EA019564B1 - Способ и устройство для определения давления газа в газожидкостном потоке - Google Patents

Способ и устройство для определения давления газа в газожидкостном потоке Download PDF

Info

Publication number
EA019564B1
EA019564B1 EA201000710A EA201000710A EA019564B1 EA 019564 B1 EA019564 B1 EA 019564B1 EA 201000710 A EA201000710 A EA 201000710A EA 201000710 A EA201000710 A EA 201000710A EA 019564 B1 EA019564 B1 EA 019564B1
Authority
EA
Eurasian Patent Office
Prior art keywords
gas
liquid
pipeline
flow
pressure
Prior art date
Application number
EA201000710A
Other languages
English (en)
Other versions
EA201000710A1 (ru
Inventor
Ян Эткинсон
Чэн-Ган Се
Original Assignee
Шлюмбергер Текнолоджи Б.В.
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 Шлюмбергер Текнолоджи Б.В. filed Critical Шлюмбергер Текнолоджи Б.В.
Publication of EA201000710A1 publication Critical patent/EA201000710A1/ru
Publication of EA019564B1 publication Critical patent/EA019564B1/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
    • G01F1/05—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
    • 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
    • G01F1/46—Pitot tubes
    • G—PHYSICS
    • G01—MEASURING; TESTING
    • G01F—MEASURING VOLUME, VOLUME FLOW, MASS FLOW OR LIQUID LEVEL; METERING BY VOLUME
    • G01F15/00—Details of, or accessories for, apparatus of groups G01F1/00 - G01F13/00 insofar as such details or appliances are not adapted to particular types of such apparatus
    • G01F15/08—Air or gas separators in combination with liquid meters; Liquid separators in combination with gas-meters
    • 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
    • G01F1/002—Measuring the volume flow or mass flow of fluid or fluent solid material wherein the fluid passes through a meter in a continuous flow wherein the flow is in an open channel
    • 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

Landscapes

  • Physics & Mathematics (AREA)
  • Fluid Mechanics (AREA)
  • General Physics & Mathematics (AREA)
  • Measuring Volume Flow (AREA)
  • Sampling And Sample Adjustment (AREA)

Abstract

В изобретении представлены устройство и способ для определения статического давления газа в газожидкостном потоке. Устройство и способ могут быть бесконтактными относительно анализируемого потока. Устройство и способ могут включать закручивание многофазного потока так, что поток разделяется на газовое ядро и наружный жидкостный слой, измерение параметров потока, включающее тангенциальную скорость жидкостного слоя, задержку жидкости и статическое давление потока на стенке трубопровода и определение статического давления газа в газовом ядре из измеренных параметров течения.

Description

Область техники, к которой относится изобретение
Настоящее изобретение относится к определению давления газа в газожидкостном потоке и, в частности, в закрученном 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 ЗсЫитЬегдег (например, см. доклад авторов I. ЛШизои, М. Ветатб, В.-У. Наиззеи, 6. 8едега1, 1711' 1п1сгпаΙίοηαΐ ΝοΠίι 8еа Иоте МеазитетеШ ^откзйор (17-й Международный Семинар бассейна Северного Моря по Измерению Потоков), Осло, Норвегия, 25-28 октября 1999 года, Новое поколение многофазных расходомеров от фирм БсЫитЬетдет и Ргато Еидтееттд 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.
В системе Ух™ и в других общеизвестных многофазных расходомерах важно знать плотность газа в условиях трубопровода. Таким образом, в основном необходимо определять давление газа в условиях трубопровода. Для незакрученных газожидкостных потоков, как в системе Ух™, давления на стенке трубопровода и в центре трубопровода в пределах поперечного сечения одного и того же трубопровода, по существу, являются одинаковыми, так что давление, измеряемое на стенке трубопровода в секции горловины трубы Вентури, будет в основном таким же, как давление газа в последней.
Многофазный расходомер представлен в патенте Великобритании 2447490. Он основан на закручивании потока центробежной силой для формирования жидкостного кольцевого канала и газового ядра. В секции горловины трубы Вентури для измерения характеристик жидкостного слоя, таких как толщина и осевая скорость жидкостного слоя, используют датчики, такие как кольцевые ультразвуковые преобразователи. Они могут обеспечивать непосредственное измерение расхода потока жидкости как результат контролируемого распределения потока кольцевого типа в широком диапазоне условий течения. Однако для закрученных газожидкостных потоков величины давления на стенке трубопровода и в центре трубопровода в пределах одного и того же поперечного сечения трубопровода заметно различаются, так что давление, измеренное на стенке трубопровода, не будет представлять собой давление газового ядра, которое необходимо для расчета плотности газа.
Сущность изобретения
Варианты осуществления настоящего изобретения, по меньшей мере частично, основываются на признании того, что существует корреляция между статическим давлением газа, Рс, в газовом ядре закрученного многофазного потока, такого как двухфазный газожидкостный поток, и другими параметрами течения. Более конкретно Рс=Р(Р\\·· α1^^, У1аи, ρΙι<|· Рдаз)· где Р„ представляет статическое давление потока на стенке трубопровода, α1ις представляет задержку жидкостного слоя, У|,|п представляет тангенциальную скорость жидкостного слоя, р11Ч представляет плотность жидкости и рдаз представляет плотность газа.
Таким образом, в общих чертах изобретение представляет применение трубопроводов для транспортировки закрученного газожидкостного потока, разделенного на газовое ядро и жидкостный наружный слой, параметров потока, измеренных в трубопроводе для определения статического давления газа в газовом ядре, причем параметры потока включают тангенциальную скорость жидкостного слоя, задержку жидкости и статическое давление потока на стенке трубопровода.
Например, первый аспект изобретения представляет способ определения статического давления газа в газожидкостном потоке, содержащий следующие стадии:
обеспечение трубопровода, через который транспортируют закрученный газожидкостный поток, разделенный на газовое ядро и жидкостный наружный слой;
измерение параметров потока в трубопроводе, причем измеряемые параметры включают тангенциальную скорость жидкостного слоя, задержку жидкости и статическое давление потока на стенке трубопровода;
определение статического давления газа в газовом ядре из измеренных параметров течения.
Дополнительные признаки способа описаны далее, причем они применимы по отдельности или в любой комбинации.
В общем, значение р11Ч известно, если даны или измерены плотности воды и нефти и относительные доли двух жидкостей, такие как отношение вода-в-жидкости. Более того, температура потока, Т, также зачастую известна, например, путем измерения, благодаря чему значение рдаз может быть выражено в отношении величины Рс применением газового закона. Таким образом, обычно может быть проведена непосредственная корреляция между величиной Рс и значениями Рте, α1ις и у1аи. Однако, если необходимо, измеренные параметры течения могут также включать температуру потока и/или отношение вода-вжидкости, в результате чего величина Рс может коррелировать со значениями Рте, α11φ у1аи, Т и/или отно
- 1 019564 шение вода-в-жидкости.
Преимущественно способ позволяет определить статическое давление газа в газовом ядре без применения инвазивного и потенциально ненадежного, который вводится в поток для измерения этого давления.
Вместо непосредственного измерения тангенциальной скорости жидкостного слоя, задержания жидкости и статического давления на стенке любой из этих параметров потока или их комбинация могут быть измерены косвенно. Например, тангенциальная скорость жидкостного слоя может быть измерена косвенно по результатам измерения осевой скорости жидкостного слоя (например, ультразвуковым методом). Это обсуждается далее в нижеприведенном разделе Подробное описание изобретения, где показано, что тангенциальная скорость типично находится в линейной зависимости от осевой скорости для данного отношения вода-в-жидкости. В качестве дополнительного примера задержка жидкости может быть измерена косвенно по результатам измерения толщины жидкостного слоя (например, ультразвуковым методом), которая в трубопроводе с известным поперечным сечением считается равной измеренному значению α11ψ Альтернативно или дополнительно, задержка жидкости может быть измерена опосредованно по результатам измерения плотности смесевого потока, рт1Х (например, с использованием гамма-лучей или рентгеновского излучения), которая коррелирует с величиной α1ις (то есть согласно уравнению рт1Х=р11Ч α1ις + ρ638(1-α1ις)). Альтернативно или дополнительно, задержка жидкости может быть измерена косвенно по результатам измерения комплексной диэлектрической проницаемости смесевого потока, ет1Х (например, с использованием методов измерения пропускания и/или отражения радиочастотного и/или микроволнового излучения). Альтернативно или дополнительно, задержка жидкости может быть измерена косвенно по результатам комбинированного измерения величин ет1Х и рт1Х (например, с использованием комбинированных методов радиочастотного (КЕ)/микроволнового излучения и гамма-лучей), как раскрыто в патенте Великобритании 2430493.
Таким образом, тангенциальная скорость жидкостного слоя и/или задержка жидкости могут быть измерены ультразвуковым методом. Преимущественно такие измерения могут быть выполнены относительно просто и надежно с использованием надежного оборудования. Предпочтительно тангенциальную скорость жидкостного слоя и задержку жидкости измеряют косвенно по ультразвуковым измерениям осевой скорости жидкостного слоя и толщины жидкостного слоя соответственно. Это позволяет с помощью одного ультразвукового датчика проводить оба измерения. Однако прочие варианты измерения одного из этих параметров включают гамма-лучи, рентгеновское излучение или радиочастотное микроволновое излучение (как упомянуто выше) для косвенного измерения жидкостной задержки. Тангенциальная скорость жидкостного слоя может быть измерена с использованием методов допплеровского смещения частот ультразвукового или радиочастотного микроволнового излучения. Альтернативно или дополнительно, тангенциальная скорость жидкостного слоя может быть измерена на основе перекрестной корреляции сигналов от множества ультразвуковых, или электрических, или радиочастотных микроволновых, или оптических датчиков, размещенных на надлежащем расстоянии в пространстве.
Предпочтительно трубопровод содержит сужение, имеющее уменьшенное поперечное сечение трубопровода, причем параметры потока измеряют в этом сужении. Преимущественно такое сужение может усиливать закручивание потока и ведет к улучшению разделения жидкости и газа. Например, сужение может быть выполнено в виде трубы Вентури.
Жидкость может иметь две жидкостных фазы (например, нефть и воду). В таком случае измеряемые параметры потока могут включать относительные доли двух жидкостей, такие как отношение водав-жидкости. Относительные доли могут быть измерены по ходу процесса или на показательном образце жидкостного слоя, основываясь на показаниях ядерных, или ультразвуковых, или электрических, или радиочастотных микроволновых датчиков, или сенсоров с использованием волн миллиметрового диапазона, или оптических, или кориолисовых датчиков, или датчиков давления. Измеряемые относительные доли позволяют определить плотность жидкости (либо допуская отсутствие проскальзывания между двумя фазами, либо применяя закон скольжения).
Второй аспект изобретения представляет применение способа согласно первому аспекту (необязательно, включая любую из дополнительных признаков этого способа или любую их комбинацию) для измерения величин расхода в газожидкостном потоке. Общий расход потока может быть определен по измерениям перепада давления в поперечнике сужения, таком как входной конус и горловина трубы Вентури, вместе с измерением задержки жидкости (как упомянуто выше) и плотностей газа и жидкости. Расход газового потока затем может быть определен по разности общей величины расхода и измеренного расхода жидкости.
Третий аспект изобретения представляет устройство для определения статического давления газа в газожидкостном потоке, содержащее трубопровод для транспортировки закрученного газожидкостного потока, разделенного на газовое ядро и наружный жидкостный слой, приспособление для измерения параметров потока в трубопроводе, причем измеряемые параметры течения включают тангенциальную скорость жидкостного слоя, задержку жидкости и статическое давление потока на стенке трубопровода и компьютерную систему для определения статического давления газа в газовом ядре по результатам из
- 2 019564 мерений параметров течения.
Таким образом, устройство соответствует способу первого аспекта. Дополнительные признаки устройства описаны далее, причем они применимы в устройстве по отдельности или в любой комбинации. Любой из дополнительных признаков способа первого аспекта или любая их комбинация могут представлять дополнительные признаки устройства.
Устройство дополнительно может включать закручивающий элемент для стимулирования 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.
Трубопровод может содержать сужение, имеющее уменьшенное поперечное сечение трубопровода, причем параметры потока измеряют в этом сужении. Предпочтительно сужение может быть выполнено в виде трубы Вентури.
Предпочтительно приспособление для измерения параметров потока в трубопроводе включает один или несколько ультразвуковых датчиков для измерения тангенциальной скорости жидкостного слоя и/или задержки жидкости ультразвуковым методом. Например, тангенциальная скорость жидкостного слоя и задержка жидкости могут быть измерены косвенно по результатам ультразвуковых измерений осевой скорости жидкостного слоя и толщины жидкостного слоя соответственно. Оба этих измерения может выполнять одиночный ультразвуковой датчик.
Жидкость может иметь две жидкостные фазы. В этом случае измеряемые параметры потока могут включать относительные доли двух жидкостей.
Предпочтительно устройство не имеет датчика (например, датчика давления), физически введенного в газовое ядро для измерения статического давления газа в ядре.
Четвертый аспект изобретения представляет многофазный расходомер, включающий устройство согласно третьему аспекту (и, необязательно, включающий любой из дополнительных признаков устройства или их комбинацию) и компьютерную систему для определения расходов газа, жидкости и/или газа и жидкости с использованием определенного статического давления газа.
Пятый аспект изобретения представляет скважинный трубопровод для нефти или скважинный трубопровод для газа, включающий устройство согласно третьему аспекту (и, необязательно, включающий любой из дополнительных признаков устройства или их комбинацию) или расходомер согласно четвертому аспекту (и, необязательно, включающий любой из дополнительных признаков расходомера или комбинацию таковых).
Шестой аспект изобретения представляет компьютерную систему согласно третьему 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 статического давления газа в газовом ядре из параметров течения, измеренных в трубопроводе, который транспортирует закрученный газожидкостный поток, разделенный на газовое ядро и жидкостный наружный слой, причем измеренные параметры течения включают тангенциальную скорость жидкостного слоя, задержку жидкости и статическое давление потока на стенке трубопровода, и компьютерная программа согласно седьмому аспекту может определять статическое давление газа в газовом ядре из параметров потока, измеренных в трубопроводе, который транспортирует закрученный газожидкостный поток, разделенный на газовое ядро и жидкостный наружный слой, причем измеренные параметры потока включают тангенциальную скорость жидкостного слоя, задержку жидкости и статическое давление потока на стенке трубопровода. Опять же, 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 экспериментальное устройство для измерения перепада давления, жидкостной доли и тангенциальной скорости жидкости в соответствии с вариантом осуществления настоящего изобретения;
фиг. 2 показывает экспериментально определенные перепады давления между стенкой горловины трубопровода и газовым ядром, показанные на графике в зависимости от объемного расхода жидкости для отношения вода-в-жидкости со значениями 0,0 (двухфазный поток нефть/газ), ~0,2, ~0,5, ~0,8 или 1,0 (двухфазный поток вода/газ);
фиг. 3 показывает график отношения среднеквадратичного отклонения жидкостной задержки, выведенной из ультразвукового измерения, к усредненной по времени задержке жидкости в зависимости от объемной доли жидкости;
фиг. 4(а)-(е) показывают значения тангенциальной скорости жидкости, выведенные из величин перепада давления между стенкой горловины трубопровода и газовым ядром и допущения твердотельной
- 3 019564 модели, показанные на графике относительно осевой скорости жидкостного слоя, для соответствующих значений отношения вода-в-жидкости 0, 0,2, 0,5, 0,8 и 1, и фиг. 4(1) показывает график соответствующих приведенных линейных наклонов относительно отношения вода-в-жидкости;
фиг. 5(а)-(е) показывают значения тангенциальной скорости жидкости, выведенные из величин перепада давления между стенкой горловины трубопровода и газовым ядром и допущения твердотельной/безвихревой модели, показанные на графике относительно осевой скорости жидкостного слоя, для соответствующих значений 0, 0,2, 0,5, 0,8 и 1, и фиг. 5(ί) показывает график соответствующих приведенных линейных наклонов относительно отношения вода-в-жидкости;
фиг. 6(а) и (Ь) показывают величины давления газового ядра в горловине, выведенные в соответствии с вариантом осуществления настоящего изобретения, из соответствующей твердотельной модели и твердотельной/безвихревой модели, показанные на графике относительно измеренным соответствующим давлениям газового ядра, и фиг. 6(с) и (б) показывают соотношение между выведенными и измеренными значениями для давления газового ядра в горловине для твердотельной модели и твердотельной/безвихревой модели соответственно;
фиг. 7 показывает относительную погрешность в значении давления газового ядра для твердотельной модели и твердотельной/безвихревой модели, показанную на графике относительно газовой задержки в горловине;
фиг. 8 показывает блок-схему способа определения давления газового ядра в газожидкостном потоке согласно варианту осуществления настоящего изобретения.
На сопроводительных чертежах сходные компоненты и/или признаки могут иметь одинаковые номера позиций. Далее, разнообразные 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 варианты осуществления, которые не ограничивают настоящее изобретение. Нижеследующее описание предпочтительных вариантов осуществления будет предоставлять квалифицированным специалистам в данной области техники руководство для реализации предпочтительного примерного варианта осуществления изобретения. Понятно, что различные изменения могут быть сделаны в плане действия и компоновки элементов без выхода за область изобретения, определенных в прилагаемых пунктах формулы изобретения.
Для обеспечения полного понимания вариантов осуществления в нижеследующем описании приведены конкретные подробности. Однако специалисту с обычной квалификацией в данной области техники 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 устройств 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 носи
- 4 019564 тель 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.
Эксперименты были выполнены для измерения радиального перепада давления между стенкой трубопровода и газового ядра (АР„С, (0 в горловинной секции трубы Вентури и для сравнения измеренного перепада давления с таковым, рассчитанным из модели, основанной на вращении твердого тела как газового ядра, так и жидкостного слоя, и модели, основанной на вращении твердого тела для газового ядра и безвихревом движении для жидкостного слоя. Эксперименты показали, что давление газового ядра может быть выведено из измеренного давления на стенке, задержки жидкостного слоя и тангенциальной скорости жидкости, причем две последних величины поддаются измерению ультразвуковыми датчиками.
Измерения перепада давления, жидкостной доли и тангенциальной скорости жидкости.
Как схематически показано на фиг. 1, в экспериментах использовали закрученный газожидкостный поток через трубопровод 1, имеющий трубу Вентури 2. Для создания закручивания в трубопроводе использован впускной канал 3, расположенный по касательной. Перепад давления, ΔΡν, измеряли между ответвлением 4 в стенке входного участка и отводом 5 на стенке горловины. Величины статического давления также были измерены у отвода 5 на стенке горловины (Р„, Д и у датчика 7 (Рс, 4Ь), введенного в газовое ядро при горловине. Для измерения толщины жидкостного слоя и осевой скорости соответственно два ультразвуковых преобразователя 9, действующих по принципу метода отраженных импульсов и допплеровского смещения частоты, размещены на верхней и нижней сторонах горловинной секции трубопровода.
Эксперименты выполняли при отношениях вода-в-жидкости 0,0 (двухфазный поток нефть/газ), ~0,2, ~0,5, ~0,8 или 1,0 (двухфазный поток вода/газ) и при объемной доле газа в горловинной секции вплоть до около 95%. В качестве экспериментальных флюидов употребляли газообразный азот, керосин и водопроводную воду.
Давление газового ядра в горловине трубы Вентури, РС, 4Ь измеряли датчиком 7. Экспериментально определенные перепады давления между горловинной стенкой трубопровода и газовым ядром, ΔΡ^, показаны в фиг. 2, будучи нанесенными на график относительно объемного расхода жидкости д11Ч для различных значений отношения вода-в-жидкости, и были выведены из уравнения ΔΡ^, ίι1=Ρ», * - РС, *·
Усредненная по времени жидкостная задержка (α1ις) в горловине была выведена из измерений толщины жидкостного слоя с использованием ультразвуковых допплеровских датчиков в режиме отраженных импульсов, сверху донизу сквозь трубопровод. Фиг. 3 представляет график отношения среднеквадратичного отклонения жидкостной задержки (α1ις) к усредненной по времени жидкостной задержке (α1ις) и показывает, что среднеквадратичное отклонение сравнимо с самим средним значением α1ις для высоких величин газовой доли (то есть при объемной доле жидкости < 10%).
Радиальный перепад давления в горловине.
При допущении вращения твердого тела как для жидкостного слоя, так и для газового ядра, радиальный градиент давления, бр/бг=р-г-ш2 (где ω представляет угловую скорость и г представляет радиальное расстояние), может быть интегрирован от внутренней стенки трубопровода (г=Я) до ядра трубопровода (г=0) и с поверхностью раздела между газом и жидкостью при г=гд, для выведения перепада давления между стенкой и ядром как др„ = р(к) - Р(о) = 4®!|риДв2 - г’)+ рда,г2] = I ω’κ^ι,,αΐ!, + Рд.,“3.. ) (1) =
где νί3η 8Β (Я) представляет (твердотельную) тангенциальную скорость жидкости на стенке трубопровода, плотность смеси рт1Х=р11Ча11Ч+рба8(1-а11Ч), задержку α1ις жидкости получают из ультразвукового измерения толщины жидкостного слоя и плотность нефте-водяной нескользящей жидкости р1,9=р^Н|ег отношение вода-в-жидкости+рО11 (1 - отношение вода-в-жидкости), причем значение отношение водав-жидкости=ц^н1ег/Ц|1п. Таким образом, прямое измерение тангенциальной скорости жидкостного слоя νίαη8Β (Я) на горловинной стенке трубопровода, например, с использованием надлежащим образом выставленных допплеровских ультразвуковых датчиков, может быть использовано для определения перепада давления ΔΡ^С (Я) между стенкой и ядром.
- 5 019564
Однако результат опосредованного измерения тангенциальной скорости жидкостного слоя νί3η 8Β (Я) может быть получен из измеренной ультразвуковым методом осевой скорости цНд жидкостного слоя. Фиг. 4(а)-(е) показывают следующие значения:
показанные на графике относительно осевой скорости жидкостного слоя π1ί4(=ς1ί4/(α1ί4·Ατ), где Ат представляет площадь поперечного сечения горловины), для соответствующих значений отношения вода-в-жидкости=0, 0,2, 0,5, 0,8 и 1, и в каждом случае с показанным подбором прямой νί3η 8Β (Я)=к8Ви1;д. Для определения значения α1ις из ультразвуковых измерений использовали скорости звука в нефти с величиной 1345 м/с, в воде 1450 м/с и в смесях вода/нефть 1400 м/с. Фиг. 4(Г) показывает график соответствующих приведенных линейных наклонов, к8Н. относительно величины отношения вода-в-жидкости.
Фиг. 4 показывает, что значение
варьирует линейно в соответствии с осевой скоростью и11Ч жидкости. Наклон, кзВ, линейной зависимости с наилучшим приближением (согласно νί3η 8Β (Я)=к8Ви11Ч) увеличивается с возрастанием значения отношения вода-в-жидкости, показывая, что тангенциальная скорость является большей для газоводяных потоков, чем для нефтегазовых потоков. Как представляется, это обусловлено изменениями вязкости смеси жидкостей (и тем самым изменениями условий трения на стенке) по мере изменения отношения вода-в-жидкости. На основании расчета по модели твердотельного вращения, ~1 < к8В < ~1,3.
Подобный анализ может быть проведен при допущении твердотельного вращения для газового ядра и безвихревого движения жидкостного слоя, то есть при допущении следующего профиля тангенциальной скорости
Г Аг 0 < г £ гд газ ν = < Аг2 (2)
I гд < г < К жидкость
Можно показать, что тогда радиальный градиент давления в газовом ядре и жидкостном слое принимает вид
Рд..Агг Агг’ 0 < Г < Гя газ
Рич г < Хд - г 5 К. жидкость
(3)
Из уравнения (2) тангенциальная скорость жидкостного слоя на стенке трубопровода при г=Я составляет
Интегрирование уравнения (3) дает радиальный градиент давления от стенки трубопровода к ядру
где член νί3η 8ΒΒν (Я) представляет (твердотельную/безвихревую) тангенциальную скорость жидкости на стенке трубопровода. Следует отметить, что эта модель имеет точку сингулярности только для жидкостного потока, когда </.д,|?=0. Опять же, непосредственное ультразвуковое измерение тангенциальной скорости νί3η 8ΒΒν (Я) в горловине может быть использовано для определения перепада давления АРте от стенки к ядру. Альтернативно или дополнительно, значение опосредованного измерения тангенциальной скорости νί3η 8ΒΒν (Я) может быть получено из измеренной ультразвуковым методом осевой скорости жидкостного слоя и11Ч.
Фиг. 5(а)-(е) показывают значения тангенциальной скорости жидкости
VСап СО ~ ** 3“ ДР 11ч Р 9« ) показанные на графике относительно осевой скорости и11Ч жидкостного слоя для соответствующих значений отношения вода-в-жидкости=0, 0,2, 0,5, 0,8 и 1, и в каждом случае с показанным подбором прямой νί3η 8ΒΒν (Κ)=Κ8Β·τνΗ|ΙΊ. Фиг. 5(Г) показывает график приведенных линейных наклонов, к8№^ относительно величины отношения вода-в-жидкости.
Опять же, фиг. 5 показывает, что значение ν ίαη СО ~ ^ 4=. 1Ь α ЭВО /(р 11ч α 114 ΐ Рдво ) варьируется линейно в соответствии с осевой скоростью и11Ч жидкости, и наклон, ^ΒΒν, увеличивается с возрастанием значения отношения вода-в-жидкости. На основании расчета по модели твердотельного/безвихревого вращения, ~0,7 < к8ет^ < ~1.
Из уравнений (1) и (4) при низких давлениях отношение ^ΒΒν^8Β (эквивалентное отношению тангенциальной скорости в модели твердотельного вращения к таковой в модели твердотельного/безвихревого движения) имеет вид
- 6 019564
Тем самым отношение кЗВр^/кЗВ строго зависит от газовой доли.
Выведение величины давления газового ядра из измеренного давления на стенке. Плотность газа может быть соотнесена с давлением газа выражением
где член М^да8 представляет молекулярную массу газа, представляет газовую постоянную, Т представляет температуру газа (в градусах Кельвина), Ра4т представляет атмосферное давление (для газообразного азота (Ν2) плотность ρ [кг/м3] 337,1хР [бар, абсолютных]/Т[К]).
Модель радиального перепада давления в закрученном потоке (например, уравнение (1) или (4)) может быть использована для выведения величины давления газового ядра из значения давления на стенке. Благодаря этому можно избежать употребления вставного датчика 7 давления газового ядра, вмонтированного в горловинную секцию.
При наличии выявленной корреляции в форме т1ам ЗВ (В)»кЗВ цид можно переписать уравнение (1) модели твердотельного вращения как
и отсюда
Подобным образом, при корреляции νίαη 8Βρν (К.)~кЗВР,- ицд уравнение (4) модели твердотельного/безвихревого движения может быть переписано как
и тем самым
В уравнении (8) или (10) жидкостно-газовая задержка (α1ις, ада8=1-ацд) и осевая скорость жидкости и11Ч могут быть измерены, например, по показаниям ультразвуковых эхоимпульсных и/или допплеровских преобразователей. Если может быть проведено непосредственное измерение тангенциальной скорости жидкостного слоя νίαη (В) или ν,,,,, (В), например, с помощью ультразвукового допплеровского датчика, то ее значение (νίαη (В)»кЗВи11Ч или у1нм (К.)~кЗВР- цид), оцененное по осевой скорости жидкостного слоя (и11Ч), в уравнении (8) или (10) может быть замещено результатом прямого измерения.
Давления газового ядра в горловине, Рс, выведенные из модели твердотельного вращения (уравнение (8)) и модели твердотельного/безвихревого движения (уравнение (10)), показаны соответственно на фиг. 6(а) и (Ь), как нанесенные на график относительно соответствующих давлений газового ядра, измеренных датчиком 7. В выведенном значении давления газового ядра для фиг. 6(а) использовано значение для кЗВ=1,16, которое везде наилучшим образом укладывается на прямую для ^ап ЗВ (В)=кЗВ и11Ч в диапазоне измерительных точек отношения вода-в-жидкости, тогда как в выведенном давлении газового ядра для чертежа 6(Ь) использовано значение для кЗВБУ=0,73, которое везде наилучшим образом укладывается на прямую для у1,|||звр'; (В)=кЗВВ^и11Ч в диапазоне измерительных точек отношения вода-вжидкости. Фиг. 6(с) и (б) показывают соотношение между выведенными и измеренными значениями для Рс, Л для модели твердотельного вращения и модели твердотельного/безвихревого движения соответственно. Неопределенность в определении давления газового ядра находится в пределах ±5% для измерения при низких давлениях в трубопроводе при значениях объемной доли газа вплоть до ~95%.
Из уравнений (8) и (10) относительная погрешность давления газового ядра в горловине (Дрба8/рба8) может быть выведена как функция абсолютной погрешности в жидкостной задержке (Δα1ις) следующим образом:
(У.
__________Рид ] (11) Δ“»,
Фиг. 7 показывает относительную погрешность в давлении газового ядра (в горловине) для модели твердотельного вращения (уравнение (11)) и модели твердотельного/безвихревого движения (уравнение (12)) с абсолютной погрешностью в жидкостной задержке (Δα1ις), равной среднеквадратичному отклонению значения α1ις (как показано в фиг. 3), нанесенной на график относительно горловины ада8. Для обеих моделей большинство измерительных точек Δρμ,ι?,/ρμ,ι?, находится в пределах 5% показаний приборов.
- 7 019564
Выводы.
Эксперименты показывают, что давление газового ядра может быть определено из измерений давления на стенке, задержки жидкостного слоя и тангенциальной скорости жидкости.
В многофазных расходомерах расходы жидкости и газа типично измеряют в условиях трубопровода, но это величины расхода при стандартных условиях (то есть при атмосферном давлении и температуре 15°С), которые требуются. Для определения этих стандартных величин расхода требуется значение давления в трубопроводе вместе с описанием условий давление-объем-температура текучих сред. Таким образом, давление газового ядра, определяемое, как показано выше, может быть использовано в измерении стандартных величин расхода.
Более конкретно, общий расход может быть определен из измеренного перепада давления в пределах сужения (такого как входной конус и горловина трубы Вентури), вместе с измеренной задержкой жидкости (например, ультразвуковым методом), и плотностями газа и жидкости (причем плотность газа рассчитывают из давления газового ядра, как описано выше). Расход жидкости может быть определен (непосредственно) из ультразвуковых (например, задержки жидкостного слоя и осевой скорости) измерений. Расход газа затем может быть определен из разности между величиной общего расхода и измеренного ультразвуковым методом расхода жидкости.
Фиг. 8 показывает блок-схему способа определения давления газового ядра 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 (12)

  1. ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ
    1. Способ определения статического давления газа в газожидкостном потоке, согласно которому закручивают газожидкостный поток через трубопровод для разделения на газовое ядро и жидкостный наружный слой;
    измеряют параметры потока в трубопроводе, которые являются тангенциальной скоростью жидкостного слоя, объемным содержанием жидкости и статическим давлением потока на стенке трубопровода;
    определяют статическое давление газа в газовом ядре по измеренным параметрам потока.
  2. 2. Способ по п.1, согласно которому трубопровод содержит сужение с уменьшенным поперечным сечением трубопровода и параметры потока измеряют в этом сужении.
  3. 3. Способ по п.1, согласно которому по меньшей мере одно из тангенциальной скорости жидкостного слоя и объемного содержания жидкости измеряют с помощью ультразвука.
  4. 4. Способ по п.1, согласно которому газожидкостный поток включает две жидкостные фазы и измеренные параметры потока включают относительные доли двух жидкостных фаз.
  5. 5. Способ по п.1, согласно которому дополнительно используют статическое давление газа для обработки величин расхода в газожидкостном потоке.
  6. 6. Устройство для определения статического давления газа в газожидкостном потоке, содержащее трубопровод для транспортировки закрученного газожидкостного потока, разделенного на газовое ядро и наружный жидкостный слой, средства для измерения параметров потока в трубопроводе, которыми являются тангенциальная скорость жидкостного слоя, объемное содержание жидкости и статическое давление потока на стенке трубопровода и процессор для определения величины статического давления газа в газовом ядре на основании результатов измерений указанных параметров потока.
  7. 7. Устройство по п.6, которое дополнительно содержит закручивающий элемент для закручивания газожидкостного потока.
  8. 8. Устройство по п.6, в котором трубопровод имеет сужение с поперечным сечением, уменьшенным по сравнению с трубопроводом, и параметры потока измеряются в этом сужении.
  9. 9. Устройство по п.6, в котором приспособление для измерения параметров потока в трубопроводе содержит один или несколько ультразвуковых датчиков для ультразвукового измерения по меньшей мере одного из тангенциальной скорости жидкостного слоя и объемного содержания жидкости.
  10. 10. Устройство по п.6, в котором газожидкостный поток содержит две жидкостные фазы и измеряемые параметры потока включают в себя относительные доли двух жидкостных фаз.
  11. 11. Многофазный расходомер, содержащий устройство по п.6 и компьютерную систему для определения расхода по меньшей мере одного из газа, жидкости и общего расхода газа и жидкости с использованием найденного значения статического давления газа.
  12. 12. Скважинный трубопровод для нефти или газа, включающий в себя устройство по п.6.
EA201000710A 2009-05-27 2010-05-26 Способ и устройство для определения давления газа в газожидкостном потоке EA019564B1 (ru)

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
US12/472,767 US8494788B2 (en) 2009-05-27 2009-05-27 Gas pressure determination in a gas/liquid flow

Publications (2)

Publication Number Publication Date
EA201000710A1 EA201000710A1 (ru) 2010-12-30
EA019564B1 true EA019564B1 (ru) 2014-04-30

Family

ID=43221183

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
EA201000710A EA019564B1 (ru) 2009-05-27 2010-05-26 Способ и устройство для определения давления газа в газожидкостном потоке

Country Status (4)

Country Link
US (1) US8494788B2 (ru)
CN (1) CN101900623B (ru)
EA (1) EA019564B1 (ru)
NO (1) NO20100756L (ru)

Families Citing this family (19)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
DE102010040396A1 (de) * 2010-09-08 2012-03-08 Robert Bosch Gmbh Durchflussmesser zur Erfassung einer Eigenschaft eines fluiden Mediums
CN102288356B (zh) * 2011-07-26 2012-10-03 河北大学 一种气液两相流相间作用力定量检测装置
CA2859033A1 (en) * 2011-12-15 2013-06-20 Schlumberger Canada Limited Method and apparatus for characterizing interfacial tension between two immiscible or partially miscible fluids
GB201317486D0 (en) * 2013-10-03 2013-11-20 Steven Richard Improvements in or related to flow metering
WO2015067564A2 (en) 2013-11-06 2015-05-14 Bae Systems Plc Conduit
EP2871448A1 (en) * 2013-11-06 2015-05-13 BAE Systems PLC Conduit
DE102014205040A1 (de) * 2014-03-19 2015-10-29 Robert Bosch Gmbh Durchflussmesser und Verfahren für einen Durchflussmesser
CN104251724A (zh) * 2014-09-25 2014-12-31 上海玮轩电子科技有限公司 流体流量测量装置
CN104457862B (zh) * 2014-11-28 2018-11-30 力合科技（湖南）股份有限公司 一种差压式流量计
CN104932591B (zh) * 2015-05-28 2017-03-01 大连海事大学 全自动饱和蒸气压测定器及其测定方法
US9696187B2 (en) * 2015-07-01 2017-07-04 Rosemount Aerospace Inc. Device for measuring total pressure of fluid flow
WO2018106758A1 (en) 2016-12-06 2018-06-14 Ysi, Inc. Method for compensating for venturi effects on pressure sensors in moving water
CN107478278B (zh) * 2017-07-25 2019-06-14 西安交通大学 一种基于管内相分隔技术的差压式两相流测量方法
CN109000844B (zh) * 2018-06-14 2020-11-06 王志华 一种火电厂用管道压力测量装置
WO2020041398A1 (en) 2018-08-21 2020-02-27 Schlumberger Technology Corporation System having non-intrusive fluid sensor
US10890501B2 (en) * 2018-10-19 2021-01-12 Hamilton Sunstrand Corporation Additive manufacturing integrated instrumentation design for improved static pressure measurements
US11287357B2 (en) 2018-12-28 2022-03-29 Halliburton Energy Services, Inc. Vortex fluid sensing to determine fluid properties
US11630082B2 (en) * 2020-05-14 2023-04-18 Honeywell International Inc. Millimeter-wave and ultrasound sensors
US20220090947A1 (en) * 2020-09-23 2022-03-24 Saudi Arabian Oil Company Wide range multi-phase flow meter

Citations (3)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US5203211A (en) * 1988-12-16 1993-04-20 Jung Douglas B Multi-phase flow measurement
EA004076B1 (ru) * 1999-07-02 2003-12-25 Шелл Интернэшнл Рисерч Маатсхаппий Б.В. Способ измерения многофазного потока расходомером вентури
GB2454256A (en) * 2007-11-03 2009-05-06 Schlumberger Holdings Determination of density and flow rate using differential pressure measurements

Family Cites Families (11)

* Cited by examiner, † Cited by third party
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
US5526684A (en) * 1992-08-05 1996-06-18 Chevron Research And Technology Company, A Division Of Chevron U.S.A. Inc. Method and apparatus for measuring multiphase flows
GB9523278D0 (en) * 1995-11-14 1996-01-17 Jordan Kent Metering Systems L A wet gas multiphase meter
WO1999015862A1 (en) * 1997-09-24 1999-04-01 Lockheed Martin Idaho Technologies Company Special configuration differential pressure flow meter
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
GB2430493B (en) 2005-09-23 2008-04-23 Schlumberger Holdings Systems and methods for measuring multiphase flow in a hydrocarbon transporting pipeline
NO326977B1 (no) * 2006-05-02 2009-03-30 Multi Phase Meters As Fremgangsmåte og innretning for måling av konduktiviteten av vannfraksjonen i en våtgass
GB2447490B (en) 2007-03-15 2009-05-27 Schlumberger Holdings Method and apparatus for investigating a gas-liquid mixture
EP2188599B1 (en) * 2007-09-18 2018-08-15 Schlumberger Technology B.V. Measuring properties of stratified or annular liquid flows in a gas-liquid mixture using differential pressure
EP2191243A2 (en) * 2007-09-18 2010-06-02 Schlumberger Technology B.V. Multiphase flow measurement

Patent Citations (3)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US5203211A (en) * 1988-12-16 1993-04-20 Jung Douglas B Multi-phase flow measurement
EA004076B1 (ru) * 1999-07-02 2003-12-25 Шелл Интернэшнл Рисерч Маатсхаппий Б.В. Способ измерения многофазного потока расходомером вентури
GB2454256A (en) * 2007-11-03 2009-05-06 Schlumberger Holdings Determination of density and flow rate using differential pressure measurements

Also Published As

Publication number Publication date
EA201000710A1 (ru) 2010-12-30
US8494788B2 (en) 2013-07-23
US20100305881A1 (en) 2010-12-02
CN101900623B (zh) 2013-01-09
CN101900623A (zh) 2010-12-01
NO20100756L (no) 2010-11-29

Similar Documents

Publication Publication Date Title
EA019564B1 (ru) Способ и устройство для определения давления газа в газожидкостном потоке
US8555729B2 (en) Method of measuring flow properties of a multiphase fluid
US7987733B2 (en) Determination of density for metering a fluid flow
EP1926991B1 (en) Systems and methods for measuring multiphase flow in a hydrocarbon transporting pipeline
EA019162B1 (ru) Способ для измерения расходов газовой и жидкостной фаз, содержащихся в многофазном потоке, и устройство для его осуществления
US7401530B2 (en) Sonar based multiphase flowmeter
US9068872B2 (en) Method and apparatus for monitoring multiphase fluid flow
RU2631495C2 (ru) Многофазный ультразвуковой расходомер для трубопроводов
US20080223146A1 (en) Method and apparatus for investigating a gas-liquid mixture
US20160341585A1 (en) Multiphase Flow Meter
MXPA05009581A (es) Metodo y aparato para determinar el indice de flujo de gas de una mezcla de liquido-gas.
CN113720403A (zh) 湿气两相流量计量方法及计量装置
US20240053181A1 (en) Wet gas holdup gas fraction and flow meter
US10704939B2 (en) Methodology and apparatus for distinguishing single phase fluid flows from multiphase fluid flows using a flow meter
JP5924556B2 (ja) 多相流流量計
US11905825B2 (en) Downhole 3-phase flow measurement using speed of sound above and below the bubble-point pressure
AU2015403469B2 (en) Methodology and apparatus for distinguishing single phase fluid flows from multiphase fluid flows using a flow meter
RU2341776C1 (ru) Установка для непрерывного определения параметров потока газосодержащей жидкости
Singh et al. Closure to “Discussions of ‘Determination of the Pressure Drop Optimum Pipe Size for Two Phase Slug Flow in an Inclined Pipe’”(1971, ASME J. Eng. Ind., 93, p. 763)
Parker Discussion:“Determination of the Pressure Drop Optimum Pipe Size for Two Phase Slug Flow in an Inclined Pipe”(Singh, G., and Griffith, P., 1970, ASME J. Eng. Ind., 92, pp. 717–726)
US9500576B2 (en) Systems and methods for determining a volumetric flow of a liquid portion of a multiphase fluid flow
Bruvik et al. Fluid characterisation in a subsea on-line multiphase fluid sampling and analysis system

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

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): RU