EA019162B1 - Способ для измерения расходов газовой и жидкостной фаз, содержащихся в многофазном потоке, и устройство для его осуществления - Google Patents
Способ для измерения расходов газовой и жидкостной фаз, содержащихся в многофазном потоке, и устройство для его осуществления Download PDFInfo
- Publication number
- EA019162B1 EA019162B1 EA201000711A EA201000711A EA019162B1 EA 019162 B1 EA019162 B1 EA 019162B1 EA 201000711 A EA201000711 A EA 201000711A EA 201000711 A EA201000711 A EA 201000711A EA 019162 B1 EA019162 B1 EA 019162B1
- Authority
- EA
- Eurasian Patent Office
- Prior art keywords
- gas
- flow
- liquid
- flow rate
- pipeline
- Prior art date
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
- G01F1/05—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 using mechanical effects
- G01F1/34—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 using mechanical effects by measuring pressure or differential pressure
- G01F1/36—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 using mechanical effects by measuring pressure or differential pressure the pressure or differential pressure being created by the use of flow constriction
- G01F1/40—Details of construction of the flow constriction devices
- G01F1/44—Venturi tubes
Landscapes
- Physics & Mathematics (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- General Physics & Mathematics (AREA)
- Measuring Volume Flow (AREA)
Abstract
В изобретении представлены способ и система для измерения расхода газожидкостного потока. Способ и система для измерения расхода включают протекание закрученного газожидкостного потока, разделенного на газовое ядро и наружный жидкостный слой, через трубопровод, содержащий сужение, имеющее уменьшенное поперечное сечение трубопровода, измерение перепада статического давления газового ядра между положением выше по потоку относительно сужения и положением в сужении, измерение дополнительной величины, которая представляет расход газа, расход жидкости или корреляцию между расходом газа и расходом жидкости, и определение величин расхода газа и жидкости из перепада статического давления газового ядра и измеренной дополнительной величины.
Description
Настоящее изобретение относится к определению величин расхода в газожидкостном потоке.
Предпосылки создания изобретения
Определение величин расхода потока газа и жидкости в газожидкостных смешанных текучих средах является важным в нефте- и газодобывающей промышленности.
Пример устройства для измерения таких величин расхода потока представляет система Ух™ фирмы 8сЫитЬегдег (например, смотри доклад авторов I. ЛЮпюп. М. Вегагк, В.-У. Напрей, О. 8едега1, 17|П 1п!егпа!юиа1 ΝοΠίι 8еа Ноте Меакигетеп) ХУогШюр (17-й Международный Семинар бассейна Северного Моря по Измерению Потоков), Осло, Норвегия, 25-28 октября 1999 года, Новое поколение многофазных расходомеров от фирм 8сЫитЬегдег и Егато Епдтеегшд Л8), которая включает смонтированный вертикально расходомер Вентури, сдвоенное устройство для измерения коэффициента поглощения энергии гамма-излучения и связанные с этим процессоры. Эта система позволяет одновременно рассчитывать величины объемного расхода газа, воды и нефти в многофазных потоках.
Даже и обеспечивая испытанную эффективность, система Ух™ и другие общеизвестные многофазные расходомеры являются относительно дорогостоящими, что явно препятствует их употреблению на давно действующих месторождениях (то есть нефтяных и газовых скважинах, где продуктивность упала ниже примерно 1000 баррель в день (0,0018 м3/с)) и у прочих производителей низших углеводородов. Однако на такие производственные площадки по всему миру, вероятно, приходятся около 2-3 млн нефтяных и газовых скважин.
Сущность изобретения
Варианты осуществления настоящего изобретения, по меньшей мере частично, основаны на том, что в закрученном потоке многофазной смеси - где закручивание многофазной смеси разделяет многофазную смесь, когда она включает газ и жидкость, на газовое ядро и наружный жидкостный слой, перепад статического давления в газовом ядре между положением выше по потоку относительно сужения потока и положением в сужении известным образом коррелирует с величинами расхода газа и жидкости.
Таким образом, в общих чертах варианты осуществления настоящего изобретения представляют применение в трубопроводе, содержащем сужение, имеющее уменьшенное поперечное сечение трубопровода, и транспортирующем закрученный газожидкостный поток, разделенный на газовое ядро и жидкостный наружный слой, измеренного перепада статического давления газового ядра между положением выше по потоку относительно сужения и положением в сужении и измеренной дополнительной величины, которая представляет расход газа, расход жидкости или корреляцию между расходом газа и расходом жидкости для определения величин расхода газа и жидкости.
Таким образом, две неизвестные величины, расход газа и расход жидкости, могут быть определены по результатам двух измерений.
Например, первый аспект настоящего изобретения представляет способ измерения величин расхода в газожидкостном потоке, содержащий следующие стадии:
обеспечение трубопровода, транспортирующего закрученный газожидкостный поток, разделенный на газовое ядро и жидкостный наружный слой, и содержащего сужение, имеющее уменьшенное поперечное сечение трубопровода;
измерение перепада статического давления газового ядра между положением выше по потоку относительно сужения и положением в сужении;
измерение дополнительной величины, которая представляет расход газа, расход жидкости или корреляцию между расходом газа и расходом жидкости;
определение величин расхода газа и жидкости из перепада статического давления газового ядра и названной измеренной дополнительной величины.
Альтернативные признаки способа описаны далее, причем они могут применяться по отдельности или в любой комбинации.
Сужение сокращает проходное сечение для потока текучей среды. Было найдено, что это сокращение проходного сечения в основном вызывает соответствующее увеличение диаметра газового ядра. Предпочтительно положение выше по потоку для измерения перепада статического давления газового ядра находится выше по потоку относительно области увеличения диаметра газового ядра, обусловленного сокращением проходного сечения, которое создается сужением. Предпочтительно положение ниже по потоку для измерения перепада статического давления газового ядра находится ниже по потоку относительно области увеличения диаметра газового ядра, обусловленного сокращением проходного сечения, которое создается сужением.
Типично, трубопровод, проходящий выше по потоку относительно сужения, имеет постоянное поперечное сечение.
Предпочтительно измеренная дополнительная величина представляет собой перепад давления жидкостного слоя на стенке трубопровода между положением выше по потоку относительно сужения и положением в сужении. Эта величина, подобно перепаду статического давления в газовом ядре, также известным образом коррелирует с величинами расхода газа и жидкости. Преимущество перепада давления
- 1 019162 жидкостного слоя на стенке трубопровода состоит в том, что его можно измерять просто и малозаметно, например, с использованием ответвлений на стенке. Однако в альтернативном варианте измерение расхода жидкости могло бы быть проведено, например, ультразвуковым методом с помощью ультразвукового датчика, который измеряет толщину и осевую скорость жидкостного слоя (смотри патент ОБ А 2447490). Дополнительные способы получения значений толщины и осевой скорости жидкостного слоя могут иметь отношение к электрическим, резистивным, емкостным или ядерным подходам. Методы изотопных индикаторов могут давать величины расхода жидкости непосредственно. Вставные датчики (например, тепловые зонды, трубки Пито и т.д.) также могут измерять скорости течения жидкости. Дополнительная, менее желательная, альтернатива состоит в проведении измерения расхода газа, например, с использованием термоэлемента в газовом ядре.
Плотность газа также может быть измерена и использована в определении величин расхода. Например, статическое давление газового ядра в сужении может быть измерено в ходе измерения перепада статического давления газового ядра, и также может быть измерена температура газового потока (если таковая уже не была известна). Затем плотность газа может быть выражена по данным этих двух измерений с использованием газового закона.
Предпочтительно трубопровод имеет трубку Вентури, которая создает сужение, например, в горловине трубки Вентури. Однако в альтернативном варианте сужение может быть сформировано еще одним приспособлением, таким как расходомерная диафрагма. Типично сужение является концентрическим относительно трубопровода и имеет круглое поперечное сечение потока.
Когда трубопровод имеет трубку Вентури, то предпочтительно положение выше по потоку измерения перепада статического давления газового ядра находится выше по потоку относительно суживающейся секции трубки Вентури, и положение ниже по потоку измерения перепада статического давления газового ядра находится в горловинной секции трубки Вентури.
Трубопровод может иметь торцевую стенку выше по потоку относительно сужения. Тогда газовое ядро может проходить до торцевой стенки и перепад статического давления газового ядра может быть измерен между положением на торцевой стенке и положением в сужении. Это позволяет выполнить измерение давления газового ядра выше по потоку скорее с помощью ответвления через торцевую стенку, нежели с использованием датчика, введенного в поток текучей среды, который может нарушать закрученное течение.
Жидкость может иметь две жидкостные фазы (например, нефть и воду), и способ может дополнительно включать стадию измерения относительных долей двух жидкостей, при этом на стадии определения величины расхода газа и каждой из жидкостных фаз определяют из перепада статического давления газового ядра, названной измеренной дополнительной величины и относительных долей.
Вследствие закрученного течения и, в общем, высокой скорости в сужении имеет место слабое разделение двух жидкостей или проскальзывание таковых относительно друг друга. Однако при необходимости может быть применен закон скольжения. При допущении, что плотности двух жидкостей известны, измерение относительных долей может быть проведено путем измерения плотности жидкости, например, с помощью ультразвука, микроволнового излучения, гамма-лучей, инфракрасным детектором и т.д. Обычно, но не обязательно, измерение относительных долей двух жидкостей может быть выполнено в сужении.
Предпочтительно перед стадией измерения способ дополнительно включает стадию подтверждения присутствия газового ядра в трубопроводе.
Второй аспект изобретения представляет применение способа согласно первому аспекту (необязательно включая любой из дополнительных признаков этого способа или любую их комбинацию) для измерения величин расхода в газожидкостном потоке.
Третий аспект изобретения представляет установку для выполнения измерений, применяемую для определения величин расхода в газожидкостном потоке, содержащую трубопровод для транспортирования закрученного газожидкостного потока, разделенного на газовое ядро и наружный жидкостный слой и содержащего сужение, имеющее уменьшенное поперечное сечение трубопровода, датчик давления для измерения перепада статического давления газового ядра между положением выше по потоку относительно сужения и положением в сужении и устройство для измерения дополнительной величины, которая представляет значение расхода газа, расхода жидкости или корреляцию между значениями расхода газа и расхода жидкости.
Один вариант осуществления настоящего изобретения представляет процессор для использования с установкой, предназначенный для обработки данных о расходе газа и жидкости в газожидкостном потоке на основе перепада статического давления газового ядра, измеренного установкой, и дополнительной величины, измеренной устройством.
Дополнительные признаки установки описаны далее и могут быть использованы по отдельности или в любой комбинации. Любой из дополнительных признаков способа первого аспекта или любая их комбинация также могут представлять соответствующие дополнительные признаки установки.
Предпочтительно положение выше по потоку измерения датчиком давления находится выше по потоку относительно области увеличения диаметра газового ядра, обусловленного сокращением проходно
- 2 019162 го сечения, которое создается сужением.
Предпочтительно положение ниже по потоку измерения датчиком давления находится ниже по потоку относительно области увеличения диаметра газового ядра, обусловленного сокращением проходного сечения, которое создается сужением.
Типично, трубопровод, проходящий выше по потоку относительно сужения, имеет постоянное поперечное сечение.
Установка дополнительно может включать закручивающий элемент для закручивания газожидкостного потока. Например, закручивающий элемент может представлять собой входной патрубок трубопровода, имеющий тангенциальный паз. Альтернативный закручивающий элемент, размещенный соосно, представляет собой, например, спиральную вставку в трубопроводе или крыльчатку, приводимую во вращение мотором.
Предпочтительно устройство для измерения дополнительной величины представляет собой второй датчик давления, который измеряет перепад давления жидкостного слоя на стенке трубопровода между положением выше по потоку относительно сужения и положением в сужении. Второй датчик давления может иметь в этих положениях ответвления в стенке. Альтернативно, приспособление может представлять собой ультразвуковой датчик, который измеряет толщину жидкостного слоя и профиль скорости жидкости.
Предпочтительно трубопровод имеет трубку Вентури, которая создает сужение, например, в горловине трубки Вентури. Однако в альтернативном варианте сужение может быть сформировано еще одним приспособлением, таким как расходомерная диафрагма. Типично сужение является концентрическим относительно трубопровода и имеет круглое поперечное сечение потока.
Когда трубопровод имеет трубку Вентури, то предпочтительно положение выше по потоку измерения первым датчиком давления находится выше по потоку относительно суживающейся секции трубки Вентури, и положение ниже по потоку измерения первым датчиком давления находится в горловинной секции трубки Вентури.
Трубопровод может иметь торцевую стенку выше по потоку относительно сужения, газовое ядро, которое при работе проходит до торцевой стенки, и датчик давления, измеряющий перепад статического давления газового ядра между положением на торцевой стенке и положением в сужении. Тогда положение выше по потоку для первых датчиков давления может быть создано ответвлением через торцевую стенку.
Установка может дополнительно включать устройство (такое как ультразвуковой датчик) для подтверждения присутствия газового ядра в трубопроводе.
В случае, когда жидкость имеет две жидкостные фазы, установка может дополнительно включать датчик для измерения относительных долей двух жидкостей, при этом значения расхода газа и каждой из жидкостных фаз могут быть определены из перепада статического давления газового ядра, измеренной дополнительной величины и относительных долей. Измерение относительных долей двух жидкостей может быть проведено в сужении. Датчик может представлять собой денситометр. Такое устройство измеряет объединенную плотность двух жидкостей (для которых в условиях течения в сужении можно допустить, что таковые не проскальзывают относительно друг друга), и затем относительные доли определяют по результатам этого измерения и известным плотностям отдельных жидкостей.
Четвертый аспект изобретения представляет многофазный расходомер, включающий установку согласно третьему аспекту (и, необязательно, включающий любой из дополнительных признаков установки или их комбинацию) и компьютерную систему для определения значений расхода газа и жидкости из перепада давления газового ядра и измеренной величины.
Когда жидкость имеет две жидкостные фазы и установка дополнительно включает датчик для измерения относительных долей двух жидкостей в сужении, компьютерная система может быть предназначена для определения значений расхода газа и каждой из жидкостных фаз из перепада давления газового ядра, измеренной величины и относительных долей.
Пятый аспект изобретения представляет скважинный трубопровод для нефти или скважинный трубопровод для газа, включающий установку согласно третьему аспекту (и, необязательно, включающий любой из дополнительных признаков установки или их комбинацию), или расходомер согласно четвертому аспекту (и, необязательно, включающий любой из дополнительных признаков расходомера или их комбинацию).
Шестой аспект изобретения представляет компьютерную систему согласно четвертому аспекту, седьмой аспект изобретения представляет соответствующую компьютерную программу и восьмой аспект изобретения представляет компьютерный программный продукт, содержащий компьютерную программу согласно седьмому аспекту.
Таким образом, компьютерная система согласно шестому аспекту может быть предназначена для определения значений расхода газа и жидкости в закрученном газожидкостном потоке, разделенном на газовое ядро и жидкостный наружный слой и транспортируемым через трубопровод, содержащий сужение, имеющее уменьшенное поперечное сечение трубопровода, причем указанное определение основывается на измеренном перепаде статического давления газового ядра между положением выше по потоку
- 3 019162 относительно сужения и положением в сужении и измеренной дополнительной величине, которая представляет расход газа, расход жидкости или корреляцию между расходом газа и расходом жидкости. Подобным образом, компьютерная программа согласно седьмому аспекту может определять значения расхода газа и жидкости в отношении закрученного газожидкостного потока, разделенного на газовое ядро и жидкостный наружный слой, и транспортируемого через трубопровод, содержащий сужение, имеющее уменьшенное поперечное сечение трубопровода, причем определение основывается на измеренном перепаде статического давления газового ядра между положением выше по потоку относительно сужения и положением в сужении и измеренной дополнительной величине, которая представляет расход газа, расход жидкости или корреляцию между расходом газа и расходом жидкости. Дополнительные признаки предшествующих аспектов применимы по отдельности или в любой комбинации к шестому, седьмому и восьмому аспектам.
Краткое описание чертежей
Варианты осуществления изобретения теперь будут описаны на примерах с привлечением сопроводительных чертежей, на которых изображено следующее:
фиг. 1 схематически показывает расходомер согласно первому варианту осуществления настоящего изобретения;
фиг. 2 схематически показывает поперечное сечение закрученного потока в трубопроводе расходомера из фиг. 1;
фиг. 3 схематически показывает вариант расходомера из фиг. 1;
фиг. 4 представляет график зависимости άΡν от О, (расход воды), соотнесенного со значениями Од (расход газа);
фиг. 5 представляет график зависимости άΡν от соотнесенного со значениями О,; фиг. 6 представляет график зависимости 6РС от О,, соотнесенного со значениями ф6; фиг. 7 представляет график зависимости 6РС от 0д, соотнесенного со значениями О,; фиг. 8 представляет взаимосвязь между прогнозированными и измеренными значениями άΡν; фиг. 9 представляет взаимосвязь между прогнозированными и измеренными значениями 6РС; фиг. 10 представляет взаимосвязь между прогнозированными и измеренными значениями О,; фиг. 11 представляет взаимосвязь между прогнозированными и измеренными значениями Од; фиг. 12 схематически показывает расходомер согласно второму варианту осуществления настоящего изобретения;
фиг. 13 показывает блок-схему способа измерения значений расхода в газожидкостном потоке согласно варианту осуществления настоящего изобретения.
На сопроводительных чертежах сходные компоненты и/или признаки могут иметь один и тот же номер позиции. Далее, различные компоненты одного и того же типа могут быть различены согласно номеру позиции подчеркиванием и вторым номером, которые позволяют провести различение среди сходных компонентов. Если в описании употребляется только первый номер позиции, то описание применимо к любому из сходных компонентов, имеющих одинаковый первый номер позиции, независимо от второго номера позиции.
Подробное описание изобретения
Нижеследующее описание представляет только предпочтительные примерные варианты осуществления, которые не ограничивают заявленные изобретения. Нижеследующее описание предпочтительных вариантов осуществления предоставляет квалифицированным специалистам в этой области технологии руководство для реализации предпочтительного варианта осуществления изобретения. Понятно, что различные изменения могут быть сделаны в плане действия и компоновки элементов без выхода за пределы области изобретения, как изложенной в прилагаемых пунктах формулы изобретения.
Для обеспечения полного понимания вариантов осуществления в нижеследующем описании приведены конкретные подробности. Однако специалисту с обычной квалификацией в этой области технологии будет понятно, что варианты исполнения могут быть реализованы на практике без этих конкретных подробностей. Например, в блок-схемах могут быть показаны контуры, чтобы не загромождать варианты осуществления ненужными деталями. В других случаях хорошо известные контуры, процессы, алгоритмы, конструкции и способы могут быть показаны без ненужной детализации, во избежание загромождения вариантов исполнения.
Кроме того, следует отметить, что варианты осуществления могут быть описаны как процесс, который изображен в виде блок-схемы, технологической схемы, схемы последовательности операций обработки данных, структурной схемы или маршрутной карты. Хотя блок-схема может описывать операции как последовательный процесс, многие из операций могут быть выполнены параллельно или одновременно. В дополнение, порядок операций может быть перегруппирован. Процесс завершается, когда заканчиваются операции такового, но может также иметь дополнительные стадии, не включенные в чертеж. Процесс может соответствовать способу, функции, процедуре, стандартной подпрограмме, подпрограмме и т.д. Когда процесс соответствует функции, его завершение соответствует возвращению функции к запрошенной функции или основной функции.
Более того, как здесь раскрыто, термин носитель данных может представлять одно или более уст
- 4 019162 ройств для хранения данных, включая постоянное запоминающее устройство, оперативное запоминающее устройство, магнитную оперативную память, память на магнитных сердечниках, носители данных на магнитных дисках, оптические носители информации, устройства флэш-памяти и/или прочие машиночитаемые носители для хранения информации. Термин машиночитаемый носитель включает, но не ограничивается таковыми, переносные или стационарные носители информации, оптические устройства хранения данных, беспроводные радиоканалы и прочие разнообразные носители, пригодные для хранения, размещения или переноса компьютерных программ и/или данных.
Далее, варианты осуществления могут быть реализованы с использованием аппаратных средств, программного обеспечения, программно-аппаратных средств, промежуточного программного обеспечения, систем микрокоманд, языков описания аппаратуры или любых комбинаций таковых. Будучи исполняемыми с использованием программного обеспечения, программно-аппаратных средств, промежуточного программного обеспечения или систем микрокоманд, управляющая программа или кодовые сегменты для исполнения необходимых задач могут храниться на машиночитаемом носителе, таком как носитель информации. Процессоры могут исполнять нужные задачи. Кодовый сегмент может представлять процедуру, функцию, подпрограмму, программу, стандартную программу, стандартную подпрограмму, модуль, пакет программ, класс или любую комбинацию команд, структур данных или операторов программы. Кодовый сегмент может быть связан с еще одним кодовым сегментом или с жестко смонтированной аппаратной схемой для передачи и/или принятия информации, данных, аргументов, параметров или содержимого блоков памяти. Информация, аргументы, параметры, данные и т.д. могут быть пересланы, переадресованы или переданы любым подходящим путем, в том числе посредством коллективного использования памяти, обмена сообщениями, маркерной передачи данных, передачи по сети и т.д.
Фиг. 1 схематически показывает расходомер согласно первому варианту осуществления изобретения для измерения значений расхода в двухфазном газожидкостном потоке. Расходомер имеет трубопровод 1 с трубкой Вентури 2, создающей сужение, которое уменьшает поперечное сечение трубопровода. Трубопровод имеет расположенный выше по потоку тангенциальный впускной канал 3 и выпускной канал 4 ниже по потоку. Впускной канал создает закручивание, достаточное для отделения газа от жидкости, создающее газовое ядро в центре трубопровода и жидкостный кольцевой канал на стенке трубопровода, причем ядро и кольцевой канал продолжают существовать и в сужении.
Фиг. 2 схематически показывает поперечное сечение через закрученный поток в трубопроводе. На входе в трубопровод из впускного канала газожидкостный поток формирует вращающуюся смесь 5. Жидкостный кольцевой канал 6 быстро развивается и становится почти свободным от газа уже на коротком расстоянии ниже по потоку относительно впускного канала, типично на дистанции, равной примерно одному диаметру трубопровода. Газовое ядро 7 является приблизительно концентрическим относительно трубопровода. Трубопровод проходит выше по потоку относительно трубки Вентури, имея постоянное поперечное сечение, и ядро в этой части трубопровода в основном является цилиндрическим, хотя обычно имеет волнистую поверхность раздела с жидкостным кольцевым каналом. Однако уменьшение поперечного сечения, обусловливаемое суживающейся секцией трубки Вентури, типично приводит к небольшому расширению диаметра газового ядра по поперечнику в пределах участка, осевая протяженность которого приблизительно соответствует длине суживающейся секции. В расходящейся секции трубки Вентури газовое ядро обычно расширяется еще больше. Для некоторых экстремальных условий течения такая картина расширения газового ядра и дальнейшего расширения не наблюдается, но это несущественно для обсуждаемого ниже анализа.
Профили осевой и тангенциальной скорости в газовом ядре и жидкостном кольцевом канале являются довольно сложными, но профили и форма поверхности раздела газа и жидкости были найдены стабильными и воспроизводимыми в пределах очень широких диапазонов расхода газа и жидкости.
Как показано на фиг. 1, измерения перепада давления, 6Ρν, проведены в сечении трубки Вентури с двумя ответвлениями в стенке, позиционированными соответственно выше по потоку и ниже по потоку относительно суживающейся секции. Датчик 8 размещен по оси горловины трубки Вентури (то есть в середине газового ядра) для измерения статического давления газа в горловине, РАЬ8 д,|?,. по результатам которого может быть определена плотность газа в этой точке, и дополнительный датчик 9 размещен соосно для измерения статического давления газа выше по потоку относительно суживающейся секции трубки Вентури, где газовое ядро является цилиндрическим и не испытывает влияния суживающегося течения. Измерения перепада давления, 6РС, выполняют вдоль газового ядра между этими двумя датчиками.
Для двухфазных газожидкостных потоков было определено, что газовое ядро проходит назад до впускного канала и заканчивается на торцевой стенке 10 трубопровода. Это позволяет убрать находящийся выше по потоку осевой датчик 9 (который может мешать закручиванию) и измерять перепад статического давления газового ядра выше по потоку относительно суживающейся секции через ответвление в стенке, как показано на фиг. 3, которая представляет вариант расходомера из фиг. 1.
Было найдено, что значения 6РС, измеренные с использованием приспособлений из фиг. 1 и 3, варьируют лишь незначительно. Таким образом, в последующем обсуждении экспериментальные данные из двух наборов испытаний, в которых использовались обе компоновки, объединены. В обоих испытаниях
- 5 019162 диаметр трубопровода составлял 2 дюйма (51 мм). Две фазы потока были представлены водой и воздухом.
Фиг. 4-7 показывают экспериментальные данные. На фиг. 4 значение 6Ρν показано на графике как функция величины О, (расход воды), соотнесенной с 06 (расход газа), на фиг. 5 значение 6Ρν показано на графике как функция величины соотнесенной с 0„, на фиг. 6 значение 6РС показано на графике как функция величины О,, соотнесенной с 06, и на фиг. 7 значение 6РС показано на графике как функция величины 06, соотнесенной с О,, Если не оговорено нечто иное, значение 0„ дано в м3/ч, 06 - в стандартных кубических футах в минуту (при условиях давления 100 кПа и температуры 273,15 К (0°С)) и величины давления приведены в бар. Для всех экспериментов значение РАЬ было приблизительно постоянным при 0,34 бар (34 кПа).
Из данных, показанных на фиг. 4 и 5, может быть выведена следующая корреляция:
άΡν = &ιΩν2 + ЭгОиОд, и из графиков, показанных на фиг. 6 и 7
ВРС = а3Ои 2 + а4ОхОд, со значениями для констант а1, а2, а3 и а4, выведенными как
3ι=0, 02263 аг=0,005543 а3=0,002597 34=0,004571.
Поскольку контрольные значения расхода О, и 06 известны, два приведенных выше корреляционных уравнения и выведенные константы могут быть использованы для прогнозирования величин падения давления во всех экспериментах и для сравнения с соответствующими экспериментально измеренными значениями. Фиг. 8 и 9 соответственно представляют графики зависимости между прогнозированными и измеренными значениями 6Ρν и прогнозированными и измеренными значениями 6РС и демонстрируют хорошее согласование между прогнозом и измерением.
Далее, корреляционные уравнения преобразованы для выведения значений О, и 06 следующим образом:
□. - ОуЧ ^1^4 ) и
0 = 1___-_МРу.
8 (3<άΡν Учитывая вышеприведенные значения а1-а4 и используя экспериментально измеренные значения 6Ρν и 6РС в вышеописанных уравнениях, можно прогнозировать величины О, и 06 для всех экспериментов и сравнивать с соответствующими экспериментально измеренными значениями. Фиг. 10 и 11 соответственно представляют графики взаимосвязи между прогнозированными и измеренными значениями 0, и прогнозированными и измеренными значениями 06 и опять демонстрируют хорошее согласование между прогнозом и измерением.
В то время как для данного расходомера может быть использована прямая калибровка для определения констант а1-а4, таковые могут быть также определены в плане геометрии трубопровода и характеристик флюида. Так, корреляции между 6Ρν, О, и 06 и между 6РС, О, и 06 могут быть выражены более обобщенно как
6Р-, = Ь-ρνΟ..,2 + ЬгР1<2иС>д
6РС = ЬзрсОи2 + Ь4р10мСд где значения р2 и ро представляют плотности жидкости и газа, и значения для констант Ь1, Ь2, Ь3 и Ь4 выведены как
Ь1=2,2бх10’5
Ь2=5, 54X10’®
Ь3=1, 62x10'3
04=4,57x10'®
Измеренная величина РАЬ да8 дает плотность газа, тогда как плотность жидкости, в общем, известна, или же, если неизвестна, может быть без труда измерена с использованием денсиметра.
Например, плотность газа может быть соотнесена с измеренным значением РАЬ да8 согласно выражению
где член М^да8 представляет молекулярную массу газа, В8а8 представляет газовую постоянную, Т
- 6 019162 представляет температуру газа (в градусах Кельвина) и Ра4т представляет атмосферное давление. Температура газа, в общем, известна или при необходимости может быть измерена способами, известными квалифицированному специалисту.
Расходомер может иметь компьютерную систему (в фиг. 1 и 3 не показана), которая принимает результаты измерений 6Ρν и 6РС от расходомеров и использует вышеприведенные уравнения для определения значений О, и О., для любых условий течения.
Фиг. 12 схематически показывает расходомер согласно второму варианту осуществления изобретения для измерения величин расхода в трехфазном потоке, состоящем из газа и двух жидкостей (например, нефти и воды). Признаки второго варианта осуществления, которые соответствуют признакам первого варианта осуществления, имеют такие же кодовые номера позиций на фиг. 12. Расходомер показан как байпас на основном проточном трубопроводе, причем клапаны 11 регулируют течение через основной проточный трубопровод и байпас. Во вращающемся потоке наблюдается некоторое жидкостножидкостное разделение, но смешение и скорость в горловине значительно сокращают степень жидкостно-жидкостного проскальзывания, так что таковым, по существу, можно пренебречь. Таким образом, для определения величин расхода двух жидкостей жидкость, проходящую через расходомер, зондируют или отбирают образцы для определения доли нефти/воды в протекающей жидкости, типично с помощью датчика 12, который измеряет плотность жидкости.
Газовое ядро может наличествовать в трубопроводе даже при нулевом расходе газа. Таким образом, расходомер имеет второй датчик 13 (например, ультразвуковой датчик), который подтверждает, что газовое ядро присутствует в трубопроводе. При необходимости показания второго датчика позволяют скорректировать корреляционные уравнения, причем требуется различная корреляция между измеренными величинами и значениями расхода газа и жидкости в зависимости от присутствия или отсутствия газового ядра. Действительно, такой датчик, как второй датчик, также может быть придан расходомеру из первого варианта осуществления для обеспечения того, что газовое ядро присутствует.
Фиг. 13 показывает блок-схему способа измерения величин расхода в газожидкостном потоке согласно настоящему изобретению.
В то время как изобретение было описано в связи с вышеописанными примерными вариантами осуществления, многие эквивалентные модификации и вариации будут очевидными квалифицированным специалистам в этой области технологии после ознакомления с этим описанием. Соответственно этому, примерные варианты осуществления изобретения, изложенные выше, рассматриваются как иллюстративные и не ограничивающие. Разнообразные изменения описанных вариантов осуществления могут быть сделаны без выхода за пределы области изобретения.
Все цитированные выше литературные источники включены ссылкой.
Claims (16)
1. Способ измерения расходов газовой фазы и жидкостной фазы, содержащихся в многофазном потоке, согласно которому закручивают многофазный поток в трубопроводе, который содержит сужение, имеющее уменьшенное поперечное сечение трубопровода, причем при закручивании многофазного потока разделяют многофазный поток в трубопроводе на центральное ядро из газа и жидкий наружный слой;
измеряют перепад статического давления газового ядра между положением по потоку выше сужения и положением в сужении, для чего статическое давление газового ядра измеряют в центральном газовом ядре в верхнем по потоку положении и положении сужения;
измеряют дополнительную величину, представляющую расход газа, расход жидкости или корреляцию между расходом газа и расходом жидкости;
определяют расходы газа и жидкости по перепаду статического давления газового ядра и измеренной дополнительной величине.
2. Способ по п.1, согласно которому измеренная дополнительная величина представляет собой перепад давления жидкостного слоя на стенке трубопровода между положением по потоку выше сужения и положением в сужении.
3. Способ по п.1, согласно которому сужение создают трубкой Вентури.
4. Способ по п.1, согласно которому трубопровод имеет торцевую стенку по потоку выше сужения, причем центральное газовое ядро проходит до торцевой стенки, и перепад статического давления газового ядра измеряют между положением на торцевой стенке и положением в сужении.
5. Способ по п.1, согласно которому многофазный поток содержит две жидкостные фазы, при этом дополнительно измеряют относительные доли двух жидкостных фаз, и при определении расходов газа и жидкости расходы газа и каждой из жидкостных фаз определяют из перепада статического давления газового ядра, измеренной дополнительной величины и относительных долей.
6. Способ по п.1, согласно которому дополнительно подтверждают присутствие газового ядра в трубопроводе.
7. Установка для измерения расходов газовой и жидкостной фаз, содержащихся в многофазном по
- 7 019162 токе, содержащая трубопровод для транспортировки закрученного многофазного потока, разделенного на центральное газовое ядро и наружный жидкостный слой, причем трубопровод содержит сужение, имеющее уменьшенное поперечное сечение трубопровода;
датчик давления для измерения перепада статического давления газового ядра между положением по потоку выше сужения и положением в сужении;
устройство для измерения дополнительной величины, представляющей по меньшей мере одно из расхода газа, расхода жидкости и корреляции между расходом газа и расходом жидкости.
8. Установка по п.7, дополнительно содержащая процессор для определения величины по меньшей мере одного из расхода газа и расхода жидкости в многофазном потоке по перепаду статического давления газового ядра и измеренной дополнительной величине.
9. Установка по п.7, дополнительно содержащая закручивающий элемент для закручивания многофазного потока.
10. Установка по п.7, в которой устройство для измерения дополнительной величины представляет собой второй датчик давления для измерения перепада давления жидкостного слоя на стенке трубопровода между положением по потоку выше сужения и положением в сужении.
11. Установка по п.7, в которой сужение создается трубкой Вентури.
12. Установка по п.7, в которой трубопровод имеет торцевую стенку по потоку выше сужения, при этом центральное газовое ядро при использовании проходит к торцевой стенке, и датчик давления измеряет перепад статического давления газового ядра между положением на торцевой стенке и положением в сужении.
13. Установка по п.7, дополнительно содержащая датчик для подтверждения присутствия центрального газового ядра в трубопроводе.
14. Установка по п.7, в которой многофазный поток содержит две жидкостные фазы и которая дополнительно содержит датчик для измерения относительных долей двух жидкостных фаз, при этом расходы газа и каждой жидкостной фазы определяются по перепаду статического давления газового ядра, дополнительной величине и указанным относительным долям.
15. Установка по п.14, дополнительно содержащая систему процессора для определения расходов газа и каждой жидкостной фазы по перепаду давления газового ядра, измеренной дополнительной величине и относительным долям жидкостей.
16. Скважинный трубопровод для нефти или газа, включающий в себя установку по п.7.
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| US12/472,754 US8521450B2 (en) | 2009-05-27 | 2009-05-27 | Gas/liquid flow rate determination |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| EA201000711A1 EA201000711A1 (ru) | 2010-12-30 |
| EA019162B1 true EA019162B1 (ru) | 2014-01-30 |
Family
ID=43221182
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| EA201000711A EA019162B1 (ru) | 2009-05-27 | 2010-05-26 | Способ для измерения расходов газовой и жидкостной фаз, содержащихся в многофазном потоке, и устройство для его осуществления |
Country Status (4)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US8521450B2 (ru) |
| CN (1) | CN101900581B (ru) |
| EA (1) | EA019162B1 (ru) |
| NO (1) | NO20100755L (ru) |
Families Citing this family (12)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| IT1395937B1 (it) * | 2009-09-29 | 2012-11-02 | Eni Spa | Apparato e metodo per la misura della portata di una corrente fluida multifase |
| GB2497321B (en) * | 2011-12-06 | 2014-06-18 | Senico Ltd | Multi-phase metering of fluid flows |
| RU2678013C1 (ru) * | 2015-04-30 | 2019-01-22 | Шлюмбергер Текнолоджи Б.В. | Многофазные расходомеры и связанные с ними способы |
| US9696187B2 (en) * | 2015-07-01 | 2017-07-04 | Rosemount Aerospace Inc. | Device for measuring total pressure of fluid flow |
| US9963956B2 (en) | 2015-07-07 | 2018-05-08 | Schlumberger Technology Corporation | Modular mobile flow meter system |
| US10416015B2 (en) | 2016-07-07 | 2019-09-17 | Schlumberger Technology Corporation | Representative sampling of multiphase fluids |
| EP3376182A1 (en) * | 2017-03-14 | 2018-09-19 | CSEM Centre Suisse D'electronique Et De Microtechnique SA | Fluid dispensing system and method |
| US10670575B2 (en) | 2017-03-24 | 2020-06-02 | Schlumberger Technology Corporation | Multiphase flow meters and related methods having asymmetrical flow therethrough |
| US10598527B2 (en) * | 2018-01-29 | 2020-03-24 | Weatherford Technology Holdings, Llc | Differential flow measurement with Coriolis flowmeter |
| EP3892964B1 (en) * | 2018-12-05 | 2024-04-03 | Weichai Power Co., Ltd. | Method and device for calculating pressure of venturi tube |
| CN110186523B (zh) * | 2018-12-11 | 2020-10-02 | 中国航空工业集团公司北京长城计量测试技术研究所 | 差压式流量计测量液体动态流量方法 |
| US11513033B2 (en) * | 2019-02-21 | 2022-11-29 | Rolls-Royce Corporation | Gas turbine engine system with health monitoring of fuel pump condition |
Citations (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| EP0076882A1 (en) * | 1981-10-13 | 1983-04-20 | Alberta Oil Sands Technology And Research Authority | Device and method for determining flow rates in a two-phase stream |
| US5007293A (en) * | 1988-12-16 | 1991-04-16 | Jung Douglas B | Two-phase flow meter |
| EA004076B1 (ru) * | 1999-07-02 | 2003-12-25 | Шелл Интернэшнл Рисерч Маатсхаппий Б.В. | Способ измерения многофазного потока расходомером вентури |
Family Cites Families (16)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4442720A (en) * | 1980-07-29 | 1984-04-17 | The United States Of America As Represented By The United States Department Of Energy | Sampling device for withdrawing a representative sample from single and multi-phase flows |
| GB2186981B (en) * | 1986-02-21 | 1990-04-11 | Prad Res & Dev Nv | Measuring flow in a pipe |
| GB8719972D0 (en) | 1987-08-24 | 1987-09-30 | Secretary Trade Ind Brit | Multi-phase flowmeter |
| FR2767919B1 (fr) * | 1997-08-26 | 1999-10-29 | Schlumberger Services Petrol | Procede et dispositif de debitmetrie pour effluents petroliers |
| EP1163495B1 (en) * | 1999-02-19 | 2003-08-13 | Paolo Andreussi | Method for measuring the flow rates of the single phases in a multiphase fluid stream and relevant apparatus |
| GB2399641B (en) * | 2003-03-18 | 2005-08-31 | Schlumberger Holdings | Method and apparatus for determining the gas flow rate of a gas-liquid mixture |
| GB0312194D0 (en) * | 2003-05-28 | 2003-07-02 | Imp College Innovations Ltd | Multiphase flowmeter |
| GB2431010C (en) * | 2003-09-29 | 2008-06-25 | Schlumberger Holdings | Method and system for conditioning a multiphase fluid stream. |
| NO320172B1 (no) * | 2004-02-27 | 2005-11-07 | Roxar Flow Measurement As | Stromningsmaler og fremgangsmate for maling av individuelle mengder av gass, hydrokarbonvaeske og vann i en fluidblanding |
| NO324812B1 (no) * | 2006-05-05 | 2007-12-10 | Multi Phase Meters As | Fremgangsmåte og innretning for tomografiske multifasestrømningsmålinger |
| GB2447490B (en) | 2007-03-15 | 2009-05-27 | Schlumberger Holdings | Method and apparatus for investigating a gas-liquid mixture |
| CN101109655A (zh) * | 2007-08-27 | 2008-01-23 | 西安开尔能源工程有限责任公司 | 气液两相流量计 |
| GB2454256B (en) * | 2007-11-03 | 2011-01-19 | Schlumberger Holdings | Determination of density and flowrate for metering a fluid flow |
| CN101162165A (zh) * | 2007-11-15 | 2008-04-16 | 王微微 | 基于电容传感器与标准文丘里管的低含气率气液两相流测量装置 |
| US7607358B2 (en) * | 2008-03-14 | 2009-10-27 | Schlumberger Technology Corporation | Flow rate determination of a gas-liquid fluid mixture |
| US7707897B2 (en) * | 2008-05-27 | 2010-05-04 | Baker Hughes Incorporated | Method of measuring multiphase flow using a multi-stage flow meter |
-
2009
- 2009-05-27 US US12/472,754 patent/US8521450B2/en active Active
-
2010
- 2010-05-25 NO NO20100755A patent/NO20100755L/no not_active Application Discontinuation
- 2010-05-26 EA EA201000711A patent/EA019162B1/ru not_active IP Right Cessation
- 2010-05-27 CN CN201010193381.1A patent/CN101900581B/zh not_active Expired - Fee Related
Patent Citations (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| EP0076882A1 (en) * | 1981-10-13 | 1983-04-20 | Alberta Oil Sands Technology And Research Authority | Device and method for determining flow rates in a two-phase stream |
| US5007293A (en) * | 1988-12-16 | 1991-04-16 | Jung Douglas B | Two-phase flow meter |
| EA004076B1 (ru) * | 1999-07-02 | 2003-12-25 | Шелл Интернэшнл Рисерч Маатсхаппий Б.В. | Способ измерения многофазного потока расходомером вентури |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| CN101900581B (zh) | 2013-01-09 |
| NO20100755L (no) | 2010-11-29 |
| CN101900581A (zh) | 2010-12-01 |
| EA201000711A1 (ru) | 2010-12-30 |
| US8521450B2 (en) | 2013-08-27 |
| US20100305880A1 (en) | 2010-12-02 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| EA019162B1 (ru) | Способ для измерения расходов газовой и жидкостной фаз, содержащихся в многофазном потоке, и устройство для его осуществления | |
| CN101900623B (zh) | 气体/液体流中的气体压力确定 | |
| US8555729B2 (en) | Method of measuring flow properties of a multiphase fluid | |
| CN103292849B (zh) | 一种在线测量水平管中湿气的气相流量和液相流量的装置及方法 | |
| Pan et al. | Gas flow rate measurement in low-quality multiphase flows using Venturi and gamma ray | |
| CN101903750A (zh) | 对用于计量流体流的密度的确定 | |
| EA022455B1 (ru) | Установка и способ для измерения расхода многофазной текучей среды | |
| Xu et al. | Wet gas flow modeling for a vertically mounted Venturi meter | |
| EP1639326A2 (en) | Multiphase flowmeter | |
| Dong et al. | Drift-flux correlation for upward two-phase flow in inclined pipes | |
| de Oliveira et al. | Pressure drop and gas holdup in air–water flow in 180 return bends | |
| Zhang et al. | Experimental validation of the calculation of phase holdup for an oil–water two-phase vertical flow based on the measurement of pressure drops | |
| US20110139902A1 (en) | System and method for swirl generation | |
| Cascetta et al. | Field test of a swirlmeter for gas flow measurement | |
| Niezgoda-Żelasko et al. | Generalized non-Newtonian flow of ice-slurry | |
| Marruaz et al. | Horizontal slug flow in a large-size pipeline: experimentation and modeling | |
| RU2743511C1 (ru) | Поточный способ для измерения вязкости ньютоновских и неньютоновских жидкостей с помощью щелевого сужающего устройства | |
| CN107870012A (zh) | 一种热平衡法测试复杂环境下介质流量的装置及方法 | |
| RU2737243C1 (ru) | Поточный прибор для измерения вязкости ньютоновских и неньютоновских жидкостей с помощью щелевого сужающего устройства | |
| Ma et al. | Experimental Investigation on the Perturbation Length for Air–Water Flow Upstream and Downstream of U-Bends | |
| CN217151918U (zh) | 一种油气水三相流量计 | |
| Rodriguez et al. | Field testing experience of wet gas and multiphase flow meters conducted in wet gas condensate producers | |
| Ondrey | High-pressure gas flowmeter for natural gas distribution. | |
| CN106323362A (zh) | 利用光纤探针法测量气液两相流的方法和装置 | |
| Halilah et al. | A Cost-Effective Dual-Element Metering System for Wet Gas Flowrate Measurement |
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): AM BY KZ KG MD TJ TM |
|
| 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): AZ RU |