RU2428662C2

RU2428662C2 - Многофазный расходомер

Info

Publication number: RU2428662C2
Application number: RU2009120017/28A
Authority: RU
Inventors: Хироказу КИТАМИ (JP); Хироказу КИТАМИ; Хираку КАВАОТО (JP); Хираку КАВАОТО
Original assignee: Овал Корпорейшн
Priority date: 2006-10-27
Filing date: 2007-08-07
Publication date: 2011-09-10
Also published as: EP2077440A1; CN101529215A; CN101529215B; RU2009120017A; WO2008050522A1; JP2008107298A; US20090199653A1; JP4137153B2; US7827869B2

Abstract

Данное изобретение относится к расходомерам для контроля многофазного потока жидкость-газ. Предложенный расходомер содержит: блок измерения скорости газожидкостного двухфазного трехкомпонентного потока, блок измерения плотности данного потока и блок вычисления скорости потока каждой фазы, при этом блок измерения плотности содержит блок извлечения смешанной жидкости, причем блок извлечения смешанной жидкости содержит генератор разности давлений, установленный в трубопроводе, через который проходит трехкомпонентный поток, пару соединительных труб, соединенных с расположенными выше по потоку и ниже по потоку сторонами генератора разности давлений. Резервуар для извлечения газа-жидкости служит в качестве места, использующего изменение давления между входной и выходной сторонами генератора разности давлений для принудительного перемешивания части трехкомпонентного потока, труба выгрузки газа-жидкости присоединена к резервуару извлечения газа-жидкости и предназначена для выгрузки газа, содержащего жидкую фазу. Техническим результатом, достигаемым от реализации предложенного изобретения, является повышение точности измерения плотности. 2 з.п. ф-лы, 11 ил.

Description

Область техники, к которой относится изобретение

Настоящее изобретение относится к многофазному расходомеру для измерения скорости потока каждой фазы трехфазного потока, состоящего из газа и двух видов жидкости.

Предшествующий уровень техники

Нефть, добываемая из скважины в глубоководных областях, образует поток смешанных фаз, содержащий нефть, воду и газ (который представляет собой трехфазный поток, в дальнейшем называемый многофазным потоком). Без разделения фаз друг от друга, нефть транспортируют под высоким давлением к поверхности, и затем она подвергается процессу извлечения из эксплуатационной скважины перед процессом переработки посредством разделения. Полученные посредством разделения и переработки нефть и газ транспортируют к месту назначения, причем воду сбрасывают. Перед процессом извлечения из эксплуатационной скважины осуществляют измерение скорости потока для каждой фазы, что необходимо для многофазного флюида для управления и переработки из эксплуатационной скважины или управления перевозкой.

Относительно измерения скоростей потока для каждой фазы, из предшествующего уровня техники известен JP 2001-165741 A, где раскрыт способ на основе метода взаимной корреляции, использующего плотномер и ультразвуковой расходомер. В описанной технологии в качестве плотномера используют гамма-лучевой плотномер. Как известно, гамма-лучевой плотномер является дорогим. В методе взаимной корреляции среднюю плотность газожидкостного двухфазного потока измеряют, используя гамма-лучевой плотномер, и истинное объемное содержание получают из измеренной средней плотности. Затем, из объемного содержания и объемной скорости потока многофазной жидкости, измеренной ультразвуковым расходомером, получают скорость каждого потока. В данном случае, посредством дальнейшего добавления элемента для измерения содержания воды, можно измерить скорость потока нефти и воды. Однако аналогично гамма-лучевому плотномеру, элемент для измерения объема воды, извлекаемой из буровой скважины, является очень дорогим. Кроме того, в большинстве случаев это предполагает выполнение калибровки на месте и, следовательно, существует проблема дальнейшего увеличения стоимости.

Кроме этого, для измерения скоростей потоков многофазного потока, известен способ, в котором многофазный поток превращают в однофазные потоки газа, нефти, воды и т.д. способом разделения фаз (резервуар трехфазного разделения), и затем измеряют скорость потока газа и скорости потоков нефти и воды (см. патент JP 2003-513234 A). Однако такое измерение скорости потока каждой фазы имеет проблему, состоящую в том, что стоимость оборудования для разделения фаз очень высока. Кроме высокой стоимости оборудования, данный способ имеет проблему, состоящую в том, что оборудование является довольно громоздким и не может быть легко привезено на место, где оно необходимо.

В патенте JP 2003-513234 A раскрыта технология измерения плотности. Применение данной описанной технологии может помочь решить вышеуказанную проблему высокой стоимости путем использования технологии, измерения плотности, раскрытой в JP 2003-513234 A, вместо плотномера гамма-лучевого типа. В JP 2003-513234 A используют массовые расходомеры Кориолиса в качестве расходомера и плотномера. Следует отметить, что массовый расходомер Кориолиса нельзя просто использовать вместо плотномера гамма-лучевого типа. Также следует принять во внимание проблему JP 2003-513234 A. Соответственно, ниже кратко описана конструкция и работа многофазного расходомера из JP 2003-513234 A.

На фиг.11 система измерения многофазного потока (которая соответствует многофазному расходомеру) 100 включает вихревой сепаратор 104 и входящую линию 102 многофазного потока, вводящую многофазный флюид в вихревой сепаратор 104. Вихревой сепаратор 104 выгружает газ в верхнюю поточную линию 106 измерения газа и выгружает жидкость в нижнюю поточную линию 108 измерения жидкости. После измерения потока поточная линия измерения газа 106 и поточная линия измерения жидкости 108 снова соединяются вместе в поточную линию выгрузки 110. До того, как поточная линия выгрузки 110 достигает участка продажи, она проходит в трехфазный эксплуатационный сепаратор 118, обеспечивая возможность разделения на газовую фазу, водную фазу и нефтяную фазу.

Система измерения многофазного потока 100 снабжена технологическим коллектором 116. В технологический коллектор 116 подается многофазный флюид из множества нефтяных скважин или газовых скважин. Линия 102 входящего многофазного потока получает многофазный флюид из технологического коллектора 116 в направлении стрелки 120. В линии входящего многофазного потока 102 поз.122 обозначает секцию Вентури, поз.124 обозначает секцию наклона/снижения, и поз.126 обозначает горизонтальный разгрузочный элемент относительно вихревого сепаратора 104.

Горизонтальный разгрузочный элемент 126 расположен так, чтобы выгружать многофазный флюид по касательной в цилиндрическую внутреннюю секцию разделения вихревого сепаратора 104. Как известно, когда многофазный флюид выгружают из горизонтального разгрузочного элемента 126, в жидкостной части 128 вихревого сепаратора 104 в результате выгрузки создается эффект торнадо или эффект циклона. Весь многофазный флюид выгружают в вихревой сепаратор 104 посредством горизонтального разгрузочного элемента 126.

Жидкостная часть 128 представляет собой большую часть жидкой фазы, включающей водную фазу и нефтяную фазу, полученные отделением, и захваченную газовую фазу. Захваченную газовую фазу отделяют от жидкостной части 128 центробежной силой, создаваемой эффектом циклона. Захваченную газовую фазу нельзя полностью удалить за исключением случая относительно низкой скорости потока, позволяющей обеспечить дополнительное гравитационное разделение данной захваченной газовой фазы. Другими словами, в случае высокой скорости потока захваченную газовую фазу удалить нельзя. Жидкостную часть 128 из вихревого сепаратора 104 выгружают в поточную линию 108 измерения жидкости.

Газовая часть 132 в вихревом сепараторе 104 представляет собой большую часть газовой фазы, включающей газ вместе с туманом, состоящим из нефти и воды. Вихревой сепаратор 104 снабжен собирающим туман экраном 134, чтобы вызвать частичную конденсацию тумана. Газовую часть 132 выгружают в поточную линию 106 измерения газа.

Поточная линия измерения газа 106 снабжена массовым расходомером 154 Кориолиса. Массовый расходомер 154 Кориолиса обеспечивает измерение величины удельного массового расхода и плотности из газовой части 132 многофазного флюида внутри поточной линии 106 измерения газа. Массовый расходомер 154 Кориолиса присоединен к датчику 156 расхода, и сигнал, показывающий измеренное значение, выводится на контроллер 112. Поточная линия 106 измерения газа снабжена обратным клапаном 160. Обратный клапан 160 обеспечивает принудительный поток в направлении стрелки 162, таким образом предотвращается проникновение жидкостной части 128 в поточную 106 линию измерения газа.

Поточная линия 108 измерения жидкости снабжена статическим смесителем 164. Далее, на выходной стороне статического смесителя 164 размещен массовый расходомер 166 Кориолиса и контрольно-измерительное устройство обводненности 172. Массовый расходомер 166 Кориолиса обеспечивает измерение значения величины удельного массового расхода и плотности из жидкостной части 128 внутри поточной линии 108 измерения жидкости. Массовый расходомер 166 Кориолиса присоединен к датчику 168 расхода, и сигнал, показывающий измеренное значение, выводится на контроллер 112. Контрольно-измерительное устройство 172 измеряет количество протекающей жидкости части 128 внутри поточной линии 108 измерения жидкости. Контрольно-измерительное устройство 172 присоединено к контроллеру 112.

Поточная линия 108 измерения жидкости снабжена обратным клапаном 178. Обратный клапан 178 обеспечивает принудительный поток в направлении стрелки 180, посредством чего можно предотвратить проникновение газовой части 132 в поточную линию измерения жидкости 108. Поз.150 и 174 обозначают вентили, открытие/закрытие которых управляется контроллером 112.

Технологический коллектор 116 имеет вентили 182 и 184, управляемые по каналу 190. Вентили 182 и 184 сконструированы так, что многофазный флюид из нефтяной скважины 186 или из комбинации скважин (например, нефтяной скважины 186 и газовой скважины 188) заставляют течь через направляющую 192 и распределяться во входящую линию 102 многофазного потока. Другие вентили избирательно сконструированы так, что флюид заставляют течь через обводную поточную линию 194, чтобы таким образом обойти систему 100 измерения многофазного потока.

Поз.196 и 197 обозначены вентили с ручным управлением. Обводная линия 198 на внутренней стороне вентилей 196 и 197 заставляет поток обходить систему измерения многофазного потока 100, когда вентиль 199 открыт, а вентили 150 и 174 закрыты. Система 100 измерения многофазного потока сконструирована так, как описано выше.

В JP 08-201130 A раскрыта известная технология для измерения скорости потока двухфазного флюида, состоящего из жидкости и газа и т.д. Более конкретно, в публикации раскрыта технология, касающаяся турбинного расходомера, предназначенного для измерения скорости потока двухфазного флюида, состоящего из жидкости и газа, в то время как флюид представляет собой поток смешанной фазы (смешанная жидкость), состоящей из жидкости и газа. Турбинный расходомер имеет функцию, аналогичную функции ультразвукового расходомера, описанного выше, и может его заменить. Как известно, здесь достигается эффект, состоящий в том, что турбинный расходомер может осуществлять измерения при низких стоимостях аппаратом, имеющим простую конструкцию, и долговечным. Кроме турбинного расходомера и ультразвукового расходомера, также известен диафрагменный расходомер.

Было обнаружено, что традиционная система 100 измерения многофазного потока, описанная выше, имеет проблему, касающуюся вихревого сепаратора 104 для разделения на газовую фазу и жидкую фазу, и его периферической конструкции, и что эту систему нельзя просто применить для замены гамма-лучевого плотномера. То есть в системе 100 измерения многофазного потока многофазный флюид полностью выгружается в вихревой сепаратор 104 посредством направляющей 192. Однако следует отметить, что полная выгрузка многофазного флюида в вихревой сепаратор 104 означает, что там генерируется вихрь, причем в жидкостной части 128 содержится большое количеств пузырьков.

Автор настоящей заявки на изобретение полагает, что эффект циклона только одного вихревого сепаратора 104 - относительно маленькие пузырьки засасываются вихрем, что дает им возможность течь в поточную линию 108 измерения жидкости. Если происходит столкновение между пузырьками, вызывая рост пузырьков в размере, то протекает разделении газа-жидкости. Однако в свободном вихре, создаваемом в сепараторе, соотношение скоростей выше ближе к центральной части свободного вихря и, следовательно, давление вблизи от центра является относительно низким, и существует возможность, что группа небольших пузырьков будет захвачена в сторону трубы 108 измерения жидкости. Это особенно заметно, когда возможно гравитационное разделение. Таким образом, массовый расходомер 166 Кориолиса осуществляет измерение плотности на жидкостной части 128 в поточной линии 108 измерения жидкости в состоянии, в котором жидкостная часть содержит большое число маленьких пузырьков. Величина измерения плотности, полученная в состоянии, в котором содержится большое число маленьких пузырьков, отличается от величины, полученной в состоянии, в котором никаких пузырьков нет, приводя к ошибке в измерении. Таким образом, нарушается последующий расчет скорости потока.

Если вместо гамма-лучевого плотномера использовать технологию, описанную в JP 2003-513234 A касательно плотномера, нарушается последующий расчет скорости потока.

Настоящее изобретение направлено на устранение вышеуказанной проблемы.

Задачей настоящего изобретения является создание многофазного расходомера, способного измерять скорость потока с высокой точностью.

Поставленная задача решена путем создания многофазного расходомера согласно пункту 1, который содержит блок измерения скорости газожидкостного двухфазного потока для измерения скорости потока каждой фазы газожидкостного двухфазного потока в трехфазном потоке, состоящем из газа и двух видов жидкости; блок измерения плотности смешанной жидкости для измерения плотности смешанной жидкости в качестве жидкой фазы газожидкостного двухфазного потока; и блок вычисления скорости потока каждой фазы, который получает соотношение концентраций компонентов смешанной жидкости из плотности смеси и который рассчитывает скорость каждого потока смешанной жидкости из соотношения концентраций компонентов смеси и скорости потока смешанной жидкости, при этом блок измерения плотности смешанной жидкости содержит блок извлечения смешанной жидкости и блок измерения плотности, присоединенный к блоку извлечения смешанной жидкости, причем блок извлечения смешанной жидкости содержит генератор разности давлений, установленный в трубопроводе, через который протекает трехфазный поток, пару соединительных труб, соединенных с расположенными выше по потоку и ниже по потоку сторонами генератора разности давлений, резервуар для извлечения газа-жидкости, который служит в качестве места, соединенного с парой соединительных труб, и предназначен для принятия части трехфазного потока, и служит в качестве места, использующего изменение давления между входной и выходной сторонами генератора разности давлений для принудительного перемешивания части трехфазного потока, трубопровод выгрузки газа-жидкости, присоединенный к резервуару для извлечения газа-жидкости и предназначенный для выгрузки газа, включающего жидкую фазу, резервуар для хранения жидкости, соединенный с резервуаром для извлечения газа-жидкости и предназначенный для принятия, по меньшей мере, смешанной жидкости для измерения плотности, требующегося в блоке измерения плотности и для ее хранения, и вентиль регулирования скорости потока жидкости, установленный, по меньшей мере, на расположенной ниже по потоку стороне резервуара для хранения жидкости, причем блок измерения плотности содержит основное тело блока измерения плотности, предназначенное для проведения измерений плотности, используя смешанную жидкость для измерения плотности, и трубу возврата газа-жидкости, присоединенную к основному телу блока измерения плотности и трубопроводу.

Согласно настоящему изобретению часть трехфазного потока, отбираемая в резервуар извлечения газа-жидкости, принудительно перемешивается посредством изменения давления между входной и выходной сторонами сопла (генератора разности давлений). То есть часть отбираемого трехфазного потока принудительно встряхивается горизонтально, вертикально и т.д. для перемешивания. При этом пузырьки, содержащиеся в смешанной жидкости, вырастают в более крупные пузырьки в результате столкновения друг с другом, и отделяются от смешанной жидкости в газовую фазу. Вследствие принудительного перемешивания, даже в случае маленьких пузырьков, пузырьки можно легко отделить от смешанной жидкости в газовую фазу.

Согласно настоящему изобретению смешанную жидкость, из которой были отделены пузырьки, накапливают в резервуаре для хранения жидкости посредством регулирования вентиля регулировки скорости потока жидкости. Смешанную жидкость, накопленную в резервуаре для хранения жидкости, используют для измерения плотности. Измерение плотности проводят на смешанной жидкости, из которой были удалены пузырьки, и, следовательно, можно получить измеряемую величину высокой точности.

Согласно настоящему изобретению необходимо только, чтобы резервуар для хранения жидкости был способен принять, по меньшей мере, смешанную жидкость, требующуюся для измерения плотности, и аккумулировать ее. Таким образом, нет необходимости в наличии резервуара для разделения газа-жидкости всего количества отбираемой части трехфазного потока. Необходимо только, чтобы резервуар для извлечения газа-жидкости мог обеспечить удаление газа в количестве, достаточно большом, чтобы обеспечить возможность подачи смешанной жидкости, требуемой для измерения плотности, в резервуар для хранения жидкости.

Согласно настоящему изобретению, чтобы измерить плотность жидкой фазы, в резервуар для извлечения газа-жидкости отбирают не все количество, а часть трехфазного потока. Отбирается не весь трехфазный поток. В результате можно снизить размер части для измерения плотности смеси и, следовательно, можно уменьшить общий размер многофазного расходомера.

Согласно пункту 2 настоящего изобретения в многофазном расходомере по пункту 1 газожидкостной двухфазный поток представляет собой шлаковый поток, поток с пузырьками или линейный поток.

Согласно настоящему изобретению газожидкостной двухфазный поток в потоке смешанных фаз (трехфазном потоке), состоящем из нефти, воды и газа, добытых их скважины, типично представляет собой шлаковый поток, поток с пузырьками или линейный поток. При протекании данных потоков разность давлений между входной и выходной сторонами сопла в блоке для измерения плотности смешанной жидкости становится более заметным.

Согласно пункту 3 настоящего изобретения в многофазном расходомере по пункту 1 или 2 блок измерения плотности смешанной жидкости, или блок измерения плотности смешанной жидкости и блок измерения скорости газожидкостного двухфазного потока, являются отделяемыми относительно трубопровода.

Согласно настоящему изобретению посредством переноса расходомера в требуемое место, можно осуществить измерение скорости потока, например, для управления эксплуатационной скважиной и процессом добычи или управления отгрузкой.

Согласно настоящему изобретению обеспечена возможность создания многофазного расходомера, способного проводить измерение скоростей потока с высокой точностью.

Краткое описание чертежей

В дальнейшем изобретение поясняется описанием предпочтительных вариантов воплощения со ссылками на сопровождающие чертежи, на которых:

Фиг.1 изображает блок-схему многофазного расходомера, согласно одному варианту осуществления изобретения;

Фиг.2 - блок-схему блока измерения плотности смешанной жидкости, согласно изобретению;

Фиг.3 (a, b, c, d, e, f, g, h) - иллюстрации характера течения газожидкостного двухфазного потока в горизонтальной трубе, согласно изобретению;

Фиг.4 - иллюстрацию условия в резервуаре извлечения газа-жидкости, согласно изобретению;

Фиг.5 - схему другого варианта блока измерения скорости газожидкостного двухфазного потока, согласно изобретению;

Фиг.6 - диаграмму результатов измерения плотности нефтесодержащей воды в паре нефтесодержащей воды, полученных расходомером Кориолиса, согласно изобретению;

Фиг.7 - диаграмму результатов измерения содержания воды (вода/нефть) в паре нефтесодержащей воды, полученных расходомером Кориолиса, согласно изобретению;

Фиг.8 - блок-схему многофазного расходомера, согласно другому варианту осуществления настоящего изобретения;

Фиг.9 - блок-схему блока измерения плотности смешанной жидкости, согласно изобретению;

Фиг.10 - иллюстрацию условия в резервуаре извлечения газа-жидкости, согласно изобретению;

Фиг.11 - схему традиционной системы измерения многофазного потока, согласно уровню техники.

Описание предпочтительных вариантов осуществления изобретения

Далее настоящее изобретение описывается со ссылками на чертежи. На фиг.1 представлена блок-схема многофазного расходомера, согласно одному варианту осуществления настоящего изобретения. На фиг.2 показана структурная схема блока измерения плотности смешанной жидкости. На фиг.3 показан характер течения газожидкостного двухфазного потока в горизонтальной трубе. На фиг.4 показаны условия в резервуаре извлечения газа-жидкости. На фиг.5 представлена структурная схема другого варианта блока измерения скорости газожидкостного двухфазного потока. На фиг.6 представлена диаграмма, иллюстрирующая результаты измерения плотности нефтесодержащей воды в паре нефтесодержащей воды, полученные расходомером Кориолиса, на фиг.7 представлена диаграмма результатов измерения содержания воды (вода/нефть) в паре нефтесодержащей воды, полученных расходомером Кориолиса.

Многофазный расходомер 1 (фиг.1) согласно изобретению содержит блок 2 измерения плотности смешанной жидкости, блок 3 измерения скорости газожидкостного двухфазного потока, и блок 4 вычисления скорости потока каждой фазы. Блок 2 измерения плотности смешанной жидкости многофазного расходомера 1 содержит блок 5 извлечения смешанной жидкости и блок 6 измерения плотности. Блок 3 измерения скорости газожидкостного двухфазного потока обеспечивает измерение скорости потока каждой фазы газожидкостного двухфазного потока в трехфазном потоке, состоящем из газа и двух видов жидкости (например, газа, нефти и воды), и нет конкретных ограничений, касающихся данного измерительного блока. Описываемый вариант осуществления использует расходомер турбинного типа для газожидкостного двухфазного потока (например, может быть использован турбинный расходомер, описанный в патентном документе JP 08-201130 A). Блок 3 измерения скорости газожидкостного двухфазного потока содержит гомогенизатор 7, турбинный расходомер 8, дифференциальный манометр 9, манометр 10 и термометр 11. Величины измерений, полученные блоком 3 измерения скорости газожидкостного двухфазного потока, поступают в блок 4 вычисления скорости потока каждой фазы. Кроме того, величины измерений, полученные блоком 2 измерения плотности смешанной жидкости, также поступают в блок 4 вычисления скорости потока каждой фазы, в котором рассчитывается каждая скорость потока газовой, нефтяной и водной фаз.

В многофазном расходомере 1 по настоящему изобретению хорошо известный расходомер турбинного типа для газожидкостного двухфазного потока объединяют с блоком 2 измерения плотности смешанной жидкости. Посредством комбинации с блоком 2 измерения плотности смешанной жидкости можно создать многофазный расходомер, способный осуществлять измерение скорости потока с очень высокой точностью. Как описано ниже, чтобы измерить плотность жидкой фазы (смешанной жидкости), блок 2 измерения плотности смешанной жидкости отбирает не все количество, а часть трехфазного потока. Таким образом, можно создать многофазный расходомер, имеющий уменьшенные габариты. Ниже описываются со ссылками на фиг.1-7 конструкция и функционирование многофазного расходомера 1.

Как описано выше, блок 2 (фиг.1) измерения плотности смешанной жидкости содержит блок 5 извлечения смешанной жидкости и блок 6 измерения плотности. Блок 5 извлечения смешанной жидкости имеет сопло 12, соединительные трубы 13, резервуар 14 (фиг.2) извлечения газа-жидкости, трубу 15 выгрузки газа-жидкости, трубу 16 выгрузки газа, резервуар 17 для хранения жидкости и вентили 18, 19 регулирования скорости потока жидкости. Блок 6 измерения плотности имеет трубу 20 ввода смешанной жидкости, основное тело 21 блока измерения плотности и трубу 22 возврата газа-жидкости. Блок 2 измерения плотности смешанной жидкости формируют, соединяя вместе, блок 5 извлечения смешанной жидкости и блок 6 измерения плотности, и он имеет конструкцию, которая обеспечивает присоединение/отсоединение относительно трубопровода (магистральной трубы) 23 (например, трубопровод (магистральную трубу) 23 можно разделить на часть 2, принадлежащую к части измерения плотности смешанной жидкости, и часть, принадлежащую блоку 3 измерения скорости газожидкостного двухфазного потока). В блоке 2 измерения плотности смешанной жидкости, измеренные величины, полученные блоком 6 измерения плотности, могут быть собраны блоком 4 вычисления скорости потока каждой фазы.

Сопло 12 представляет собой генератор разности давлений и монтируется к трубопроводу (магистральной трубе) 23. Трехфазный поток течет через трубопровод (магистральную трубу) 23. Трехфазный поток состоит из газа и двух видов жидкости (например, нефти и воды). В то время как нет конкретных ограничений, касающихся газожидкостного двухфазного потока в данном трехфазном потоке, данный вариант осуществления предполагает шлаковый поток, поток с пузырьками или линейный поток.

В настоящем описании кратко описываются различные режимы течения газожидкостного двухфазного потока в горизонтальной трубе. Как известно, газожидкостной двухфазный поток предполагает различные режимы течения в соответствии с тем, как скорости потока газа и жидкости соединяются друг с другом. На фиг.3 показаны схемы различных режимов течения. Фиг.3(a) иллюстрирует расслоенный поток, фиг.3(b) иллюстрирует волновой поток, фиг.3(c) иллюстрирует кольцевой поток, фиг.3(d) иллюстрирует поток с пузырьками или линейный поток, фиг.3(e) иллюстрирует шлаковый поток, фиг.3(f) иллюстрирует кольцевой поток, отличный от потока на фиг.3(c), фиг.3(g) иллюстрирует поток с пузырьками и фиг.3(h) иллюстрирует кольцевой эмульсионный режим потока. Обычно говорят, что состояние потока в трубопроводе часто такое, как показано на фиг.3(d) или фиг.3(c).

Как показано на фиг.3(e), шлаковый поток имеет жидкую фазу, содержащую пузырьки, и фазу, в которой газ и жидкость разделены на верхний и нижний слои, причем две фазы возникают альтернативно. Разность давлений ΔP, возникающая в результате прохождения такого потока через сопло 12, больше в первой фазе, чем во второй фазе. Хотя не показано конкретно, из измерения флуктуаций в величине разности давлений ΔP было обнаружено, что разность давлений в первой фазе в 3,5 раза больше разности давлений во второй фазе. То есть при шлаковом потоке со структурным ядром, существует периодическая значительная флуктуация в разности давлений ΔP между входной и выходной сторонами сопла 12. Кроме того, также было обнаружено, что разность давлений ΔP между входной и выходной сторонами сопла 12 подвергается значительной флуктуации в течение короткого периода времени (примерно трех секунд, что, однако, не следует истолковывать в качестве ограничения).

Соединительные трубы 13 представляют собой трубы, которые присоединены к трубопроводу (магистральной трубе) 23 и через которые заставляют течь часть трехфазного потока. Соединительные трубы 13 включают трубу для отвода газа-жидкости или трубу 13a выгрузки газа-жидкости, имеющую один конец, который присоединен к расположенной выше по потоку стороне сопла 12, и трубу извлечения газа-жидкости или трубу выгрузки газа-жидкости 13b, присоединенную к расположенной ниже по потоку стороне сопла 12. Также можно использовать только трубу со стороны выше по потоку, но более желательно обеспечить трубы на обеих сторонах. Соединительные трубы 13, которые включают трубы извлечения газа-жидкости или трубы 13a и 13b выгрузки газа-жидкости, составляют пару и в описываемом примере расположены и проходят параллельно на заданное расстояние, в нисходящем направлении от трубопровода (магистральной трубы) 23. Измерение можно осуществить в произвольный период времени, если в середине каждой пары соединительных труб 13 (труб извлечения газа-жидкости или труб 13a и 13b выгрузки газа-жидкости) разместить вентиль 24, и открытие/закрытие вентилей 24 контролировать автоматически. В данном варианте осуществления вентили 24 полностью открыты, и измерение продолжают, при прохождении трехфазного потока через трубопровод (магистральную трубу) 23.

Резервуар 14 извлечения газа-жидкости представляет собой контейнер, имеющий внутреннее пространство желательного объема (например, примерно 1 л; в дальнейшем буква «л» обозначает литр), и к нему присоединены другие концы пары соединительных труб 13 (труб извлечения газа-жидкости или труб выгрузки газа-жидкости 13a и 13b). На фиг.2 и 4 показано, что часть трехфазного потока захватывается в резервуар 14 извлечения газа-жидкости и накапливается в нем до определенной степени, при этом в резервуаре 14 извлечения газа-жидкости происходит следующее. Разность давлений ΔP между входной и выходной сторонами сопла 12 подвергается значительному изменению в течение короткого периода времени и, следовательно, скорость извлекаемого потока части трехфазного потока, отбираемого из расположенной выше по потоку стороны трубы извлечения газа-жидкости или трубы выгрузки газа-жидкости 13a (в некоторых случаях это просто выражается как газ-жидкость), меняется. В частности, крупные пузырьки в газе-жидкости инжектируются в резервуар 14 извлечения газа-жидкости подобно струе из пистолета-краскораспылителя, и создают большой перемешивающий поток во всем резервуаре 14 извлечения газа-жидкости. Поток 25 перемешивания, создаваемый в резервуаре 14 извлечения газа-жидкости, соединяет небольшие пузырьки вместе, заставляя их расти в более крупные пузырьки, и содействует отделению газа. Кроме того, поток 25 перемешивания собирает пузырьки в верхней части резервуара 14 извлечения газа-жидкости и вытесняет их в расположенную ниже по потоку трубу извлечения газа-жидкости или трубу 13b выгрузки газа-жидкости вместе с жидкостью, обеспечивая операцию их выгрузки в трубопровод (магистральную трубу) 23.

Расположенная ниже по потоку труба извлечения газа-жидкости или труба 13b выгрузки газа-жидкости, главным образом, выгружает газ, увлекающий жидкость. Когда, вследствие флуктуаций разности давлений ΔP между входной и выходной сторонами сопла 12, давление на находящейся ниже по потоку стороне сопла 12 является высоким, а давление в резервуаре 14 извлечения газа-жидкости является низким, газ-жидкость направляется в резервуар 14 извлечения газа-жидкости из расположенной ниже по потоку трубы извлечения газа-жидкости или трубы 13b выгрузки газа-жидкости, и там локально образуется небольшой поток 26 перемешивания по отношению к полному потоку 25 перемешивания. Подобно полному потоку 25 перемешивания, небольшой поток 26 перемешивания вносит вклад в отделение газа. Когда формируется небольшой поток 26 перемешивания, формируется обратный поток в расположенной ниже по потоку трубе извлечения газа-жидкости или трубе 13b выгрузки газа-жидкости и, следовательно, никакое количество газа-жидкости не выгружается из расположенной ниже по потоку трубы извлечения газа-жидкости или трубы 13b выгрузки газа-жидкости. Однако поблизости от положения, где присоединяется расположенная ниже по потоку труба извлечения газа-жидкости или труба 13b выгрузки газа-жидкости, формируется небольшой поток 26 перемешивания и, следовательно, отделенный газ впоследствии легко выгружается. Описанный выше эффект получают, используя соединительные трубы 13 (трубы извлечения газа-жидкости или трубы 13a и 13b выгрузки газа-жидкости) в виде пары.

Далее описывается выгрузка газа, находящегося в верхней части резервуара 14 извлечения газа-жидкости. Пузырьки, отделенные большим потоком 25 перемешивания, собираются в верхней части резервуара 14 извлечения газа-жидкости, и выгружаются, при этом увлекая жидкость через вентиль 27 и трубу 15 выгрузки газа-жидкости. В этом варианте осуществления местом назначения выгрузки является трехходовой вентиль 41, описанный ниже, установленный в обратном клапане 22 газа-жидкости блока 6 измерения плотности (что следует считать в качестве примера).

Ниже резервуара 14 извлечения газа-жидкости расположена труба 28 извлечения смешанной жидкости. Труба 28 извлечения смешанной жидкости имеет диаметр около 40 мм и представляет собой трубу, смонтированную ниже резервуара 14 извлечения газа-жидкости, она имеет длину, например, около 100 мм. Труба 28 извлечения смешанной жидкости содержит конструкцию 29, которая имеет продольную длину, соответствующую примерно ее 2/3, и включает узкие трубы, сгруппированные вместе. В конструкции 29, сформированной посредством группировки, например, узких труб, имеющих внутренний диаметр около 2 мм, узкие трубы группируют для того, чтобы удерживать во внешнем контакте друг с другом. Конструкцию 29, сформированную группировкой вместе узких труб, формируют в виде цилиндра (колонны), и ее можно вставить в трубу 28 извлечения смешанной жидкости для установки в ней (когда диаметр трубы 28 извлечения смешанной жидкости составляет 40 мм, число узких трубок составляет приблизительно девяносто). Конструкция 29, сформированная из узких труб, служит для предотвращения втекания пузырьков из резервуара 14 извлечения газа-жидкости в резервуар 17 для хранения жидкости (когда отсутствует вероятность втекания пузырьков в резервуар 17 для хранения жидкости, нет необходимости в установке данной конструкции. В данном варианте осуществления конструкцию устанавливают для безопасности. Если, например, доля газовых пустот является низкой, нет необходимости устанавливать данную конструкцию). Часть, соответствующая трубе 28 извлечения смешанной жидкости, функционирует как фильтр. Узкие трубки можно заменить пластиной с небольшими отверстиями.

Вентиль 18 регулирования скорости потока жидкости устанавливается в той же средней точке соединительной трубы 30, соединяющей резервуар 14 извлечения газа-жидкости и резервуар 17 для хранения жидкости. Отверстие вентиля 18 регулирования скорости потока жидкости регулируют из условия, чтобы скорость потока смешанной жидкости составляла, например, от около 2 до 6 л/мин. Вентиль 18 регулирования скорости потока жидкости служит для подачи соответствующего количества смешанной жидкости в резервуар 17 для хранения жидкости.

Смешанная жидкость, из которой удалили газ на стороне резервуара 14 извлечения газа-жидкости, течет в резервуар 17 для хранения жидкости. Резервуар 17 для хранения жидкости формируют в виде контейнера, в котором временно накапливают смешанную жидкость (его объем устанавливают равным, например, 0,5 л). Резервуар 17 для хранения жидкости конструируют так, что смешанная жидкость остается в нем, например, около 10 минут. Принимая во внимание случай, в котором газ нельзя извлечь полностью, и случай, в котором в смешанной жидкости содержатся мельчайшие пузырьки, резервуар 17 для хранения жидкости конструируют так, чтобы он обеспечил выгрузку газа и пузырьков в трехходовой вентиль 41, описанный ниже, посредством вентиля 31 и трубы 16 выгрузки газа. В данном варианте осуществления резервуар 17 для хранения жидкости может отбирать, по меньшей мере, смешанную жидкость для измерения плотности, требуемого в блоке 6 измерения плотности, и может хранить ее там.

Вентиль 19 регулирования скорости потока жидкости устанавливается в той же средней точке соединительной трубы 32, соединяющей резервуар 17 для хранения жидкости и трубу 20 ведения смешанной жидкости блока 6 измерения плотности. Отверстие вентиля 19 регулирования скорости потока жидкости подбирают так, что достигается соответствующая скорость потока смешанной жидкости. В конкретном примере, отверстие подбирают так, что требуется от 10 до 30 секунд для прохождения смешанной жидкости через расходомер 38 Кориолиса, описанный ниже, в основном теле 21 блока 6 измерения плотности (в случае, когда расходомер Кориолиса 38 имеет диаметр 25 мм, скорость потока составляет от около 0,5 до 1,5 л/мин). В положении вентиля 19 регулирования скорости потока жидкости, к блоку 6 измерения плотности течет только смешанная жидкость (например, нефть/вода).

Труба 20 ввода смешанной жидкости блока 6 измерения плотности, к которой присоединена тонкая соединительная труба 32, обеспечивается вентилем 33 и вентилем выгрузки 34. Кроме того, обводная (байпасная) труба 35 имеет один конец, присоединенный к трубе 20 ввода смешанной жидкости, чтобы идти вокруг основного тела 21 блока измерения плотности, и имеет другой конец, соединенный с трубой 22 возврата газа-жидкости, и также снабжена вентилем 36. В данном варианте осуществления вентиль 33 полностью открыт, и вентиль выгрузки 34 и вентиль 36 полностью закрыты. Вентиль 33 устанавливается на стороне основного тела 21 блока измерения плотности.

В данном варианте осуществления основное тело 21 блока измерения плотности снабжено гомогенизатором 37, расходомером Кориолиса 38 и трубой 39 возврата смешанной жидкости. Гомогенизатор 37 используется для гомогенизации смешанной жидкости, чтобы иметь однородную плотность смешанной жидкости. Гомогенизатор 37 устанавливается на расположенной выше по потоку стороне расходомера Кориолиса 38. Гомогенизатор 37 устанавливается поблизости от расходомера Кориолиса 38 и обеспечивает надежное измерение смешанной плотности расходомером Кориолиса 38. Необходимо только, чтобы расходомер Кориолиса 38 представлял собой хорошо известный расходомер Кориолиса, способный измерять плотность (или расходомер, способный измерять плотность на том же принципе). В описываемом варианте осуществления в качестве расходомера Кориолиса 38 используют хорошо известный массовый расходомер Кориолиса. Измерение плотности расходомером Кориолиса 38 не зависит от скорости потока смешанной жидкости. Измерение осуществляют посредством колебания смешанной жидкости, подаваемой встроенной трубой, и, следовательно, можно осуществить измерение при низкой скорости потока.

Труба 22 возврата газа-жидкости снабжена вентилем 40, трехходовым вентилем 41 и запорным вентилем 42 в указанном порядке со стороны расходомера Кориолиса 38. Вентиль 40 полностью открыт. Трехходовой вентиль 41 и запорный вентиль 42 представляют собой хорошо известные вентили, и описание их работы и т.д. опускается. Трубу 22 возврата газа-жидкости присоединяют к трубопроводу (магистральной трубе) 23 на расположенной ниже по потоку стороне сопла 12 блока 5 извлечения смешанной жидкости (поз. 43 обозначает место соединения).

Как указано выше, блок 3 измерения скорости газожидкостного двухфазного потока снабжен гомогенизатором 7, турбинным расходомером 8, дифференциальным манометром 9, манометром 10 и термометром 11. Блок 3 измерения скорости газожидкостного двухфазного потока имеет такую же конструкцию, как турбинный расходомер, описанный в патентном документе JP 08-201130 A в разделе Уровень техники, и поэтому описание его конструкции здесь опускается (метод измерения описан ниже). Как показано на фиг.5, блок 3 измерения скорости газожидкостного двухфазного потока можно снабдить объемным расходомером 44, трубой Вентури 45, дифференциальным манометром 46 и т.д. Причина использования турбинного расходомера в данном варианте осуществления (который не ограничивается турбинным расходомером из вышеуказанной публикации) состоит в том, что турбинный расходомер может обеспечить получение показателя общей объемной скорости потока одновременно и эффективно в состоянии, в котором газожидкостной двухфазный поток остается потоком смешанной фазы. Кроме того, турбинный расходомер является превосходным с точки зрения стоимости и работоспособности. В остальном, преимущество состоит в том, что используют обычный промышленный прибор, его можно использовать для условий высокого давления, как в случае нефтяного месторождения, только через соответствующий стандартный фланец.

Как описано выше, блок 4 вычисления скорости потока каждой фазы может принимать измеряемую величину, полученную блоком 3 измерения скорости газожидкостного двухфазного потока, и измеряемую величину, полученную блоком 2 измерения плотности смешанной жидкости, для расчета скорости потока каждой фазы трехфазного потока (например, газа, нефти и воды). Блок 4 вычисления скорости потока каждой фазы можно сформировать как часть контроллера (не показана) или комбинации соответствующих вычислительных частей блока 3 измерения скорости газожидкостного двухфазного потока и расходомера Кориолиса 38, и можно рассчитать скорость потока каждой фазы с помощью микрокомпьютера или аналогичного. В блоке 4 вычисления скорости потока каждой фазы соотношение концентраций компонентов смеси получают из плотности смешанной жидкости, и каждую скорость потока смешанной жидкости рассчитывают из соотношения концентраций компонентов смеси и скорости потока смешанной жидкости.

Ниже описан способ измерения скорости газожидкостного двухфазного потока, использующий турбинный расходомер (в форме краткого изложения). Газ-жидкость в состоянии смешанной фазы гомогенизируют гомогенизатором 7, установленным на стороне, расположенной выше по потоку, до состояния, как если газ-жидкость состоят из одного вида текучей среды, перед втеканием на ротор турбины турбинного расходомера 8. Плотность смешанного флюида делают однородной гомогенизатором 7 и, таким образом, момент, когда смешанный флюид воздействует на ротор турбины, фиксируют в радиальном направлении ротора. Ротор турбины вращается. Разность ΔP давлений, генерируемую на входной и выходной сторонах гомогенизатора 7, экспериментально переводят в функцию посредством скорости потока QM газа-жидкости и доли скорости потока газа QG относительно QM (доля газовой полости β) следующим образом: ΔP∝f(QM)×f(β). Обороты в минуту N ротора турбины выражают в виде N∝f(QM) и, следовательно, можно получить QM и β из данных двух формул, измеряя ΔP и N. Скорость потока QL жидкости в смешанном флюиде рассчитывают как QL=QM×(1-β) и скорость потока QG газа в смешанном флюиде рассчитывают как QG=QM×β.

Ниже приводится описание измерения плотности расходомером Кориолиса 38. Здесь, в качестве смешанной жидкости рассматривается смешанная жидкость нефть/вода. Далее, предполагается, что соответствующие плотности нефти и воды в каждой единичной фазе хорошо известны.

Обводненность α рассчитывают следующим образом: α=(плотность смеси нефть/вода - плотность нефти)/(плотность воды - плотность нефти). Ниже дается конкретное описание данной формулы обводненности α. Соответствующие массовые скорости потока нефти и воды и массовая скорость потока нефти/воды, полученная их совместным добавлением, являются равными и, следовательно, получают следующее уравнение (1):

,

где QW представляет собой скорость потока воды, QO представляет собой скорость потока нефти, QL представляет собой скорость потока, которую получают, добавляя воду и нефть вместе, ρW представляет собой плотность воды, ρO представляет собой плотность нефти и ρL представляет собой плотность, которую получают, добавляя воду и нефть вместе. Уравнение (1) можно преобразовать следующим образом: QO=QL×QW и, следовательно, QW×(ρW-ρO)=QL×(ρL-ρO). Обводненность α=QW/QL и, следовательно, обводненность нефти α=(ρL-ρO)/(ρW-ρO).

Скорость потока нефти QL и скорость потока воды QW можно получить, умножая на обводненность нефти α скорость потока жидкости QL в смешанном флюиде, описанном в связи со способом измерения газожидкостного двухфазного потока с использованием турбинного расходомера, следующим образом: QO=QL×(1-α), и QW=QL×α.

Как описано выше, в многофазном расходомере согласно настоящему изобретению высокоточное измерение плотности осуществляют блоком 2 измерения плотности смешанной жидкости и, следовательно, можно, в конечном счете, с высокой точностью рассчитать скорость потока нефти QO и скорость потока воды QW.

Дополнительно описан блок 2 измерения плотности смешанной жидкости многофазного расходомера 1 согласно настоящему изобретению. Чтобы извлечь часть трехфазного потока из трубопровода (магистральной трубы) 23, другими словами, чтобы извлечь газ-жидкость, используют пару соединительных труб 13 (трубы 13a и 13b извлечения газа-жидкости или трубы выгрузки газа-жидкости), присоединенных в виде обводной линии к расположенным выше по потоку и ниже по потоку сторонам сопла 12, установленного в трубопроводе (магистральной трубе) 23, и резервуар 14 извлечения газа-жидкости. Когда шлаковый поток или аналогичные потоки текут через трубопровод (магистральную трубу) 23, разность давлений между входной и выходной сторонами сопла 12 периодически изменяется. При этом извлечение газа-жидкости и выгрузку в основном газа (выгрузка в трубопровод (магистральную трубу) 23) одновременно осуществляют в паре соединительных труб 13 (трубы 13a и 13b извлечения газа-жидкости или трубы выгрузки газа-жидкости) и в резервуаре 14 извлечения газа-жидкости. Внутри резервуара 14 извлечения газа-жидкости газ-жидкость принудительно встряхивают горизонтально, вертикально и т.д. для перемешивания, и газ, увлекающий за собой жидкость, выгружают. В результате, газ-жидкость с высокой долей жидкой фазы остается в резервуаре 14 извлечения газа-жидкости. Затем, газ удаляют из смеси газа-жидкости с высокой долей жидкой фазы, чтобы извлечь смешанную жидкость, которую накапливают в резервуаре 17 для хранения жидкости. Смешанная жидкость течет из резервуара 17 для хранения жидкости в количестве, требующемся в расходомере Кориолиса 38, и плотность смешанной жидкости делают однородной в гомогенизаторе 37, в результате чего в расходомере Кориолиса 38 осуществляют высокоточные измерения плотности.

Ниже описаны результаты тестов со ссылкой на фиг.6 и 7. Характеристики теста были следующими: диаметр трубопровода (магистральной трубы), включающего турбинный расходомер 8, составлял 50 мм. Скорость потока QL нефти/воды составляла от 4 до 15 м³/ч, доля газовых пустот β составляла от 0 до 85%, и обводненность α составляла от 5 до 30% (м³ обозначает кубический метр). На фиг.6 показана диаграмма, иллюстрирующая результаты измерения плотности нефти/воды в паре нефти/воды, полученные расходомером Кориолиса. На диаграмме ±3 кг/м³ соответствует точности измерения плотности ±0,3% или более. Обычно, в традиционной системе измерения скорости многофазного потока требуется точность измерения плотности, равная ±0,5% или более, что означает, что в настоящем изобретении получен удовлетворительный результат. На фиг.7 показана диаграмма результатов измерения обводненности (вода/нефть) в паре нефти/воды, полученные расходомером Кориолиса 38. Как показано, относительно обводненности α получали удовлетворительную точность измерений, равную ±2,5%.

Как известно, при измерении плотности для вычисления обводненности α, ошибка в измерении плотности увеличивается. Предположив, что плотность смешанной жидкости представляет собой ρL, плотность нефти представляет собой ρO, плотность воды представляет собой ρW, ошибка измерения плотности представляет собой YρL и ошибка в обводненности воды представляет собой Yα, α=(ρL-ρO)/(ρW-ρO) и, следовательно, Yα=1/(ρW-ρO)×YρL. То есть Yα увеличивает YρL в 1/(ρW-ρO) раз. Например, плотность воды ρW=1 г/см³ и плотность нефти ρO=0,85 г/см³, Yα=1/(ρW-ρO)×YρL=1/(1-0,85)×YρL≈7×YρL, что означает увеличение в семь раз. Таким образом, в данном случае, даже если измерение плотности составляет 0,5%, расчет обводненности дает 3,5%. В настоящем изобретении точность измерения плотности составляет ±0,3% или более, тогда как точность измерения, достигаемая в примере, составляет ±2,5%. Это показывает увеличение почти в семь раз и согласуется с теорией.

Как описано выше со ссылкой на фиг.1-7, достигается эффект, состоящий в том, что согласно настоящему изобретению предложен многофазный расходомер 1, способный измерять скорость потока с высокой точностью.

Далее описан другой вариант осуществления настоящего изобретения со ссылками на фиг.8-10. На фиг.8 показана схема многофазного расходомера согласно другому варианту осуществления настоящего изобретения. На фиг.9 показана схема части измерения плотности смешанной жидкости, а на фиг.10 показан вид, иллюстрирующий условия в резервуаре извлечения газа-жидкости. Компоненты, которые в сущности такие же, как компоненты вышеописанного варианта осуществления, обозначаются такими же номерами, и их описание опущено.

На фиг.8 многофазный расходомер 1′, согласно другому варианту осуществления настоящего изобретения, содержит блок 2′ измерения плотности смешанной жидкости, блок 3 измерения скорости газожидкостного двухфазного потока и блок 4 вычисления скорости потока каждой фазы. Блок 2′ измерения плотности смешанной жидкости снабжен блоком 5′ извлечения смешанной жидкости и блоком 6 измерения плотности. Блок 5′ извлечения смешанной жидкости имеет сопло 12, пару соединительных труб 13 (трубы извлечения газа-жидкости или трубы выгрузки газа-жидкости 13a и 13b), резервуар 14 извлечения газа-жидкости, трубу 15 выгрузки газа-жидкости, трубу 16 выгрузки газа, резервуар 17 для хранения жидкости, вентиль 19 регулирования скорости потока жидкости и пару соединительных труб 51.

Блок 5′ извлечения смешанной жидкости отличается от блока 5 извлечения смешанной жидкости только способом, которым резервуар 14 извлечения газа-жидкости и резервуар 17 для хранения жидкости соединены друг с другом. То есть резервуар 14 извлечения газа-жидкости и резервуар 17 для хранения жидкости соединены друг с другом парой соединительных 51 труб вместо трубы 28 извлечения смешанной жидкости, соединительной трубы 30 и вентиля 18 регулирования скорости потока жидкости на фиг.2 и 3. В блоке 5′ извлечения смешанной жидкости извлечение газа-жидкости и выгрузка в основном газа, захватывающего жидкость, получаемые в паре соединительных труб 13 (трубы извлечения газа-жидкости и трубы выгрузки газа-жидкости 13a и 13b) и резервуаре 14 извлечения газа-жидкости, должны осуществляться в ряд стадий. В блоке 5′ извлечения смешанной жидкости пара соединительных труб и резервуар конструируют в ряд стадий (на чертеже часть, соответствующая паре соединительных труб 51 и резервуару 17 для хранения жидкости, составляет вторую стадию; количество стадий может равняться трем или более), посредством чего можно направлять смешанную жидкость, для которой добились отделения небольших пузырьков, в блок 6 измерения плотности (основная операция и достигаемый эффект являются такими же, как в вышеуказанном варианте осуществления изобретения, следовательно, ее описание пропускается).

Кроме этого, само собой разумеется, что настоящее изобретение дает возможность различных модификаций без отклонения от сущности изобретения.

Например, блок 2 измерения плотности смешанной жидкости (блок 2′ измерения плотности смешанной жидкости) можно разместить на расположенной ниже по потоку стороне блока 3 измерения скорости газожидкостного двухфазного потока.

Claims

1. Многофазный расходомер, содержащий
блок измерения скорости газожидкостного двухфазного потока, предназначенный для измерения скорости потока каждой фазы газожидкостного двухфазного потока в трехкомпонентном потоке, состоящем из газа и двух видов жидкости,
блок измерения плотности смешанной жидкости, предназначенный для измерения плотности смешанной жидкости в качестве жидкой фазы газожидкостного двухфазного потока, и
блок вычисления скорости потока каждой фазы, который получает соотношение концентраций компонентов смешанной жидкости из плотности смеси и рассчитывает каждую скорость потока смешанной жидкости из соотношения концентраций компонентов смеси и скорости потока смешанной жидкости,
при этом блок измерения плотности смешанной жидкости содержит блок извлечения смешанной жидкости и блок измерения плотности, соединенный с блоком извлечения смешанной жидкости,
причем блок извлечения смешанной жидкости содержит генератор разности давлений, установленный в трубопроводе, через который проходит трехкомпонентный поток, пару соединительных труб, соединенных с расположенными выше по потоку и ниже по потоку сторонами генератора разности давлений, резервуар для извлечения газа-жидкости, который служит в качестве места, соединенного с парой соединительных труб, и предназначен для приема части трехкомпонентного потока, и который служит в качестве места, использующего изменение давления между входной и выходной сторонами генератора разности давлений для принудительного перемешивания части трехкомпонентного потока, трубу выгрузки газа-жидкости, присоединенную к резервуару извлечения газа-жидкости и предназначенную для выгрузки газа, содержащего жидкую фазу, резервуар для хранения жидкости, соединенный с резервуаром для извлечения газа-жидкости и предназначенный для приема, по меньшей мере, смешанной жидкости для измерения плотности, требующегося в блоке измерения плотности, и для ее хранения, и вентиль регулирования скорости потока жидкости, установленный, по меньшей мере, на расположенной ниже по потоку стороне резервуара для хранения жидкости,
при этом блок измерения плотности содержит основное тело блока измерения плотности, предназначенное для измерений плотности, используя смешанную жидкость для измерения плотности, и возвратную трубу газа-жидкости, присоединенную к основному телу блока измерения плотности и трубопроводу.

2. Многофазный расходомер по п.1, отличающийся тем, что газожидкостный двухфазный поток представляет собой шлаковый поток, поток с пузырьками или линейный поток.

3. Многофазный расходомер по п.1 или 2, отличающийся тем, что блок измерения плотности смешанной жидкости или блок измерения плотности смешанной жидкости и блок измерения скорости газожидкостного двухфазного потока являются отделяемыми относительно трубопровода.