RU2439502C2 - System for flow measurement and method of measuring three-phase flow parameters - Google Patents
System for flow measurement and method of measuring three-phase flow parameters Download PDFInfo
- Publication number
- RU2439502C2 RU2439502C2 RU2010107225/28A RU2010107225A RU2439502C2 RU 2439502 C2 RU2439502 C2 RU 2439502C2 RU 2010107225/28 A RU2010107225/28 A RU 2010107225/28A RU 2010107225 A RU2010107225 A RU 2010107225A RU 2439502 C2 RU2439502 C2 RU 2439502C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- frequency
- response signal
- flow
- vibrational response
- meter
- Prior art date
Links
Images
Abstract
Description
Предпосылки создания изобретенияBACKGROUND OF THE INVENTION
1. Область, к которой относится изобретение 1 . FIELD OF THE INVENTION
Настоящее изобретение относится к системе измерителя потока и способу, и в особенности, к системе измерителя потока и способу измерения параметров трехфазного потока.The present invention relates to a flow meter system and a method, and in particular, to a flow meter system and a method for measuring three-phase flow parameters.
2. Постановка задачи 2. Statement of the problem
Измерители потока используются для того, чтобы измерять скорость потока, плотность и другие параметры текущих материалов. Протекающие материалы могут содержать жидкости, газы, совмещенные жидкости и газы, твердые частицы, суспендированные в жидкостях, жидкости, содержащие газы, и суспендированные твердые частицы, и т.д.Flow meters are used to measure flow rate, density and other parameters of current materials. Flowing materials may contain liquids, gases, combined liquids and gases, solid particles suspended in liquids, liquids containing gases, and suspended solid particles, etc.
Вибрационные датчики трубопровода, такие как массовые расходомеры Coriolis и вибрационные ареометры, обычно работают, обнаруживая движение вибрирующего трубопровода, который содержит протекающий материал. Свойства, связанные с материалом в трубопроводе, такие как массовый поток, плотность и т.п., могут быть определены с помощью обработки сигналов измерения, полученных от датчиков движения, связанных с трубопроводом. Формы вибрации вибрационной системы заполнения материалом вообще подвергаются воздействию общей массы, жесткостью и характеристиками демпфирования содержания трубопровода и материала, содержавшего в нем.Pipeline vibration sensors, such as Coriolis mass flow meters and vibratory hydrometers, typically work by detecting movement of a vibrating pipe that contains leaking material. Properties associated with the material in the pipeline, such as mass flow, density, etc., can be determined by processing measurement signals received from motion sensors associated with the pipeline. The vibration forms of the vibratory material filling system are generally affected by the total mass, stiffness and damping characteristics of the contents of the pipeline and the material contained in it.
Типичный массовый измеритель потока Coriolis включает в себя один или более трубопроводов, которые соединены линейно в трубопроводе или другой транспортной системе, и передают материал, например жидкости, жидкие растворы и т.п., в системе. Каждый трубопровод может быть рассмотрен как имеющий ряд естественных способов вибраций, включая, например, простой изгиб, скручивающиеся, радиальные и соединенные формы. В обычном применении измерителя массового потока Coriolis трубопровод возбужден в одном или более видах вибраций, поскольку материал течет через трубопровод, и движение трубопровода измеряется в точках, расположенных вдоль трубопровода. Возбуждение обычно обеспечивается механизмом автоматического управления клапанами, например электромеханическим устройством, таким как звуковой кольцевидный патрубок затвора, который возбуждает трубопровод периодическим способом. Скорость потока может быть определена путем измерения временной задержки или разности фаз между движениями в местоположениях датчика. Плотность материала потока может быть определена исходя из частоты вибрационного ответного сигнала измерителя потока. Два таких датчика (или тензочувствительные датчики) обычно используются для того, чтобы измерять вибрационный ответный сигнал трубопровода потока или трубопроводов, и обычно располагаются в положениях до и после механизма автоматического управления клапанами. Два тензочувствительных датчика связаны с электронной измерительной аппаратурой с помощью кабеля, такого как две независимые пары проводов. Измерительная аппаратура принимает сигналы от двух тензочувствительных датчиков и обрабатывает сигналы, чтобы извлекать измерения потока.A typical Coriolis mass flow meter includes one or more pipelines that are connected linearly in a piping or other transport system and transfer material, such as liquids, liquid solutions, and the like, in the system. Each pipeline can be considered as having a number of natural vibration modes, including, for example, simple bending, twisting, radial, and connected shapes. In a typical Coriolis mass flow meter application, the pipeline is excited in one or more kinds of vibrations as the material flows through the pipeline and the movement of the pipeline is measured at points along the pipeline. The excitation is usually provided by an automatic valve control mechanism, for example an electromechanical device, such as a sound ring-shaped shutter pipe, which excites the pipeline in a batch manner. The flow rate can be determined by measuring the time delay or the phase difference between movements at the sensor locations. The density of the flow material can be determined based on the frequency of the vibrational response signal of the flow meter. Two such sensors (or strain gauges) are typically used to measure the vibrational response of a flow pipe or pipelines, and are usually located in the positions before and after the automatic valve control mechanism. Two strain gauges are connected to electronic measuring equipment via a cable, such as two independent pairs of wires. The measuring equipment receives signals from two strain gauge sensors and processes the signals to extract flow measurements.
Используя недавние успехи в обработке сигнала и устройстве измерителя и принимая во внимание гидрогазодинамику, включающую в себя смешивание, размер газового пузыря, и т.д., низкая частота вибраций измерителя потока может использоваться для того, чтобы точно измерить плотность смеси и поток массы смеси многофазного жидкого потока. Хотя это является большим успехом, много пользователей измерителя потока захотят знать только плотность жидкости. Главное применение только плотности жидкости находится в измерении поступающих нефти и газа, и для трехфазного нефтепромыслового измерения потока, и для измерения только жидкостной обработки цемента. Вибрационный измеритель потока, способный измерять только плотность жидкости, избавил бы от необходимости измерять измерителем газовой составляющей объема газовую составляющую объема многофазного потока. Это устранило бы дополнительную стоимость и сложность.Using recent advances in signal processing and meter design, and taking into account fluid dynamics including mixing, gas bubble size, etc., the low vibration frequency of the flow meter can be used to accurately measure the density of the mixture and the mass flow of the multiphase mixture fluid flow. Although this is a great success, many flow meter users will want to know only the density of the liquid. The main application of only the density of the liquid is in the measurement of incoming oil and gas, and for a three-phase oilfield measurement of flow, and for measuring only liquid processing of cement. A vibratory flow meter capable of measuring only the density of the liquid would eliminate the need to measure the gas component of the volume of the multiphase flow meter with a gas component of the volume. This would eliminate the extra cost and complexity.
В первичной нефтегазовой промышленности нефтяные скважины обычно вырабатывают воду, нефть и природный газ. Сепаратор используется для того, чтобы разделять эти компоненты на газовую ветвь и жидкую ветвь. Тогда измеряется плотность жидкой ветви и используется для вычисления нефтяной составляющей и водной составляющей, которые составляют жидкий поток. Это измерение является просто измерением концентрации, основанным на взвешенной плотности, и называется расчетом нефти нетто. Например, если у нефти плотность 0,8 г/см3, и у воды плотность 1,0 г/см3, взвешенная плотность смеси 0,9 подразумевает 50% воды и 50% нефти по объему. Точно так же взвешенная плотность 0,95 подразумевает 75% воды и 25% нефти по объему.In the primary oil and gas industry, oil wells typically produce water, oil, and natural gas. A separator is used to separate these components into a gas branch and a liquid branch. Then the density of the liquid branch is measured and used to calculate the oil component and the water component that make up the liquid stream. This measurement is simply a concentration measurement based on weighted density and is called net oil calculation. For example, if oil has a density of 0.8 g / cm 3 and water has a density of 1.0 g / cm 3 , a weighted mixture density of 0.9 implies 50% water and 50% oil by volume. Similarly, a weighted density of 0.95 implies 75% water and 25% oil by volume.
Там, где присутствуют только две жидких фазы и где известны основы оптической плотности нефти и воды, определения двух компонентов фазы относительно легки: с двумя уравнениями и двумя неизвестными. Основные уравнения составляют:Where only two liquid phases are present and where the basics of the optical density of oil and water are known, the definitions of the two phase components are relatively easy: with two equations and two unknowns. The basic equations are:
где член уравнения (Φ) содержит объемные составляющие фазы и член уравнения (ρ) содержит плотность. Это может быть написано в матричной форме как:where the term in equation (Φ) contains the volume components of the phase and the term in equation (ρ) contains the density. It can be written in matrix form as:
Вводя плотность воды и нефти и измеряя плотность смеси с помощью вибрационного измерителя потока, стандартный процесс расчета нефти нетто вычисляет объемные фазовые составляющие с обратной матрицей, включая:By introducing the density of water and oil and measuring the density of the mixture using a vibratory flow meter, the standard net oil calculation process calculates the inverse matrix volumetric phase components, including:
Как только две фазовые составляющие станут известны, они могут быть умножены на объемную скорость потока, чтобы определять объем воды и объем нефти, которые выработаны. Кроме того, удельный массовый расход может быть вычислен путем умножения объемной скорости потока на плотность компонентов.Once the two phase components become known, they can be multiplied by the volumetric flow rate to determine the volume of water and the volume of oil that is produced. In addition, the specific mass flow rate can be calculated by multiplying the volumetric flow rate by the density of the components.
В некоторых случаях, жидкий поток будет все еще нести немного газа, несмотря на процесс разделения. Это произойдет, если возникнет снижение давления поперек створа или устройства измерения потока. В результате немного увлеченного газа выбьется из нефтяной смеси. Вброс газа также произойдет, когда сепаратор не будет работать в совершенстве из-за увеличенной вязкости нефти, вызванного притока или перемежающегося потока через резервуар. В этих случаях газ, присутствующий в жидком потоке, приводит к очень большим погрешностям в фактически произведенной воде и нефти. Например, если резервуар вырабатывает только воду и природный газ, и продукция жидкой ветви сепаратора содержит 95% воды и 5% газа, указанная плотность смеси - 0,95 г/см3 (предполагая, что плотность газа - ноль), и вычисление нефти нетто предполагает, что жидкий поток снова состоит на 75% из воды и 25% из нефти. В действительности, этот резервуар не вырабатывает нефть, и погрешность в производстве нефти является бесконечной.In some cases, the liquid stream will still carry some gas despite the separation process. This will happen if a pressure drop occurs across the gauge or flow measuring device. As a result, a bit of entrained gas will break out of the oil mixture. Gas injection will also occur when the separator does not operate perfectly due to the increased viscosity of the oil, caused by the influx or intermittent flow through the tank. In these cases, the gas present in the liquid stream leads to very large errors in the actually produced water and oil. For example, if the tank produces only water and natural gas, and the products of the liquid branch of the separator contain 95% water and 5% gas, the indicated mixture density is 0.95 g / cm 3 (assuming that the gas density is zero) and the net oil calculation assumes that the liquid stream again consists of 75% of water and 25% of oil. In fact, this reservoir does not produce oil, and the error in oil production is infinite.
Обычным решением является добавление измерителя газового паросодержания (GVF). Газовая составляющая может быть определена количественно измерителем GVF, и газовая часть измерения плотности жидкости может быть удалена. Это устранит большие погрешности увлеченного газа в вычислительном расчете нефти нетто.A common solution is to add a gas vapor meter (GVF). The gas component can be quantified by the GVF meter, and the gas portion of the liquid density measurement can be removed. This will eliminate the large errors of entrained gas in the computational calculation of net oil.
Когда присутствуют три фазы, есть три неизвестные (составляющие фазы нефти, воды и природного газа), и требуется другое уравнение, чтобы решить проблему. Как описано выше, в прошлом это третье уравнение вывелось из пробы содержания воды или измерителя газового паросодержания. Тем не менее, желательно, чтобы это измерение было сделано с помощью одного измерителя Coriolis.When three phases are present, there are three unknowns (the constituent phases of oil, water, and natural gas), and another equation is needed to solve the problem. As described above, in the past this third equation was deduced from a sample of water content or a gas vapor meter. However, it is desirable that this measurement be done with a single Coriolis meter.
В уровне техники остается потребность в вибрационном измерителе потока и способе, который может измерять параметры трехфазного потока.In the prior art there remains a need for a vibratory flow meter and a method that can measure the parameters of a three-phase flow.
Краткое описание решенияSolution Brief
Вибрационный измеритель потока для измерения параметров трехфазного потока обеспечен в соответствии с вариантом осуществления изобретения. Вибрационный измеритель потока включает в себя компоновочный узел измерителя, включающий в себя тензочувствительные датчики и измерительную электронику, соединенную с тензочувствительными датчиками. Измерительная электроника настроена на то, чтобы принимать вибрационный ответный сигнал от тензочувствительных датчиков, производить первое измерение плотности трехфазного потока, используя первый компонент частоты вибрационного ответного сигнала, и вырабатывать, по меньшей мере, второе измерение плотности трехфазного потока, используя, по меньшей мере, второй компонент частоты вибрационного ответного сигнала. По меньшей мере, второй компонент частоты содержит частоту, отличную от частоты первого компонента. Измерительная электроника в дальнейшем настроена так, чтобы определять один или более параметров потока от первого измерения плотности и, по меньшей мере, второго измерения плотности.A vibratory flow meter for measuring three-phase flow parameters is provided in accordance with an embodiment of the invention. The vibratory flow meter includes a meter assembly including strain gauge sensors and measuring electronics coupled to strain gauge sensors. The measuring electronics is configured to receive a vibrational response from strain sensors, make a first measurement of the density of the three-phase flow using the first component of the frequency of the vibrational response, and produce at least a second measurement of the density of the three-phase flow using at least a second component of the frequency of the vibrational response signal. At least the second frequency component contains a frequency different from the frequency of the first component. The measurement electronics are further configured to determine one or more flow parameters from the first density measurement and at least the second density measurement.
Система вибрационного измерителя потока для измерения параметров трехфазного потока обеспечена в соответствии с вариантом осуществления изобретения. Система вибрационного измерителя потока содержит первый вибрационный измеритель потока, по меньшей мере, второй вибрационный измеритель потока и систему обработки, соединенную с первым вибрационным измерителем потока и с, по меньшей мере, вторым вибрационным измерителем потока. Система обработки настроена так, чтобы принимать первый вибрационный ответный сигнал от первого вибрационного измерителя потока и принимать, по меньшей мере, второй вибрационный ответный сигнал от, по меньшей мере, второго вибрационного измерителя потока. По меньшей мере, второй вибрационный ответный сигнал содержит частоту, отличную от первого вибрационного ответного сигнала. Система обработки в дальнейшем настроена так, чтобы производить первое измерение плотности трехфазного потока первого вибрационного ответного сигнала первого вибрационного измерителя потока и производить, по меньшей мере, второе измерение плотности трехфазного потока, по меньшей мере, второго ответного сигнала частоты вибрации, по меньшей мере, второго вибрационного измерителя потока. Система обработки в дальнейшем настроена так, чтобы определять один или более параметров потока от первого измерения плотности и, по меньшей мере, второго измерения плотности.A vibratory flow meter system for measuring three-phase flow parameters is provided in accordance with an embodiment of the invention. The vibratory flow meter system comprises a first vibratory flow meter, at least a second vibratory flow meter and a processing system coupled to the first vibratory flow meter and at least a second vibratory flow meter. The processing system is configured to receive a first vibrational response signal from a first vibrational flow meter and receive at least a second vibrational response signal from at least a second vibrational flow meter. At least the second vibrational response signal contains a frequency different from the first vibrational response signal. The processing system is further configured to perform a first measurement of the density of the three-phase flow of the first vibrational response signal of the first vibrational flow meter and to carry out at least a second density measurement of the three-phase flow of at least the second response signal of the vibration frequency of at least the second vibratory flow meter. The processing system is further configured to determine one or more flow parameters from the first density measurement and at least the second density measurement.
Согласно изобретению, обеспечен способ для измерения параметров трехфазного потока. Способ содержит прием вибрационного ответного сигнала от вибрационного измерителя потока, выполнение первого измерения плотности трехфазного потока, используя первый компонент частоты вибрационного ответного сигнала и выполняя, по меньшей мере, второе измерение плотности трехфазного потока, используя, по меньшей мере, второй компонент частоты вибрационного ответного сигнала. По меньшей мере, второй компонент частоты содержит частоту, отличную от первого компонента частоты. Способ в дальнейшем содержит определение одного или более параметров потока от первого измерения плотности и, по меньшей мере, второго измерения плотности.According to the invention, a method is provided for measuring three-phase flow parameters. The method comprises receiving a vibrational response signal from a vibrational flow meter, performing a first three-phase flow density measurement using the first frequency component of the vibrational response signal and performing at least a second three-phase flow density measurement using at least a second frequency component of the vibrational response . At least the second frequency component contains a frequency different from the first frequency component. The method further comprises determining one or more flow parameters from a first density measurement and at least a second density measurement.
Согласно изобретению, обеспечен способ для измерения параметров трехфазного потока. Способ содержит прием первого вибрационного ответного сигнала и, по меньшей мере, второго вибрационного ответного сигнала, выполнение первого измерения плотности трехфазного потока из первого вибрационного ответного сигнала и выполнение, по меньшей мере, второго измерения плотности трехфазного потока из, по меньшей мере, второго ответного сигнала частоты вибрации. По меньшей мере, второй вибрационный ответный сигнал содержит частоту, отличную от частоты первого ответного вибрационного сигнала. Способ в дальнейшем содержит определение одного или более параметров потока от первого измерения плотности и, по меньшей мере, второго измерения плотности.According to the invention, a method is provided for measuring three-phase flow parameters. The method comprises receiving a first vibrational response signal and at least a second vibrational response signal, performing a first measurement of a three-phase flow density from a first vibrational response signal and performing at least a second measurement of a three-phase flow density from at least a second response signal vibration frequencies. At least the second vibrational response signal contains a frequency different from the frequency of the first vibrational response signal. The method further comprises determining one or more flow parameters from a first density measurement and at least a second density measurement.
Аспекты изобретенияAspects of the Invention
В одном аспекте вибрационного измерителя потока измерительная электроника в дальнейшем настроена так, чтобы принимать предварительно определенные плотности компонентов для каждого из трех компонентов трехфазного потока.In one aspect of the vibratory flow meter, the measurement electronics are further tuned to receive predetermined component densities for each of the three components of the three-phase flow.
В другом аспекте вибрационного измерителя потока измерительная электроника в дальнейшем настроена так, чтобы принимать предварительно определенную скорость звуковых величин для каждого из трех компонентов трехфазного потока.In another aspect of the vibratory flow meter, the measurement electronics are further tuned to receive a predetermined speed of sound quantities for each of the three components of the three-phase flow.
В еще одном аспекте вибрационного измерителя потока определение одного или более параметра потока в дальнейшем содержит определение составляющих фаз для каждого из трех компонентов трехфазного потока.In yet another aspect of the vibratory flow meter, determining one or more flow parameters further comprises determining phase constituents for each of the three components of the three-phase flow.
В еще одном аспекте вибрационного измерителя потока определение одного или более параметра потока в дальнейшем содержит определение газового паросодержания (GVF) трехфазного потока.In yet another aspect of a vibratory flow meter, determining one or more flow parameters further comprises determining a gas vapor content (GVF) of a three-phase flow.
В еще одном аспекте вибрационного измерителя потока определение одного или более параметра потока в дальнейшем содержит определение обводненности в трехфазном потоке.In yet another aspect of a vibratory flow meter, determining one or more flow parameters further comprises determining a water cut in a three-phase stream.
В еще одном аспекте вибрационного измерителя потока, по меньшей мере, второй компонент частоты по существу накладывается на первый компонент частоты.In yet another aspect of the vibratory flow meter, at least the second frequency component is substantially superimposed on the first frequency component.
В еще одном аспекте вибрационного измерителя потока первый компонент частоты и, по меньшей мере, второй компонент частоты возникают в существенно различающиеся периоды времени в вибрационном ответном сигнале.In yet another aspect of the vibratory flow meter, the first frequency component and at least the second frequency component occur at significantly different time periods in the vibrational response signal.
В еще одном аспекте вибрационного измерителя потока измерительная электроника дополнительно настроена так, чтобы вызвать вибрацию компоновочного узла измерителя при первой частоте, получить вибрационный ответ от тензочувствительных датчиков и отделить вибрационный ответ в первый компонент частоты и по меньшей мере второй компонент частоты.In yet another aspect of the vibratory flow meter, the measurement electronics is further configured to cause the meter assembly to vibrate at the first frequency, obtain a vibration response from the strain sensors, and separate the vibration response into the first frequency component and at least the second frequency component.
В еще одном аспекте вибрационного измерителя потока измерительная электроника в дальнейшем настроена так, чтобы вызвать вибрацию компоновочного узла измерителя при первой частоте, принимать вибрационный ответный сигнал от тензочувствительных датчиков и разделять вибрационный тветный сигнал на первый компонент частоты и, по меньшей мере, второй компонент частоты, где первый компонент частоты и, по меньшей мере, второй компонент частоты сгенерированы вибрациями при первой частоте.In yet another aspect of the vibratory flow meter, the measurement electronics are further configured to cause the meter assembly to vibrate at the first frequency, receive a vibrational response from strain sensors, and divide the vibratory feedback signal into a first frequency component and at least a second frequency component, where the first frequency component and at least the second frequency component are generated by vibrations at the first frequency.
В еще одном аспекте вибрационного измерителя потока прием вибрационного ответного сигнала в дальнейшем содержит разделение вибрационного ответного сигнала на первый компонент частоты и, по меньшей мере, второй компонент частоты.In yet another aspect of the vibrational flow meter, receiving the vibrational response further comprises dividing the vibrational response into a first frequency component and at least a second frequency component.
В еще одном аспекте вибрационного измерителя потока прием вибрационного ответного сигнала в дальнейшем содержит фильтрацию вибрационного ответного сигнала на первый компонент частоты и, по меньшей мере, второй компонент частоты.In yet another aspect of the vibratory flow meter, receiving the vibratory response signal further comprises filtering the vibratory response signal to the first frequency component and at least the second frequency component.
В одном аспекте системы вибрационного измерителя потока система обработки в дальнейшем настроена так, чтобы принимать предварительно определенные плотности компонентов для каждого из трех компонентов трехфазного потока.In one aspect of the vibratory flow meter system, the processing system is further configured to receive predetermined component densities for each of the three components of the three-phase flow.
В другом аспекте системы вибрационного измерителя потока система обработки в дальнейшем настроена так, чтобы принимать предварительно определенную скорость звуковых величин для каждого из трех компонентов трехфазного потока.In another aspect of the vibratory flow meter system, the processing system is further configured to receive a predetermined speed of sound quantities for each of the three components of the three-phase flow.
В еще одном аспекте системы вибрационного измерителя потока определение одного или более параметра потока в дальнейшем содержит определение составляющих фаз для каждого из трех компонентов трехфазного потока.In yet another aspect of a vibratory flow meter system, determining one or more flow parameters further comprises determining phase constituents for each of the three components of the three-phase flow.
В еще одном аспекте системы вибрационного измерителя потока определение одного или более параметра потока в дальнейшем содержит определение газового паросодержания (GVF) трехфазного потока.In yet another aspect of a vibratory flow meter system, determining one or more flow parameters further comprises determining a gas vapor content (GVF) of a three-phase flow.
В еще одном аспекте системы вибрационного измерителя потока определение одного или более параметра потока в дальнейшем содержит определение оводненности воды в трехфазном потоке.In yet another aspect of a vibratory flow meter system, determining one or more flow parameters further comprises determining water hydration in a three-phase flow.
В еще одном аспекте системы вибрационного измерителя потока первый вибрационный измеритель потока вибрирует при первой частоте, чтобы производить первый вибрационный ответный сигнал, и, по меньшей мере, второй вибрационный измеритель потока вибрирует во, по меньшей мере, второй частоте, чтобы вырабатывать, по меньшей мере, второй вибрационный ответный сигнал.In yet another aspect of the vibratory flow meter system, a first vibrational flow meter vibrates at a first frequency to produce a first vibrational response signal, and at least a second vibrational flow meter vibrates at at least a second frequency to produce at least second vibrational response.
В одном аспекте способ в дальнейшем содержит предварительную стадию получения предварительно определенных плотностей компонентов для каждого из трех компонентов трехфазного потока.In one aspect, the method further comprises a preliminary step of obtaining predetermined component densities for each of the three components of the three-phase flow.
В другом аспекте способа способ в дальнейшем содержит предварительную стадию получения предварительно определенной скорости звуковых величин для каждого из трех компонентов трехфазного потока.In another aspect of the method, the method further comprises a preliminary step of obtaining a predetermined speed of sound quantities for each of the three components of the three-phase stream.
В еще одном аспекте способа определение одного или более параметра потока в дальнейшем содержит определение составляющих фаз для каждого из трех компонентов трехфазного потока.In yet another aspect of the method, determining one or more flow parameters further comprises determining the constituent phases for each of the three components of the three-phase flow.
В еще одном аспекте способа определение одного или более параметра потока в дальнейшем содержит определение газового паросодержания (GVF) трехфазного потока.In yet another aspect of the method, determining one or more flow parameters further comprises determining a gas vapor content (GVF) of a three-phase stream.
В еще одном аспекте способа определение одного или более параметра потока в дальнейшем содержит определение обводненности в трехфазном потоке.In yet another aspect of the method, determining one or more flow parameters further comprises determining a water cut in a three-phase stream.
В еще одном аспекте способа, по меньшей мере, второй компонент частоты существенным образом накладывается на первый компонент частоты.In another aspect of the method, at least the second frequency component is substantially superimposed on the first frequency component.
В еще одном аспекте способа первый компонент частоты и, по меньшей мере, второй компонент частоты возникают в существенно различающиеся периоды времени в вибрационном ответном сигнале.In yet another aspect of the method, the first frequency component and at least the second frequency component occur at significantly different time periods in the vibrational response signal.
В еще одном аспекте способа прием вибрационного ответного сигнала в дальнейшем содержит вибрацию компоновочного узла измерителя вибрационного измерителя потока при первой частоте и в дальнейшем - вибрацию компоновочного узла измерителя при, по меньшей мере, второй частоте, с, по меньшей мере, второй частотой, являющейся отличной частотой от первой частоты, прием вибрационного ответного сигнала от тензочувствительных датчиков компоновочного узла измерителя и разделение вибрационного выходного сигнала на первый компонент частоты и, по меньшей мере, второй компонент частоты.In yet another aspect of the method, receiving a vibrational response signal further comprises vibration of the meter assembly of the vibratory flow meter at a first frequency, and further, vibration of the meter assembly at at least a second frequency, with at least a second frequency that is excellent frequency from the first frequency, receiving a vibrational response signal from the strain sensors of the meter assembly and dividing the vibration output signal into the first frequency component and, according to at least a second frequency component.
В еще одном аспекте способа прием вибрационного ответного сигнала в дальнейшем содержит вибрацию компоновочного узла измерителя вибрационного измерителя потока при первой частоте, прием вибрационного выходного сигнала от тензочувствительных датчиков компоновочного узла измерителя и разделение вибрационного выходного сигнала на первый компонент частоты и, по меньшей мере, второй компонент частоты, где первый компонент частоты и, по меньшей мере, второй компонент частоты сгенерированы вибрациями при первой частоте.In yet another aspect of the method, receiving a vibrational response signal further comprises vibrating the meter assembly of the vibration meter for flow at a first frequency, receiving a vibrational output from strain sensors of the meter assembly and dividing the vibration output into a first frequency component and at least a second component frequency, where the first frequency component and at least the second frequency component are generated by vibrations at the first frequency.
В еще одном аспекте способа прием вибрационного ответного сигнала в дальнейшем содержит разделение вибрационного ответного сигнала на первый компонент частоты и, по меньшей мере, второй компонент частоты. В еще одном аспекте способа прием вибрационного ответного сигнала в дальнейшем содержит фильтрацию вибрационного ответного сигнала на первый компонент частоты и, по меньшей мере, второй компонент частоты.In yet another aspect of the method, receiving a vibrational response signal further comprises dividing the vibrational response signal into a first frequency component and at least a second frequency component. In yet another aspect of the method, receiving a vibrational response signal further comprises filtering the vibrational response signal to the first frequency component and at least the second frequency component.
В еще одном аспекте способа прием вибрационного ответного сигнала в дальнейшем содержит прием первого вибрационного ответного сигнала от первого вибрационного измерителя потока и прием, по меньшей мере, второго вибрационного ответного сигнала от второго вибрационного ответного измерителя потока, с, по меньшей мере, вторым вибрационным ответным сигналом, имеющим частоту, отличную от первого вибрационного ответного сигнала.In yet another aspect of the method, receiving a vibrational response signal further comprises receiving a first vibrational response signal from a first vibrational flow meter and receiving at least a second vibrational response signal from a second vibrational flow meter with at least a second vibrational response signal having a frequency different from the first vibrational response signal.
В еще одном аспекте способа прием вибрационного ответного сигнала в дальнейшем содержит вибрацию первого вибрационного измерителя потока при первой частоте, чтобы производить первый вибрационный ответный сигнал, и вибрацию, по меньшей мере, второго вибрационного измерителя потока при, по меньшей мере, второй частоте, чтобы вырабатывать, по меньшей мере, второй вибрационный ответный сигнал, с, по меньшей мере, вторым вибрационным ответным сигналом, имеющим частоту, отличную от первого вибрационного ответного сигнала.In yet another aspect of the method, receiving a vibrational response signal further comprises vibration of a first vibrational flow meter at a first frequency to produce a first vibrational response signal, and vibration of at least a second vibrational flow meter at at least a second frequency to generate at least a second vibrational response signal, with at least a second vibrational response signal having a frequency different from the first vibrational response signal.
Описание чертежейDescription of drawings
ФИГ.1 показывает измеритель потока, содержащий компоновочный узел измерителя потока и измерительную электронику.FIG. 1 shows a flow meter comprising a flow meter assembly and meter electronics.
ФИГ.2 представляет собой блок-схему способа для измерения параметров трехфазного потока в соответствии с вариантом осуществления изобретения.FIG. 2 is a flow diagram of a method for measuring three-phase flow parameters in accordance with an embodiment of the invention.
ФИГ.3 показывает схему для генерации первой частоты и, по меньшей мере, второй частоты в соответствии с вариантом осуществления изобретения.FIG. 3 shows a circuit for generating a first frequency and at least a second frequency in accordance with an embodiment of the invention.
ФИГ.4 показывает детали части блоков преобразования Гильберта в соответствии с вариантом осуществления изобретения.FIG. 4 shows details of a portion of a Hilbert transform blocks in accordance with an embodiment of the invention.
ФИГ.5 представляет собой блок-схему блока анализа в соответствии с вариантом осуществления изобретения.5 is a block diagram of an analysis unit in accordance with an embodiment of the invention.
ФИГ.6 показывает схему для генерации первой частоты и, по меньшей мере, второй частоты в соответствии с вариантом осуществления изобретения.FIG. 6 shows a circuit for generating a first frequency and at least a second frequency in accordance with an embodiment of the invention.
ФИГ.7 показывает систему вибрационного измерителя потока для измерения параметров трехфазного потока в соответствии с вариантом осуществления изобретения.FIG. 7 shows a vibratory flow meter system for measuring three-phase flow parameters in accordance with an embodiment of the invention.
ФИГ.8 представляет собой блок-схему способа для измерения параметров трехфазного потока в соответствии с вариантом осуществления изобретения.FIG. 8 is a flowchart of a method for measuring three-phase flow parameters in accordance with an embodiment of the invention.
Детальное описание изобретенияDETAILED DESCRIPTION OF THE INVENTION
ФИГ.1-8 и следующее описание представляют определенные примеры для обучения специалистов, как выполнить и использовать лучшую форму изобретения. С целью обучения изобретательных принципов некоторые стандартные аспекты были упрощены или опущены. Специалисты оценят разновидности этих примеров, которые находятся в пределах области изобретения. Специалисты оценят, что параметры, описанные ниже, могут быть объединены различными способами формирования многочисленных разновидностей изобретения. В результате изобретение не ограничивается определенными примерами, описанными ниже, кроме формулы изобретения и ее эквивалентами.FIGS. 1-8 and the following description provide specific examples for training professionals how to implement and use the best form of the invention. In order to teach inventive principles, some standard aspects have been simplified or omitted. Those skilled in the art will appreciate the varieties of these examples that are within the scope of the invention. Those skilled in the art will appreciate that the parameters described below can be combined in various ways to form numerous varieties of the invention. As a result, the invention is not limited to the specific examples described below, except for the claims and their equivalents.
ФИГ.1 показывает измеритель потока 5, содержащий компоновочный узел измерителя потока 10 и измерительную электронику 20. Измерительная электроника 20 связана с компоновочным узлом измерителя 10 через выводы 100 и настроена так, чтобы обеспечить измерения одной или более плотностей, скорости потока, расхода объема, суммарного массового потока, температуры, и другой информации по каналу связи 26. Для специалистов должно быть очевидно, что настоящее изобретение может использоваться в любом типе измерителя потока Coriolis независимо от числа патрубков затвора, сенсорных датчиков, трубопроводов потока, или формы вибраций. Кроме того, следует понимать, что измеритель потока 5 может в качестве альтернативы содержать вибрационный ареометр.FIG. 1 shows a
Компоновочный узел измерителя потока 10 включает в себя пару кромок 101 и 101', коллекторы 102 и 102', патрубок 104, сенсорные датчики 105-105' и трубопроводы потока 103A и 103B. Патрубок 104 и сенсорные датчики 105 и 105' связаны с трубопроводами потока 103A и 103B.The assembly of the
Кромки 101 и 101' прикреплены на коллекторы 102 и 102'. Коллекторы 102 и 102' могут быть прикреплены к противоположным концам распорной втулки 106. Распорная втулка 106 поддерживает интервал между коллекторами 102 и 102', чтобы предотвратить нежелательные вибрации в трубопроводах потока 103A и 103B. Когда компоновочный узел измерителя потока 10 погружен в систему трубопровода (не показано), который несет измеряемый материал потока, материал потока входит в компоновочный узел измерителя потока 10 через кромку 101, проходит через входное отверстие коллектора 102, где общее количество материала потока проходит в трубопроводы потока 103A и 103B, течет через трубопроводы потока 103A и 103B и обратно в коллектор 102', в который выходит из компоновочого измерителя 10 через кромку 101'.
Трубопроводы потока 103A и 103B выбраны и соответственно установлены к входному отверстию, коллектору 102, и к выходу коллектора 102' так, чтобы иметь в целом такое же распределение масс, моменты инерции и гибкие модули относительно загнутых осей W--W и W'--W' соответственно. Трубопроводы потока 103A и 103B простираются извне от коллекторов 102 и 102' преимущественно параллельным способом.The pipelines of the
Трубопроводы потока 103A и 103B управляются патрубком 104 в противоположных направлениях относительно соответствующих загнутых осей W и W' и в том, что называется первой несовпадающей по фазе изгибной формой вибрации измерителя потока 5. Патрубок 104 может содержать одну из многих хорошо известных конструкций, таких как магнит, установленный на трубопровод потока 103A, и встречно-включенная обмотка, установленная к трубопроводу 103B. Переменный ток передается через встречно-включенную обмотку, чтобы заставить оба трубопровода вибрировать. Подходящий сигнал управления применен электроникой измерения 20 на патрубке затвора 104 через вывод 110. Измерительная электроника 20 может генерировать сигнал управления при предварительно определенной частоте. Измерительная электроника может генерировать сигнал управления в переменных частотах, включая генерацию многочисленных накладывающихся частот.The
Измерительная электроника 20 принимает сигналы датчика на выводах 111 и 111' соответственно. Измерительная электроника 20 генерирует сигнал управления на выходе 110, который заставляет патрубок затвора 104 вызвать вибрацию трубопроводов потока 103A и 103B. Измерительная электроника 20 обрабатывает левый и правый сигналы скорости выбора - от датчиков 105 и 105' для того, чтобы вычислить скорость потока. Канал связи 26 обеспечивает средства входа и выхода, что позволяет электронике измерения 20 взаимодействовать с оператором или с другими электронными системами. Описание ФИГ.1 обеспечено по большей части как пример операции измерителя потока Coriolis и не предназначено для того, чтобы ограничивать обучение настоящего изобретения.Measuring
В качестве преимущества доступная низкая частота вибрации измерителя потока позволяет точно измерить плотность трехфазного потока, где количество вовлеченного воздуха не является чрезмерным. С другой стороны, доступны высокочастотные измерения, которые позволяют точно измерять частоту вибрации измерителя, но обременены дополнительными погрешностями при наличии многофазных потоков. Эти две особенности полезно используются для точного и надежного определения плотностей и параметров потока.As an advantage, the affordable low vibration frequency of the flow meter allows you to accurately measure the density of the three-phase flow, where the amount of air involved is not excessive. On the other hand, high-frequency measurements are available that allow you to accurately measure the vibration frequency of the meter, but are burdened with additional errors in the presence of multiphase flows. These two features are useful for accurate and reliable determination of densities and flow parameters.
ФИГ.2 представляет собой блок-схему 200 способа для измерения параметров трехфазного потока в соответствии с вариантом осуществления изобретения. На стадии 201 плотности получены для каждого из трех компонентов фазы. Плотности содержат известные или принятые величины. Плотности могут быть получены из отдаленного устройства или, например, от оператора. Плотности могут храниться или программироваться в соответствующие хранители. На стадии 202 скорость звуковых величин получена для каждого из трех компонентов фазы. Скорость звуковых величин включает в себя известные или принятые величины. Скорость звуковых величин может быть получена от отдаленного устройства или, например, от оператора. Скорости звуковых величин могут храниться или программироваться в соответствующих хранилищах.FIG. 2 is a flowchart 200 of a method for measuring three-phase flow parameters in accordance with an embodiment of the invention. At 201, densities are obtained for each of the three phase components. Densities contain known or accepted values. Densities can be obtained from a remote device or, for example, from an operator. Densities may be stored or programmed by appropriate custodians. At step 202, the speed of sound quantities is obtained for each of the three phase components. The speed of sound quantities includes known or accepted values. The speed of sound quantities can be obtained from a remote device or, for example, from an operator. Sound velocity can be stored or programmed in appropriate stores.
На стадии 203 вибрирует компоновочный узел измерителя потока вибрационного измерителя потока. Только единственный вибрационный измеритель потока требуется согласно этому варианту осуществления изобретения. Компоновочный узел измерителя потока может вибрировать в одной или более частотах.At step 203, the vibratory flow meter assembly assembly vibrates. Only a single vibratory flow meter is required according to this embodiment of the invention. The assembly of the flow meter can vibrate at one or more frequencies.
В одном варианте осуществления компоновочный узел измерителя потока вибрирует при единой частоте управления. Единая частота управления может генерировать вибрационный ответный сигнал, включая первый компонент частоты и, по меньшей мере, второй компонент частоты, поскольку вибрация компоновочного узла измерителя в единой частоте управления может стимулировать многочисленные компоненты частоты ответного сигнала. Например, шум, созданный потоком, проходящим через измеритель потока, создаст вибрацию в компоновочном узле измерителя потока при, по меньшей мере, второй частоте. Этот, по меньшей мере, второй компонент частоты обычно будет частотой, отличной от частоты управления. Этот, по меньшей мере, второй компонент частоты вибрационного ответного сигнала, конечно, будет намного меньшим в амплитуде, чем первый компонент частоты. Однако этот, по меньшей мере, второй компонент частоты может быть усилен и обработан иначе. Первый ответный сигнал частоты вибрации и, по меньшей мере, второй ответный сигнал частоты вибрации могут впоследствии быть обработаны на стадиях, приведенных ниже.In one embodiment, the flow meter assembly is vibrating at a single control frequency. A single control frequency can generate a vibrational response signal, including a first frequency component and at least a second frequency component, since vibration of the meter assembly in a single control frequency can stimulate multiple frequency components of the response signal. For example, the noise generated by the flow passing through the flow meter will create vibration in the assembly of the flow meter at at least a second frequency. This at least second frequency component will typically be a frequency different from the control frequency. This at least second frequency component of the vibrational response signal will of course be much smaller in amplitude than the first frequency component. However, this at least second frequency component can be amplified and processed differently. The first vibration frequency response and at least the second vibration frequency response may subsequently be processed in the steps below.
В другом варианте осуществления компоновочный узел измерителя потока единственного измерителя потока вибрирует при первой частоте управления и также вибрирует при, по меньшей мере, второй частоте управления. По меньшей мере, вторая частота управления является частотой, отличной от первой частоты управления. Например, первая частота управления может составить приблизительно 100 герц (Гц), и вторая частота управления может составить приблизительно 450 Гц. Следует понимать, что эти частоты управления даны только для иллюстрации, и изобретение не ограничивается никакими отдельными частотами управления. Следует понимать, что единственный вибрационный измеритель потока, возможно, должен быть калиброван и для первой частоты управления, и для, по меньшей мере, второй частоты управления. Единственный вибрационный измеритель потока может быть калиброван, используя как воздух, так и, например, воду.In another embodiment, the flow meter assembly of a single flow meter vibrates at a first control frequency and also vibrates at at least a second control frequency. At least the second control frequency is a frequency different from the first control frequency. For example, the first control frequency may be approximately 100 Hz (Hz), and the second control frequency may be approximately 450 Hz. It should be understood that these control frequencies are for illustration only, and the invention is not limited to any individual control frequencies. It should be understood that a single vibrational flow meter may need to be calibrated for both the first control frequency and at least the second control frequency. A single vibratory flow meter can be calibrated using both air and, for example, water.
В одном варианте осуществления компоновочный узел измерителя потока вибрирует при первой частоте управления и затем при, по меньшей мере, второй частоте управления (то есть, вибрация происходят попеременно). В качестве альтернативы, измеритель потока может одновременно вибрировать и при первой частоте управления, и при, по меньшей мере, второй частоте управления (поэтому сигнал управления может содержать соединение двух или более частот управления). В результате, вибрационный ответный сигнал измерителя потока включает в себя, по меньшей мере, два компонента частоты.In one embodiment, the flow meter assembly assembly vibrates at the first control frequency and then at least at the second control frequency (i.e., the vibrations occur alternately). Alternatively, the flow meter can simultaneously vibrate both at the first control frequency and at least the second control frequency (therefore, the control signal may comprise a connection of two or more control frequencies). As a result, the vibrational response of the flow meter includes at least two frequency components.
Во всех вышеупомянутых вариантах осуществления единственный вибрационный измеритель потока производит и первый ответный сигнал частоты вибрации, и, по меньшей мере, второй ответный сигнал частоты вибрации. Первый ответный сигнал частоты вибрации и второй ответный сигнал частоты вибрации могут впоследствии быть обработаны на стадиях, приведенных ниже.In all of the above embodiments, a single vibrational flow meter produces both a first vibration frequency response and at least a second vibration frequency response. The first vibration frequency response signal and the second vibration frequency response signal may subsequently be processed in the steps below.
На стадии 204 вибрационный ответный сигнал получен от единственного вибрационного измерителя потока. Вибрационный ответный сигнал может включать в себя первый компонент частоты и, по меньшей мере, второй компонент частоты. По меньшей мере, второй компонент частоты является частотой, отличной от первого компонента частоты. Например, по меньшей мере, второй компонент частоты может содержать более высокую частоту, чем первый компонент частоты.At step 204, a vibrational response signal is received from a single vibrational flow meter. The vibrational response signal may include a first frequency component and at least a second frequency component. At least the second frequency component is a frequency different from the first frequency component. For example, at least the second frequency component may contain a higher frequency than the first frequency component.
На стадии 205 вибрационный ответный сигнал обработан так, чтобы получать первый компонент частоты и, по меньшей мере, второй компонент частоты. Обработка может содержать разделение вибрационного выходного сигнала на первый компонент частоты и, по меньшей мере, второй компонент частоты. Обработка может содержать фильтрацию вибрационного ответного сигнала на первый компонент частоты и, по меньшей мере, второй компонент частоты, как, например, через применение полосовых фильтров.At step 205, the vibrational response signal is processed to obtain a first frequency component and at least a second frequency component. The processing may comprise splitting the vibration output into a first frequency component and at least a second frequency component. The processing may comprise filtering a vibrational response signal to a first frequency component and at least a second frequency component, such as, for example, by applying bandpass filters.
На стадии 206 сгенерировано первое измерение плотности трехфазного потока. Первое измерение плотности сгенерировано с использованием первой частоты, полученной из первого компонента частоты.At step 206, a first three-phase flow density measurement is generated. A first density measurement is generated using the first frequency obtained from the first frequency component.
На стадии 207 сгенерировано, по меньшей мере, второе измерение плотности трехфазного потока. По меньшей мере, второе измерение плотности сгенерировано с использованием, по меньшей мере, второй частоты, по меньшей мере, второго компонента частоты. Как ранее обсуждалось, по меньшей мере, вторая частота является частотой, отличной от первой частоты. Следовательно, из-за вибрации материалов трехфазного потока при различных частотах, и получившихся эффектов сжимаемости (см. описание ниже), первое измерение плотности и, по меньшей мере, второе измерение плотности будут отличаться. Различия могут быть использованы для определения других параметров потока.At step 207, at least a second three-phase flow density measurement is generated. At least a second density measurement is generated using at least a second frequency of at least a second frequency component. As previously discussed, at least the second frequency is a frequency different from the first frequency. Therefore, due to vibration of three-phase flow materials at different frequencies, and the resulting compressibility effects (see description below), the first density measurement and at least the second density measurement will be different. Differences can be used to determine other flow parameters.
На стадии 208 один или более параметров потока определен из различия между первым и вторым измерениями плотности (см. описание ниже). Первое и второе измерения плотности могут использоваться для определения газовых составляющих и первой и второй жидких составляющих трехфазного потока. Например, для трехфазного потока, содержащего нефтяную продукцию, первое и второе измерения плотности могут использоваться для определения газового паросодержания (GVF) и обводненности в трехфазном потоке.At 208, one or more flow parameters is determined from the difference between the first and second density measurements (see description below). The first and second density measurements can be used to determine the gas components and the first and second liquid components of a three-phase flow. For example, for a three-phase stream containing petroleum products, the first and second density measurements can be used to determine gas vapor content (GVF) and water cut in a three-phase stream.
Как только станут известны три фазовые составляющие, они могут быть умножены на объемную скорость потока, чтобы определить, например, объем воды и объем нефти, которые производятся. Кроме того, удельный массовый расход может быть вычислен путем умножения объемной скорости потока на плотность компонентов.Once the three phase components become known, they can be multiplied by the volumetric flow rate to determine, for example, the volume of water and the volume of oil that is produced. In addition, the specific mass flow rate can be calculated by multiplying the volumetric flow rate by the density of the components.
Эффекты сжимаемости газа и сжимаемости жидкости были исследованы в измерителе Coriolis и вибрационных ареометрах. Сжимаемость может привести к существенным погрешностям в измерениях потока из-за эффектов на взвешенную плотность материала потока. Эффекты сжимаемости могут быть вызваны вибрационными измерителя потока, в котором сильные вибрации могут вызвать сжатие и жидкостных, и газовых фаз в многофазном потоке. Однако сжимаемость смеси является главным эффектом.The effects of gas compressibility and fluid compressibility were investigated in a Coriolis meter and vibration hydrometers. Compressibility can lead to significant errors in flow measurements due to effects on the weighted density of the flow material. Compressibility effects can be caused by vibratory flow meters, in which strong vibrations can cause compression of both liquid and gas phases in a multiphase flow. However, the compressibility of the mixture is the main effect.
Этот эффект сжимаемости противоречит некоторым из предположений, которые были сделаны в выведенных уравнениях для массового потока и измерений плотности. Известно, что измерения с низкой частотой управления вообще не отражают этих явлений, поскольку более низкий измеритель потока частоты в соответствии с проектом разместит более низкие силы в материале потока. В результате низкая частота вибрационных измерителей потока вызывает меньшие силы сжимаемости на трех потоках фазы. Более высокая частота измерителей потока, напротив, вызывает более высокие силы в материале потока и, следовательно, вызовет большее сжатие для всех компонентов фазы трехфазного потока. Эффект сжимаемости создает как массовый поток, так и погрешности плотности в вибрационном измерителе потока. Может быть полезно произвести вибрационные ответные сигналы как с, так и без измеряемых эффектов сжимаемости. Определение количества эффектов сжимаемости на трехфазном потоке может использоваться, кроме прочего, для определения плотности и фазовых составляющих потока.This compressibility effect contradicts some of the assumptions made in the derived equations for mass flow and density measurements. It is known that measurements with a low control frequency do not reflect these phenomena at all, since a lower frequency flow meter in accordance with the design will place lower forces in the flow material. As a result, the low frequency of the vibratory flow meters causes lower compressive forces in the three phase flows. The higher frequency of the flow meters, on the contrary, causes higher forces in the material of the flow and, therefore, will cause greater compression for all components of the phase of the three-phase flow. The compressibility effect creates both mass flow and density errors in a vibratory flow meter. It may be useful to produce vibrational response signals with or without measurable compressibility effects. Determining the number of compressibility effects on a three-phase flow can be used, among other things, to determine the density and phase components of the flow.
Если скорости звука для газа и двух жидких фаз известны, и если измерение плотности получено как из низкочастотного измерения, так и из высокочастотного измерения, может быть представлено дополнительное уравнение для решения проблемы трехфазного потока. Измеритель потока можно единственным образом вести в двух формах; в низкочастотной форме (такой как, например, стандартный способ управления) и в высокочастотной форме. Погрешность, полученная при дифференцировании этих двух измерений плотности, может быть использована как недостающее третье уравнение.If the sound velocities for the gas and two liquid phases are known, and if the density measurement is obtained from both the low-frequency measurement and the high-frequency measurement, an additional equation can be presented to solve the three-phase flow problem. The flow meter can be uniquely conducted in two forms; in low-frequency form (such as, for example, a standard control method) and in high-frequency form. The error obtained by differentiating these two density measurements can be used as the missing third equation.
Решение проблемы трехфазного потока нетривиально. Третье уравнение призвано разложить измерение потока на три компонента. Два известных уравнения показаны ниже:The solution to the three-phase flow problem is nontrivial. The third equation is designed to decompose the flow measurement into three components. Two well-known equations are shown below:
Φнефти+Φводы+Φгаза=1 (1)Φ oil + Φ water + Φ gas = 1 (1)
ρ нефти Фнефти+ρ воды Фводы+ρ газа Фгаза=ρ смеси, (2) ρ oil Ф oil + ρ water Ф water + ρ gas Ф gas = ρ mixture , (2)
где член уравнения (Φ) содержит объемную составляющую фазы и член уравнения (ρ) содержит плотность. В этих двух уравнениях общая (то есть, трехфазная) плотность смеси (ρ смеси) может быть точно измерена вибрационным измерителем потока или системой вибрационного измерителя потока. Кроме того, плотности каждого компонента (ρ нефти , ρ воды , ρ газа) могут быть допущены. Например, они могут быть введены пользователем или могут быть запрограммированы и сохранены электроникой для измерения 20 или системой обработки 707 (см. ФИГ.7), или другим эквивалентным компонентом. Следует отметить, что газовая плотность (ρ газа) является сильной функцией центра давления. Следовательно, есть два уравнения и три неизвестные Φнефти, Φводы и Φгаза (то есть, каждая объемная составляющая фазы). Другое уравнение требуется для вычисления плотностей компонентов ρ нефти , ρ воды и ρ газа.where the term in equation (Φ) contains the volume component of the phase and the term in equation ( ρ ) contains the density. In these two equations, the total (i.e., three-phase) density of the mixture ( ρ of the mixture ) can be accurately measured by a vibratory flow meter or a vibratory flow meter system. In addition, the densities of each component ( ρ oil , ρ water , ρ gas ) can be assumed. For example, they can be entered by the user or can be programmed and stored by the electronics for
Источник третьего уравнения был найден путем изучения поведения плотности при работе высокочастотных измерителей в присутствии вовлеченного воздуха. Было найдено, что высокочастотные измерители потока генерируют неожиданно высокие значения плотности, когда воздух введен в поток потока. Это не вполне логично, поскольку добавляемый к жидкости воздух делает жидкость легче и менее плотной. Однако этот неожиданный результат полностью объясняется скоростью звуковой модели и эффектами сжимаемости, когда вовлеченный воздух понижает скорость звука трехфазного потока и повышает эффекты сжимаемости. Снятые высокоплотные показания, испытанные высокочастотными измерениями потока для увеличения паросодержания, следуют из разбрызгивающего эффекта во время вибрации, когда газовые пузыри не перемещаются с жидкостью потока полностью.The source of the third equation was found by studying the behavior of density during the operation of high-frequency meters in the presence of entrained air. It has been found that high-frequency flow meters generate unexpectedly high density values when air is introduced into the flow stream. This is not entirely logical, since the air added to the liquid makes the liquid lighter and less dense. However, this unexpected result is completely explained by the speed of the sound model and the effects of compressibility, when the air involved reduces the sound velocity of the three-phase flow and increases the effects of compressibility. The high-density readings tested by high-frequency flow measurements to increase the vapor content result from the spray effect during vibration when gas bubbles do not move completely with the flow fluid.
Известно, что низкочастотные измерители, напротив, такие как измерители потока, работающие при меньше чем 200 Гц, произвели очень хорошие оценки плотности. Это также соответствует скорости звуковой теории, поскольку низкочастотный измеритель проявит минимальные эффекты сжимаемости при трехфазном потоке. Более медленные скорости вибрации вызывают меньшее сжатие и меньшее разбрызгивание.It is known that low-frequency meters, by contrast, such as flow meters operating at less than 200 Hz, produced very good density estimates. This also corresponds to the speed of sound theory, since a low-frequency meter will exhibit minimal compressibility effects in a three-phase flow. Slower vibration speeds cause less compression and less spatter.
Используя теорию скорости звука, которая была проверена как при низкочастотных, так и при высокочастотных измерениях, может быть сделан прогноз оценки плотности и для низкочастотных, и для высокочастотных способов путем использования единственного вибрационного измерителя потока. В качестве альтернативы может использоваться более одного измерителя потока.Using the theory of sound velocity, which was tested both with low-frequency and high-frequency measurements, a density estimation forecast can be made for both low-frequency and high-frequency methods by using a single vibrational flow meter. Alternatively, more than one flow meter may be used.
Выведение третьего необходимого уравнения начинается с уравнений скорости звука. Эти уравнения определяют скорости звука смеси (α смеси) для трехфазного потока, которая основана на отдельных составляющих свойствах (α газа , α воды и α нефти).The derivation of the third necessary equation begins with the equations of speed of sound. These equations determine the sound velocity of the mixture ( α mixture ) for a three-phase flow, which is based on the individual constituent properties ( α gas , α water and α oil ).
Скорость звука смеси (α смеси) может использоваться для определения постоянной акустической волны в трубе потока. Частота (f) акустической стационарной волны, которая хорошо известна, относится к квадратному корню жесткости (K) относительно массы (M). Тогда этими отношениями можно управлять для оценки жесткости жидкости (K жидкости), которая не является слишком большой благодаря сжимаемости жидкости.The speed of sound of the mixture ( α mixture ) can be used to determine the constant acoustic wave in the flow pipe. The frequency ( f ) of an acoustic stationary wave, which is well known, refers to the square root of stiffness ( K ) relative to mass ( M ). Then these relationships can be controlled to evaluate the stiffness of the fluid ( K fluid ), which is not too large due to the compressibility of the fluid.
где D - внутренний диаметр трубы для потока, и (f) - частота вибрации. Эти результаты затем могут быть вставлены в задачу на нахождение собственных значений, которая определяет отношение между высокочастотной формой управления, скоростью смеси звука (α смеси), плотностью смеси (ρ смеси) и диаметром трубы (D).where D is the internal diameter of the pipe for flow, and ( f ) is the vibration frequency. These results can then be inserted into the problem of finding eigenvalues, which determines the relationship between the high-frequency form of control, the speed of the sound mixture ( α mixture ), the density of the mixture ( ρ mixture ) and the pipe diameter ( D ).
где 
где (α) - калибровочная постоянная плотности. Решение этих уравнений приводит к заключительному третьему уравнению,where ( α ) is the calibration density constant. Solving these equations leads to the final third equation,
где:Where:
где (ρ высокая) и (ρ низкая) - измеренные плотности при высокой управляющей вибрации/форме и низкой управляющей вибрации/форме соответственно, и (ρ воды) - известное значение плотности воды. Это уравнение может быть добавлено к другим двум для выведения следующего матричного уравнения:where ( ρ high ) and ( ρ low ) are the measured densities at high control vibration / shape and low control vibration / shape, respectively, and ( ρ water ) is the known value of the density of water. This equation can be added to the other two to derive the following matrix equation:
Это матричное уравнение может тогда быть преобразовано к конечной форме.This matrix equation can then be converted to finite form.
Уравнение (14) может быть решено для определения составляющих объема Φгаза, Φводы и Φнефти. В общем, пользователь измерителя потока захочет узнать обводненность и газовую составляющую объема трехфазного потока. Уравнения для этих величин, основанных на известных составляющих компонентах, приведены ниже:Equation (14) can be solved to determine the components of the volume Φ of gas , Φ of water, and Φ of oil . In general, a flow meter user will want to know the water cut and gas component of a three-phase flow volume. The equations for these quantities based on known constituent components are given below:
Составляющая газового объема = СГО=Фгаза 
Используя уравнения (15) и (16), пользователь может получить оценку газового паросодержания. Вибрационный измеритель потока (или система измерителя потока), таким образом, не требует отдельного газового измерения составляющей. Используя уравнения (15) и (16), пользователь может получить оценку обводненности. Вибрационный измеритель потока (или система измерителя потока), таким образом, не требует определения отдельного измерителя обводнености. Определение составляющих фазовых компонентов может в дальнейшем использоваться для обеспечения дополнительной диагностики. Например, может быть сгенерирована тревога, если СГО или значения СВ превышают предварительно определенные пороги.Using equations (15) and (16), the user can obtain an estimate of the gas vapor content. The vibratory flow meter (or flow meter system) thus does not require a separate gas component measurement. Using equations (15) and (16), the user can get an estimate of water cut. The vibratory flow meter (or flow meter system), therefore, does not require a separate water cut meter. The determination of the constituent phase components can be further used to provide additional diagnostics. For example, an alarm may be generated if the CMS or CB values exceed predetermined thresholds.
ФИГ.3 показывает схему 300 для генерации первой частоты и, по меньшей мере, второй частоты в соответствии с вариантом осуществления изобретения. Этот вариант осуществления используется с единственным вибрационным измерителем потока, и поэтому схема 300 соединена с единственным тензодатчиком 105/105' вибрационного измерителя потока 5. Схема 300 может содержать часть электроники измерения 20. В качестве альтернативы, схема 300 может содержать часть обрабатывающей системы 707. Схема 300 включает в себя фильтры 302A и 302B, преобразования Гильберта 304A и 304B, и блоки анализа 306A и 306B. Фильтр 302 фильтрует первый компонент частоты (то есть, "низкую форму" в некоторых вариантах осуществления) из тензочувствительного датчика 105/105', в то время как фильтр 302B отфильтровывает, по меньшей мере, второй компонент частоты (то есть, высокочастотный способ в некоторых варианта осуществления). Поэтому фильтры 302A и 302B создают две отдельных ветви обработки. Больше чем две ветви обработки могут формироваться, при желании, в случае, когда используется больше чем две вибрационные частоты.FIG. 3 shows a
В одном варианте осуществления фильтрация может содержать полосовую фильтрацию, сосредоточенную вокруг ожидаемой фундаментальной частоты измерителя потока. Фильтрация может включать в себя фильтрацию для удаления шума и нежелательные сигналы. Кроме того, могут быть выполнены другие операции создания условий, такие как увеличение, буферизация и т.д. Если сигналы датчика содержат аналоговые сигналы, этот блок может в дальнейшем содержать любой порядок взятия замеров, преобразования в цифровую форму, и прореживание, представленные для того, чтобы производить цифровые сигналы датчика.In one embodiment, the filtering may comprise band-pass filtering centered around the expected fundamental frequency of the flow meter. Filtering may include filtering to remove noise and unwanted signals. In addition, other conditioning operations may be performed, such as enlargement, buffering, etc. If the sensor signals contain analog signals, this unit may subsequently contain any order of taking measurements, digitizing, and decimation, presented in order to produce digital sensor signals.
В некоторых вариантах осуществления формы фильтров 302A и 302B содержат цифровые многофазные прореживающие фильтры конечной импульсной характеристики (КИХ). Фильтры могут быть воплощены в устройстве обработки или программе обработки электроники измерения 20 или системе обработки 707. Эти фильтры обеспечивают оптимальный способ для фильтрации и прореживания тензочувствительного сигнала датчика, с фильтрацией и прореживанием, выполняемым в то же хронологическое время и по той же норме прореживания. В качестве альтернативы, фильтры 302A и 302B могут содержать фильтры бесконечной импульсной характеристики (БИХ) или другие подходящие цифровые фильтры или фильтрующие обработки. Однако следует понимать, что другие фильтрующие обработки и/или фильтрующие варианты осуществления рассмотрены как в описаниях, так и в пунктах формулы изобретения.In some embodiments, the shapes of the
Фаза преобразования Гильберта 304А сдвигает первый компонент частоты примерно на девяносто градусов, и фазы преобразования Гильберта 304B сдвигают, по меньшей мере, второй компонент частоты примерно на девяносто градусов. Операция сдвига фазы генерирует I и Q компоненты (то есть, совпадающая по фазе и поперечные компоненты) соответствующих компонентов частоты. Однако следует понимать, что изменение фазы на 90 градусов может быть выполнено в любом порядке изменения фазы механизма или работы.The Hilbert transform
I и компоненты Q получены и обработаны блоками анализа 306A и 306B. Обработка производит первую частоту fA и, по меньшей мере, вторую частоту fB. Первая частота fA и, по меньшей мере, вторая частота fB могут использоваться для того, чтобы генерировать первую плотность и, по меньшей мере, вторую плотность.I and Q components are obtained and processed by
Частота, согласно изобретению, легко вычисляется из 90-градусного изменения фазы. Частота в одном варианте осуществления использует 90-градусное изменение фазы и соответствующий сигнал датчика, из которого получено 90-градусное изменение фазы (то есть, от I и Q компонентов). Частота, таким образом, получена без необходимости в независимом сигнале репера частоты. Частота получена из единственного 90-градусного изменения фазы в очень быстрой операции. Получившаяся частота обладает высокой степенью точности.The frequency according to the invention is easily calculated from a 90 degree phase change. The frequency in one embodiment uses a 90 degree phase change and a corresponding sensor signal from which a 90 degree phase change (i.e., from I and Q components) is obtained. The frequency is thus obtained without the need for an independent frequency reference signal. The frequency is obtained from a single 90 degree phase change in a very fast operation. The resulting frequency has a high degree of accuracy.
ФИГ.4 показывает детали части блоков преобразования Гильберта 304A и 304B в соответствии с вариантом осуществления изобретения. В показанном варианте осуществления блоки преобразования Гильберта 304A и 304B каждый включает в себя блок задержки 411 параллельно с блоком фильтра 412. Блок задержки 411 вводит задержки взятия замеров. Поэтому блок задержки 411 выбирает цифровые сигналы взятия замеров, которые хронологически более поздние во времени, чем цифровые сигналы взятия замеров, которые параллельно фильтруются блоком фильтра 412. Фильтрационный блок 412 выполняет 90-градусное изменение фазы на введенном цифровом сигнале взятия замеров.FIG. 4 shows details of a portion of a Hilbert transform blocks 304A and 304B in accordance with an embodiment of the invention. In the shown embodiment, the Hilbert transform blocks 304A and 304B each include a
Блоки преобразования Гильберта 304A и 304B производят варианты перемещения фазы тензочувствительных (ТЧ) сигналов на 90 градусов, то есть, они производят поперечный (Q) компонент оригинала, совпадающего в фазе (I) сигнала. Результат вычисления блоков преобразования Гильберта 304A и 304B поэтому обеспечивает новые поперечные (Q) компоненты ТЧ Q и ТЧ Q для первых и, по меньшей мере, вторых вибрационных ответных сигналов, наряду с оригиналом, совпадающими по фазе (I) компонентами сигнала для первых и, по меньшей мере, вторых вибрационных ответных сигналов. Входы в блок преобразования Гильберта 304A или 304B могут быть представлены как:The Hilbert transform blocks 304A and 304B produce 90 degree phase-sensitive (PM) phase displacement variants, that is, they produce a transverse (Q) component of the original that matches phase (I) of the signal. The result of the calculation of the Hilbert transform blocks 304A and 304B therefore provides new transverse (Q) components of the PM Q and PM Q for the first and at least second vibrational response signals, along with the original, phase-matching (I) signal components for the first and, at least second vibrational response signals. The inputs to the Hilbert transform
ТЧ = А тч cos(ωt) 
Используя преобразование Гильберта, результат становится:Using the Hilbert transform, the result becomes:
ТЧ Гильберта = А тч sin(ωt)
Объединение основных понятий с результатом преобразования Гильберта приводит к:Combining the basic concepts with the result of the Hilbert transform leads to:
ТЧ = А тч [cos(ωt)+i sin(ωt)]=А тч e j(ωt)
ФИГ.5 представляет собой блок-схему блока анализа 306A или 306B в соответствии с вариантом осуществления изобретения. Блок анализа 306A или 306B принимает сигнал от единственного сигнала тензочувствительного (ТЧ) датчика. Блок анализа 306A или 306B в показанном варианте осуществления включает в себя блок соединения 501, комплексно-блок сопряжения 502, блок взятия замеров 503, блок комплексного умножения 504, фильтрационный блок 505, блок угловой фазы 506, блок постоянной 507 и блок деления 508.FIG. 5 is a block diagram of an
Блок соединения 501 принимает как совпадающие по фазе (I), так и поперечные (Q) компоненты специфического вибрационного ответного сигнала и передает их. Блок сопряжения 502 выполняет комплексное сопряжение на вибрационном ответном сигнале и формирует обратное заполнение воображаемого сигнала. Блок задержки 503 вводит задержку взятия замеров в блок анализа 306A или 306B и выбирает для этого цифровой сигнал взятия замеров, который хронологически произведен раньше по времени. Этот более ранний цифровой сигнал взятия замеров умножается с текущим цифровым сигналом в блоке комплексного умножения 504. Блок комплексного умножения 504 умножает ТЧ сигнал и ТЧ сопряженный сигнал, образуя уравнение (20), показанное ниже. Фильтрационный блок 505 осуществляет цифровую фильтрацию, такую как описанную ранее фильтрацию КИХ. Фильтрационный блок 505 может содержать многофазный прореживающий цифровой фильтр, который используется для устранения гармонического спектра из совпадающих по фазе (I) и поперечных (Q) компонентов сигнала датчика, так же как и для прореживания сигнала. Коэффициенты фильтра могут быть выбраны так, чтобы обеспечивать прореживание введенного сигнала, такое как, например, прореживание фактором 10. Блок угловой фазы 506 определяет угол фазы от совпадающих по фазе (I) и поперечных (Q) компонентов ТЧ сигнала. Блок угловой фазы 506 обеспечивает часть уравнения (21) ниже. Блок постоянной 507 обеспечивает фактор, содержащий показатель частоты замеров Fs, делится на 2π, как показано в уравнении (22). Блок деления 508 выполняет операцию деления уравнения (22).
Блок анализа 306A или 306B делает возможным следующее уравнение:The
Угол между двумя последовательными образцами поэтому:The angle between two consecutive samples is therefore:
который является круговой частотой вибрационного ответного сигнала. Переводя в Гц:which is the circular frequency of the vibrational response signal. Translating in Hz:
где "Fs" - коэффициент блока преобразования Гильберта 304A или 304B. В некоторых вариантах осуществления "Fs" составляет приблизительно 2 кГц. ФИГ.6 показывает схему 300 для генерации первой частоты и, по меньшей мере, второй частоты в соответствии с вариантом осуществления изобретения. Компоненты вместе с другими вариантами осуществления разделяют номера ссылок. Этот вариант осуществления отличается от предыдущего варианта осуществления 300 тем, что в дальнейшем включает в себя усредняющий фильтр 609.where "Fs" is the coefficient of the Hilbert transform
Этот вариант осуществления аналогичным образом принимает вибрационный ответный сигнал от единственного тензочувствительного датчика 105/105'. Однако единственный вибрационный измеритель потока в этом варианте осуществления может вибрировать в только единой частоте, для которой шум в измерителе потока производит второй вибрационный ответный сигнал, как описано ранее. Поэтому схема 300 пользуется шумом в системе потока. Так как небольшие количества шума потока будут стимулировать формы датчика, самоиндуцированную более высокую форму вибрационного ответного сигнала будет возможно обнаружить, даже если не будет обеспечен сигнал управления. Это означает, что требуется только один сигнал управления.This embodiment likewise receives a vibrational response signal from a single
Этот способ требует намного больше фильтрации, начиная с более высокого сигнала способа (который не усиливается двигателем), будет в намного более низкой амплитуде. Поскольку приблизительный частотный диапазон этой более высокой формы вибрационного ответного сигнала известен, более низкая амплитуда не является существенной проблемой. Кроме того, другая проблема заключается в том, что из-за более низкой амплитуды измерение плотности будет также намного более шумным. Пока возможно короткое время ответного сигнала, эта проблема может быть устранена, усредняя многие замеры после того, как произошло измерение частоты. Для этого фильтр усреднения 609 может усреднить, по меньшей мере, вторую частоту для того, чтобы улучшить определение частоты и уменьшить шум и погрешности в результате.This method requires a lot more filtering, starting with a higher method signal (which is not amplified by the motor), will be at a much lower amplitude. Since the approximate frequency range of this higher form of vibrational response is known, a lower amplitude is not a significant problem. In addition, another problem is that due to the lower amplitude, the density measurement will also be much more noisy. While a short response time is possible, this problem can be fixed by averaging many measurements after a frequency measurement has taken place. For this, an averaging
ФИГ.7 показывает систему вибрационного измерителя потока 700 для измерения параметров трехфазного потока в соответствии с вариантом осуществления изобретения. Система вибрационного измерителя потока 700 включает в себя первый измеритель потока 5A и, по меньшей мере, второй измеритель потока 5B. Измерители потока 5A и 5B связаны в трубопроводе 711. Оба измерителя потока 5A и 5B измеряют трехфазных поток, который течет в трубопроводе 711. Система вибрационного измерителя потока 700 в дальнейшем содержит систему обработки 707. Система обработки 707 соединена с первым измерителем потока 5A и, по меньшей мере, вторым измерителем потока 5B. Система обработки 707 принимает первый вибрационный ответный сигнал от первого измерителя потока 5A и принимает, по меньшей мере, второй вибрационный ответный сигнал от, по меньшей мере, второго измерителя потока 5B. Система обработки 707 может определить первую плотность, по меньшей мере, вторую плотность и дополнительные параметры потока, как описано ранее и как описано ниже, касательно ФИГ.8.FIG. 7 shows a vibratory
ФИГ.8 представляет собой блок-схему 800 способа для измерения параметров трехфазного потока в соответствии с вариантом осуществления изобретения. На стадии 801 получены плотности для каждого из трех компонентов фазы, как описано ранее.FIG. 8 is a
На стадии 802 скорость звуковых величин получена для каждого из трех компонентов фазы, как описано ранее.At 802, a sonic velocity is obtained for each of the three phase components, as described previously.
На стадии 803 вибрирует первый вибрационный измеритель потока и, по меньшей мере, второй вибрационный измеритель потока. Первый вибрационный измеритель потока вибрирует при первой частоте и генерирует первый вибрационный ответный сигнал. По меньшей мере, второй вибрационный измеритель потока вибрирует при, по меньшей мере, второй частоте и генерирует, по меньшей мере, второй вибрационный ответный сигнал.At 803, a first vibrational flow meter and at least a second vibrational flow meter vibrate. The first vibrational flow meter vibrates at the first frequency and generates a first vibrational response signal. At least a second vibrational flow meter vibrates at at least a second frequency and generates at least a second vibrational response signal.
Два или более вибрационных измерителя потока могут использоваться в соответствии с этим вариантом осуществления изобретения. Следует понимать, что могут присутствовать более чем два вибрационных измерителя потока и могут быть получены более чем два вибрационных ответных сигнала.Two or more vibratory flow meters can be used in accordance with this embodiment of the invention. It should be understood that more than two vibrational flow meters may be present and more than two vibrational response signals may be obtained.
Могут использоваться многочисленные вибрационные ответные сигналы и могут в дальнейшем усовершенствоваться плотность и вычисления параметров потока.Numerous vibrational response signals can be used and density and flow parameter calculations can be further improved.
Следует понимать, что многочисленные вибрационные измерители потока должны воздействовать на общее течение трехфазного потока. Кроме того, течение потока должно проходить при приблизительно том же давлении в каждом из многочисленных вибрационных измерителей потока.It should be understood that numerous vibratory flow meters must affect the overall flow of a three-phase flow. In addition, the flow should flow at approximately the same pressure in each of the multiple vibratory flow meters.
На стадии 804 первый вибрационный ответный сигнал и, по меньшей мере, второй вибрационный ответный сигнал получены от первого вибрационного измерителя потока и, по меньшей мере, второго вибрационного измерителя потока. По меньшей мере, второй вибрационный ответный сигнал содержит частоту, отличную от первого вибрационного ответного сигнала, как описано ранее. На стадии 805 произведено первое измерение плотности трехфазного потока, как описано ранее.At 804, a first vibrational response signal and at least a second vibrational response signal are obtained from the first vibrational flow meter and at least the second vibrational flow meter. At least the second vibrational response signal contains a frequency different from the first vibrational response signal, as described previously. At
На стадии 806 произведено, по меньшей мере, второе измерение плотности трехфазного потока, как описано ранее.At 806, at least a second three-phase flow density measurement is performed as previously described.
На стадии 807 определены один или более параметров потока из разницы между первыми и вторыми измерениями плотности, как описано ранее.At 807, one or more flow parameters are determined from the difference between the first and second density measurements, as described previously.
Claims (39)
измерительную электронику (20), сконфигурированную для приема вибрационного ответного приема сигнала от тензочувствительных датчиков (105, 105'), генерации первого измерения плотности трехфазного потока, использующего первый компонент частоты вибрационного ответного сигнала, генерации, по меньшей мере, второго измерения плотности трехфазного потока, использующего, по меньшей мере, второй компонент частоты вибрационного ответного сигнала, с, по меньшей мере, вторым компонентом частоты, которая является частотой, отличной от первого компонента частоты, и с по меньшей мере, вторым измерением плотности, отличающимся от первого измерения плотности за счет эффектов сжимаемости, и определения составляющих фаз и одного или более параметров потока от первого измерения плотности и, по меньшей мере, второго измерения плотности.1. A vibration meter (5) for measuring a three-phase flow, including a meter assembly (10) including strain gauge sensors (105, 105 ') and measuring electronics (20) connected to strain gauge sensors (105, 105') wherein the vibratory flow meter (5) contains:
measuring electronics (20) configured to receive a vibrational response signal from the strain sensors (105, 105 '), generate a first three-phase flow density measurement using the first frequency component of the vibrational response signal, generate at least a second three-phase flow density measurement, using at least a second frequency component of the vibrational response signal, with at least a second frequency component, which is a frequency different from the first component nta frequency, and with at least a second density measurement different from the first density measurement due to compressibility effects, and determining phase components and one or more flow parameters from the first density measurement and at least the second density measurement.
первый вибрационный измеритель (5А);
по меньшей мере, второй вибрационный измеритель (5В); и
систему обработки (707), соединенную с первым вибрационным измерителем (5А) и с, по меньшей мере, вторым вибрационным измерителем (5В), с системой обработки (707), сконфигурированной для приема первого вибрационного ответного сигнала от первого вибрационным измерителя (5А), приема, по меньшей мере, второго вибрационного ответного сигнала от, по меньшей мере, второго вибрационного измерителя (5В) с, по меньшей мере, вторым вибрационным ответным сигналом, имеющим частоту, отличную от первого вибрационного ответного сигнала, генерации первого измерения плотности трехфазного потока первого вибрационного ответного сигнала первого вибрационного измерителя (5А), генерации, по меньшей мере, второго измерения плотности трехфазного потока, по меньшей мере, второй вибрационной частоты ответного сигнала, по меньшей мере, второго вибрационного измерителя (5В) с, по меньшей мере, вторым измерением плотности, отличающимся от первого измерения плотности за счет эффектов сжимаемости, и определения составляющих фазы и одного или более параметров потока от первого измерения плотности и, по меньшей мере, второго измерения плотности.13. A vibratory meter system (700) for measuring a three-phase flow, comprising:
first vibration meter (5A);
at least a second vibration meter (5B); and
a processing system (707) connected to the first vibration meter (5A) and with at least a second vibration meter (5B), with a processing system (707) configured to receive a first vibrational response signal from the first vibration meter (5A), receiving at least a second vibrational response signal from at least a second vibrational meter (5B) with at least a second vibrational response signal having a frequency different from the first vibrational response signal, generating a first measurement the density of the three-phase flow of the first vibrational response signal of the first vibration meter (5A), generating at least a second density measurement of the three-phase flow of at least the second vibrational frequency of the response signal of at least the second vibration meter (5V) s, at least a second density measurement different from the first density measurement due to compressibility effects, and determining phase components and one or more flow parameters from the first density measurement and at least least second density measurement.
прием вибрационного ответного сигнала от вибрационного измерителя потока;
генерацию первого измерения плотности трехфазного потока, используя первый компонент частоты вибрационного ответного сигнала;
генерацию, по меньшей мере, второго измерения плотности трехфазного потока, используя, по меньшей мере, второй компонент частоты вибрационного ответного сигнала, с, по меньшей мере, вторым компонентом частоты, имеющим частоту, отличную от первого компонента частоты; и с по меньшей мере, вторым измерением плотности, отличающимся от первого измерения плотности за счет эффектов сжимаемости, и
определение составляющих фазы и одного или более параметров потока из первого измерения плотности и, по меньшей мере, второго измерения плотности.20. A method for measuring three-phase flow parameters, comprising:
receiving a vibrational response signal from a vibratory flow meter;
generating a first three-phase flow density measurement using the first frequency component of the vibrational response signal;
generating at least a second three-phase flow density measurement using at least a second frequency component of the vibrational response signal with at least a second frequency component having a frequency different from the first frequency component; and with at least a second density measurement different from the first density measurement due to compressibility effects, and
determination of the components of the phase and one or more flow parameters from the first density measurement and at least the second density measurement.
вибрацию компоновочного узла вибрационного измерителя потока при первой частоте и в дальнейшем вибрацию компоновочного узла измерителя при, по меньшей мере, второй частоте с, по меньшей мере, второй частотой, являющейся отличной частотой от первой частоты;
прием вибрационного ответного сигнала от тензочувствительных датчиков компоновочного узла измерителя; и
разделение вибрационного ответного сигнала на первый компонент частоты и, по меньшей мере, второй компонент частоты.28. The method according to claim 20 with receiving a vibrational response signal, further comprising:
vibration of the assembly of the vibratory flow meter at a first frequency and further vibration of the assembly of the meter at at least a second frequency with at least a second frequency, which is a different frequency from the first frequency;
receiving a vibrational response signal from strain-sensitive sensors of the meter assembly; and
dividing the vibrational response signal into a first frequency component and at least a second frequency component.
вибрацию компоновочного узла измерителя вибрационного измерителя потока при первой частоте;
прием вибрационного ответного сигнала от тензочувствительных датчиков компоновочного узла измерителя; и
разделение вибрационного ответного сигнала на первый компонент частоты и, по меньшей мере, второй компонент частоты, где первый компонент частоты и, по меньшей мере, второй компонент частоты сгенерированы вибрациями при первой частоте.29. The method according to claim 20 with receiving a vibrational response signal, further comprising:
vibration of the meter assembly of the vibratory flow meter at a first frequency;
receiving a vibrational response signal from strain-sensitive sensors of the meter assembly; and
dividing the vibrational response signal into a first frequency component and at least a second frequency component, where the first frequency component and at least the second frequency component are generated by vibrations at the first frequency.
прием первого вибрационного ответного сигнала и, по меньшей мере, второго вибрационного ответного сигнала;
генерацию первого измерения плотности трехфазного потока из первого вибрационного ответного сигнала;
генерацию, по меньшей мере, второго измерения плотности трехфазного потока из, по меньшей мере, второй вибрационной частоты ответного сигнала, с, по меньшей мере, второй вибрационной частотной ответного сигнала, являющейся частотой, отличной от первой вибрационной частоты ответной вибрации выходного сигнала; и с, по меньшей мере, вторым измерением плотности, отличающимся от первого измерения плотности за счет эффектов сжимаемости, и
определение составляющих фазы и одного или более параметров потока из первого измерения плотности и, по меньшей мере, второго измерения плотности.32. A method for measuring flow parameters of a three-phase flow, comprising:
receiving a first vibrational response signal and at least a second vibrational response signal;
generating a first three-phase flow density measurement from a first vibrational response signal;
generating at least a second three-phase flow density measurement from at least a second vibrational frequency of the response signal, with at least a second vibrational frequency response signal, which is a frequency different from the first vibrational frequency of the response vibration of the output signal; and with at least a second density measurement different from the first density measurement due to compressibility effects, and
determination of the components of the phase and one or more flow parameters from the first density measurement and at least the second density measurement.
прием первого вибрационного ответного сигнала от первого вибрационного измерителя потока; и
прием, по меньшей мере, второго вибрационного ответного сигнала от второго вибрационного измерителя потока, с, по меньшей мере, вторым вибрационным ответным выходным сигналом, отличным частотой от первого вибрационного ответного сигнала.38. The method according to p with receiving a vibrational response signal, further comprising:
receiving a first vibrational response signal from a first vibrational flow meter; and
receiving at least a second vibrational response signal from the second vibrational flow meter, with at least a second vibrational response output signal other than the frequency from the first vibrational response signal.
вибрацию первого вибрационного измерителя потока при первой частоте для генерации первого вибрационного ответного сигнала; и
вибрацию, по меньшей мере, второго вибрационного измерителя потока при, по меньшей мере, второй частоте для генерации, по меньшей мере, второго вибрационного ответного сигнала с, по меньшей мере, вторым вибрационным ответным сигналом, имеющим частоту, отличную от первого вибрационного ответного сигнала. 39. The method according to p with receiving a vibrational response signal, further comprising:
vibration of the first vibrational flow meter at a first frequency to generate a first vibrational response signal; and
vibration of at least a second vibrational flow meter at at least a second frequency to generate at least a second vibrational response signal with at least a second vibrational response signal having a frequency different from the first vibrational response signal.
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2010107225/28A RU2439502C2 (en) | 2007-07-30 | 2007-07-30 | System for flow measurement and method of measuring three-phase flow parameters |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2010107225/28A RU2439502C2 (en) | 2007-07-30 | 2007-07-30 | System for flow measurement and method of measuring three-phase flow parameters |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2010107225A RU2010107225A (en) | 2011-09-10 |
| RU2439502C2 true RU2439502C2 (en) | 2012-01-10 |
Family
ID=44757217
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2010107225/28A RU2439502C2 (en) | 2007-07-30 | 2007-07-30 | System for flow measurement and method of measuring three-phase flow parameters |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2439502C2 (en) |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| WO2014142698A1 (en) * | 2013-03-12 | 2014-09-18 | Shumilin Sergey Vladimirovich | Method for measuring the flow rate of a multi-phase liquid |
-
2007
- 2007-07-30 RU RU2010107225/28A patent/RU2439502C2/en active
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| WO2014142698A1 (en) * | 2013-03-12 | 2014-09-18 | Shumilin Sergey Vladimirovich | Method for measuring the flow rate of a multi-phase liquid |
| US9316518B2 (en) | 2013-03-12 | 2016-04-19 | Sergey V. SHUMILIN | Method for measuring the flow rate of a multi-phase liquid |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| RU2010107225A (en) | 2011-09-10 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| JP5250035B2 (en) | Flow meter system and method for measuring flow characteristics of a three-phase flow | |
| EP2366098B1 (en) | Method and apparatus for measuring a fluid parameter in a vibrating meter | |
| JP4977131B2 (en) | Instrument electronics and method for quickly determining mass fraction of multiphase fluid from Coriolis flow meter signal | |
| JP2015132614A (en) | Vibratory flow meter for determining one or more flow fluid characteristics of multi-phase flow fluid | |
| JP2011520106A5 (en) | ||
| JP2009511934A (en) | Instrument electronics and method for determining a phase difference between a first sensor signal and a second sensor signal of a flow meter | |
| CN100592040C (en) | Meter electronics and methods for determining void fraction of gas | |
| RU2439502C2 (en) | System for flow measurement and method of measuring three-phase flow parameters | |
| JP6080880B2 (en) | Method and apparatus for measuring fluid parameters with a vibrometer |