RU2138023C1 - Process determining flow rate of components of multiphase medium - Google Patents
Process determining flow rate of components of multiphase medium Download PDFInfo
- Publication number
- RU2138023C1 RU2138023C1 RU98103920A RU98103920A RU2138023C1 RU 2138023 C1 RU2138023 C1 RU 2138023C1 RU 98103920 A RU98103920 A RU 98103920A RU 98103920 A RU98103920 A RU 98103920A RU 2138023 C1 RU2138023 C1 RU 2138023C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- pulses
- flow
- oil
- components
- flow rate
- Prior art date
Links
Landscapes
- Measuring Volume Flow (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к измерительной технике и может быть использовано в информационно-измерительных системах нефтеперерабатывающей, нефтедобывающей, химической и других отраслях промышленности для измерения содержания компонентов многофазной среды. The invention relates to measuring equipment and can be used in information-measuring systems of oil refining, oil production, chemical and other industries for measuring the content of components of a multiphase medium.
Известен способ измерения массового расхода жидких и газообразных сред, сущность которого заключается в следующем. В поток излучают акустическую цилиндрическую волну и измеряют ее частоту, по которой определяют плотность среды. Дополнительно в поток излучают нормальную волну по частоте, соответствующей одной из критических ряда ωкр = a-1 (3,83; 7,02; 10,17; 13,32...) • с, где а - акустический радиус трубопровода, с - скорость звука в среде. Изменяют частоту до достижения нового значения критической частоты и измеряют разность между значениями частот, по которой определяют величину объемного расхода. Произведением объемного расхода на плотность вычисляют массовый расход среды.A known method of measuring the mass flow of liquid and gaseous media, the essence of which is as follows. An acoustic cylindrical wave is emitted into the stream and its frequency is measured, by which the density of the medium is determined. Additionally, a normal wave is emitted into the stream at a frequency corresponding to one of the critical series ω kr = a -1 (3.83; 7.02; 10.17; 13.32 ...) • s, where a is the acoustic radius of the pipeline, c is the speed of sound in the medium. The frequency is changed until a new critical frequency is reached and the difference between the frequency values is measured, by which the volume flow rate is determined. The product of the volumetric flow rate for density calculates the mass flow rate of the medium.
По мнению авторов изобретения, этот способ позволяет осуществить измерение массового расхода среды с высокой степенью точности. According to the inventors, this method allows the measurement of mass flow rate of the medium with a high degree of accuracy.
Однако рассматриваемый способ разработан на основе модели жидкой или газообразной фазы. И для случая многофазных многокомпонентных сред он не подходит из-за высоких погрешностей при определении их реального состава. However, the considered method is developed on the basis of a model of a liquid or gaseous phase. And for the case of multiphase multicomponent media, it is not suitable because of the high errors in determining their real composition.
Наиболее близким к изобретении по составу контролируемой среды и по реализации является флуктуационный способ определения расхода компонентов двухфазного трехкомпонентного потока [2]. Поток представляет собой жидкую фазу, состоящую из нефти и воды с неоднородностями в виде различного размера газовых пузырей. Перемещение фаз внутри трубопровода происходит с разными скоростями Vж и Vг соответственно. Поток облучают импульсами энергии от источника, расположенного снаружи трубопровода. В качестве источника энергии используют либо ультразвуковой преобразователь, либо гамма источник. Регистрацию прошедших через среду импульсов осуществляют с помощью находящегося напротив источника, на противоположной стороне трубопровода приемника излучения. Последний соединен с измерительной системой, блоки которой рассчитаны на измерение флуктуационной плотности: ρж, ρг и ρc, где ρж - высокочастотное колебание плотности, ρг - низкочастотное колебание плотности, а ρc - значение средней плотности смеси.Closest to the invention in the composition of the controlled medium and in implementation is the fluctuation method for determining the flow rate of the components of a two-phase three-component flow [2]. The flow is a liquid phase consisting of oil and water with heterogeneities in the form of various sizes of gas bubbles. The movement of phases inside the pipeline occurs at different speeds V W and V g, respectively. The stream is irradiated with energy pulses from a source located outside the pipeline. Either an ultrasonic transducer or a gamma source is used as an energy source. The pulses transmitted through the medium are recorded using the opposite source, on the opposite side of the radiation receiver pipe. The latter is connected to a measuring system, the blocks of which are designed to measure fluctuation density: ρ W , ρ g and ρ c , where ρ W is the high-frequency density fluctuation, ρ g is the low-frequency density fluctuation, and ρ c is the average density of the mixture.
Благодаря учтенным в измерительной схеме закономерностям, определяют расход компонентов в зависимости от физических параметров компонентов потока, а именно:
Qг= Vг•S•φг;
Qж= Vж•S•(l-φж);
где Qг и Qж - соответственно расход газовой и жидкой фаз;
Vг и Vж - соответственно скорость движения газовой и жидкой фаз;
S - поперечное сечение трубопровода;
φг - объемная концентрация газа.Thanks to the regularities taken into account in the measuring circuit, the flow rate of the components is determined depending on the physical parameters of the flow components, namely:
Q g = V g • S • φ g ;
Q W = V W • S • (l-φ W );
where Q g and Q W - respectively, the flow rate of the gas and liquid phases;
V g and V W - respectively, the velocity of the gas and liquid phases;
S is the cross section of the pipeline;
φ g - volumetric gas concentration.
Для определения объемного расхода нефти вводят значение плотности нефти ρн и воды ρв, а затем по формуле
φн= (ρв-ρж)/(ρв-ρн)
определяют объемную концентрацию нефти в жидкой фазе. Объемный расход нефти вычисляют по формуле:
Qн= φн•Qж
Однако известный способ, принятый авторами за прототип, имеет существенные недостатки. В частности, при использовании в качестве источника импульсов акустических преобразователей возникают весьма большие потери ультразвука в многофазной среде. Это происходит из-за того, что источник и приемник расположены с наружной стороны трубопровода на довольно значительном удалении друг от друга. Поэтому в реальных условиях эксплуатации принять излучаемые импульсы не удается. Опытным путем обнаружено, что уменьшение амплитуды ультразвуковых импульсов на частоте 3 Мгц в водонефтегазовой эмульсии может составить величину порядка 10000 дБ/м.To determine the volumetric flow rate of oil, enter the density of oil ρ n and water ρ in , and then by the formula
φ n = (ρ a -ρ g) / (ρ a -ρ n)
determine the volumetric concentration of oil in the liquid phase. The volumetric flow rate of oil is calculated by the formula:
Q n = φ n • Q w
However, the known method adopted by the authors for the prototype has significant disadvantages. In particular, when acoustic transducers are used as a pulse source, very large losses of ultrasound in a multiphase medium occur. This is due to the fact that the source and receiver are located on the outside of the pipeline at a fairly significant distance from each other. Therefore, in real operating conditions, it is not possible to receive the emitted pulses. It was experimentally found that a decrease in the amplitude of ultrasonic pulses at a frequency of 3 MHz in a water-oil and gas emulsion can be about 10,000 dB / m.
В качестве источника излучения в способе по прототипу рассмотрен также γ-излучатель. Однако применение последнего ограничено его потенциальной опасностью, необходимостью охраны и специального обслуживания. Кроме того, модель контролируемой среды и разработанные на ее основе расчеты не отражают существующих в реальности условий. Поэтому способ по прототипу малоэффективен для реализации на практике, т.к. предлагаемый алгоритм пригоден для расчетов лишь в условиях стационарного течения потока. As a radiation source in the method of the prototype also considered the γ-emitter. However, the use of the latter is limited by its potential danger, the need for protection and special services. In addition, the model of the controlled environment and the calculations developed on its basis do not reflect the existing conditions in reality. Therefore, the prototype method is ineffective for implementation in practice, because the proposed algorithm is suitable for calculations only in a stationary flow.
Поэтому задачей изобретения является создание способа, позволяющего эффективно и достоверно осуществлять контроль за расходом компонентов многофазной многокомпонентной среды. Therefore, the objective of the invention is to provide a method that allows you to effectively and reliably control the flow of components of a multiphase multicomponent medium.
Поставленная задача решается благодаря способу определения расхода компонентов многофазной среды, например, в виде жидкой фазы из нефти и воды с газовыми образованиями в трубопроводе, включающему зондирование потока исходящими от источника излучения перпендикулярно к оси трубопровода акустическими импульсами, регистрацию прошедших через среду импульсов расположенным напротив источника излучения приемником, измерение параметров принятых импульсов и расчет по ним физических параметров компонентов среды, в котором, в соответствии с изобретением, зондирование и регистрацию импульсов проводят внутри трубопровода в ограниченном контролируемом объеме потока, образованном парой - источник излучения - приемник, фиксируют время прохождения импульсов через контролируемый объем, определяют количество исчезнувших импульсов No в течение зафиксированного промежутка времени и долю их d по отношению к общему количеству импульсов N, измеряют скорость движения потока, а затем вычисляют расход компонентов по формулам:
Qг = V•S•d
Qн= V•S•(1-d)•(τ-τв)/(τн-τв);
Qв= V•S•(1-d)•(τн-τ)/(τн-τв),
где Qг, Qн и Qв - объемные расходы газа, нефти и воды соответственно;
V- скорость движения потока;
S - поперечное сечение трубопровода;
d - доля количества исчезнувших импульсов от общего количества импульсов, равная No/N,
τ, τн и τв - соответственно время прохождения импульсов через контролируемый объем в процессе измерения в многофазном потоке внутри трубопровода, время прохождения импульсов в нефти и воде, измеренное при калибровке аппаратуры.The problem is solved by a method for determining the flow rate of components of a multiphase medium, for example, in the form of a liquid phase from oil and water with gas formations in a pipeline, including sensing the flow of acoustic pulses emanating from the radiation source perpendicular to the axis of the pipeline, recording pulses transmitted through the medium located opposite the radiation source receiver, measuring the parameters of the received pulses and calculating them physical parameters of the components of the medium in which, in accordance with zobreteniem, sensing and pulse registration is performed within the pipeline in a limited, controlled volume flow formed by a pair - a radiation source - receiver fixed transit time of pulses through a controlled volume is determined number of the missing pulse N o for a fixed period of time and the proportion of d to the total the number of pulses N, measure the speed of the flow, and then calculate the flow rate of the components according to the formulas:
Q g = V • S • d
Q n = V • S • (1-d) • (τ-τ in ) / (τ n- τ in );
Q in = V • S • (1-d) • (τ n -τ) / (τ n- τ in ),
where Q g , Q n and Q in - volumetric flow rates of gas, oil and water, respectively;
V is the flow velocity;
S is the cross section of the pipeline;
d is the fraction of the number of disappeared pulses from the total number of pulses equal to N o / N,
τ, τ n and τ in are, respectively, the transit time of the pulses through the controlled volume during measurement in a multiphase flow inside the pipeline, the transit time of the pulses in oil and water, measured during the calibration of the equipment.
Причем для измерения скорости движения потока дополнительно по ходу движения его устанавливают источник излучения, зондируя поток импульсами, направленными либо перпендикулярно к нему, либо навстречу. Moreover, to measure the speed of flow, additionally in the direction of travel, a radiation source is installed by probing the flow with pulses directed either perpendicular to it or towards it.
Одним из отличительных признаков изобретения, определяющим принципиально иной, по сравнению с прототипом, подход к оценке расхода компонентов многофазной среды, является размещение внутри потока в трубопроводе УЗ-источника излучения и приемника и подбор оптимального расстояния между ними с образованием ограниченного контролируемого объема. Разработчики способа исследовали закономерности изменения акустических импульсов, проходящих в ограниченном объеме между источником излучения и приемником в течение определенного промежутка времени. Причем исчезновение импульсов свидетельствовало о нахождении в контролируемом объеме газовых образований, а регистрация прошедших импульсов позволяла определить расход компонентов жидкой фазы. При этом при наличии в смеси трех компонентов - газа, нефти и воды - в формулах для определения их расхода постоянными величинами являются значения скорости потока и поперечного сечения трубопровода. Переменными же величинами являются доля исчезнувших импульсов d для газа, а для компонентов жидкой фазы коэффициент, равный (l-d), и коэффициент, полученный из соотношений между интервалами времени прохождения акустических импульсов в контролируемой среде, чистой нефти и воде: τ, τн и τв. При определении содержания нефти справедливо соотношение:
(τ-τв)/(τн-τв), а при определении содержания воды: (τн-τ)/(τн-τв).
Приведенные выше соотношения обусловлены физической природой компонентов: скорость звука в воде выше скорости звука в нефти, а скорость звука в смеси вода - нефть зависит линейно от объемной концентрации воды и нефти.One of the distinguishing features of the invention, which determines a fundamentally different, compared with the prototype, approach to estimating the flow rate of components of a multiphase medium, is the placement of the ultrasonic radiation source and receiver inside the stream in the pipeline and the selection of the optimal distance between them with the formation of a limited controlled volume. The developers of the method investigated the patterns of change of acoustic pulses passing in a limited volume between the radiation source and the receiver for a certain period of time. Moreover, the disappearance of the pulses testified to the presence of gas formations in the controlled volume, and the registration of transmitted pulses made it possible to determine the flow rate of the components of the liquid phase. Moreover, if there are three components in the mixture — gas, oil, and water — in the formulas for determining their flow rate, the constant values are the flow velocity and the cross section of the pipeline. The variables are the fraction of the disappeared pulses d for the gas, and for the components of the liquid phase a coefficient equal to (ld) and a coefficient obtained from the relations between the time intervals of the passage of acoustic pulses in a controlled medium, pure oil and water: τ, τ n and τ c . When determining the oil content, the ratio is true:
(τ-τ a) / (τ n -τ c) and the determination of water content: (τ n -τ) / (τ n -τ c).
The above relations are due to the physical nature of the components: the speed of sound in water is higher than the speed of sound in oil, and the speed of sound in a water-oil mixture depends linearly on the volume concentration of water and oil.
Появление в ограниченном объеме газовых включений приводит к полному затуханию ультразвуковых импульсов, вызванному практически нулевым акустическим волновым сопротивлением газовой фазы. The appearance of gas inclusions in a limited volume leads to the complete attenuation of ultrasonic pulses caused by the practically zero acoustic wave impedance of the gas phase.
Измерение скорости движения потока осуществляют либо методом корреляции, используя дополнительный контролируемый объем, расположенный со смещением по ходу движения потока, и фиксируя пульсации амплитуд принятых импульсов в первом и втором контролируемых объемах, либо доплеровским методом, зондируя движущийся поток импульсами от дополнительного источника, направленными навстречу потоку. The measurement of the flow velocity is carried out either by the correlation method, using an additional controlled volume located with an offset along the flow direction, and fixing the pulsations of the amplitudes of the received pulses in the first and second controlled volumes, or by the Doppler method, probing the moving flow by pulses from an additional source directed towards the flow .
В патентной и научно-технической литературе не обнаружены сведения о заявляемом объекте изобретения с аналогичной совокупностью существенных признаков. In the patent and scientific literature not found information about the claimed subject matter with a similar set of essential features.
Для иллюстрации реализации предлагаемого способа представлен чертеж. To illustrate the implementation of the proposed method presents a drawing.
Внутри трубопровода 1 в потоке многофазной среды 2 расположены источник излучения 3 и приемник 4, образующие контролируемый объем 5. Расстояние между источником и приемником, их линейные размеры определяют из следующих условий. Во-первых, амплитуда принимаемых импульсов должна быть существенно выше уровня шумов (не менее чем в 10 раз) в реальных условиях эмульгирования водо-нефте-газового потока. Во-вторых, время пробега импульсов от излучателя к приемнику должно быть достаточно большим для определения временных интервалов с необходимой точностью. Inside the pipeline 1, a radiation source 3 and a receiver 4 are located in a multiphase medium flow 2, forming a controlled volume 5. The distance between the source and the receiver, their linear dimensions are determined from the following conditions. Firstly, the amplitude of the received pulses should be significantly higher than the noise level (not less than 10 times) under real conditions of emulsification of a water-oil-gas stream. Secondly, the travel time of pulses from the emitter to the receiver should be large enough to determine the time intervals with the necessary accuracy.
Импульсы с выхода генератора 6 преобразуются в акустические, излучаются источником 3, проходят контролируемый объем 5, принимаются приемником 4 и подаются на блок измерения временных интервалов 7 и блок измерения амплитуды импульсов 8. The pulses from the output of the generator 6 are converted into acoustic ones, emitted by the source 3, pass the controlled volume 5, received by the receiver 4 and fed to the unit for measuring time intervals 7 and the unit for measuring the amplitude of the pulses 8.
Для вычисления скорости потока методом взаимной корреляции по ходу движения потока устанавливают дополнительную пару - источник излучения 9 - приемник 10, образующие второй контролируемый объем 11. Приемник подключен ко второму блоку измерения амплитуды импульсов 12. Блоки 7, 8, 12, а также синхровыход генератора 6 подключены к электронно-вычислительному блоку 13. To calculate the flow rate by the method of cross-correlation in the direction of flow, an additional pair is installed - the radiation source 9 - the receiver 10, forming the second controlled volume 11. The receiver is connected to the second unit for measuring the amplitude of the pulses 12. Blocks 7, 8, 12, as well as the clock output of the generator 6 connected to the electronic computing unit 13.
Блок 13, выполненный на базе, например, микропроцессора, производит следующие вычисления:
- определение функции взаимной корреляции пульсаций амплитуд акустических сигналов, прошедших контролируемые объемы 5 и 11, координата максимума которой τкор, связана со скоростью потока соотношением:
V = L/τкор,
где L - расстояние между контролируемыми объемами 5 и 11;
- определение доли исчезнувших импульсов в контролируемом объеме 5 по резкому уменьшению амплитуды импульсов на выходе блока 8 (более чем в 2 раза), d-No/N,
- определение интервала времени между посылкой импульса генератором 6 и его приемом блоком 7, τ;
- определение расхода компонентов среды по формулам:
Qг = V•S•d;
Qн= V•S•(1-d)•(τ-τв)/(τн-τв);
Qв= V•S•(1-d)•(τн-τ)/(τн-τв).
Перед началом эксплуатации измерительную систему калибруют в товарной нефти и подтоварной воде на объекте измерений, погружая датчик сначала в нефть и фиксируя τн, а затем - в воду, фиксируя τв. Эти данные вводятся в блок 13.Block 13, made on the basis of, for example, a microprocessor, performs the following calculations:
- determination of the cross-correlation function of fluctuations in the amplitudes of acoustic signals that have passed controlled volumes 5 and 11, the coordinate of the maximum of which is τ cor , is related to the flow rate by the ratio:
V = L / τ cor
where L is the distance between the controlled volumes of 5 and 11;
- determination of the proportion of disappeared pulses in the controlled volume 5 by a sharp decrease in the amplitude of the pulses at the output of block 8 (more than 2 times), dN o / N,
- determination of the time interval between sending a pulse by the generator 6 and its reception by block 7, τ;
- determination of the flow of medium components according to the formulas:
Q g = V • S • d;
Q n = V • S • (1-d) • (τ-τ in ) / (τ n- τ in );
Q in = V • S • (1-d) • (τ n -τ) / (τ n -τ c).
Before starting operation, the measuring system is calibrated in salable oil and produced water at the measurement object, first immersing the sensor in oil and fixing τ n , and then in water, fixing τ c . These data are entered in block 13.
Авторами был изготовлен опытный образец прибора НВГР-1, с помощью которого был реализован заявляемый способ. Испытания прибора проводились на Первомайском месторождении Краснокамского участка нефтедобычи ЗАО "Лукойл-Пермь" (куст скважин N 4) в декабре 1997 года. The authors made a prototype device NVGR-1, with which the inventive method was implemented. Tests of the device were carried out at the Pervomayskoye field of the Krasnokamsk oil production section of CJSC Lukoil-Perm (well bush No. 4) in December 1997.
По результатам испытаний сделаны следующие выводы. According to the test results, the following conclusions are made.
Заложенные алгоритмы обработки сигналов в целом адекватно отражают реальные процессы движения среды в выкидном трубопроводе нефтедобывающей скважины. The embedded signal processing algorithms as a whole adequately reflect the real processes of medium movement in the flow line of an oil producing well.
Численные значения параметров, полученных при проведении измерений, близки к измеренным с помощью штатных измерительных систем и величинам, полученным при лабораторных исследованиях. The numerical values of the parameters obtained during the measurements are close to those measured using standard measuring systems and the values obtained in laboratory studies.
Источники информации:
1. П. РФ N 2068543, G 01 F 1/66 от 27.10.96.Sources of information:
1. P. RF N 2068543, G 01 F 1/66 from 10.27.96.
2. Кремлевский П.П. Расходомеры и счетчики количества, Л., Машиностроение, 1989, с. 645-649. 2. Kremlin P.P. Flowmeters and counters of quantity, L., Mechanical engineering, 1989, p. 645-649.
Claims (1)
Qг=V • S • d;
Qн= V•S•(1-d)•(τ-τв)/(τн-τв);
Qв= V•S•(1-d)•(τн-τ)/(τн-τв),
где Qг, Qн, Qв - объемные расходы газа, нефти и воды соответственно;
V - скорость движения потока;
S - поперечное сечение трубопровода;
d = No/N;
τн,τв - время прохождения импульсов в нефти и воде, измеренное при калибровке аппаратуры.A method for determining the flow rate of components of a multiphase medium in the form of a liquid phase from oil and water with gas formations, including sensing the flow with acoustic pulses directed from the radiation source perpendicular to the axis of the pipeline, recording pulses transmitted through the medium by a receiver located opposite the radiation source, and measuring the flow velocity, different the fact that sounding and registration is carried out inside the pipeline in a limited controlled flow volume formed by a pair of sources radiation receiver fixed time τ of passage of pulses through a controlled volume is determined number of pulses N 0 disappeared during the fixed period of time and the proportion of d to the total pulse number N, and then calculate the flow components of the formulas:
Q g = V • S • d;
Q n = V • S • (1-d) • (τ-τ in ) / (τ n- τ in );
Q in = V • S • (1-d) • (τ n -τ) / (τ n- τ in ),
where Q g , Q n , Q in - volumetric flow rates of gas, oil and water, respectively;
V is the flow velocity;
S is the cross section of the pipeline;
d = No / N;
τ n , τ in - transit time of pulses in oil and water, measured during calibration of the equipment.
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU98103920A RU2138023C1 (en) | 1998-03-02 | 1998-03-02 | Process determining flow rate of components of multiphase medium |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU98103920A RU2138023C1 (en) | 1998-03-02 | 1998-03-02 | Process determining flow rate of components of multiphase medium |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2138023C1 true RU2138023C1 (en) | 1999-09-20 |
Family
ID=20202955
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU98103920A RU2138023C1 (en) | 1998-03-02 | 1998-03-02 | Process determining flow rate of components of multiphase medium |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2138023C1 (en) |
Cited By (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| WO2001067051A1 (en) * | 2000-03-09 | 2001-09-13 | Nest International N.V. | Simultaneous determination of multiphase flowrates and concentrations |
| RU2689250C1 (en) * | 2018-02-09 | 2019-05-24 | Владимир Иванович Мельников | Multicomponent fluid ultrasonic doppler flowmeter |
| CN109856166A (en) * | 2017-11-30 | 2019-06-07 | 浙江大学自贡创新中心 | Line measuring system for moisture content and measurement method in a kind of oil delivering pipe road |
| RU2793366C1 (en) * | 2021-12-16 | 2023-03-31 | федеральное государственное автономное образовательное учреждение высшего образования "Санкт-Петербургский политехнический университет Петра Великого" (ФГАОУ ВО "СПбПУ") | Intelligent system and method for measuring the flow rate of a two-phase flow of oil wells |
-
1998
- 1998-03-02 RU RU98103920A patent/RU2138023C1/en active
Non-Patent Citations (1)
| Title |
|---|
| Кремлевский П.П. Расходомеры и счетчики количества. - Л.: Машиностроение, 1989, с.645-649. * |
Cited By (8)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| WO2001067051A1 (en) * | 2000-03-09 | 2001-09-13 | Nest International N.V. | Simultaneous determination of multiphase flowrates and concentrations |
| WO2001067050A1 (en) * | 2000-03-09 | 2001-09-13 | Nest International N.V. | Simultaneous determination of multiphase flowrates and concentrations |
| US6658944B2 (en) | 2000-03-09 | 2003-12-09 | Nest International N.V. | Simultaneous determination of multiphase flowrates and concentrations |
| CZ298873B6 (en) * | 2000-03-09 | 2008-02-27 | Nest International N. V. | Simultaneous determination of multiphase flow rates and concentrations |
| CN109856166A (en) * | 2017-11-30 | 2019-06-07 | 浙江大学自贡创新中心 | Line measuring system for moisture content and measurement method in a kind of oil delivering pipe road |
| CN109856166B (en) * | 2017-11-30 | 2024-02-27 | 浙江大学自贡创新中心 | Novel oil pipeline water content measurement system and measurement method |
| RU2689250C1 (en) * | 2018-02-09 | 2019-05-24 | Владимир Иванович Мельников | Multicomponent fluid ultrasonic doppler flowmeter |
| RU2793366C1 (en) * | 2021-12-16 | 2023-03-31 | федеральное государственное автономное образовательное учреждение высшего образования "Санкт-Петербургский политехнический университет Петра Великого" (ФГАОУ ВО "СПбПУ") | Intelligent system and method for measuring the flow rate of a two-phase flow of oil wells |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| JP4800543B2 (en) | Method and apparatus for simultaneously measuring the flow rate and concentration of a multiphase liquid / gas mixture | |
| US6575043B1 (en) | Method and apparatus for characterizing flows based on attenuation of in-wall propagating wave modes | |
| US6151958A (en) | Ultrasonic fraction and flow rate apparatus and method | |
| US6378357B1 (en) | Method of fluid rheology characterization and apparatus therefor | |
| EP0440701B1 (en) | Method and apparatus for measuring mass flow | |
| US7752918B2 (en) | Apparatus and method for measuring a fluid flow parameter within an internal passage of an elongated body | |
| US5415048A (en) | Acoustic gas-liquid flow meter | |
| US20020166383A1 (en) | Method and apparatus for pulsed ultrasonic doppler measurement of wall deposition | |
| RU2303242C2 (en) | Mode and an arrangement for definition of rheological parameters of liquid | |
| CN107003332A (en) | Improved signal journey time flowmeter | |
| CN102288235B (en) | Double-track mixed type ultrasonic flowmeter and measuring method | |
| Bröring et al. | Flow structure of the dispersed gasphase in real multiphase chemical reactors investigated by a new ultrasound–doppler technique | |
| US4452077A (en) | Borehole ultrasonic flow meter | |
| CN105181793A (en) | Method for measurement of two-phase flow gas holdup based on ultrasonic two-frequency signal | |
| Park et al. | Monitoring of void fraction and bubble size in narrow-channel bubbly-flows using ultrasonic pulses with a super bubble-resonant frequency | |
| US10962393B2 (en) | Multiphase flow rate measurement with elliptical ultrasonic transceiver array | |
| RU2138023C1 (en) | Process determining flow rate of components of multiphase medium | |
| WO2002077635A2 (en) | Method for determining relative amounts of constituents in a multiphase flow | |
| Coulthard et al. | Ultrasonic cross-correlation flowmeters | |
| Morriss et al. | Measurement of velocity profiles in upwards oil/water flow using ultrasonic Doppler velocimetry | |
| Markou et al. | Accuracy of velocity and shear rate measurements using pulsed Doppler ultrasound: a comparison of signal analysis techniques | |
| GB2167185A (en) | Acoustically detecting and/or identifying a liquid | |
| US11221244B2 (en) | Clamp-on circumferential resonance ultrasonic flowmeter for collectively exciting and receiving circumferential modes of a pipe | |
| Razi et al. | Characterizing flow through a perforation using ultrasonic Doppler | |
| RU2126143C1 (en) | Ultrasonic flowmeter of components of multiphase medium |