RU2229102C2 - Расходомер кориолиса для измерения плотности материала и способ эксплуатации расходомера кориолиса - Google Patents

Расходомер кориолиса для измерения плотности материала и способ эксплуатации расходомера кориолиса Download PDF

Info

Publication number
RU2229102C2
RU2229102C2 RU2001111825/28A RU2001111825A RU2229102C2 RU 2229102 C2 RU2229102 C2 RU 2229102C2 RU 2001111825/28 A RU2001111825/28 A RU 2001111825/28A RU 2001111825 A RU2001111825 A RU 2001111825A RU 2229102 C2 RU2229102 C2 RU 2229102C2
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
density
flow
multiphase
drive signal
measuring unit
Prior art date
Application number
RU2001111825/28A
Other languages
English (en)
Other versions
RU2001111825A (ru
Inventor
Роберт Е. ДАТТОН (US)
Роберт Е. ДАТТОН
Original Assignee
Майкро Моушн, Инк.
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 Майкро Моушн, Инк. filed Critical Майкро Моушн, Инк.
Publication of RU2001111825A publication Critical patent/RU2001111825A/ru
Application granted granted Critical
Publication of RU2229102C2 publication Critical patent/RU2229102C2/ru

Links

Images

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
    • G01F1/76—Devices for measuring mass flow of a fluid or a fluent solid material
    • G01F1/78—Direct mass flowmeters
    • G01F1/80—Direct mass flowmeters operating by measuring pressure, force, momentum, or frequency of a fluid flow to which a rotational movement has been imparted
    • G01F1/84—Coriolis or gyroscopic mass flowmeters
    • 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
    • G01F1/76—Devices for measuring mass flow of a fluid or a fluent solid material
    • G01F1/78—Direct mass flowmeters
    • G01F1/80—Direct mass flowmeters operating by measuring pressure, force, momentum, or frequency of a fluid flow to which a rotational movement has been imparted
    • G01F1/84—Coriolis or gyroscopic mass flowmeters
    • G01F1/8409—Coriolis or gyroscopic mass flowmeters constructional details
    • G01F1/8413—Coriolis or gyroscopic mass flowmeters constructional details means for influencing the flowmeter's motional or vibrational behaviour, e.g., conduit support or fixing means, or conduit attachments
    • 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
    • G01F1/76—Devices for measuring mass flow of a fluid or a fluent solid material
    • G01F1/78—Direct mass flowmeters
    • G01F1/80—Direct mass flowmeters operating by measuring pressure, force, momentum, or frequency of a fluid flow to which a rotational movement has been imparted
    • G01F1/84—Coriolis or gyroscopic mass flowmeters
    • G01F1/8409—Coriolis or gyroscopic mass flowmeters constructional details
    • G01F1/8436—Coriolis or gyroscopic mass flowmeters constructional details signal processing
    • 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
    • G01F1/76—Devices for measuring mass flow of a fluid or a fluent solid material
    • G01F1/78—Direct mass flowmeters
    • G01F1/80—Direct mass flowmeters operating by measuring pressure, force, momentum, or frequency of a fluid flow to which a rotational movement has been imparted
    • G01F1/84—Coriolis or gyroscopic mass flowmeters
    • G01F1/845—Coriolis or gyroscopic mass flowmeters arrangements of measuring means, e.g., of measuring conduits
    • G01F1/8468—Coriolis or gyroscopic mass flowmeters arrangements of measuring means, e.g., of measuring conduits vibrating measuring conduits
    • G01F1/8472—Coriolis or gyroscopic mass flowmeters arrangements of measuring means, e.g., of measuring conduits vibrating measuring conduits having curved measuring conduits, i.e. whereby the measuring conduits' curved center line lies within a plane
    • G01F1/8477—Coriolis or gyroscopic mass flowmeters arrangements of measuring means, e.g., of measuring conduits vibrating measuring conduits having curved measuring conduits, i.e. whereby the measuring conduits' curved center line lies within a plane with multiple measuring conduits
    • G—PHYSICS
    • G01—MEASURING; TESTING
    • G01N—INVESTIGATING OR ANALYSING MATERIALS BY DETERMINING THEIR CHEMICAL OR PHYSICAL PROPERTIES
    • G01N9/00—Investigating density or specific gravity of materials; Analysing materials by determining density or specific gravity
    • G01N9/002—Investigating density or specific gravity of materials; Analysing materials by determining density or specific gravity using variation of the resonant frequency of an element vibrating in contact with the material submitted to analysis
    • G—PHYSICS
    • G01—MEASURING; TESTING
    • G01N—INVESTIGATING OR ANALYSING MATERIALS BY DETERMINING THEIR CHEMICAL OR PHYSICAL PROPERTIES
    • G01N9/00—Investigating density or specific gravity of materials; Analysing materials by determining density or specific gravity
    • G01N9/002—Investigating density or specific gravity of materials; Analysing materials by determining density or specific gravity using variation of the resonant frequency of an element vibrating in contact with the material submitted to analysis
    • G01N2009/006—Investigating density or specific gravity of materials; Analysing materials by determining density or specific gravity using variation of the resonant frequency of an element vibrating in contact with the material submitted to analysis vibrating tube, tuning fork

Abstract

В расходомере Кориолиса, который можно использовать в качестве вибрационного плотномера, по меньшей мере одной расходомерной трубке на основании сигнала привода сообщают колебания с собственной частотой, соответствующей плотности материала, проходящего по расходомерной трубке. Осуществляют контроль за усилением приводного сигнала для определения по нему наличия многофазного потока, содержащего газ и жидкость. В случае выявления газового демпфирования колебаний трубки из-за проходящего пузыря газа определяют плотность материала на основании запомненных значений, полученных при ретроспективных измерениях, соответствующих периодам отсутствия многофазного потока. Изобретения обеспечивают повышение точности измерений при работе с двухфазными потоками. 2 c. и 16 з.п. ф-лы, 8 ил.

Description

Предпосылки к созданию изобретения
Область использования изобретения
Настоящее изобретение относится к массовым расходомерам, действующим на принципе Кориолиса. Более конкретно, массовые расходомеры Кориолиса содержат средства самодиагносцирования, которые позволяют повысить точность измерений при работе с двухфазными потоками, включая смеси газа и жидкости, или при распознавании измерений, на которые могут пагубно действовать отложения неочищенного парафина или воска внутри измерительного прибора.
Известный уровень техники
Расходомерами Кориолиса измеряют непосредственно массовый расход потока в трубопроводе. Как принято в данной области техники и как, например, описано в патенте США № 4491025 (выданном на имя Дж.И. Смита и др. 1 января 1985 г.) и в заменяющем патенте № 31450 (выданном на имя Дж.И. Смита 11 февраля 1982 г., который далее будет упоминаться как патент США № Re 31450), эти расходомеры содержат одну или более трубок прямолинейной или изогнутой конфигурации. Каждая конфигурация расходомерной трубки массового расходомера Кориолиса обладает рядом видов собственных колебаний, которые могут представлять собой простой изгиб, кручение или их сочетание. Поток текучей среды поступает в расходомер из расположенного рядом трубопровода на входе, проходит по трубке или расходомерным трубкам и выходит из расходомера через выход расходомера. Виды собственных колебаний вибрирующей системы, заполненной текучей средой, определяются частично суммарной массой расходомерных трубок и текучей средой в этих трубках. Каждой расходомерной трубке сообщают колебания с резонансной частотой, соответствующей частоте одного из этих видов собственных колебаний.
Когда текучая среда в расходомерной трубке неподвижна, все точки вдоль расходомерной трубки колеблются в одинаковой фазе. Когда текучая среда начинает двигаться, ускорения Кориолиса понуждают каждую точку вдоль расходомерной трубки двигаться в другой фазе. Фаза на входе расходомерной трубки отстает от генератора колебаний, в то время как фаза на выходе опережает генератор колебаний. Датчики могут быть размещены на расходомерной трубке для воспроизведения синусоидальных сигналов, представляющих движение расходомерной трубки. Разность фаз сигналов двух датчиков пропорциональна удельному массовому расходу потока текучей среды в расходомерной трубке. Проблема, усложняющая процедуру таких измерений, заключается в том, что плотность текучей среды, расход которой обычно измеряют, колеблется. Изменения плотности текучей среды вызывают изменения частоты собственных колебаний. А так как система контроля расходомера поддерживает резонанс, частота колебаний тоже изменяется; удельный массовый расход в таких условиях пропорционален отношению разницы фаз к частоте колебаний.
В патенте США № Re 31450 описан расходомер Кориолиса, который позволяет исключить необходимость в измерении разницы фаз и частоты колебаний. Разницу фаз определяют путем измерения задержки по времени между пересечениями двух синусоидальных сигналов в одном уровне. Когда используют этот способ, различия по частоте колебаний гасятся, и удельный массовый расход пропорционален измеренной задержке по времени. Этот способ измерения далее будет называться "измерением задержки по времени".
Проблема использования современных расходомеров Кориолиса заключается в ограниченной возможности применения их для определения расхода газа. Газы обладают меньшей плотностью, чем жидкости, и, следовательно, при тех же скоростях потоков возникают меньшие ускорения Кориолиса. В альтернативном случае расходомер с обычной чувствительностью можно было бы использовать, если скорость потока увеличить для достижения тех же значений ускорения Кориолиса. К сожалению, такая альтернатива ведет к тому, что расходомер будет обладать непостоянной чувствительностью.
Проблемы, связанные с определением расхода газа при использовании расходомеров Кориолиса, усугубляются при работе с многофазными потоками, содержащими жидкости и газ. Газ вызывает демпфирование системы, в результате чего снижается чувствительность при измерениях. Этот демпфирующий эффект может быть столь сильным, что оказывается невозможным измерение расхода потока прибором.
Условия, в которых используют расходомеры Кориолиса для измерения многофазных потоков, часто возникают в нефтяной промышленности, где из нефтяных скважин выходят нефть, газ и вода. Аналогичным образом, из газовых скважин выходят газ, конденсат и вода. В патенте США № 5654502 описана система испытаний скважин, где коллектор скомпонован так, чтобы добываемый поток от отобранной скважины проходил через испытательный сепаратор, которым добытую продукцию из этой скважины делят на соответствующие части, включающие газ, нефть или конденсат и воду. Расходомер Кориолиса используют для измерения удельного массового расхода потока соответствующих компонентов: нефти и воды. Точность измерений, производимых расходомером, повышают путем использования измерений, выполняемых электронным способом, содержания воды для корректирования измеренной плотности выделенной нефтяной фазы на остаточное содержание воды. Эта корректирующая процедура сложна или ее невозможно использовать в некоторых условиях, так как не все скважины оборудованы сепараторами для испытаний. Иногда желательно производить измерения потока из скважины напрямую без использования сепаратора для испытаний или без дополнительных затрат, вызванных его использованием. В этих условиях наличие газа в системе может оказаться ограничивающим фактором, оказывающим пагубное воздействие на точность измерений, которые можно получить при использовании расходомера.
В патенте США № 5029482 описан способ использования эмпирически установленных зависимостей, которые получены при пропуске комбинированных потоков газа и жидкости, имеющих известное массовое содержание соответствующих компонентов газа и жидкости, через расходомер Кориолиса. Эмпирически установленные зависимости затем используют для вычисления процентного содержания газа и жидкости в комбинированном потоке газа и жидкости с неизвестным процентным содержанием газа и жидкости при прямых измерениях общего массового расхода потока расходомером Кориолиса. В патенте № 5029482 не приведены объяснения, касающиеся поправок на влияние газового демпфирования на измерения в системе, хотя этот эффект демпфирования может оказывать влияние на эмпирически полученные зависимости.
В соответствии с этим существует реальная потребность в расходомере Кориолиса, который был бы менее чувствителен к влиянию газового демпфирования на измерения плотности многофазного потока.
Сущность изобретения
Настоящим изобретением преодолены проблемы, описанные выше, и улучшен способ измерения путем создания расходомера Кориолиса, который менее чувствителен к влиянию газового демпфирования на измерения плотности многофазного потока. Электронные средства расходомера запрограммированы на специальную обработку данных, при которой сравнивают усиление приводного сигнала с пороговым значением, которое используют в качестве индикатора многофазного потока.
Расходомер Кориолиса можно широко использовать в качестве вибрационного плотномера при работе с многофазными потоками, включающими сочетания газа и жидкостей, газа и твердых веществ или твердых веществ и жидкостей. Расходомер содержит, по меньшей мере, одну расходомерную трубку и генератор колебаний для сообщения колебаний расходомерной трубке с основной частотой, соответствующей плотности материала, протекающего по расходомерной трубке. Электронный измерительный блок расходомера контролирует усиление приводного сигнала привода трубки для того, чтобы обнаружить изменение значения для установления наличия многофазного потока, протекающего через упомянутую расходомерную трубку. Это изменение значения обычно наблюдают при сравнении с пороговым значением, когда многофазный поток, содержащий газ и жидкость, обнаруживают по усилению приводного сигнала, превышающего пороговое значение. Второе сравнение может быть сделано со вторым пороговым значением для установления наличия многофазного потока, содержащего газ и твердые вещества, жидкость и твердые вещества или жидкость, газ и твердые вещества, которые могут демонстрировать сходное демпфирующее влияние на системы, состоящие из газа и жидкости. Электронный измерительный блок откликается на наличие многофазного потока в трубке в течение всего времени наличия многофазного потока. Этот отклик заключается обычно в нахождении ретроспективных значений плотности для использования их в определении объемных расходов по значениям удельного массового расхода, выдаваемым расходомером в настоящий момент времени. Другие значения плотности, пригодные для использования в течение интервала времени наличия демпфированного многофазного потока, могут включать измерения плотности, полученные по отобранным компонентам многофазного потока.
Ретроспективные значения плотности для использования в течение интервала времени наличия демпфированного многофазного потока обычно усредняют на интервале времени для получения среднего значения плотности. Эти значения могут также быть подвергнуты статистическому анализу для исключения резко отличающихся значений или для снижения их влияния на среднее значение плотности. В качестве альтернативы использования ретроспективных данных измерений, значения плотности для репрезентативных текучих сред могут быть получены при лабораторных измерениях или из эмпирически выведенных соотношений для определения свойств текучих сред, включая плотность.
Расходомер Кориолиса предназначен для использования в любых условиях, где существует многофазный поток, причем многофазный поток определяют как поток, включающий, по меньшей мере, два состояния материи: твердое, жидкое или газообразное. Расходомер особенно пригоден для работы с многофазными системами, включающими газ и жидкость или газ и твердые вещества. Эти условия являются особенно обычными в нефтяной промышленности, где продуктивная нефтяная или газовая скважина может выдавать туман, пузырьки или другие многофазные жидкостные системы. Расходомер особенно пригоден для выполнения испытаний скважин для определения объемных расходов скважины по воде, газу и нефти или конденсату. В таких условиях электронный измерительный блок расходомера может предпринять действия для преодоления проблемы газового демпфирования непосредственно путем увеличения обратного давления в скважине для понуждения газа переходить в раствор или путем определения аварийных условий, требующих вмешательства оператора.
Изобретение также относится к программному обеспечению управления, включающему инструкции для выполнения задач изобретения. Инструкции особенно хорошо работают, когда выполняются процессором для получения на входе сигналов усиления колебаний от расходомера Кориолиса и на обработку входных сигналов усиления колебаний для определения наличия многофазного потока при проходе его через расходомер Кориолиса путем сравнения входных сигналов усиления колебаний с пороговым значением, указывающим на наличие многофазного потока, и для обеспечения выходных сигналов, включающих ретроспективные значения плотности, не представляющие действительные измерения плотности в течение всего времени наличия многофазного потока. Эти инструкции хранят в считываемой запоминающей среде машины для извлечения информации, если это необходимо.
Первым аспектом настоящего изобретения является расходомер Кориолиса, содержащий электронный измерительный блок для контроля за усилением сигнала привода для обнаружения изменения значения для установления наличия многофазного потока, проходящего по меньшей мере по одной расходомерной трубке расходомера. В ответ на установление наличия многофазного потока материала, протекающего по расходомерной трубке, электронный измерительный блок определяет плотность материала на основании одного или более запомненных значений плотности вместо определения плотности на основании сигналов датчика.
В предпочтительном варианте осуществления изобретения электронный измерительный блок дополнительно скомпонован так, чтобы осуществлять контроль за усилением сигнала привода для определения того, действительно ли материал больше не содержит многофазный поток, и если материал больше не содержит многофазный поток, то определяют плотность материала на основании одного из сигналов датчика вместо определения плотности материала на основании по меньшей мере одного запомненного значения плотности.
В предпочтительном варианте осуществления изобретения электронный измерительный блок скомпонован для определения того, превышает ли усиление приводного сигнала первое пороговое значение, определяющее, что многофазный поток включает в себя газ и жидкости.
В предпочтительном варианте осуществления изобретения электронный измерительный блок дополнительно скомпонован так, чтобы определить, превышает ли усиление сигнала привода второе пороговое значение, определяющее, что многофазный поток включает в себя жидкость и твердое вещество.
В предпочтительном варианте осуществления изобретения электронный измерительный блок дополнительно скомпонован так, чтобы усреднять ретроспективные измерения плотности на интервале времени для определения плотности, если материал содержит многофазный поток.
В предпочтительном варианте осуществления изобретения электронный измерительный блок дополнительно скомпонован так, чтобы применять статистический анализ к ретроспективным измерениям плотности для уменьшения влияния резко отличающихся значений измерений.
В предпочтительном варианте осуществления изобретения электронный измерительный блок дополнительно скомпонован так, чтобы обрабатывать измерения плотности, полученные при лабораторных измерениях, для определения плотности, если материал содержит многофазный поток.
В предпочтительном варианте осуществления изобретения расходомер дополнительно содержит контроллер, скомпонованный так, чтобы закрывать клапан для приостановления испытания во время истечения текучей среды из продуктивной скважины в ответ на определение наличия многофазного потока.
В предпочтительном варианте осуществления изобретения расходомер дополнительно содержит средство для выдачи сигнала оповещения о наличии многофазного потока.
Вторым аспектом настоящего изобретения является способ эксплуатации расходомера Кориолиса для измерения плотности материала, включающий в себя этапы, на которых обеспечивают колебания по меньшей мере одной расходомерной трубки расходомера Кориолиса, обеспечивают генерирование сигналов датчиков, которые являются показателями движения по меньшей мере одной расходомерной трубки, когда материал протекает по меньшей мере по одной расходомерной трубке, и определяют плотность материала, протекающего по меньшей мере по одной расходомерной трубке, на основании одного из упомянутых сигналов датчиков, в соответствии с изобретением способ включает в себя этапы, на которых осуществляют контроль за усилением сигнала привода, чтобы определить, содержит ли материал многофазный поток, и если материал содержит многофазный поток, то определяют плотность материала на основании по меньшей мере одного запомненного значения плотности вместо определения плотности материала на основании одного из упомянутых сигналов датчиков.
В предпочтительном варианте осуществления изобретения способ дополнительно содержит этап контроля за упомянутым усилением сигнала привода для определения того, действительно ли материал больше не содержит многофазный поток, и если материал больше не содержит многофазный поток, то определяют плотность материала на основании одного из упомянутых сигналов датчиков вместо определения плотности материала на основании по меньшей мере одного запомненного значения плотности.
В предпочтительном варианте осуществления изобретения контроль за усилением сигнала привода включает в себя сравнение упомянутого усиления сигнала привода с первым пороговым значением, чтобы определить, превышает ли упомянутое усиление сигнала привода первое пороговое значение, определяющее, что многофазный поток включает в себя газ и жидкости.
В предпочтительном варианте осуществления изобретения этап сравнения включает в себя сравнение упомянутого усиления сигнала привода со вторым пороговым значением, определяющим, что многофазный поток включает в себя жидкость и твердое вещество.
В предпочтительном варианте осуществления изобретения этап определения плотности материала на основании по меньшей мере одного запомненного значения плотности дополнительно включает в себя этап, на котором усредняют ретроспективные измерения плотности на интервале времени для определения плотности.
В предпочтительном варианте осуществления изобретения этап усреднения ретроспективных измерений плотности дополнительно включает в себя этап применения статистического анализа к упомянутым ретроспективным измерениям плотности для уменьшения влияния резко отличающихся значений.
В предпочтительном варианте осуществления изобретения этап определения плотности материала на основании по меньшей мере одного запомненного значения плотности дополнительно включает в себя обработку измерений плотности, полученных при лабораторных измерениях, для определения плотности.
В предпочтительном варианте осуществления изобретения дополнительно закрывают клапан для приостановления испытания во время истечения текучей среды из продуктивной скважины в ответ на установление наличия многофазного потока.
В предпочтительном варианте осуществления изобретения дополнительно выдают оповещение, указывающее на наличие многофазного потока.
Краткое описание чертежей
На Фиг.1 представлен расходомер Кориолиса,
на Фиг.2 представлена блок-схема электронного измерительного блока расходомера Кориолиса,
на Фиг.3 представлен схематический вид системы, содержащей вибропружину и груз,
на Фиг.4 представлен схематический вид системы, содержащей вибропружину и груз, представленной на Фиг.3, но дополнительно содержащей газовый демпфер, действующий аналогично газу в системе многофазного потока,
на Фиг.5 представлена диаграмма зависимости коэффициента прохождения от частоты вибрации, включающая сравнение гипотетической жидкостной системы с гипотетической жидкостной системой, демпфированной путем добавления газового компонента в многофазный поток,
на Фиг.6 представлена диаграмма изменения усиления приводного сигнала во времени в случае входа проходящего пузыря газа в трубку, который требует внесения поправок,
на Фиг.7 представлена блок-схема процесса управления, демонстрирующая способ внесения поправок в случае входа проходящего пузыря газа в трубку, показанного на Фиг.6,
на Фиг.8 представлена блок-схема системы испытания скважины, включающая схему управления, которая может выполнять способ, проиллюстрированный на Фиг.7.
Подробное описание предпочтительного варианта исполнения
Расходомер Кориолиса (см. Фиг.1)
На Фиг.1 показан расходомер Кориолиса 5, содержащий расходомер 10 в сборе и электронный измерительный блок 20. Электронный измерительный блок 20 соединен с узлом 10 расходомера посредством каналов 100 для обеспечения канала 26 информацией о плотности, удельном массовом расходе, объемном расходе, суммированном массовом расходе и другой информацией. Квалифицированным специалистам в данной области должно быть понятно, что настоящее изобретение может быть использовано с любым типом расходомера Кориолиса, независимо от количества генераторов колебаний или количества датчиков (тензодатчиков).
Узел 10 расходомера содержит пару фланцев 101 и 101', коллектор 102 и расходомерные трубки 103А и 103В. К расходомерным трубкам 103А и 103В присоединены генератор 104 колебаний и датчики 105 и 105'. Жесткие связи 106 и 106' служат для определения осей W и W', относительно которых колеблются расходомерные трубки 103А и 103В.
Когда узел 10 расходомера устанавливают на трубопроводе (не показан), по которому пропускают материал, расход которого измеряют, материал входит в узел 10 расходомера через фланец 101, проходит через коллектор 102, где материал направляется на вход в расходомерные трубки 103А и 103В, проходит по расходомерным трубкам 103А и 103В и возвращается в коллектор 102, где материал выходит из узла 10 расходомера через фланец 101'.
Расходомерные трубки 103А и 103В выбирают и соответствующим образом устанавливают на коллекторе 102 так, чтобы они имели по существу одинаковые значения массового распределения, моментов инерции и модулей упругости относительно осей изгиба W-W и W'-W' соответственно. Расходомерные трубки направлены наружу от коллектора и расположены по существу параллельно друг другу.
Расходомерным трубкам 103А и 103В сообщают колебания генератором 104 колебаний в противоположных направлениях относительно их соответствующих осей изгиба W и W' и в том месте, которое называют первым участком после перегиба расходомера. Генератор 104 колебаний может содержать одно или множество хорошо известных устройств, например магнит, установленный на расходомерной трубке 103А, и противолежащую катушку, установленную на расходомерной трубке 103В. Через противолежащую катушку пропускают переменный ток, в результате чего обеим расходомерным трубкам сообщают колебания. Соответствующий приводной сигнал подают от электронного измерительного блока 20 по каналам 110 к генератору 104 колебаний.
Описание Фиг.1 приведено как пример действия расходомера Кориолиса и не предназначено для ограничения существа настоящего изобретения. Настоящее изобретение равным образом применимо к другим типам расходомеров Кориолиса, включая расходомеры с одной трубкой, а также к расходомерам, содержащим множество датчиков для съема замеров или множество генераторов колебаний.
Электронный измерительный блок 20 принимает сигналы скорости справа и слева, подаваемые по каналам 111 и 111' соответственно. Электронный измерительный блок 20 вырабатывает сигнал привода и подает его по каналу 110, вынуждая генератор колебаний 104 сообщать колебания расходомерным трубкам 103А и 103В. В соответствии с настоящим изобретением, описанным здесь, можно вырабатывать множество приводных сигналов от множества генераторов колебаний. Электронный измерительный блок 20 обрабатывает левый и правый сигналы скорости для вычисления удельного массового расхода и обеспечивает систему проверки достоверности настоящего изобретения. Канал 26 представляет входные и выходные средства, которые позволяют обеспечивать связь электронного измерительного блока 20 с оператором.
Электронный измерительный блок 20 (см. Фиг.2)
На фиг.2 показана блок-схема компонентов электронного измерительного блока 20, с помощью которого выполняют процесс, относящийся к настоящему изобретению. По каналам 111 и 111' передают левый и правый сигналы скорости от расходомера в сборе 10 в электронный измерительный блок 20. Сигналы скорости принимает аналого-цифровой преобразователь (A/D) 203 в электронном измерительном блоке 20. Аналого-цифровой преобразователь (A/D) 203 преобразует левый и правый сигналы скорости в цифровые сигналы, используемые процессором 201, и передает цифровые сигналы по каналу 213 в шину 210 ввода-вывода (I/O). Цифровые сигналы передаются по шине 210 ввода-вывода в процессор 201. Сигналы генератора колебаний передаются по шине 210 ввода-вывода в канал 212, который передает сигналы в цифроаналоговый преобразователь (D/A) 202. Аналоговые сигналы от цифроаналогового преобразователя (D/A) 202 передаются к генератору колебаний 104 по каналу 110. Канал 26 соединен с шиной 210 ввода-вывода (I/O) и передает сигналы вводным и выводным средствам (не показаны), которые позволяют электронному измерительному блоку 20 принимать данные от оператора и передавать данные оператору.
Процессор 201 считывает инструкции по выполнению различных функций расходомера, включая, но не ограничивая этим, вычисление удельного массового расхода материала, вычисление объемного расхода материала и вычисление плотности материала, с постоянного запоминающего устройства (ROM) (ПЗУ) 220 по каналу 221. Данные, а также инструкции для выполнения различных функций хранятся в оперативном запоминающем устройстве (RAM) (ОЗУ) 230. Процессор 201 выполняет операции считывания и записи в ОЗУ 230 по каналу 231. В широком смысле электронный измерительный блок 20 содержит дополнительный управляющий аппарат и другие процессоры, которые могут быть по выбору присоединены к электронному измерительному блоку 20 посредством канала 26.
Вычисление плотности жидкости
На Фиг.3 показан недемпфированный динамический узел 300 пружины, который действует по тем же физическим законам, что и трубки 103А и 103В расходомера Кориолиса 5 (см. Фиг.1) при однофазном потоке. Пружина 302 подвешена к опоре 304 и на пружине весит груз 306. Груз 306 колеблется, или вибрирует, вдоль траектории, параллельной двухсторонней стрелке 308. Собственную частоту колебаний fn сборки 300 можно представить уравнением
Figure 00000002
где Ks - константа пружины 302,
m - масса груза 306.
В случае расходомера Кориолиса 5 m представляет собой суммарный вес расходомерных трубок 103А и 103В и массу материала внутри трубок.
Когда уравнение (1) применяют в отношении расходомерных трубок 103А или 103В, оно принимает вид
Figure 00000003
где А и В - тарировочные константы, определяемые обычным образом для расходомеров Кориолиса,
ρ - плотность среды, протекающей по расходомерной трубке,
fn - собственная частота колебаний.
Таким образом, зная собственную частоту колебаний, можно определить плотность текучей среды.
Расходомерами Кориолиса определяют удельный массовый расход путем измерения кручения Кориолиса колеблющейся сенсорной трубки, например одной из расходомерных трубок 103А и 103В (см. Фиг.1). Колебания сенсорной трубки вызывают изменения углового момента текучей среды или текучих сред, протекающих по трубке. Сила кручения Кориолиса относительно мала, а трубки относительно жесткие. Для того чтобы вынудить расходомерные трубки 103А и 103В колебаться с достаточно большой амплитудой, чтобы сделать силу кручения Кориолиса обнаруживаемой, электронный измерительный блок 20 сообщает приводное напряжение для возбуждения катушки 104, с помощью которой сообщают колебания расходомерным трубкам 103А и 103В с их собственной частотой колебаний. Таким образом, процессор 201 (см. Фиг.2) обеспечивает выходной сигнал, который постоянно максимизирует коэффициент прохождения, или усиление приводного сигнала, обычным для расходомеров Кориолиса способом. Например, приводное напряжение обычно увеличивают, когда коэффициент прохождения, или усиление приводного сигнала, понижается. В то же самое время приводное напряжение не может быть увеличено выше некоторого максимального значения, или, в противном случае, напряжение в конце концов может стать слишком большим, в результате чего расходомер может быть поврежден от слишком высокого напряжения или слишком большой амплитуды колебаний.
Влияние демпфирования газа на систему
На Фиг.4 показан демпфированный динамический узел 400, состоящий из пружины и груза, который действует в соответствии с теми же физическими законами, что и расходомерные трубки 103А и 103В расходомера Кориолиса 5 (см. Фиг.1), когда поток представляет собой многофазную среду, содержащую газ и жидкость. Там где это можно, позиции одинаковых элементов, представленных на Фиг.3, сохранены на Фиг.4. Фиг.4 отличается от Фиг.3 тем, что на Фиг.4 добавлен демпфер 402, оказывающий влияние, выражающееся в снижении амплитуды колебаний вдоль направления, обозначенного стрелкой 308. Уравнения (1) и (2) остаются применимыми к системе, изображенной на Фиг.4, но общее усиление приводного сигнала меньше из-за наличия демпфера 402.
На Фиг.5 представлена диаграмма гипотетических данных, демонстрирующая практическое влияние газового демпфирования на ответную частоту колебаний расходомерных трубок 103А и 103В расходомера Кориолиса 5 (см. также Фиг.1). Диаграмма коэффициента прохождения построена как функция частоты переменного напряжения, подаваемого на катушку генератора колебаний 104, например, при частотах f0, f1 и f2. Коэффициент прохождения Тr равен выходному сигналу датчика, деленному на входной сигнал генератора колебаний, т.е. Тr - это коэффициент усиления приводного сигнала:
Figure 00000004
где Vac Катушки датчика - переменное напряжение в каналах 111 и 111', идущее от датчиков 105 и 105',
Vac Катушки генератора - переменное напряжение в канале 110, подаваемое к катушке генератора колебаний 104.
Эти напряжения можно регулировать пропорционально посредством калибровочной константы для вычисления разниц в масштабе между катушкой генератора колебаний 104 и датчиками 105 и 105'. Первая кривая 500 соответствует недемпфированной системе, описываемой уравнением (1) и Фиг.3, т.е. газ не присутствует в текучей среде, расход которой измеряют. Вторая кривая 502 соответствует демпфированной системе, описываемой уравнением (3). Обе кривые 500, 502 имеют оптимальные значения 504 и 504' соответственно при собственной частоте колебаний fn. Область 506 кривых 500 и 502 слева от fn представляет ситуацию, при которой колебания расходомерных трубок 103А и 103В (см. Фиг.1) совпадают по фазе. Область 508 кривых 500 и 502 справа от fn представляет ситуацию, при которой колебания расходомерных трубок 103А и 103В (см. Фиг.1) не совпадают по фазе. Оптимальную точку 504' значительно сложнее определить, чем оптимальную точку 504 из-за уменьшенной амплитуды оптимальной точки 504'. Так как амплитуда уменьшается из-за газового демпфирования, расходомером Кориолиса 5 (см Фиг.1) невозможно далее эффективно осуществлять измерение потока из-за понижения чувствительности расходомера.
Электронный измерительный блок 20 предназначен для наблюдения за усилением приводного сигнала, или коэффициентом прохождения, и для оптимизации амплитуды коэффициента прохождения, основанного на отношении напряжения на катушке датчика к напряжению на катушке генератора колебаний. Эту оптимизацию выполняют на основании анализа угла наклона кривой 500. Например, первая передняя разница, полученная из новых данных, возникших в результате более высокой частоты колебаний катушки генератора колебаний, дает угол наклона, имеющий нулевое значение (оптимизированное условие), отрицательное значение (область 508) или положительное значение (область 506). Затем электронный измерительный блок повышает или понижает частоту колебаний, в зависимости от потребности, определяемой углом наклона, соответствующим данным, до тех пор, пока не будет достигнут оптимальный коэффициент прохождения. На Фиг.6 представлена диаграмма гипотетических данных, показывающих взаимосвязь между усилением приводного сигнала во времени для случая 600, когда проходящий газовый пузырь входит в расходомер Кориолиса 5 (см. Фиг.1) в момент времени 602 и выходит в момент времени 604. Усиление приводного сигнала выражено в процентах (см. Фиг.6) и кривая построена как функция времени на интервалах, например, t1, t2 и t3. В соответствии с концепцией настоящего изобретения процессор 201 (см. также Фиг.2) запрограммирован на введение порогового значения 606, основанного на усилении приводного сигнала, или на коэффициенте прохождения. Если усиление приводного сигнала, или коэффициент прохождения, кривой 608 превышает пороговое значение 606, процессор 201 прекращает использовать значение плотности, вычисленное обычным способом в соответствии с уравнением (2). Затем процессор 201 переходит к вычислению плотности в соответствии с блок-схемой, показанной на Фиг.7.
Характеристики, показанные на Фиг.5-6, сходны с характеристиками многофазного потока, включающего жидкости и твердые вещества, например парафин, песок или неочищенный парафин в жидкости, или неочищенный парафин, который в действительности осел на внутренних стенках расходомерных трубок 103А и 103В. Таким образом, система, способная различать многофазные потоки, содержащие газ и жидкость, также может различать, используя те же принципы, многофазный поток, содержащий газ и твердые вещества, жидкость и твердые вещества или неочищенный парафин, осевший внутри на стенках расходомерных трубок.
Режим введения поправок при прохождении газового пузыря
Всегда предпочтительно использовать измерения, полученные в соответствии с уравнением (2), в качестве выходных сигналов расходомера, включая значения плотности; однако не всегда возможно использовать уравнение (2) из-за вредного влияния газового демпфирования в многофазном потоке. На Фиг.7 показан процесс Р700 внесения поправок в значения плотности, когда проходящий газовый пузырь входит в расходомер Кориолиса 5, вызывая газовое демпфирование системы. Процесс Р700 был разработан в соответствии с посылом, заключающимся в том, что, хотя газовое демпфирование может создавать затруднения при измерении в масштабе реального времени, следующее наилучшее значение плотности, которое можно получить, используя расходомер Кориолиса, - это недавно измеренное значение плотности. Соответствующие шаги процесса Р700 описаны со ссылками на позиции, указанные на Фиг.6.
На шаге Р702 процессор 201 определяет, что усиление приводного сигнала превысило пороговое значение 606 в момент времени 602, по тому факту, что кривая 608 пересекла пороговое значение 606 в момент времени 602. Из-за того, что в части кривой 608 на участке, предшествующем моменту времени 602, может отражаться некоторый шум из-за газового пузыря, который только входит в расходомер, в течение шага Р704 процессор 201 возвращается назад, минуя предварительно определенный интервал времени 610, к интервалу усреднения 612. Интервал усреднения 612 может соответствовать точке с одним значением, но предпочтительно, чтобы он содержал интервал, включающий значения множества точек, чтобы сгладить резко отличающиеся значения измерений 614, которые могут содержать резкие всплески, не превышающие пороговое значение 606.
На шаге Р706 процессор 201 определяет, есть ли какие-либо замеры в усредняемом интервале 612, превышающие пороговое значение 606. Если такие значения есть, то на шаге Р708 множество возвратных интервалов 610 или отрезок возвратного интервала 610 может быть использован в расчетах для того, чтобы подойти к новому интервалу усреднения 612 путем повтора шага Р704. Если повторные попытки при выполнении шага Р706 не приводят к успеху, чтобы подойти к интервалу 612, не содержащему точек, превышающих пороговое значение 606, то тогда резко отличающиеся значения измерений, например измерение 614, включающие эти значения, превышающие пороговое значение 606, могут быть исключены методом статистического анализа. Этот статистический анализ может включать вычисление стандартного отклонения и исключение всех чисел, выходящих за пределы стандартного отклонения, или исключение всех чисел, превышающих пороговое значение 606, пока не останутся некоторые измерения в усредняемом интервале 612, меньшие порогового значения 606. В альтернативном варианте процессор 201 может быть запрограммирован на введение предварительно выбранного значения плотности, которое может быть получено при лабораторных измерениях.
Шаг Р710 включает усреднение значений плотности на усредняемом интервале 612 для обеспечения среднего репрезентативного значения плотности, соответствующего усредняемому интервалу 612. Значения, которые используют для вычисления этого среднего значения, могут быть скорректированы путем статистического анализа, как было показано выше в отношении шага Р706. В условиях, когда диагностическая система расходомера показывает, что расходомер работает неправильно по определению массового расхода из-за газового демпфирования, показания расходомера массового расхода могут быть также усреднены в соответствии с этими же принципами.
В соответствии с шагом Р712 процессор 201 обеспечивает в виде выходного сигнала расходомера среднее значение плотности, полученное на шаге Р710, до тех пор, пока кривая 608 не опустится ниже порогового значения 606 в момент времени 604. В соответствии с этим процесс Р700 заканчивается на шаге Р714 тем, что процессор 201 прекращает работать в режиме введения поправок при прохождении газового пузыря и возвращается к выходному сигналу расходомера, состоящему из измерений, выполненных в соответствии с уравнением (2).
Точные уровни или продолжительности порогового значения 606, возвратного интервала 610 и усредняемого интервала 610 связаны с типом и размером расходомера, а также с условиями окружающей обстановки, в которой его предполагают использовать. Например, эти значения различны для расходомеров, установленных на скважине с дебитом тысяча баррелей нефти в день и скважине с дебитом в один баррель. На практике оператор определяет пороговое значение 606, при котором расходомер Кориолиса 5 работает без пузырей. Это определение делают на основе сочетания опыта, проб и ошибок, рекомендаций изготовителя или записи в течение продолжительного времени в условиях окружающей обстановки, в которой его предполагают использовать. Оператор вводит это значение в электронный измерительный блок 20 в виде установочного значения для использования в процессе Р700. Электронный измерительный блок постоянно наблюдает за уровнем усиления приводного сигнала. Применение методики введения поправок при прохождении газового пузыря не ограничено нефтяной промышленностью и включает любую ситуацию, где можно столкнуться с многофазным потоком, содержащим газ и жидкости.
Те же принципы демпфирования, показанные на Фиг.5 как сравнение кривых 500 и 502, применимы в условиях, когда многофазный поток содержит твердые вещества и жидкости, хотя и в меньшей степени. Многофазный поток может также содержать смесь газа, жидкостей и твердых веществ. В условиях использования в нефтяной промышленности эти ситуации возникают тогда, когда поток содержит природный газ, нефть или конденсат, воду, парафин, песок и/или сланец. Таким образом, принципы, проиллюстрированные на Фиг.6 и 7, могут быть использованы для внесения поправок в ошибочные измерения плотности или массового расхода, возникшие из-за того, что поток был многофазным, содержавшим твердые вещества и жидкости или газ и твердые вещества, а также газ и жидкости.
Элементы описанного выше процесса содержат инструкции, которые хранят в средствах хранения информации. Инструкции могут быть востребованы и применены процессором. Некоторыми примерами инструкций могут служить программное обеспечение, программный код и встроенные программы. Некоторыми примерами средств хранения информации могут служить запоминающие устройства, лента, диски, интегральные схемы и серверы. Инструкции вводятся в действие, когда они вызываются процессором для управления процессором так, чтобы он работал в соответствии с изобретением. Термин "процессор" относится к одному процессорному устройству или к группе взаимодействующих процессорных устройств. Некоторыми примерами процессоров могут служить интегральные схемы, компьютеры и логические схемы. Специалисты в данной области знакомы с инструкциями, процессорами и средствами хранения информации.
Расходомеры Кориолиса и связанные с ними электронные измерительные системы, которыми они оснащены для выполнения принципов введения поправок при прохождении газового пузыря, описанных выше, могут быть использованы в любых условиях окружающей среды, содержащих многофазный поток, и расходомеры работают особенно хорошо по введению поправок на наличие тумана или мелких пузырьков. В данном контексте термин "проходящий" означает условия потока, который существует временно или возникает периодически с течением времени. Расходомеры также работают достаточно хорошо по введению поправок на влияние газа в снарядном потоке, или в потоке с пробками, хотя вычисленные значения объемных расходов менее надежны при этих потоках, чем при потоках, содержащих туман. Специальные применения включают химические процессы с образованием газа в реакторе или линии по обработке потока, процессы обработки пищевых продуктов в автоклавах, микробиологические процессы с образованием газа и любые другие системы с многофазными жидкостями, например продуктивные скважины в нефтяной промышленности, где не установлен сепаратор перед расходомером.
Система для проведения испытательных измерений на нефтяной скважине
Система 800 (см. Фиг.8) содержит коллектор 802, содержащий множество включаемых электронными средствами клапанов 803, 803' и 803'', установленных на устьях скважин, из которых подают многофазный поток, содержащий газ, жидкость и твердые вещества, в трубопровод 804. Клапаны 803, 803' и 803'' предпочтительно представляют собой трехходовые пневмоклапаны с электронным управлением, например клапаны для включения скважины модели TUFFLINE 037АХ WCB/316 с исполнительным механизмом MATRYX MX200 фирмы "Xomox". Клапаны 803, 803' и 803" выборочно скомпонованы для подачи многофазного потока из одной скважины в каждый период времени по коллектору 802 и испытательному трубопроводу 804 к расходомеру Кориолиса 806, который может быть таким же, как и расходомер Кориолиса 5. Поток от скважины, проходящий через расходомер Кориолиса 806, проверяют по объемному расходу для определения доли скважины в общем дебите. Остальные потоки от скважин с клапанами 803, 803' и 803'' собирают в коллектор 808 для пропуска через второй расходомер 810, который может быть отпускным расходомером. Поток из расходомера Кориолиса 806 поступает в выпускной трубопровод 812 расходомера и направляется в расходомер 814 для определения содержания воды. После этого поток соединяют с потоком в коллекторном трубопроводе 808 для определения расхода вторым расходомером 810. К числу примерных форм расходомеров 806 и 810 можно отнести элитные модели CMF300356NU и CMF300H551NU фирмы "Микро Моушн", г. Боулдер, шт. Колорадо.
Система 800 содержит компьютер 816 (например, подходящий компьютер фирмы IBM), который снабжен средствами для сбора данных и программным обеспечением. Предпочтительной формой такого программного обеспечения является программное обеспечение DMACS фирмы INTELLUTION, подразделения фирмы "Эмерсон электрик". Это программное обеспечение особенно предпочтительно, так как оно может генерировать предупреждающие сигналы, которые указывают на ненормальные условия при испытании скважины, представляющие механические повреждения, являющиеся потенциально опасными. Компьютер 816 контролирует программирование контроллера 818 для обеспечения дистанционного управления, который включает множество генераторов колебаний и интерфейсов, что позволяет компьютеру 816 взаимодействовать с удаленными компонентами системы 800. Предпочтительной формой контроллера 818 для дистанционного управления является контроллер модели ROC364 фирмы "Фишер". Контроллер 818 может также быть оснащен программным обеспечением для выполнения инструкций по управлению от компьютера 816.
Каналы управления клапанами 820, 820' и 820'' соединяют контроллер 818 с управляемыми электронными средствами клапанами 803, 803' и 803'' для выборочного управления клапанами. Канал 822 соединяет контроллер 818 с датчиком давления 824. Примерной формой датчика давления 824 является элитная модель RFT9739 фирмы "Микро Моушн", г. Боулдер, шт. Колорадо. Канал 826 соединяет контроллер 818 с расходомером 814 для определения содержания водной фракции. Функции контроллера 818, датчика давления 824 и компьютера 816 могут быть объединены в одном процессоре, например процессоре 201 электронного измерительного блока 20 (см. Фиг.2).
Система 800 действует следующим образом. Коллектор 802 понуждает поток из одной из скважин 803, 803' и 803'' проходить через расходомер Кориолиса 806 для испытания скважины или получения информации об удельном массовом расходе интересующей скважины, тогда как потоки от остальных скважин направляют в сборный трубопровод 808 и затем - через отпускной второй расходомер 810. Расходомер Кориолиса 806 обеспечивает информацией о плотности и об удельном массовом расходе в виде сигналов расходомера к датчику давления 824, который, в свою очередь, обеспечивает сигналы к контроллеру 818 по каналу 822. Одно из устройств: компьютер 816, контроллер 818, датчик давления 824 или расходомер Кориолиса 806 (обычно компьютер 816) выполняет вычисления общего объемного расхода Qe в соответствии с уравнением (4):
Figure 00000005
где Me - значение массового расхода на основе показаний расходомера Кориолиса, полученное при измерении общего объединенного потока нефти и воды;
De - плотность общего объединенного потока нефти, газа, воды и твердых веществ в потоке при температуре Т измерений.
Объемный расход нефти вычисляют по уравнению (5):
Figure 00000006
где Q0 - объемный расход нефти;
Хw - фракционный расход воды;
а остальные параметры определены выше.
Объемный расход воды вычисляют по уравнению (6):
Figure 00000007
где Qw - объемный расход воды, а остальные параметры определены выше.
Значения объемного расхода потока Q0 и Qw могут быть скорректированы в соответствии со стандартной эталонной температурой Тr путем умножения значений объемного расхода на плотность при температуре измерения и делением на плотность при эталонной температуре, например, в соответствии с уравнением (7):
Figure 00000008
где Q0 - объемный расход нефти при стандартной эталонной температуре Tref;
Q0,T - объемный расход нефти, измеренный при температуре Т и вычисленный в соответствии с уравнением (5);
D0 - измеренная плотность нефти, полученная при лабораторных измерениях при эталонной температуре Tref;
D0,T - плотность нефти, измеренная при температуре Т.
Фракционный расход воды вычисляют по следующему уравнению:
Figure 00000009
где De - плотность общего объединенного потока нефти (или конденсата) и воды при температуре Т измерения;
ρ0,T - плотность чистой фазы нефти (или конденсата), исключая какое-либо остаточное количество воды в отделенной нефтяной компоненте;
ρW,T - плотность чистой фазы воды;
а остальные параметры определены выше.
Значение Хw - это измерение "содержания воды", которое является важным результатом измерений при испытании скважины. Термин "содержание воды" здесь означает некоторое отношение, которое представляет взаимоотношение между объемом нефти и объемом воды в смеси жидкостей воды и нефти. В измерителе влагосодержания 814 используют емкостные, резисторные, микроволновые, радиационные или другие средства измерения для количественного определения содержания воды. При некоторых условиях объем воды настолько велик, что он превышает пределы возможностей приборов. Например, емкостные или резисторные мониторы обеспечивают приемлемую точность определения содержания воды только тогда, когда объем воды меньше приблизительно 20-30% всего объема потока. Верхний 30%-ный предел точности намного ниже уровня, который наблюдают на многих продуктивных скважинах. Например, общий объем жидкости из нефтяной скважины может состоять на 99% из воды. Поэтому некоторые мониторы для наблюдения за содержанием воды переводят на определение содержания воды в нефтяной компоненте с низким содержанием воды. Наиболее часто мониторы для наблюдения за содержанием воды не могут быть использованы для определения содержания воды в материале, который выходит из сепаратора, разделяющего материал на две фазы, так как общая жидкая компонента имеет содержание воды, превышающее верхний 30%-ный предел точности. Примерной формой монитора 66 для наблюдения за содержанием воды является емкостный монитор модели СМ-2 фирмы "Drexelbrook". В соответствии с этим уравнение (8) обеспечивает способ вычисления содержания воды и объемного расхода воды и нефти или конденсата. Значения ρ0,T и ρW,T для жидкостей из конкретной скважины могут быть получены при обычных лабораторных измерениях.
Если значение Xw находится в пределах возможности и точности определения измерителя влагосодержания 814, то плотность нефти может быть скорректирована на содержание воды следующим образом:
Figure 00000010
где ρ0,T - плотность нефти, скорректированная на содержание воды, при температуре Т;
ρt - общая плотность объединенной жидкости с водной фракцией, измеренная расходомером Кориолиса 806, при температуре Т;
ρW,T - плотность водной компоненты, полученная при лабораторных измерениях или путем обычной эмпирической температурно-солевой коррекции, при температуре Т;
WC - содержание воды, определенное измерителем влагосодержания 814.
В общем, необходимо преобразовывать измерения жидкостей с показателей удельных массовых расходов потока в показатели объемных расходов потока для продажи, так как нефтяные продукты продаются в объемных единицах измерения. Значения плотности используют для выполнения преобразования с показателей массового расхода в показатели объемного расхода. Расходы воды и нефти по фракциям можно определять путем прямых измерений содержания воды, но этот способ не всегда работает из-за ограничений инструментария, присущих приборам для определения содержания воды. Прямые измерения содержания воды могут также быть использованы для калибровки прибора для изменения плотности нефти в течение срока службы продуктивной скважины. Содержание воды можно определять по измерениям плотности, если соответствующие плотности воды и нефти известны по другим источникам. Влияние газового демпфирования на систему взаимосвязано с расчетами согласно уравнениям (8) и (9), так как демпфирование может быть таким резким, что измерительная система прекращает выдавать точные показатели потока материала, проходящего по трубкам, или так как измеренная плотность указывает на достаточно большое содержание газа, что приводит к отрицанию предположения о двухфазном потоке, которое присуще уравнениям (8) и (9). Скорость газового потока может быть определена по эмпирическим соотношениям согласно патенту США № 5029482.
Из этого следует, что компьютер 816 или контроллер 818 на Фиг.8 могут по выбору работать с использованием значений плотности или удельного массового расхода, полученных согласно Фиг.7, когда проходящий пузырь газа обнаружен в расходомере 806. В альтернативном варианте, если использование среднего значения на интервале 612 не желательно, альтернативные варианты включают приостановку испытаний скважины или выработку предупреждающего сигнала для вмешательства оператора. Еще один возможный вариант заключается в том, что компьютер 816 может подать сигнал контроллеру 818 на частичное закрывание одного из выбранных клапанов 803, 803' или 803'' для увеличения обратного давления в скважине. В случае нефтяной скважины это обратное давление может понудить высвободившийся газ уйти в раствор, таким образом полностью или частично преодолеть влияние газового демпфирования на расходомер Кориолиса 806 путем полного или частичного удаления газа из продуктивной жидкости.
Уравнения (8) и (9) особенно применимы к нефти и воде, но более широко они применимы к любой двухфазной разделяемой жидкостной системе, например к любому коллоидному раствору, на который также можно воздействовать газом в качестве третьей фазы. Уничтожающее влияние газа на эти системы имеет большее значение, чем просто демпфирование, так как значения Хw, вычисленные с использованием значений плотности, полученных из уравнения (8), скорректированных в соответствии с уравнением (9), имеют ошибку из-за пониженного значения De, так как уравнения были выведены в предположении наличия двухфазных разделяемых несмешивающихся жидкостей без учета газа.
Автор заявки утверждает, что его изобретение опирается на принцип эквивалентов, чтобы защитить его полные права на изобретение.

Claims (18)

1. Расходомер Кориолиса (5) для измерения плотности материала, содержащий по меньшей мере одну расходомерную трубку (103А, 103В), генератор (104) колебаний для сообщения колебаний упомянутой по меньшей мере одной расходомерной трубке с собственной частотой на основании сигнала привода, соответствующей плотности материала, протекающего по упомянутой по меньшей мере одной расходомерной трубке, датчики (105, 105'), прикрепленные к упомянутой по меньшей мере одной расходомерной трубке для генерирования сигналов датчиков в ответ на протекание материала по упомянутой по меньшей мере одной расходомерной трубке, и электронный измерительный блок (20), скомпонованный для определения плотности материала, протекающего по упомянутой по меньшей мере одной расходомерной трубке на основании сигналов одного из датчиков, отличающийся тем, что упомянутый электронный измерительный блок дополнительно скомпонован так, чтобы осуществлять контроль за усилением сигнала привода в упомянутой по меньшей мере одной расходомерной трубке для определения по изменению значения, содержит ли материал многофазный поток, и если материал содержит многофазный поток, то определять плотность материала на основании по меньшей мере одного запомненного значения плотности вместо определения плотности материала на основании сигналов одного из датчиков.
2. Расходомер (5) по п.1, отличающийся тем, что электронный измерительный блок (20) дополнительно скомпонован так, чтобы осуществлять контроль за упомянутым усилением сигнала привода для определения того, действительно ли материал больше не содержит многофазный поток, и если материал больше не содержит многофазный поток, то определять плотность материала на основании сигналов одного из датчиков вместо определения плотности материала на основании упомянутого по меньшей мере одного запомненного значения плотности.
3. Расходомер (5) по п.1, отличающийся тем, что электронный измерительный блок (20) дополнительно выполнен с возможностью определения, превышает ли упомянутое усиление сигнала привода первое пороговое значение, определяющее, что многофазный поток включает в себя газ и жидкость.
4. Расходомер (5) по п.3, отличающийся тем, что электронный измерительный блок (20) дополнительно выполнен с возможностью определения, превышает ли упомянутое усиление сигнала привода второе пороговое значение, определяющее, что упомянутый многофазный поток включает в себя жидкость и твердое вещество.
5. Расходомер (5) по п.1, отличающийся тем, что электронный измерительный блок (20) дополнительно выполнен с возможностью усреднения ретроспективных измерений плотности на интервале времени для определения упомянутой плотности, если упомянутый материал содержит упомянутый многофазный поток.
6. Расходомер (5) по п.5, отличающийся тем, что электронный измерительный блок (20) дополнительно выполнен с возможностью применения статистического анализа к упомянутым ретроспективным измерениям плотности для исключения или уменьшения влияния резко отличающихся измерений.
7. Расходомер (5) по п.1, отличающийся тем, что электронный измерительный блок (20) дополнительно выполнен с возможностью обработки измерений плотности, полученных при лабораторных измерениях, для определения плотности, если материал содержит упомянутый многофазный поток.
8. Расходомер (5) по п.1, отличающийся тем, что дополнительно содержит контроллер (818), выполненный с возможностью закрывать клапан (803, 803', 803'') для приостановления испытания во время истечения текучей среды из продуктивной скважины в ответ на определение наличия упомянутого многофазного потока.
9. Расходомер (5) по п.1, отличающийся тем, что дополнительно содержит средство (816) для выдачи оповещения о наличии многофазного потока.
10. Способ эксплуатации расходомера Кориолиса (5) для измерения плотности материала, включающий в себя этапы, на которых обеспечивают колебания по меньшей мере одной расходомерной трубки (103А, 103В) расходомера Кориолиса с собственной частотой, соответствующей плотности материала, протекающего по упомянутой по меньшей мере одной расходомерной трубке, обеспечивают генерирование сигналов датчиков, которые являются показателями движения упомянутой по меньшей мере одной расходомерной трубки, когда материал протекает по упомянутой по меньшей мере одной расходомерной трубке, и определяют плотность материала, протекающего по упомянутой по меньшей мере одной расходомерной трубке на основании сигналов одного из датчиков, отличающийся тем, что включает в себя этапы, на которых осуществляют контроль за усилением сигнала привода в по меньшей мере одной расходомерной трубке для определения по изменению значения, содержит ли материал многофазный поток, и если материал содержит многофазный поток, то определяют плотность упомянутого материала на основании по меньшей мере одного запомненного значения плотности вместо определения плотности материала на основании сигналов одного из датчиков.
11. Способ по п.10, отличающийся тем, что дополнительно осуществляют контроль за упомянутым усилением сигнала привода для определения того, действительно ли упомянутый материал больше не содержит многофазный поток, и если упомянутый материал больше не содержит многофазный поток, то определяют упомянутую плотность материала на основании сигналов одного из датчиков вместо определения плотности материала на основании упомянутого по меньшей мере одного запомненного значения плотности.
12. Способ по п.10, отличающийся тем, что упомянутый этап контроля за упомянутым усилением сигнала привода включает в себя сравнение упомянутого усиления сигнала привода с первым пороговым значением, чтобы определить, превышает ли упомянутое усиление сигнала привода первое пороговое значение, определяющее, что многофазный поток включает в себя газ и жидкости.
13. Способ по п.12, отличающийся тем, что упомянутый этап сравнения включает в себя сравнение упомянутого усиления сигнала привода со вторым пороговым значением, определяющим, что многофазный поток включает в себя жидкость и твердое вещество.
14. Способ по п.10, отличающийся тем, что упомянутый этап определения плотности материала на основании упомянутого по меньшей мере одного запомненного значения плотности дополнительно включает в себя этап, на котором усредняют ретроспективные измерения плотности на интервале времени для определения плотности.
15. Способ по п.14, отличающийся тем, что упомянутый этап усреднения упомянутых ретроспективных измерений плотности дополнительно включает в себя этап применения статистического анализа к упомянутым ретроспективным измерениям плотности для уменьшения влияния резко отличающихся значений.
16. Способ по п.10, отличающийся тем, что упомянутый этап определения плотности материала на основании упомянутого по меньшей мере одного запомненного значения плотности дополнительно включает в себя обработку измерений плотности, полученных при лабораторных измерениях, для определения упомянутой плотности.
17. Способ по п.10, отличающийся тем, что дополнительно закрывают клапан (803, 803', 803'') для приостановления испытания во время истечения текучей среды из продуктивной скважины в ответ на установление наличия упомянутого многофазного потока.
18. Способ по п.10, отличающийся тем, что дополнительно выдают оповещение, указывающее на наличие упомянутого многофазного потока.
RU2001111825/28A 1998-09-30 1999-09-09 Расходомер кориолиса для измерения плотности материала и способ эксплуатации расходомера кориолиса RU2229102C2 (ru)

Applications Claiming Priority (2)

Application Number Priority Date Filing Date Title
US09/163,529 1998-09-30
US09/163,529 US6327914B1 (en) 1998-09-30 1998-09-30 Correction of coriolis flowmeter measurements due to multiphase flows

Publications (2)

Publication Number Publication Date
RU2001111825A RU2001111825A (ru) 2003-06-10
RU2229102C2 true RU2229102C2 (ru) 2004-05-20

Family

ID=22590431

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU2001111825/28A RU2229102C2 (ru) 1998-09-30 1999-09-09 Расходомер кориолиса для измерения плотности материала и способ эксплуатации расходомера кориолиса

Country Status (16)

Country Link
US (2) US6327914B1 (ru)
EP (1) EP1117976B1 (ru)
JP (1) JP3547708B2 (ru)
KR (1) KR100505955B1 (ru)
CN (1) CN1179198C (ru)
AR (1) AR021495A1 (ru)
AU (1) AU753229B2 (ru)
BR (1) BR9914089B1 (ru)
CA (1) CA2344830C (ru)
DE (1) DE69928422T2 (ru)
HK (1) HK1042546B (ru)
ID (1) ID28717A (ru)
MY (1) MY122061A (ru)
PL (1) PL191413B1 (ru)
RU (1) RU2229102C2 (ru)
WO (1) WO2000019175A1 (ru)

Cited By (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2497084C2 (ru) * 2007-04-20 2013-10-27 Инвенсис Системз, Инк. Измерение влажного газа

Families Citing this family (111)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US6017143A (en) 1996-03-28 2000-01-25 Rosemount Inc. Device in a process system for detecting events
US7949495B2 (en) 1996-03-28 2011-05-24 Rosemount, Inc. Process variable transmitter with diagnostics
US6907383B2 (en) * 1996-03-28 2005-06-14 Rosemount Inc. Flow diagnostic system
US8290721B2 (en) 1996-03-28 2012-10-16 Rosemount Inc. Flow measurement diagnostics
US6654697B1 (en) * 1996-03-28 2003-11-25 Rosemount Inc. Flow measurement with diagnostics
US6539267B1 (en) 1996-03-28 2003-03-25 Rosemount Inc. Device in a process system for determining statistical parameter
US6754601B1 (en) 1996-11-07 2004-06-22 Rosemount Inc. Diagnostics for resistive elements of process devices
US6601005B1 (en) 1996-11-07 2003-07-29 Rosemount Inc. Process device diagnostics using process variable sensor signal
US6519546B1 (en) 1996-11-07 2003-02-11 Rosemount Inc. Auto correcting temperature transmitter with resistance based sensor
US7404336B2 (en) 2000-03-23 2008-07-29 Invensys Systems, Inc. Correcting for two-phase flow in a digital flowmeter
US8447534B2 (en) 1997-11-26 2013-05-21 Invensys Systems, Inc. Digital flowmeter
US7124646B2 (en) * 1997-11-26 2006-10-24 Invensys Systems, Inc. Correcting for two-phase flow in a digital flowmeter
US6311136B1 (en) * 1997-11-26 2001-10-30 Invensys Systems, Inc. Digital flowmeter
US20030216874A1 (en) 2002-03-29 2003-11-20 Henry Manus P. Drive techniques for a digital flowmeter
US7784360B2 (en) * 1999-11-22 2010-08-31 Invensys Systems, Inc. Correcting for two-phase flow in a digital flowmeter
US8467986B2 (en) * 1997-11-26 2013-06-18 Invensys Systems, Inc. Drive techniques for a digital flowmeter
US6611775B1 (en) 1998-12-10 2003-08-26 Rosemount Inc. Electrode leakage diagnostics in a magnetic flow meter
US6615149B1 (en) 1998-12-10 2003-09-02 Rosemount Inc. Spectral diagnostics in a magnetic flow meter
US6516651B1 (en) * 1999-07-22 2003-02-11 Analog Devices, Inc. Coriolis effect transducer
US6505517B1 (en) 1999-07-23 2003-01-14 Rosemount Inc. High accuracy signal processing for magnetic flowmeter
US6701274B1 (en) 1999-08-27 2004-03-02 Rosemount Inc. Prediction of error magnitude in a pressure transmitter
US6543297B1 (en) 1999-09-13 2003-04-08 Rosemount Inc. Process flow plate with temperature measurement feature
US6318156B1 (en) * 1999-10-28 2001-11-20 Micro Motion, Inc. Multiphase flow measurement system
DE60139548D1 (de) * 2000-03-23 2009-09-24 Invensys Sys Inc Korrektur für eine zweiphasenströmung in einem digitalen durchflussmesser
US6471487B2 (en) * 2001-01-31 2002-10-29 Micro Motion, Inc. Fluid delivery system
US6629059B2 (en) 2001-05-14 2003-09-30 Fisher-Rosemount Systems, Inc. Hand held diagnostic and communication device with automatic bus detection
US6758101B2 (en) * 2001-06-04 2004-07-06 Micro Motion, Inc. Steam to carbon ratio control in steam reforming of hydrocarbons
US6636815B2 (en) * 2001-08-29 2003-10-21 Micro Motion, Inc. Majority component proportion determination of a fluid using a coriolis flowmeter
US6772036B2 (en) 2001-08-30 2004-08-03 Fisher-Rosemount Systems, Inc. Control system using process model
US6750489B1 (en) 2002-10-25 2004-06-15 Foveon, Inc. Isolated high voltage PMOS transistor
US7188534B2 (en) * 2003-02-10 2007-03-13 Invensys Systems, Inc. Multi-phase coriolis flowmeter
US7059199B2 (en) 2003-02-10 2006-06-13 Invensys Systems, Inc. Multiphase Coriolis flowmeter
US7013740B2 (en) * 2003-05-05 2006-03-21 Invensys Systems, Inc. Two-phase steam measurement system
US7072775B2 (en) * 2003-06-26 2006-07-04 Invensys Systems, Inc. Viscosity-corrected flowmeter
US7065455B2 (en) * 2003-08-13 2006-06-20 Invensys Systems, Inc. Correcting frequency in flowtube measurements
US6959609B2 (en) * 2003-09-24 2005-11-01 Halliburton Energy Services, Inc. Inferential densometer and mass flowmeter
EP1668321B1 (en) * 2003-09-29 2010-12-15 Micro Motion, Inc. Diagnostic apparatus and methods for a coriolis flow meter
KR20100058647A (ko) * 2004-06-22 2010-06-03 마이크로 모우션, 인코포레이티드 유량계 어셈블리 내의 잔여물을 탐지하기 위한 계측 전자부품 및 그 방법
US7302356B2 (en) 2004-09-15 2007-11-27 Endress + Hauser Flowtec Ag Coriolis flowmeter
US7334450B1 (en) 2004-11-12 2008-02-26 Phase Dynamics, Inc. Water cut measurement with improved correction for density
DE102005012505B4 (de) * 2005-02-16 2006-12-07 Krohne Ag Verfahren zum Betreiben eines Massendurchflußmeßgeräts
AU2006252780B2 (en) * 2005-05-27 2010-12-02 Micro Motion, Inc. Methods and meter electronics for rapidly detecting a non-uniformity of a material flowing through a coriolis flowmeter
US8112565B2 (en) 2005-06-08 2012-02-07 Fisher-Rosemount Systems, Inc. Multi-protocol field device interface with automatic bus detection
JP2007017261A (ja) * 2005-07-07 2007-01-25 National Institute Of Advanced Industrial & Technology 流通式振動管を用いた高圧下でのスラリーの密度測定法及び測定装置
WO2007008793A2 (en) * 2005-07-11 2007-01-18 Phase Dynamics Multiphase fluid characterization
EP1710576A1 (en) 2005-07-20 2006-10-11 Phase Dynamics, Inc. Autocalibrated multiphase fluid characterization using extrema of time series
US20070068225A1 (en) 2005-09-29 2007-03-29 Brown Gregory C Leak detector for process valve
US7599803B2 (en) * 2006-04-05 2009-10-06 Phase Dynamics, Inc. Hydrocarbon well test method and system
DE102006017676B3 (de) * 2006-04-12 2007-09-27 Krohne Meßtechnik GmbH & Co KG Verfahren zum Betrieb eines Coriolis-Massendurchflußmeßgeräts
US7775085B2 (en) * 2006-04-17 2010-08-17 Phase Dynamics, Inc. High water cut well measurements with hydro-separation
RU2442111C2 (ru) 2006-05-08 2012-02-10 Инвенсис Системз, Инк. Измерение характеристик однофазных и многофазных флюидов
US7617055B2 (en) * 2006-08-28 2009-11-10 Invensys Systems, Inc. Wet gas measurement
CN101516590A (zh) * 2006-09-25 2009-08-26 巴斯夫欧洲公司 连续生产吸水性聚合物颗粒的方法
US7953501B2 (en) 2006-09-25 2011-05-31 Fisher-Rosemount Systems, Inc. Industrial process control loop monitor
EP2074385B2 (en) 2006-09-29 2022-07-06 Rosemount Inc. Magnetic flowmeter with verification
US8892371B2 (en) * 2007-04-20 2014-11-18 Invensys Systems, Inc. Wet gas measurement
AU2007352590B2 (en) * 2007-05-03 2011-03-17 Micro Motion, Inc. Vibratory flow meter and method for correcting for an entrained phase in a two-phase flow of a flow material
AU2007354291B2 (en) * 2007-05-25 2011-06-23 Micro Motion, Inc. Vibratory flow meter and method for correcting for entrained gas in a flow material
US8898036B2 (en) 2007-08-06 2014-11-25 Rosemount Inc. Process variable transmitter with acceleration sensor
AT505937B1 (de) * 2007-11-16 2009-05-15 Messtechnik Dr Hans Stabinger Verfahren zur bestimmung der tatsächlichen dichte von fluiden medien
WO2009102317A1 (en) * 2008-02-11 2009-08-20 Micro Motion, Inc. A system, method, and computer program product for detecting a process disturbance in a vibrating flow device
DE102008050116A1 (de) * 2008-10-06 2010-04-08 Endress + Hauser Flowtec Ag In-Line-Meßgerät
DE102008050113A1 (de) * 2008-10-06 2010-04-08 Endress + Hauser Flowtec Ag In-Line-Meßgerät
DE102008050115A1 (de) * 2008-10-06 2010-04-08 Endress + Hauser Flowtec Ag In-Line-Meßgerät
DE102009002941A1 (de) * 2009-05-08 2010-11-11 Endress + Hauser Flowtec Ag Verfahren zum Detektieren einer Verstopfung in einem Coriolis-Durchflussmessgerät
US7921734B2 (en) 2009-05-12 2011-04-12 Rosemount Inc. System to detect poor process ground connections
US8831896B2 (en) * 2009-07-13 2014-09-09 Micro Motion, Inc. Meter electronics and fluid quantification method for a fluid being transferred
JP4962804B2 (ja) 2009-07-16 2012-06-27 横河電機株式会社 コリオリ流量計
EP2513612B1 (de) * 2009-12-14 2015-03-04 Siemens Aktiengesellschaft Verfahren zum betreiben eines coriolis-massendurchflussmessgeräts sowie coriolis-massendurchflussmessgerät
US9389111B2 (en) * 2010-03-11 2016-07-12 Measurement Technology Group, Inc. Dynamic-adaptive vapor reduction system and method
CN103597325B (zh) * 2010-08-24 2016-09-28 因万西斯系统股份有限公司 多相计量
EP2609403B1 (en) * 2010-08-27 2019-10-16 Micro Motion, Inc. Sensor assembly validation
US9207670B2 (en) 2011-03-21 2015-12-08 Rosemount Inc. Degrading sensor detection implemented within a transmitter
RU2573611C2 (ru) * 2011-06-08 2016-01-20 Майкро Моушн, Инк. Способ и устройство для определения и контроля статического давления флюида с помощью вибрационного измерителя
DE102011089808A1 (de) 2011-12-23 2013-06-27 Endress + Hauser Flowtec Ag Verfahren bzw. Meßsystem zum Ermitteln einer Dichte eines Fluids
US9052240B2 (en) 2012-06-29 2015-06-09 Rosemount Inc. Industrial process temperature transmitter with sensor stress diagnostics
US9602122B2 (en) 2012-09-28 2017-03-21 Rosemount Inc. Process variable measurement noise diagnostic
KR101784262B1 (ko) * 2013-04-30 2017-11-06 마이크로 모우션, 인코포레이티드 질량 흐름 계측기 및 밀도 계측기를 포함하는 체적 흐름 센서 시스템
CN115435857A (zh) * 2013-11-14 2022-12-06 高准公司 科里奥利直接井口测量设备和方法
NL2013793B1 (en) * 2014-11-13 2016-10-07 Advanced Tech & Innovations B V A continuous through-flow settling vessel, and a method of adaptive separation of a mixture from gas and/or oil exploration.
US10107784B2 (en) 2014-12-29 2018-10-23 Concentric Meter Corporation Electromagnetic transducer
US10126266B2 (en) 2014-12-29 2018-11-13 Concentric Meter Corporation Fluid parameter sensor and meter
US9752911B2 (en) 2014-12-29 2017-09-05 Concentric Meter Corporation Fluid parameter sensor and meter
WO2016140733A1 (en) * 2015-03-04 2016-09-09 Micro Motion, Inc. Flowmeter measurement confidence determination devices and methods
KR101932939B1 (ko) * 2015-03-04 2018-12-27 마이크로 모우션, 인코포레이티드 코리올리 임계치 결정 디바이스들 및 방법들
CN104792379B (zh) * 2015-04-08 2018-01-12 浙江大学 一种基于流体状态检测的科氏流量计振幅自适应控制方法
CN107466361B (zh) 2015-04-14 2019-12-13 高准公司 通过振动仪表检测不准确的流率测量结果
US11085803B2 (en) * 2015-09-24 2021-08-10 Micro Motion, Inc. Entrained fluid detection diagnostic
MX2018007287A (es) * 2016-01-13 2018-09-06 Micro Motion Inc Dispositivo y metodo de medicion de coriolis de fases multiples.
JP6608396B2 (ja) 2017-01-18 2019-11-20 横河電機株式会社 フィールド機器及びフィールド機器管理システム
JP6952952B2 (ja) * 2017-11-27 2021-10-27 横河電機株式会社 混相流測定装置、混相流測定方法およびプログラム
JP6419296B2 (ja) * 2017-12-05 2018-11-07 マイクロ モーション インコーポレイテッド コリオリ式直接に源泉を測定するデバイス及び直接に源泉を測定する方法
DE102017131199A1 (de) 2017-12-22 2019-06-27 Endress + Hauser Flowtec Ag Coriolis-Massendurchfluß-Meßgerät
CN111712702A (zh) * 2018-02-23 2020-09-25 高准公司 溶解监测方法和装置
SG11202009896UA (en) 2018-04-09 2020-11-27 Micro Motion Inc Flowmeter phase fraction and concentration measurement adjustment method and apparatus
US11821779B2 (en) * 2018-07-30 2023-11-21 Micro Motion, Inc. Flow meter with improved operational verification method
DE102018123534A1 (de) * 2018-09-25 2020-03-26 Krohne Messtechnik Gmbh Verahren zum Ermitteln des Gasanteils in dem ein Coriolis-Massedurchflussmessgerät durchströmenden Medium
EP3874240B1 (de) * 2018-10-29 2022-11-02 Endress + Hauser Flowtec AG Verfahren zur korrektur mindestens eines messwerts eines coriolis-messgeräts und ein solches coriolis-messgerät
EP3899447B1 (de) 2018-12-20 2023-09-20 Endress + Hauser Flowtec AG Coriolis-massendurchfluss-messgerät
US20220099543A1 (en) 2018-12-20 2022-03-31 Endress+Hauser Flowtec Ag Coriolis mass flow meter
DE102018133117A1 (de) 2018-12-20 2020-06-25 Endress+Hauser Flowtec Ag Coriolis-Massendurchfluß-Meßgerät
DE102019106762A1 (de) * 2018-12-21 2020-06-25 Endress + Hauser Flowtec Ag Verfahren zum Ermitteln eines physikalischen Parameters einer mit Gas beladenen Flüssigkeit
EP3899448B1 (de) 2018-12-21 2024-03-27 Endress + Hauser Flowtec AG Coriolis-massendurchfluss-messer mit magnetfelddetektor
EP3948174A1 (en) * 2019-04-03 2022-02-09 Micro Motion, Inc. Using vapor pressure to determine concentrations of components in a multi-component fluid
US11845046B2 (en) 2019-10-08 2023-12-19 Industrial Dielectrics, Inc. Mixing system and method of using the same
DE102019133610A1 (de) 2019-12-09 2021-06-10 Endress + Hauser Flowtec Ag Vibronisches Meßsystem zum Messen eines Massestroms eines fluiden Meßstoff
US11733079B2 (en) 2020-05-26 2023-08-22 ExxonMobil Technology and Engineering Company Measuring the flow rate of fluids with dielectric contrast analysis
US11261689B2 (en) 2020-07-07 2022-03-01 Halliburton Energy Services, Inc. Subsea autonomous chemical injection system
DE102020127382A1 (de) 2020-10-16 2022-04-21 Endress+Hauser Flowtec Ag Verfahren zum Überprüfen eines vibronischen Meßsystems
DE102022112523A1 (de) 2022-05-18 2023-11-23 Endress+Hauser Flowtec Ag Vibronisches Meßsystem
DE102022116111A1 (de) 2022-06-28 2023-12-28 Endress+Hauser Flowtec Ag Vibronisches Meßsystem

Family Cites Families (17)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US31450A (en) 1861-02-19 Improvement in tools used in the manufacture of iron
USRE31450E (en) * 1977-07-25 1983-11-29 Micro Motion, Inc. Method and structure for flow measurement
US4491025A (en) 1982-11-03 1985-01-01 Micro Motion, Inc. Parallel path Coriolis mass flow rate meter
US4911006A (en) * 1986-10-03 1990-03-27 Micro Motion Incorporated Custody transfer meter
DE3710682A1 (de) 1987-03-31 1988-10-20 Basf Lacke & Farben Anordnung zur durchflussmessung
SU1580171A1 (ru) 1987-04-27 1990-07-23 Государственный Научно-Исследовательский Энергетический Институт Им.Г.М.Кржижановского Способ измерени расхода паро- и газожидкостной смеси
US4872351A (en) 1988-08-23 1989-10-10 Micro Motion Incorporated Net oil computer
US5029482A (en) 1989-02-03 1991-07-09 Chevron Research Company Gas/liquid flow measurement using coriolis-based flow meters
US5295084A (en) * 1991-10-08 1994-03-15 Micromotion, Inc. Vibrating tube densimeter
GB9208704D0 (en) 1992-04-22 1992-06-10 Foxboro Ltd Improvements in and relating to sensor units
US5594180A (en) 1994-08-12 1997-01-14 Micro Motion, Inc. Method and apparatus for fault detection and correction in Coriolis effect mass flowmeters
US5555190A (en) * 1995-07-12 1996-09-10 Micro Motion, Inc. Method and apparatus for adaptive line enhancement in Coriolis mass flow meter measurement
US5654502A (en) 1995-12-28 1997-08-05 Micro Motion, Inc. Automatic well test system and method of operating the same
US5823262A (en) * 1996-04-10 1998-10-20 Micro Motion, Inc. Coriolis pump-off controller
US5687100A (en) * 1996-07-16 1997-11-11 Micro Motion, Inc. Vibrating tube densimeter
US5804741A (en) * 1996-11-08 1998-09-08 Schlumberger Industries, Inc. Digital phase locked loop signal processing for coriolis mass flow meter
US6092409A (en) * 1998-01-29 2000-07-25 Micro Motion, Inc. System for validating calibration of a coriolis flowmeter

Cited By (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2497084C2 (ru) * 2007-04-20 2013-10-27 Инвенсис Системз, Инк. Измерение влажного газа

Also Published As

Publication number Publication date
JP2002525623A (ja) 2002-08-13
WO2000019175A1 (en) 2000-04-06
EP1117976B1 (en) 2005-11-16
HK1042546A1 (en) 2002-08-16
PL191413B1 (pl) 2006-05-31
AU753229B2 (en) 2002-10-10
ID28717A (id) 2001-06-28
DE69928422T2 (de) 2006-06-01
KR20010075515A (ko) 2001-08-09
HK1042546B (zh) 2005-07-29
PL346931A1 (en) 2002-03-11
AU6244699A (en) 2000-04-17
BR9914089A (pt) 2001-06-12
DE69928422D1 (de) 2005-12-22
EP1117976A1 (en) 2001-07-25
USRE40095E1 (en) 2008-02-26
US6327914B1 (en) 2001-12-11
JP3547708B2 (ja) 2004-07-28
BR9914089B1 (pt) 2013-04-24
KR100505955B1 (ko) 2005-08-03
CN1328636A (zh) 2001-12-26
CA2344830A1 (en) 2000-04-06
CA2344830C (en) 2003-12-02
CN1179198C (zh) 2004-12-08
AR021495A1 (es) 2002-07-24
MY122061A (en) 2006-03-31

Similar Documents

Publication Publication Date Title
RU2229102C2 (ru) Расходомер кориолиса для измерения плотности материала и способ эксплуатации расходомера кориолиса
KR102042007B1 (ko) 다상 코리올리 측정 디바이스 및 방법
US9091581B2 (en) Wet gas measurement
CA2683385C (en) Wet gas measurement
CN107636427B (zh) 流量计量器测量置信度确定装置和方法
EP3775792B1 (en) Flowmeter phase fraction and concentration measurement adjustment method and apparatus
JP2023166540A (ja) 流動蒸気圧装置および関連方法
JP2022550666A (ja) 真の蒸気圧及びフラッシングの検出装置、並びに関連方法
MXPA01003231A (en) Transient bubble remediation in coriolis flowmeters
CA3135826A1 (en) Using vapor pressure to determine concentrations of components in a multi-component fluid