ru) * 2012-06-19 2014-03-27 Открытое акционерное общество "Арзамасский приборостроительный завод имени П.И. Пландина" (ОАО "АПЗ") Способ одновременного определения расходов жидкой и газовой фаз потока газожидкостной смеси (варианты)
KR101334939B1 (ko) * 2012-12-03 2013-11-29 한국기계연구원 다상 유동 발생장치
DE102013100158A1 (de) * 2012-12-21 2014-07-10 Endress + Hauser Gmbh + Co. Kg Vorrichtung zur Bestimmung oder Überwachung einer Prozessgröße eines Mediums in einer Rohrleitung
RU2659584C2 (ru) * 2013-04-04 2018-07-03 ЛОС АЛАМОС НЭШНЛ СЕКЬЮРИТИ, ЭлЭлСи Способы измерения свойств многофазных смесей нефть-вода-газ
CN104142366A (zh) * 2013-05-09 2014-11-12 中科隆声（北京）科技有限责任公司 一种利用声学检测技术实现输油管道含水在线检测的方法
CN103454344B (zh) * 2013-06-04 2014-08-13 武汉四方光电科技有限公司 一种同时测量沼气成份与流量的装置及测量方法
RU2530459C1 (ru) * 2013-07-05 2014-10-10 Федеральное государственное унитарное предприятие "Всероссийский научно-исследовательский институт автоматики им. Н.Л. Духова" (ФГУП "ВНИИА") Монитор многофазной жидкости
RU2530453C1 (ru) * 2013-07-05 2014-10-10 Федеральное государственное унитарное предприятие "Всероссийский научно-исследовательский институт автоматики им. Н.Л. Духова" (ФГУП "ВНИИА") Монитор многофазной жидкости
US9711709B2 (en) * 2013-08-08 2017-07-18 General Electric Company Transducer systems
MY187312A (en) * 2013-12-13 2021-09-21 Shell Int Research Method of interpreting nmr signals to give multiphase fluid flow measurements for a gas/liquid system
US9404781B2 (en) 2014-04-01 2016-08-02 Saudi Arabian Oil Company Multiphase metering with ultrasonic tomography and vortex shedding
US9424674B2 (en) 2014-04-01 2016-08-23 Saudi Arabian Oil Company Tomographic imaging of multiphase flows
US9243942B2 (en) * 2014-04-01 2016-01-26 Saudi Arabian Oil Company Flow line mounting arrangement for flow system transducers
US10088347B2 (en) 2014-04-01 2018-10-02 Saudi Arabian Oil Company Flow data acquisition and telemetry processing system
US9989387B2 (en) 2014-04-01 2018-06-05 Saudi Arabian Oil Company Flow data acquisition and telemetry processing systems
US10422673B2 (en) 2014-04-01 2019-09-24 Saudi Arabian Oil Company Flow regime identification of multiphase flows by face recognition Bayesian classification
US20150377667A1 (en) * 2014-06-30 2015-12-31 Saudi Arabian Oil Company Virtual multiphase flow metering and sand detection
CN104458904B (zh) * 2014-12-08 2017-03-15 北京航空航天大学 一种用于航天器推进剂加注的小管径气流两相流的检测装置
CN105756676A (zh) * 2015-11-19 2016-07-13 天津大学 油气水三相流透射式超声传感器持气率测量方法
CN105275450B (zh) * 2015-11-19 2018-03-06 天津大学 油气水三相流流动参数声电传感器组合测量方法
CN105403288B (zh) * 2015-12-10 2018-09-18 新兴中燃城市燃气发展有限公司 一种输气管道积液监控系统及其监控方法
CN105547413B (zh) * 2015-12-10 2018-10-02 山西铭石煤层气利用股份有限公司 一种带隔音罩的输气管道积液监控系统及其监控方法
CN105547414B (zh) * 2015-12-10 2018-12-14 徐州辛辛那提新型材料有限公司 一种输气管道监控系统及其监控方法
CN105571675B (zh) * 2015-12-10 2018-12-14 徐州辛辛那提新型材料有限公司 一种输气管道安全监测系统及其监测方法
CA3027902C (en) * 2016-06-16 2019-09-17 Hifi Engineering Inc. Method of estimating flowrate in a pipeline
CN106593408A (zh) * 2016-12-14 2017-04-26 中国石油天然气股份有限公司 油井流速的获取方法与装置
US10697938B2 (en) 2017-03-16 2020-06-30 Triad National Security, Llc Fluid characterization using acoustics
US10126155B1 (en) * 2017-08-25 2018-11-13 Saudi Arabian Oil Company Multi-layer flow and level visualizer
RU2662738C1 (ru) * 2017-09-13 2018-07-30 АО "Сигма-Оптик" Способ контроля изменений уровней дебитов твердых включений и капельной влаги в газовом потоке в трубопроводе
CN108759951B (zh) * 2018-04-27 2020-03-10 毛桦 一种在线测量原油/天然气/水三相流量的方法及装置
CN109188016B (zh) * 2018-08-28 2020-05-05 天津大学 油气水三相流分相流速声电双模态测量方法
CN110361439A (zh) * 2019-08-07 2019-10-22 北京软通智慧城市科技有限公司 气体浓度测量装置及其控制方法
JP2021071307A (ja) * 2019-10-29 2021-05-06 オムロン株式会社 伝搬時間測定装置
CN112808051B (zh) * 2019-11-18 2022-07-05 中国石油天然气股份有限公司 混合器及流量计校准方法
US11118452B1 (en) 2020-05-04 2021-09-14 Saudi Arabian Oil Company Multiphase flowmeters and related methods for oil and gas applications
US10983513B1 (en) 2020-05-18 2021-04-20 Saudi Arabian Oil Company Automated algorithm and real-time system to detect MPFM preventive maintenance activities
CN111537137B (zh) * 2020-05-19 2021-09-14 天津中材工程研究中心有限公司 一种用于含尘气体管道的静压测量方法
FR3112389B1 (fr) 2020-07-10 2024-03-01 Rheawave Manchon tubulaire pour la mesure de la viscoélasticité d’un produit à analyser.
CN115060796A (zh) * 2022-06-24 2022-09-16 西南石油大学 满管多相钻井液流速与含气量超声联合检测方法
CN115855183B (zh) * 2022-11-29 2024-04-23 广州世品环保科技股份有限公司 Vru装置出口碳氢化合物的测量方法及系统

Family Cites Families (20)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US4236406A (en) * 1978-12-11 1980-12-02 Conoco, Inc. Method and apparatus for sonic velocity type water cut measurement
JPS6057215A (ja) * 1983-09-08 1985-04-03 Meidensha Electric Mfg Co Ltd スラリ−量測定装置
JPH0660834B2 (ja) * 1987-09-02 1994-08-10 株式会社日立製作所 音波伝達時間による粉体流量の測定方法及び装置
FR2647549B1 (fr) * 1989-05-23 1993-06-18 Inst Francais Du Petrole Procede et dispositif pour mesurer des qualites d'un fluide polyphasique
US5099697A (en) * 1990-04-02 1992-03-31 Agar Corporation Ltd. Two and three-phase flow measurement
GB2280267B (en) * 1991-03-21 1995-05-24 Halliburton Co Device for sensing fluid behaviour
GB9109074D0 (en) 1991-04-26 1991-06-12 Shell Int Research A method and apparatus for measuring the gas and the liquid flowrate and the watercut of multiphase mixtures of oil,water and gas flowing through a pipeline
JP2733717B2 (ja) * 1991-07-29 1998-03-30 九州電力株式会社 二相流流量計
GB9122210D0 (en) * 1991-10-18 1991-11-27 Marconi Gec Ltd Method for measurement of the gas and water content in oil
DE9315661U1 (de) * 1993-10-14 1994-02-24 Fa. Alfred Herzog, 58540 Meinerzhagen Kochgeschirr mit einer Aluminiumbodenplatte
FR2720498B1 (fr) * 1994-05-27 1996-08-09 Schlumberger Services Petrol Débitmètre multiphasique.
US5576495A (en) * 1995-10-23 1996-11-19 The Babcock & Wilcox Company Two phase flow meter
DE19632529A1 (de) * 1996-08-13 1998-02-19 Peter Dipl Ing Tillack Vorrichtung und Verfahren zur Messung des Gasanteiles in einem mehrphasigen Fluid
FR2756377B1 (fr) * 1996-11-22 1999-02-05 Schlumberger Services Petrol Procede et dispositif pour etudier les proprietes d'un fluide multiphasique sous pression, tel qu'un fluide petrolier, circulant dans une canalisation
AU7384498A (en) * 1997-05-14 1998-12-08 Southwest Research Institute Apparatus and method for measuring flow of gas with entrained liquids
JPH11125547A (ja) * 1997-10-22 1999-05-11 Japan National Oil Corp 混相流体の各流量の測定方法及びそれを利用した混相流流量計
US6343516B1 (en) * 1998-01-16 2002-02-05 Texaco Inc. Multiphase flow sampling using an autotraversing sample probe
RU2138023C1 (ru) * 1998-03-02 1999-09-20 Мельников Владимир Иванович Способ определения расхода компонентов многофазной среды
RU2126143C1 (ru) * 1998-03-02 1999-02-10 Мельников Владимир Иванович Ультразвуковой расходомер компонентов многофазной среды
US6155102A (en) * 1998-08-06 2000-12-05 Alberta Research Council Method and apparatus for use in determining a property of a multiphase fluid

Cited By (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2559858C2 (ru) * 2012-09-25 2015-08-20 Открытое акционерное общество "Арзамасский приборостроительный завод имени П.И. Пландина" Способ одновременного определения расходов и концентраций компонентов многофазной смеси с функцией самоконтроля (варианты) и система измерительная интеллектуальная для его осуществления

Also Published As

Publication number Publication date
KR100808729B1 (ko) 2008-02-29
EP1261846A1 (en) 2002-12-04
CN1427948A (zh) 2003-07-02
IL151612A0 (en) 2003-04-10
CN1217161C (zh) 2005-08-31
IL151612A (en) 2007-06-17
WO2001067050A1 (en) 2001-09-13
WO2001067051A9 (en) 2002-08-15
DE60100360T2 (de) 2004-05-13
CA2393727A1 (en) 2001-09-13
EP1261846B1 (en) 2003-06-11
NO20022700D0 (no) 2002-06-06
ATE242872T1 (de) 2003-06-15
DK1261846T3 (da) 2003-09-01
CA2393727C (en) 2004-04-27
JP4800543B2 (ja) 2011-10-26
DE60100360D1 (de) 2003-07-17
US20030051558A1 (en) 2003-03-20
US6658944B2 (en) 2003-12-09
KR20020092979A (ko) 2002-12-12
AU2001241281A1 (en) 2001-09-17
CZ20022958A3 (cs) 2003-01-15
PT1261846E (pt) 2003-10-31
EA200200632A1 (ru) 2002-12-26
NO325636B1 (no) 2008-06-30
EP1261846B8 (en) 2003-10-01
CZ298873B6 (cs) 2008-02-27
JP2003526101A (ja) 2003-09-02
ES2201033T3 (es) 2004-03-16
HK1052549A1 (en) 2003-09-19
AU3334800A (en) 2001-09-17
WO2001067051A1 (en) 2001-09-13
NO20022700L (no) 2002-09-03

Similar Documents

Publication Publication Date Title
EA003869B1 (ru) Одновременное определение расходов и концентраций компонентов многофазной смеси
EP1886098B1 (en) An apparatus and method for measuring a parameter of a multiphase flow
US4763525A (en) Apparatus and method for determining the quantity of gas bubbles in a liquid
Garbini et al. Measurement of fluid turbulence based on pulsed ultrasound techniques. Part 2. Experimental investigation
JP3110048B2 (ja) 二相流を解析するための方法および装置
US10801937B2 (en) Method and apparatus for determining kinematic viscosity through the transmission and reception of ultrasonic energy
Chen et al. Acoustic propagation in viscous fluid with uniform flow and a novel design methodology for ultrasonic flow meter
GB2219396A (en) Measurement of flow velocity and mass flowrate
WO2016161459A1 (en) Acoustic gas volume fraction measurement in a multiphase flowing liquid
WO1988008516A1 (en) Ultrasonic fluid flowmeter
US7270001B2 (en) Ultrasonic measurement of the running time and quantity for detecting the concentration of particles in a flowing fluid
NO340150B1 (no) Apparat og fremgangsmåte for å måle en parameter i en multifasestrøm
Rahiman et al. Design and development of ultrasonic process tomography
Michallet et al. Ultrasonic probes and data processing to study interfacial solitary waves
Zhai et al. Structure detection of horizontal gas–liquid slug flow using ultrasonic transducer and conductance sensor
Admiraal et al. Laboratory measurement of suspended sediment concentration using an Acoustic Concentration Profiler (ACP)
Zhai et al. Gas holdup measurement of horizontal gas-liquid two-phase flows by using a novel combined ultrasonic-conductance sensor
Wada et al. Improving accuracy of pipe flow rate measurement with ultrasonic time-domain correlation method under small number density of reflectors
RU66029U1 (ru) Комплексное устройство измерения расхода, плотности и вязкости нефтепродуктов
US3204455A (en) Ultrasonic flowmeter
RU2126143C1 (ru) Ультразвуковой расходомер компонентов многофазной среды
Loosemore et al. A new ultrasonic flowmeter
RU2390732C2 (ru) Способ контроля наличия остаточного газа в потоке жидкости и устройство для его осуществления
RU66030U1 (ru) Устройство измерения расхода, плотности и вязкости нефтепродуктов
RU2210764C1 (ru) Способ определения плотности жидкостей и устройство для его осуществления

Legal Events

Date Code Title Description
MM4A Lapse of a eurasian patent due to non-payment of renewal fees within the time limit in the following designated state(s)

Designated state(s): MD

MM4A Lapse of a eurasian patent due to non-payment of renewal fees within the time limit in the following designated state(s)

Designated state(s): AM KG TJ

PC4A Registration of transfer of a eurasian patent by assignment
MK4A Patent expired

Designated state(s): AZ BY KZ TM RU