RU2499229C2 - Способ и устройство для определения состава и расхода влажного газа - Google Patents

Способ и устройство для определения состава и расхода влажного газа Download PDF

Info

Publication number
RU2499229C2
RU2499229C2 RU2011125652/28A RU2011125652A RU2499229C2 RU 2499229 C2 RU2499229 C2 RU 2499229C2 RU 2011125652/28 A RU2011125652/28 A RU 2011125652/28A RU 2011125652 A RU2011125652 A RU 2011125652A RU 2499229 C2 RU2499229 C2 RU 2499229C2
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
fraction
multicomponent mixture
pipe
liquid
density
Prior art date
Application number
RU2011125652/28A
Other languages
English (en)
Other versions
RU2011125652A (ru
Inventor
Арнстейн ВЕЕ
Ингве Мортен ШЕЛЬДАЛЬ
Original Assignee
Малти Фейз Митерз Ас
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Малти Фейз Митерз Ас filed Critical Малти Фейз Митерз Ас
Publication of RU2011125652A publication Critical patent/RU2011125652A/ru
Application granted granted Critical
Publication of RU2499229C2 publication Critical patent/RU2499229C2/ru

Links

Images

Classifications

    • G—PHYSICS
    • G01—MEASURING; TESTING
    • G01F—MEASURING VOLUME, VOLUME FLOW, MASS FLOW OR LIQUID LEVEL; METERING BY VOLUME
    • G01F1/00—Measuring the volume flow or mass flow of fluid or fluent solid material wherein the fluid passes through a meter in a continuous flow
    • G01F1/74—Devices for measuring flow of a fluid or flow of a fluent solid material in suspension in another fluid
    • G—PHYSICS
    • G01—MEASURING; TESTING
    • G01F—MEASURING VOLUME, VOLUME FLOW, MASS FLOW OR LIQUID LEVEL; METERING BY VOLUME
    • G01F1/00—Measuring the volume flow or mass flow of fluid or fluent solid material wherein the fluid passes through a meter in a continuous flow
    • G01F1/05—Measuring the volume flow or mass flow of fluid or fluent solid material wherein the fluid passes through a meter in a continuous flow by using mechanical effects
    • G01F1/34—Measuring the volume flow or mass flow of fluid or fluent solid material wherein the fluid passes through a meter in a continuous flow by using mechanical effects by measuring pressure or differential pressure
    • G01F1/36—Measuring the volume flow or mass flow of fluid or fluent solid material wherein the fluid passes through a meter in a continuous flow by using mechanical effects by measuring pressure or differential pressure the pressure or differential pressure being created by the use of flow constriction
    • G01F1/363—Measuring the volume flow or mass flow of fluid or fluent solid material wherein the fluid passes through a meter in a continuous flow by using mechanical effects by measuring pressure or differential pressure the pressure or differential pressure being created by the use of flow constriction with electrical or electro-mechanical indication
    • G—PHYSICS
    • G01—MEASURING; TESTING
    • G01F—MEASURING VOLUME, VOLUME FLOW, MASS FLOW OR LIQUID LEVEL; METERING BY VOLUME
    • G01F1/00—Measuring the volume flow or mass flow of fluid or fluent solid material wherein the fluid passes through a meter in a continuous flow
    • G01F1/05—Measuring the volume flow or mass flow of fluid or fluent solid material wherein the fluid passes through a meter in a continuous flow by using mechanical effects
    • G01F1/34—Measuring the volume flow or mass flow of fluid or fluent solid material wherein the fluid passes through a meter in a continuous flow by using mechanical effects by measuring pressure or differential pressure
    • G01F1/36—Measuring the volume flow or mass flow of fluid or fluent solid material wherein the fluid passes through a meter in a continuous flow by using mechanical effects by measuring pressure or differential pressure the pressure or differential pressure being created by the use of flow constriction
    • G01F1/40—Details of construction of the flow constriction devices
    • G01F1/44—Venturi tubes
    • G—PHYSICS
    • G01—MEASURING; TESTING
    • G01F—MEASURING VOLUME, VOLUME FLOW, MASS FLOW OR LIQUID LEVEL; METERING BY VOLUME
    • G01F1/00—Measuring the volume flow or mass flow of fluid or fluent solid material wherein the fluid passes through a meter in a continuous flow
    • G01F1/76—Devices for measuring mass flow of a fluid or a fluent solid material
    • G01F1/86—Indirect mass flowmeters, e.g. measuring volume flow and density, temperature or pressure
    • G01F1/88—Indirect mass flowmeters, e.g. measuring volume flow and density, temperature or pressure with differential-pressure measurement to determine the volume flow

Landscapes

  • Physics & Mathematics (AREA)
  • Fluid Mechanics (AREA)
  • General Physics & Mathematics (AREA)
  • Measuring Volume Flow (AREA)

Abstract

Способ включает следующие шаги:
(а) на основе электромагнитного измерения определяют диэлектрическую проницаемость многокомпонентной смеси,
(б) определяют плотность многокомпонентной смеси,
(в) получают значения температуры и давления,
(г) на основе результатов, полученных по завершении шагов (а)-(в), и знания значений плотности и диэлектрической проницаемости компонентов текучей смеси вычисляют долю водной фракции многокомпонентной смеси. Способ также включает определение доли жидкой фракции и расходов многокомпонентной смеси, предусматривающее следующие шаги:
д) вычисление статистического параметра, связанного с указанным электромагнитным измерением,
е) на основе статистического параметра, определенного на шаге (д), и доли водной фракции, вычисленной на шаге (г), вычисляют долю жидкой фракции, используя график, полученный эмпирическим путем,
ж) определяют скорость многокомпонентной смеси,
з) на основе результатов, полученных по завершении шагов (а)-(ж), вычисляют расход индивидуальных компонентов многокомпонентной смеси.
Технический результат - повышение точности измерений, а также обеспечение устойчивости по отношению к неопределенности конфигурационных параметров. 2 н. и 27 з.п. ф-лы, 8 ил.

Description

Область техники
Настоящее изобретение относится к способу и устройству (аппарату), предназначенным для измерения индивидуальных компонентов многофазной текучей среды, содержащей преимущественно газ, в соответствии с ограничительными частями соответственно п.п.1 и 18 формулы изобретения.
Уровень техники
В нефтяной промышленности с начала 1980-х годов возникла проблема измерения свойств смесей нефть-вода-газ. С тех пор начались масштабные исследования, направленные на создание прибора (расходомера), пригодного для применения в производственной среде с целью измерения параметров трехфазного потока.
Под понятием "многофазный поток" в нефтегазовой промышленности обычно имеют в виду смесь жидких сред и газа, в которой количество свободного газа, обозначаемое также аббревиатурой GVF (gas void fraction, объемное содержание газа), составляет величину менее 90-95% объема трубы. Многофазный поток со значениями GVF в интервале 95-99,99% обычно рассматривают как влажный газ (газ с повышенным содержанием жидких углеводородов), в котором жидкий компонент представляет собой воду и конденсат (легкие фракции нефти). Для типичных буровых скважин, производящих влажный газ, значение GVF превышает 97% и в большинстве случаев лежит в интервале 99,5-99,9%.
Как будет показано далее, для измерений многофазных потоков и влажных газов существуют несколько методов и известных измерителей расхода. Необходимо, чтобы такие приборы обладали приемлемой точностью (допустимая погрешность для каждой фазы обычно составляет ±5% расхода) и надежностью, были неинтрузивными (не создавали возмущений в потоке), не зависели от режима потока и были пригодными для применения во всем диапазоне содержаний компонентов. Несмотря на большое количество технических решений, предложенных в последние годы, ни один из трехфазных расходомеров для влажного газа, появившихся на рынке, всем указанным требованиям все же не отвечает. В добавление к требованиям, предъявляемым к качеству измерений, прибор должен надежно работать в опасной и коррозионной среде, находясь, например, на нескольких тысячах метров ниже уровня моря. Внутри трубы скорость потока многофазной текучей среды может достигать 1-50 м/с при давлении, превышающем 108 Н/м2, и температуре выше 200°С. Кроме того, на пути такого потока часто встречается песок, который может разрушать внутреннее
пространство прибора.
Расходомеры для влажного газа находят все большее применение в измерениях, связанных с тестированием скважин и с идентификацией добываемого сырья. Чтобы оптимизировать разработку и срок службы нефтяного/газового месторождения, нужно предоставить оператору возможность регулярно отслеживать дебит каждой скважины. Обычно для этого используют замерный сепаратор. Однако эти приборы дорого стоят, занимают ценное пространство на эксплуатационной платформе и требуют длительного времени для осуществления контроля скважины, поскольку при этом нужно стабилизировать режимы потока. Кроме того, замерные сепараторы обеспечивают только умеренную точность (обычно погрешность составляет ± 5-10% расхода каждой фазы), и их нельзя применять для непрерывного мониторинга скважины. Расходомеры для влажного газа можно было бы использовать в первую очередь вместо замерного сепаратора, а в перспективе - в качестве стационарного оборудования, установленного на каждой скважине. Такое устройство сократило бы производственные потери, связанные обычно с тестированием скважины и для типичной морской платформы оцениваемые как приблизительно 2%. Измерение исходных потоков требуется в том случае, когда с целью упрощения производства для транспортировки продукта, добытого из нескольких скважин различных компаний, используют общий трубопровод. В настоящее время эта проблема решается путем пропускания продукта каждой скважины через замерный сепаратор до поступления в общий трубопровод. Однако при этом, кроме описанных выше недостатков такого сепаратора, требуется также выделение тестовых трубопроводов, ведущих к каждой скважине. При проведении раздельных измерений стационарно установленный расходомер для влажного газа обеспечил бы существенные преимущества.
В резервуаре углеводородов пластовая вода представляет собой обычно соленую воду. В нормальных условиях скважина вообще не должна выдавать пластовую воду. В действительности присутствие пластовой воды в трубопроводе в добавление к агрессивной коррозии трубопровода может привести к формированию в нем гидратов и осадков. Если полевому оператору известно количество пластовой и свежей воды (т.е. количество суммарной водной фракции) в скважине, в поток, поступающий из скважины, можно ввести химические ингибиторы, ограничив тем самым нежелательные воздействия воды. В альтернативном варианте предусмотрена возможность изменить дебит скважины с целью сведения к минимуму или хотя бы понижения производства пластовой воды или отключить скважину полностью и продублировать инфраструктуру трубопровода. В особой степени это важно для измерения содержания пластовой и свежей воды в подводных скважинах с дистанционным управлением, т.к. стоимость трубопроводов в такой установке крайне высока. Распространенным правилом для большинства подводных установок является подключение скважин к общему трубопроводу и перенос многофазной текучей среды в систему подготовки продукции скважин к транспортировке. Такая система может находиться в нескольких сотнях километров от установки, расположенной на морском дне, т.е. по дну проходят длинные трубы, транспортирующие многофазную среду. Таким образом, в отсутствие расходомера, предназначенного для влажного газа и способного провести точное измерение количества производимой воды, обнаружение и идентификация скважины, продуцирующей соленую воду, может занять несколько месяцев.
Кроме того, необходимо, чтобы расходомер для влажного газа обладал устойчивостью по отношению к неопределенности конфигурационных параметров. Применительно к имеющимся в продаже расходомерам указанного назначения к типичным параметрам такого рода относятся плотность, диэлектрическая проницаемость (диэлектрическая постоянная), массовые коэффициенты поглощения и данные о вязкости по всем текучим средам, содержащимся во влажном газе. У тех расходомеров, у которых разделение жидкости и газа имеет в своей основе измерение плотности влажного газа и известные значения плотности для газовой и жидкой фаз, результаты измерений содержания жидких фракций (воды и нефти) сильно зависят от плотности газа. Фактически, значение плотности для газа задает начальную точку для измерения жидкой фракции. В наиболее реальных практических приложениях неопределенность измерений плотности газа может составлять величину порядка 2-7% и существенно варьирует во времени в зависимости от изменений состава в резервуаре. Для жидких компонентов это может привести к значительным погрешностям измерения, которые могут легко достигать уровня нескольких сотен процентов. В случае типичного приложения, связанного с влажным газом и рабочим давлением 150×105 Н/м2, измеренная плотность смеси (влажного газа) может составлять 112,7 кг/м3. Если плотности газа и конденсата (нефти) равны соответственно 110 кг/м3 и 650 кг/м3, вычисленное значение GVF равно 99,5%, т.е. жидкость в трубе составляет 0,5% объема. С другой стороны, если плотность газа была определена с ошибкой 5%, т.е. истинная плотность газа равнялась не 110 кг/м3, а 104,5 кг/м3, вычисленное значение GVF составит 98,5%, что отвечает 1,5% жидкой фракции. Для приведенного примера изменение плотности газа на 5% вызывает при измерении жидкой фракции (и расхода жидкости) ошибку 200%. Если измеренная плотность смеси была несколько меньше (например, 111,35 кг/м3), значение GVF, вычисленное на основе плотности газа 110 кг/м3, становится равным 99,75%, что отвечает 0,25% жидкой фракции. Опять-таки, если плотность газа была определена с ошибкой 5%, т.е. истинная плотность газа равнялась не 110 кг/м3, а 104,5 кг/м3, вычисленное значение GVF составит 98,75%, что отвечает 1,25% жидкой фракции, а это вызовет для жидкой фракции ошибку измерения 400%. Таким образом, по мере увеличения в трубе содержания газовой фракции неопределенность измерения для жидких компонентов, связанная с неопределенностями плотности газа, возрастает по экспоненте.
При использовании измерительного прибора для влажного газа любая ошибка при измерении жидкой фракции непосредственно соотносится с соответствующей ошибкой в вычисленных расходах, поскольку указанные расходы определяются умножением измеренных значений содержаний компонентов на скорость текучих сред, текущих по трубе.
Несколько примеров имеющихся в продаже неинтрузивных измерительных приборов для многофазной среды приведены в патентных документах US 5103181, US 6097786, US 5135684 и WO 2007/129897. Для измерения плотности смеси используют радиоизотопный плотномер, а полученные таким образом данные применяют (непосредственно или косвенно) для разделения многофазной смеси на жидкость и газ. Как уже отмечалось в приведенном выше примере, измерительные приборы подвержены существенному влиянию со стороны любых неизвестных изменений или отклонений плотности газа.
Хорошо известно, что состав многофазной смеси можно определить, основываясь на измерении граничной частоты трубы. Примеры таких устройств можно найти в патентных документах US 4423623, US 5455516, US 5331284, US 6614238, US 6109097 и US 5351521, в которых описаны способы указанного назначения и типа, использующие в своей основе измерения потерь или фазы при различных частотах. Однако все эти способы очень сильно зависят от изменений плотности газа в случае большой газовой фракции и не могут обеспечить точное измерение жидких компонентов влажного газа.
Устройства для измерения расходов многофазной текучей среды хорошо известны. В основу их работы может быть заложена кросс-корреляция детектированных изменений сигналов, измеренных в жидких и газовых включениях потока. При передаче несущего сигнала в поток и измерении соответствующего отклика принятый сигнал содержит информацию об изменениях в потоке в виде изменения (ослабления) амплитуды, а также изменений фазы или частоты вследствие возмущающих воздействий. Проведя измерения в двух сечениях трубы, расположенных на известном расстоянии друг от друга, можно получить два сигнала, разнесенные во времени на интервал, равный времени прохождения многофазного потока между указанными сечениями. Примеры таких устройств на основе электромагнитного несущего сигнала приведены в патентных документах US 4402230, US 4459858, US 4201083, US 4976154, WO 94/17373, US 6009760 и US 5701083.
Другие устройства для измерения расходов могут иметь в своей основе измерения перепада давлений при прохождении потока через сужение трубы, например, через трубку Вентури, дроссельную диафрагму, конус или смеситель потока. Примеры таких устройств можно найти в патентных документах US 4638672, US 4974452, US 6332111, US 6335959, US 6378380, US 6755086, US 6898986, US 6993979, US 5135684, WO 00/45133 и WO 03/034051. Однако для всех из них действуют те же ограничения, что и в приведенном выше примере, т.е. любая допущенная ошибка при определении плотности газа может вызвать существенные ошибки в измеренном расходе жидкости.
Известны также расходомеры, использующие для определения состава многофазного потока статистическую информацию, полученную из потока. Один такой пример можно найти в патентном документе US 5576974. Типичная особенность этих устройств заключается в том, что для обеспечения надежного результата в любых практических приложениях они чересчур полагаются на статистическую информацию. Так, в указанном документе содержания как водной, так и газовой фракции вычисляются на основе микроволнового измерения. Статистическая изменчивость микроволнового сигнала, проходящего через поток влажного газа или отраженного от него, связана как с размером и числом включений в форме капелек жидкости, так и с количеством воды в таких включениях. Как повышение числа включений, так и увеличение количества воды в капельках жидкости приводят к росту статистической изменчивости микроволнового сигнала. Таким образом, устройство, описанное в US 5576974, которое функционирует только на основе информации, полученной от датчиков одного типа, не будет обладать способностью надежно различать вариации состава, вызванные изменением отношения вода/нефть относительно изменения отношения газ/жидкость. Дополнительно усложнит интерпретацию статистической информации любое присутствие жидкой пленки в трубе, т.к. присущее жидкой пленке изменение во времени происходит, по сравнению с капельками жидкости, на совершенно другой частоте. Другие устройства такого типа могут оказаться нечувствительными к небольшим изменениям, вызванным наличием маленьких капелек жидкости в газовой фазе, вследствие того, что во многих случаях эти капельки могут быть диспергированы в виде мелкодисперсного тумана, что затрудняет детектирование небольших изменений с помощью воспринимающей аппаратуры, основанной на вариациях звука, давления и других подобных параметров. В патентном документе GB 2221042 приведен пример измерительного способа, который полностью опирается на статистические методы, основанные на применении простых датчиков, неспособных обеспечить точное измерение в условиях потока влажного газа. Применение данного способа может привести также к нестабильным измерениям, поскольку измеренным параметрам может отвечать несколько решений (т.е. несколько комбинаций пропорций нефтяной, водной и газовой фракций).
Раскрытие изобретения
Настоящее изобретение направлено на преодоление перечисленных ограничений, свойственных известным решениям.
Изобретение направлено также на решение следующих задач:
- обеспечение возможности точных измерений расходов нефти, воды и газа для влажного газа,
- обеспечение возможности точного измерения доли жидкой фракции влажного газа, когда такие характеристики газа, как плотность и диэлектрическая проницаемость, известны с большой неопределенностью,
- обеспечение возможности точного измерения доли жидкой фракции влажного газа, когда такие характеристики газа, как плотность и диэлектрическая проницаемость, изменяются во времени,
- обеспечение возможности точного измерения долей жидкой и газовой фракций, когда жидкость присутствует в газовой фазе в виде включений (капелек),
- обеспечение возможности точного измерения доли жидкой фракции, когда жидкость присутствует в газовой фазе в виде капелек в комбинации с жидкой пленкой, расположенной вдоль стенки трубы,
- разработка компактной конструкции, предназначенной для задания режима потока и проведения измерений,
- обеспечение возможности применения простых и стандартных калибровок многофазного расходомера,
- обеспечение возможности применения простых и стандартных поверок многофазного расходомера,
- создание многофазного расходомера, обеспечивающего высокую точность измерений в условиях потока, представляющего собой влажный газ,
- создание небольшого скачка давления в трубопроводе для влажного газа,
- разработка неинтрузивного устройства, предназначенного для проведения измерений расхода потока влажного газа,
- обеспечение возможности компактного размещения расходомера для влажного газа,
- разработка компактной механической конструкции, предназначенной для проведения измерений.
Изобретение согласно п.1 формулы предлагает способ определения расходов текучей среды, текущей по трубе и представляющей собой многокомпонентную смесь, состоящую из газа и по меньшей мере одной жидкости.
Способ по изобретению включает следующие шаги:
(а) на основе электромагнитного измерения определяют диэлектрическую проницаемость многокомпонентной смеси,
(б) определяют плотность многокомпонентной смеси,
(в) получают значения температуры и давления,
(г) на основе знания плотностей и диэлектрических постоянных компонентов текучей смеси и исходя из результатов, полученных по завершении шагов (а)-(в), вычисляют долю водной фракции многокомпонентной смеси.
При этом способ по изобретению характеризуется тем, что включает определение доли жидкой фракции и расходов многокомпонентной смеси с использованием следующих шагов:
д) вычисляют статистический параметр, связанный с указанным электромагнитным измерением,
е) на основе статистического параметра, полученного на шаге (д), и доли водной фракции, вычисленной на шаге (г), вычисляют долю жидкой фракции, используя график, полученный эмпирическим путем,
ж) определяют скорость многокомпонентной смеси и
з) на основе результатов, полученных по завершении шагов (а)-(ж), вычисляют расход индивидуальных компонентов многокомпонентной смеси.
Признаки, характеризующие аппарат согласно изобретению, раскрыты в независимом п.18 формулы изобретения.
Предпочтительные варианты осуществления изобретения раскрыты в зависимых п.п.2-17 и 19-29 формулы изобретения.
Краткое описание чертежей
Далее будет приведено более подробное описание изобретения со ссылками на прилагаемые чертежи, где:
на фиг.1 схематично представлены основные компоненты изобретения,
фиг.2 схематично иллюстрирует, в продольном сечении, вариант осуществления аппарата согласно изобретению, предназначенного для измерения долей и расходов нефтяной, водной и газовой фракций,
на фиг.3 представлен график зависимости статистического электрического параметра от доли жидкой фракции влажного газа,
на фиг.4 в виде функции от времени представлена измеренная доля жидкой фракции влажного газа в сравнении со стандартной (опорной) величиной,
фиг.5-8 в продольном сечении схематично иллюстрируют различные варианты осуществления аппарата согласно изобретению, предназначенного для проведения электромагнитных измерений.
Осуществление изобретения
Настоящее изобретение относится к способу и аппарату, измеряющим расходы и объемные доли (относительные содержания) фракций (индивидуальных компонентов) смеси (влажного газа), текущей (текущего) по трубе. Аппарат согласно изобретению содержит пять компонентов, показанных на фиг.1, а именно секцию трубы 1, устройство 2, измеряющее скорость указанной смеси, устройство 3, измеряющее долю водной фракции указанной смеси, устройство 4, измеряющее плотность указанной смеси, и устройство 5, измеряющее статистическую изменчивость указанной смеси. Поток смеси может быть направлен как вверх, так и вниз. Кроме того, аппарат можно располагать горизонтально или под любым другим углом, хотя предпочтительные ориентации соответствуют направлениям потока вертикально вверх и вертикально вниз. Устройство содержит также компоненты, измеряющие температуру и давление и предназначенные для использования в целях компенсации. Однако для упрощения понимания изобретения указанные компоненты из чертежей и описания исключены. Некоторые из перечисленных компонентов можно скомбинировать друг с другом, как это показано на фиг.2, где устройство на основе антенн 14, проводящее измерение диэлектрической проницаемости, может быть использовано также для измерения статистической изменчивости потока.
Далее, для измерения скорости влажного газа можно в качестве расходомера устройства использовать трубку Вентури. Указанная трубка состоит из сужающейся секции 10, переходящей в узкий канал 11 трубы 1. Измеряя посредством датчика 6 давление 7 выше по течению потока и давление 8 в узком канале, можно определить расход текучей среды (текучих сред). Предпочтительное направление потока показано стрелкой 9.
Содержание водной фракции влажного газа и его плотность можно определить, комбинируя данные, полученные от гамма-детектора 16 (этот детектор измеряет гамма-фотоны, излученные гамма-источником 15), с электрическими измерениями в радиочастотном диапазоне, проводимыми с помощью антенн 14. Указанные антенны 14 представляют собой, в сущности, коаксиальные проводники, введенные в трубу. Способ определения плотности влажного газа и доли водной фракции в нем с использованием аппарата по фиг.2 известен специалистам в этой области и описан также в патентном документе WO 2007/129897.
Далее, электрическое измерение, проводимое с использованием антенн 14, можно использовать для измерения статистической изменчивости потока. Предпочтительно электрическое измерение, непосредственно масштабированное относительно диаметра трубы, поскольку диаметр капелек также соотносится с этим диаметром. Хорошо пригодны такие электрические параметры, как граничная частота трубы как волновода, фазовая или частотная характеристика волны, отражаемой от участка трубы с измененным диаметром (например, от расширяющегося участка 12 трубки Вентури), измеренный коэффициент фазы или затухания для электромагнитной волны, распространяющейся внутри трубы, а также резонансная частота объемного резонатора или объемной конструкции, расположенных в трубе. Фактически можно использовать любые измерения потерь или фазы для электромагнитной волны, распространяющейся внутри трубы или отраженной от среды, текущей по трубе.
Предпочтительно, чтобы длина волны измеряемого сигнала была небольшой. Тогда указанный сигнал способен детектировать малые отклонения, вызванные маленькими капельками жидкости. Сигналы с короткими длинами волн используются большинством устройств, основанных на измерении граничной частоты, частоты резонансной полости внутри трубы, характеристик отражения, а также коэффициента фазы или затухания распространяющейся электромагнитной волны. Типичный интервал частот составляет 100-5000 МГц. Конкретный выбор частоты в этом интервале зависит от диаметра трубы, однако, допустимы как более высокие, так и более низкие частоты. Примеры, поясняющие получение большинства из указанных электрических параметров с использованием аппарата по фиг.2, подробно раскрыты в WO 2007/129897 и WO 2005/057142, содержание которых включено в данное описание посредством ссылок на них. Кроме того, предусмотрена возможность использовать в качестве электрического сигнала резонансную частоту резонансной полости внутри трубы. Пример устройства, пригодного для этой цели, можно найти в WO 03/034051. Указанное устройство можно применять также и для измерения доли водной фракции влажного газа. Для измерения диэлектрической проницаемости и доли водной фракции многофазных текучих сред широко используются также датчики емкости и индуктивности. Электрические сигналы, полученные от таких датчиков, можно применить и в данном случае, однако указанные устройства менее пригодны из-за низкой частоты, т.е. большой длины волны электрических сигналов. Таким образом, эти устройства менее пригодны для улавливания небольших изменений, требуемых для точных измерений жидкости во влажном газе.
После проведения измерения статистической изменчивости и доли водной фракции можно итеративным образом, используя эмпирически выведенное соотношение, представленное на фиг.3, получить долю жидкой фракции влажного газа.
На фиг.3 ось Х (17) соответствует статистическому стандартному отклонению измеренного отражения или граничной частоты трубы как волновода, умноженному на масштабный множитель, являющийся функцией содержания воды в жидкой фазе. Ось Y (18) соответствует доле жидкой фракции (вода + конденсат) в процентах от общего объема трубы.
Данный график, полученный на основе эмпирических измерений газа, конденсата и воды на поверочном оборудовании фирмы Statoil в городе Корсте при рабочем давлении 120×105 Н/м2, справедлив и для смеси включение/газ. Используя поправочный коэффициент, его можно модифицировать также и для приложений, в которых в комбинации с капельками жидкости некоторое количество жидкости содержится в виде пленки, расположенной вдоль стенки. Указанный коэффициент можно получить на основе эмпирических измерений.
Таким образом, процедура определения состава влажного газа сводится к следующему.
1) Проводят электрическое измерение, например, коэффициента фазы или коэффициента затухания распространяющейся электромагнитной волны, граничной частоты трубы, частоты при отражении или резонансной частоты. Примеры, поясняющие, каким образом можно получить некоторые из этих параметров, описаны в патентных документах WO 2007/129897 и WO 2005/057142.
2) Измеряют плотность влажного газа, используя денситометр (15, 16) на основе гамма-излучения, как это описано в указанных патентных документах.
3) Вычисляют долю водной фракции влажного газа (например, в многофазной смеси). Примеры, поясняющие проведения этого шага, можно найти в указанных патентных документах. Предполагается, что до начала вычислений, в дополнение к диэлектрической проницаемости (диэлектрической постоянной) и массовому затуханию нефти, газа и воды, известна плотность перечисленных фаз. В патентном документе WO 2007/129897 приведена дополнительная информация о том, как можно получить эти параметры.
4) На основе значения доли водной фракции, вычисленной на шаге 3, и первой оценки доли жидкой фракции вычисляют соотношение вода/жидкость (СВЖ), т.е. процентное содержание воды в жидкой фракции. В качестве оценки доли жидкой фракции в первом приближении можно принять значение доли водной фракции, вычисленной на шаге 3, или результат соответствующего предварительного расчета.
5) Для электрического измерения, проведенного на шаге 1, вычисляют статистический параметр, например стандартное отклонение, полученное после 10-100 измерений. Предусмотрена возможность использовать также меньшее или большее количество измерений, однако слишком малое и слишком большое количества измерений могут привести соответственно к повышению их неопределенности и к нежелательному динамическому режиму, такому как медленный отклик в ответ на быстрые изменения содержания жидкости.
6) Вычисляют поправочный коэффициент, зависящий от экспериментально выведенного параметра СВЖ, и умножают на него статистический параметр, полученный на шаге 5, чтобы определить координату на оси Х (17) для значения 19 на графике 20 (см. фиг.3).
7) Применяют график 20 для вычисления доли жидкой фракции влажного газа (значений по оси 18).
8) Вычисляют обновленное значение параметра СВЖ, используя значения долей жидкой и водной фракций, полученные соответственно на шаге 7 и шаге 3, и повторяют шаги 6-8 до тех пор, пока вычисленный параметр СВЖ не примет стабильное значение.
По завершении шагов 1-8 состав влажного газа (т.е. процентное содержание нефти, воды и газа) можно считать определенным. Главным фактором при получении значения доли жидкой фракции влажного газа является график, представленный на фиг.3. Поскольку вид этого графика зависит главным образом от статистической изменчивости электрического сигнала и доли водной фракции влажного газа, а измерение указанной доли, являющееся результатом шагов 1-3, мало зависит от ошибок при определении плотности газа, измерение доли жидкой фракции (и параметра GVF) оказывается фактически независимым от существенных погрешностей значения указанной плотности. Так как доля водной фракции определена посредством независимого расчета, без какого-либо использования статистического параметра, вычисленного на шаге 5, алгоритм измерения во время шагов 1-8 приобретает устойчивость в том смысле, что он исключает неконтролируемое повышение результатов расчета доли жидкой фракции или множественность расчетных решений. Объясняется указанная устойчивость следующим образом. Как увеличение содержания жидкой фазы, так и повышение доли водной фракции с помощью поправочного коэффициента, зависимого от параметра СВЖ, приводят к увеличению значения по оси Х (17) (см. фиг.3). Однако, поскольку водную фракцию вычисляют в ходе шагов 1-3, т.е. до вычислительного цикла, использующего график 20 по фиг.3, доля водной фракции оказывается зафиксированной, и во время итерационного цикла, проводимого на шагах 6-8, изменяется только доля жидкой фракции.
На фиг.4 представлены результаты тестирования описанного способа. Тестирование проводили в исследовательском центре South West Research Center (Техас) с использованием давления 120×105 Н/м2. Оси Х (22) и Y (21) соответствуют периоду времени, составляющему 3000 с, и значениям параметра GVF (доля газовой фракции). Жирная линия 25 отвечает опорной доле газовой фракции, а тонкая линия 26 - соответствующей доле, измеренной согласно изобретению. Зная доли нефтяной (конденсированной), водной и газовой фракций, а также плотность нефти, воды и газа, можно с помощью расходомера 2 определить скорость многофазной текучей среды.
Функцию устройства, определяющего скорости фракций, может выполнять устройство 6, в основу работы которого заложено измерение скачка давления, такое как трубка Вентури, или устройство, использующее приемы кросс-корреляции, как это описано в патентных документах WO 2007/129897 и WO 2005/057142. Кроме того, предусмотрена возможность применения других модификаций устройства 2, основанных на измерении дифференциального давления, таких как конус или дроссельная диафрагма, а также расходомерные трубы. Принципы таких измерений хорошо известны, а дополнительную информацию, поясняющую применение указанных устройств, можно найти в справочнике Handbook of Multiphase Metering, изданном организацией Norwegian Society for Oil and Gas Measurement.
Если в дополнение к площади поперечного сечения трубы известна также скорость жидкого и газового компонентов влажного газа, можно легко вычислить соответствующий расход индивидуальных компонентов (нефть, вода и газ).
Фактически, способ, описанный в виде шагов 1-8, обеспечивает возможность подсчета включений, содержащихся в газовой фазе. Используя соответствующие модели для вычисления расхода влажного газа, основанные на применении трубки Вентури согласно публикации S.Geraldine et al. "New correction method for wet gas flow metering based on two phase flow modeling: Validation on industrial Air/Oil/Water tests at low and high pressure" (26th International North Sea Flow Measurement Workshop - 2008) [1], в дополнение к скорости газа можно определить скорость капельки и ее диаметр, а также толщину и скорость жидкой пленки. Эту информацию можно использовать для получения дополнительных поправочных коэффициентов к графику 20, представленному на фиг.3. Указанные коэффициенты, исходя из эмпирически выведенных корреляций, можно получить следующим образом.
1) Проводят электрическое измерение, например коэффициента фазы или коэффициента затухания распространяющейся электромагнитной волны, граничной частоты трубы или частоты при отражении, как этот описано в патентных документах WO 2007/129897 и WO 2005/057142.
2) Измеряют плотность влажного газа, используя денситометр (15, 16) на основе гамма-излучения, как это описано в указанных патентных документах.
3) Вычисляют долю водной фракции влажного газа (например многофазной смеси), как это описано в указанных патентных документах. Предполагается, что до начала вычислений, в дополнение к диэлектрической проницаемости (диэлектрической постоянной) и массовому затуханию нефти, газа и воды, известна плотность перечисленных текучих сред. В патентном документе WO 2007/129897 приведена дополнительная информация о том, как можно получить эти параметры.
4) На основе значения доли водной фракции, вычисленной на шаге 3, и первой оценки доли жидкой фракции вычисляют соотношение вода/жидкость (СВЖ), т.е. процентное содержание воды в жидкой фракции. В качестве оценки доли жидкой фракции в первом приближении можно принять значение доли водной фракции, вычисленной на шаге 3, или результат соответствующего предварительного расчета.
5) Для электрического измерения, проведенного на шаге 1, вычисляют статистический параметр, например стандартное отклонение для проведенных 10-100 измерений. Предусмотрена возможность использовать также меньшее или большее количество измерений, однако, слишком малое и слишком большое количества измерений могут привести соответственно к повышению их неопределенности и к нежелательному динамическому режиму, такому как медленный отклик в ответ на быстрые изменения содержания жидкости.
6) Вычисляют поправочный коэффициент, зависящий от экспериментально выведенного параметра СВЖ, поправочный коэффициент для диаметра капельки и поправочный коэффициент для доли пленочной фракции и умножают указанные коэффициенты на статистический параметр, полученный на шаге 5, чтобы определить координату на оси Х (17) для значения 19 на графике 20 (см. фиг.3).
7) Применяют график 20 для вычисления доли жидкой фракции (ось Y) влажного газа.
8) Вычисляют обновленное значение параметра СВЖ, используя значения долей жидкой и водной фракций, полученные соответственно на шаге 7 и шаге 3, и повторяют шаги 6-8 до тех пор, пока вычисленный параметр СВЖ не примет стабильное значение.
9) В дополнение к толщине пленки и диаметру капелек, используя способ и модели, описанные в публикации [1], вычисляют скорость капелек, скорость жидкой пленки и скорость газа, исходя из значений долей фракций, измеренных на шаге 8, и на основе измеренного перепада давления трубки Вентури.
10) Повторяют шаги 6-9 до тех пор, пока все параметры, вычисленные на шаге 9, не примут стабильные значения.
В дополнение к компонентам, описанным выше, измерительный прибор содержит также компоненты, предназначенные для проведения электрических измерений, и компьютер, осуществляющий вычисления. Принципы реализации электроники и программного обеспечения, требуемых для проведения указанных измерений и вычислений, хорошо известны.
Способы на основе пропускания и отражения, предназначенные для определения характеристик материала, хорошо известны (см. например, фиг.5 и 6). Электромагнитные способы могут использовать щелевую антенну (излучающую щель) 23, проходящую через стенку, или коаксиальный кабель 24 с открытым концевым выводом, как это показано соответственно на фиг.5 и 6. Импульс или непрерывный частотный сигнал подается на коаксиальный кабель 24. На основе измерения изменений амплитуды и фазы волны, отраженной обратно на указанный кабель, можно определить диэлектрическую проницаемость материала внутри трубы. Конструкция и принципы действия датчиков, работающих на пропускание и отражение (см. фиг.5 и 6), подробно описаны в публикациях Chen et al. "Microwave Electronics - measurement and material characterization" (Wiley, 2004) и "Permittivity Measurements of Thin Liquid Film Layers using open-ended Coaxial Probes" (Meas. Sci. Technol., 7, 1966, pp.1164-1173).
Как показано на фиг.7, для проведения электромагнитных измерений можно использовать также две антенны. Указанные антенны представляют собой коаксиальные проводники, отделенные от стенки трубы изолирующим материалом и введенные в трубу на небольшое расстояние, выполняя внутри нее функцию дипольной антенны. Передающую антенну 28 и принимающую антенну 29 можно изготовить в виде отдельного блока 27, вмонтированного в трубу, или в виде раздельных антенн. Предусмотрена также возможность разместить антенны по периметру трубы или соосно с ней, а также в виде комбинации любого осевого и радиального расположений. Описанное устройство пригодно для измерения потерь и фазы электромагнитной волны, которая проходит внутри среды, текущей по трубе.
Сходная конструкция, также предназначенная для проведения электромагнитных измерений, но имеющая в своей основе три антенны, показана на фиг.8. Указанные антенны также представляют собой коаксиальные проводники, отделенные от стенки трубы изолирующим материалом и введенные в трубу на небольшое расстояние, выполняя внутри нее функцию дипольной антенны. Их можно изготовить в виде одного компактного блока 35 датчиков, как это показано на фиг.8, где передающая антенна 33 и две принимающие антенны 34, 32 электрически изолированы от металлического корпуса блока 35 керамическим или стеклянным изолирующим материалом. Указанное устройство пригодно для измерения потерь и фазы электромагнитной волны в трубе, причем его применение можно расширить также на измерение коэффициента фазы и коэффициента потерь электромагнитной волны, проходящей внутри трубы. Дополнительная информация о том, как можно использовать это устройство для получения указанных параметров, приведена в патентном документе WO 2007/129897.
В разделах описания изобретения, приведенных выше, при определении плотности влажного газа используют поглощение гамма-фотонов. Однако для определения указанной плотности можно применять также и другие средства, такие как трубка Вентури в комбинации с кросс-коррелирующим измерением скорости, комбинация нескольких массовых расходомеров с различающимися зависимостями характеристик течения потока от плотности текучей среды, или модели уравнения состояния, имеющие в своей основе углеводородный состав, для текучей среды нефть + газ. Однако предпочтительным способом определения плотности влажного газа является измерение на основе поглощения гамма-фотонов.
Долю водной фракции многофазной смеси можно также определить, используя измерения массового поглощения для двух уровней энергии (см. патентный документ US 5135684), измерительный принцип емкость/индуктивность в комбинации с массовым поглощением для единственного уровня энергии или с кросс-корреляцией и трубкой Вентури (см. соответственно патентные документы NO 304333 и WO 00/45133). Для вычисления доли жидкой фракции влажного газа описанное выше измерение доли водной фракции можно далее скомбинировать со статистическим расчетным параметром электромагнитного измерения, таким как коэффициент фазы или коэффициент затухания распространяющейся электромагнитной волны, а также с граничной частотой трубы или (при отражении) с измерением фазы или потерь волны, проходящей внутри трубы или отраженной от среды, находящейся в трубе. Чтобы провести требуемое электромагнитное измерение, определяющее для влажного газа долю жидкой фракции и расходы, можно использовать устройства, представленные на фиг.5 и 6, или любую комбинацию по меньшей мере двух антенн 14, показанных на фиг.2, вместе с любой аппаратурой для измерения доли водной фракции и плотности влажного газа.

Claims (29)

1. Способ определения расходов текучей среды, текущей по трубе и представляющей собой многокомпонентную смесь, состоящую из газа и по меньшей мере одной жидкости, включающий следующие шаги:
(а) на основе электромагнитного измерения определяют диэлектрическую проницаемость многокомпонентной смеси,
(б) определяют плотность многокомпонентной смеси,
(в) получают значения температуры и давления,
(г) на основе результатов, полученных по завершении шагов (а)-(в), и знания значений плотности и диэлектрической проницаемости компонентов текучей смеси вычисляют долю водной фракции многокомпонентной смеси,
отличающийся тем, что включает определение расходов и доли жидкой фракции многокомпонентной смеси с использованием следующих шагов:
д) вычисляют статистический параметр, связанный с указанным электромагнитным измерением,
е) на основе статистического параметра, определенного на шаге (д), и доли водной фракции, вычисленной на шаге (г), вычисляют долю жидкой фракции, используя график, полученный эмпирическим путем,
ж) определяют скорость многокомпонентной смеси и
з) на основе результатов, полученных по завершении шагов (а)-(ж), вычисляют расход индивидуальных компонентов многокомпонентной смеси.
2. Способ по п.1, отличающийся тем, что диэлектрическую проницаемость определяют на основе измерения потерь электромагнитной волны внутри трубы.
3. Способ по п.1, отличающийся тем, что диэлектрическую проницаемость определяют на основе измерения изменения фазы электромагнитной волны внутри трубы.
4. Способ по п.1, отличающийся тем, что диэлектрическую проницаемость определяют на основе измерения фазы или потерь электромагнитной волны, отраженной внутри трубы.
5. Способ по п.1, отличающийся тем, что диэлектрическую проницаемость определяют на основе электромагнитного измерения резонансной частоты внутри трубы.
6. Способ по п.1, отличающийся тем, что диэлектрическую проницаемость определяют на основе измерения потерь энергии и/или смещения фазы электромагнитной волны, отраженной от текучих сред внутри трубы.
7. Способ по п.1, отличающийся тем, что статистический параметр вычисляют, используя измерения по любому из пп.2-6.
8. Способ по любому из пп.1-7, отличающийся тем, что в качестве статистического параметра применяют стандартное отклонение.
9. Способ по любому из пп.1-7, отличающийся тем, что плотность определяют на основе измерения поглощения фотонов.
10. Способ по любому из пп.1-7, отличающийся тем, что график, полученный эмпирическим путем и используемый на шаге (е), корректируют, исходя из размера капелек жидкости.
11. Способ по любому из пп.1-7, отличающийся тем, что график, полученный эмпирическим путем и используемый на шаге (е), корректируют, исходя из наличия жидкой пленки, расположенной вдоль стенки.
12. Способ по любому из пп.1-7, отличающийся тем, что скорость измеряют на основе измерения скачка давления на сужении сечения трубы.
13. Способ по п.12, отличающийся тем, что для получения скачка давления используют трубку Вентури.
14. Способ по п.12, отличающийся тем, что для получения скачка давления используют конус.
15. Способ по п.12, отличающийся тем, что для получения скачка давления используют расходомерную трубу.
16. Способ по п.12, отличающийся тем, что для получения скачка давления используют дроссельную диафрагму.
17. Способ по любому из пп.1-7, отличающийся тем, что для определения скорости многокомпонентной смеси используют методы кросс-корреляции.
18. Аппарат для определения расходов текучей среды, текущей по трубе и представляющей собой многокомпонентную смесь, состоящую из газа и по меньшей мере одной жидкости, при этом аппарат содержит секцию трубы и следующие компоненты:
(а) электромагнитное средство для определения диэлектрической проницаемости многокомпонентной смеси,
(б) средство для определения плотности многокомпонентной смеси,
(в) средство для определения температуры и давления,
(г) средство для вычисления доли водной фракции многокомпонентной смеси, проводимого на основе знания плотностей и диэлектрических постоянных для компонентов текучей смеси, отличающийся тем, что содержит устройство для определения доли жидкой фракции и расходов многокомпонентной смеси, содержащее:
(е) математическую программу для вычисления статистического параметра,
(ж) график, полученный эмпирическим путем, и математическую программу для вычисления доли жидкой фракции многокомпонентной смеси, проводимого на основе статистического параметра и доли водной фракции,
(з) средство для измерения скорости многокомпонентной смеси и
(и) средство для вычисления расхода индивидуальных фракций многокомпонентной смеси.
19. Аппарат по п.18, отличающийся тем, что содержит средство для подачи электромагнитной энергии в секцию трубы и регистрации принятой электромагнитной энергии, поступившей из указанной секции.
20. Аппарат по п.18, отличающийся тем, что содержит средство для обеспечения электромагнитных резонансов внутри секции трубы.
21. Аппарат по п.19, отличающийся тем, что содержит средство для обеспечения электромагнитных резонансов внутри секции трубы.
22. Аппарат по любому из пп.18-20, отличающийся тем, что содержит средство для подачи электромагнитной энергии в секцию трубы и регистрации электромагнитной энергии, отраженной от указанной секции.
23. Аппарат по любому из пп.18-21, отличающийся тем, что содержит средство для измерения указанной скорости в узком канале секции трубы.
24. Аппарат по любому из пп.18-21, отличающийся тем, что содержит трубку Вентури для определения указанной скорости.
25. Аппарат по любому из пп.18-21, отличающийся тем, что содержит конус для определения указанной скорости.
26. Аппарат по любому из пп.18-21, отличающийся тем, что содержит средство для измерения указанной скорости посредством кросс-коррелирующих измерений, проводимых в двух поперечных сечениях секции трубы.
27. Аппарат по любому из пп.18-21, отличающийся тем, что содержит радиоактивный источник и детектор фотонов для определения плотности многокомпонентной смеси.
28. Аппарат по любому из пп.18-21, отличающийся тем, что выполнен с возможностью многократных измерений скачка давления для определения плотности многокомпонентной смеси.
29. Аппарат по любому из пп.18-21, отличающийся тем, что для определения плотности многокомпонентной смеси он содержит комбинацию устройства, измеряющего скачки давления, и устройства, измеряющего указанную скорость посредством кросс-корреляции.
RU2011125652/28A 2008-12-12 2009-12-14 Способ и устройство для определения состава и расхода влажного газа RU2499229C2 (ru)

Applications Claiming Priority (3)

Application Number Priority Date Filing Date Title
NO20085197A NO330911B1 (no) 2008-12-12 2008-12-12 Fremgangsmåte og apparat for måling av sammensetning og strømningsrater for en våtgass
NO20085197 2008-12-12
PCT/NO2009/000431 WO2010068117A1 (en) 2008-12-12 2009-12-14 A method and apparatus for measurement of composition and flow rates of a wet gas

Publications (2)

Publication Number Publication Date
RU2011125652A RU2011125652A (ru) 2013-01-20
RU2499229C2 true RU2499229C2 (ru) 2013-11-20

Family

ID=42026411

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU2011125652/28A RU2499229C2 (ru) 2008-12-12 2009-12-14 Способ и устройство для определения состава и расхода влажного газа

Country Status (9)

Country Link
US (1) US8960016B2 (ru)
CN (1) CN102246008B (ru)
AU (1) AU2009325211B2 (ru)
BR (1) BRPI0923113B1 (ru)
CA (1) CA2743500C (ru)
GB (1) GB2478220B (ru)
NO (1) NO330911B1 (ru)
RU (1) RU2499229C2 (ru)
WO (1) WO2010068117A1 (ru)

Families Citing this family (15)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US9909911B2 (en) 2010-02-08 2018-03-06 General Electric Company Multiphase flow measurement using electromagnetic sensors
US9927270B2 (en) 2011-12-06 2018-03-27 Schlumberger Technology Corporation Multiphase flowmeter
US10132847B2 (en) * 2011-12-06 2018-11-20 Schlumberger Technology Corporation Tomography of multiphase mixtures
EP2856124A1 (en) 2012-05-30 2015-04-08 General Electric Company Sensor apparatus for measurement of material properties
US9506791B2 (en) * 2012-12-17 2016-11-29 Los Robles Advertising, Inc. Operating a high accuracy thermal anemometer flow meter in gas stream containing liquid droplets
WO2016064744A1 (en) * 2014-10-22 2016-04-28 Sisler John R Radio frequency based void fraction determination
MX2017006077A (es) 2014-11-10 2017-07-27 Gen Electric Medicion de fracciones de fluidos multifasicos.
US9494504B2 (en) * 2014-12-17 2016-11-15 Unico, Inc. Dual component density sampler apparatus
US10996091B2 (en) 2015-07-23 2021-05-04 Khalifa University of Science and Technology System and method for real-time flow measurement in pipelines using THz imaging
NO347308B1 (en) * 2016-09-19 2023-09-11 Roxar Flow Measurement As System and method for monitoring the content of a multiphase flow
DE102017131269A1 (de) 2017-12-22 2019-06-27 Endress+Hauser Flowtec Ag Verfahren und Vorrichtung zur Milchfettmessung
NO20190211A1 (en) 2019-02-15 2020-08-17 Roxar Flow Measurement As Drift detection/compensation method for mix permittivity based WVF measurement
NO20190578A1 (en) * 2019-05-07 2020-11-09 Roxar Flow Measurement As System and method for providing measurements in a pipe
CN113836472B (zh) * 2020-06-24 2023-08-25 中国石油天然气股份有限公司 气井结垢确定方法、装置、电子设备及可存储介质
CN112507631B (zh) * 2020-11-19 2022-04-15 中国核动力研究设计院 一种窄通道流动失稳出口界限含气率限值测试方法及系统

Citations (2)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2243510C2 (ru) * 1999-01-11 2004-12-27 Флоусис Ас Измерение многофазного потока в трубопроводе
US6857323B1 (en) * 2003-09-23 2005-02-22 Mks Instruments, Inc. Two phase flow sensor using tomography techniques

Family Cites Families (40)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
JPS544169A (en) 1977-06-10 1979-01-12 Yokogawa Hokushin Electric Corp Corelation flow speed and rate meter
US4402230A (en) 1981-07-17 1983-09-06 Raptis Apostolos C Method and apparatus for measuring flow velocity using matched filters
US4423623A (en) 1981-08-24 1984-01-03 Rockwell International Corporation Microwave meter for fluid mixtures
US4459858A (en) 1981-09-18 1984-07-17 Marsh-Mcbirney, Inc. Flow meter having an electromagnetic sensor probe
US4638672A (en) 1984-09-11 1987-01-27 Ametek, Inc. Fluid flowmeter
US4683759A (en) 1985-12-23 1987-08-04 Texaco Inc. Characterization of two-phase flow in pipes
GB2186809B (en) 1986-02-21 1990-04-11 Prad Res & Dev Nv Homogenising and metering the flow of a multiphase mixture of fluids
DE3627162A1 (de) 1986-08-11 1988-02-25 Endress Hauser Gmbh Co Anordnung zur beruehrungslosen messung des volumen- oder massenstroms eines bewegten mediums
GB8817348D0 (en) 1988-07-21 1988-08-24 Imperial College Gas/liquid flow measurement
NO304333B1 (no) 1988-09-01 1998-11-30 Fluenta As FremgangsmÕte og instrument for mÕling av trekomponents medium
US5103181A (en) 1988-10-05 1992-04-07 Den Norske Oljeselskap A. S. Composition monitor and monitoring process using impedance measurements
GB8910372D0 (en) 1989-05-05 1989-06-21 Framo Dev Ltd Multiphase process mixing and measuring system
GB9122210D0 (en) 1991-10-18 1991-11-27 Marconi Gec Ltd Method for measurement of the gas and water content in oil
US5455516A (en) 1992-04-21 1995-10-03 Thermedics Inc. Meter and method for in situ measurement of the electromagnetic properties of various process materials using cutoff frequency characterization and analysis
US5331284A (en) 1992-04-21 1994-07-19 Baker Hughes Incorporated Meter and method for in situ measurement of the electromagnetic properties of various process materials using cutoff frequency characterization and analysis
FI930229A (fi) 1993-01-20 1994-07-21 Sitra Foundation Menetelmä materiaalin virtausnopeuden määrittämiseksi
US5576974A (en) 1994-04-15 1996-11-19 Texaco Inc. Method and apparatus for determining watercut fraction and gas fraction in three phase mixtures of oil, water and gas
US5597961A (en) * 1994-06-27 1997-01-28 Texaco, Inc. Two and three phase flow metering with a water cut monitor and an orifice plate
US5701083A (en) 1995-03-21 1997-12-23 Allen-Bradley Company, Inc. Apparatus for measuring consistency and flow rate of a slurry
FI105363B (fi) 1997-07-04 2000-07-31 Neles Field Controls Oy Menetelmä virtauksen mittaamiseksi ja virtausmittari
DE19728612C2 (de) 1997-07-04 2001-11-29 Promecon Prozess & Messtechnik Verfahren zur Bestimmung der in einer Zweiphasenströmung mit gasförmigem Trägermedium enthaltenen Menge festen und/oder flüssigen Materials
FR2767919B1 (fr) 1997-08-26 1999-10-29 Schlumberger Services Petrol Procede et dispositif de debitmetrie pour effluents petroliers
WO1999015862A1 (en) 1997-09-24 1999-04-01 Lockheed Martin Idaho Technologies Company Special configuration differential pressure flow meter
US6097786A (en) 1998-05-18 2000-08-01 Schlumberger Technology Corporation Method and apparatus for measuring multiphase flows
US6183154B1 (en) 1999-03-23 2001-02-06 The Gillette Company Dispenser with metering device
US6755086B2 (en) 1999-06-17 2004-06-29 Schlumberger Technology Corporation Flow meter for multi-phase mixtures
NZ515643A (en) 1999-07-02 2003-01-31 Shell Int Research Multiphase venturi flow metering method
US6335959B1 (en) 1999-10-04 2002-01-01 Daniel Industries, Inc. Apparatus and method for determining oil well effluent characteristics for inhomogeneous flow conditions
CA2391981C (en) 1999-11-19 2005-11-01 Rhino Analytics, Llc Interferometric microwave sensor
GB0017840D0 (en) 2000-07-21 2000-09-06 Bg Intellectual Pty Ltd A meter for the measurement of multiphase fluids and wet glass
GB0029055D0 (en) 2000-11-29 2001-01-10 Expro North Sea Ltd Apparatus for and method of measuring the flow of a multi-phase fluid
ATE338268T1 (de) 2001-08-20 2006-09-15 Schlumberger Services Petrol Mehrphasen-durchflussmesser mit veränderlicher venturi-düse
NO315584B1 (no) 2001-10-19 2003-09-22 Roxar Flow Measurement As Kompakt stromningsmaler
NO323247B1 (no) 2003-12-09 2007-02-12 Multi Phase Meters As Fremgangsmåte og strømningsmåler for å bestemme strømningsratene til en flerfaseblanding
US7920866B2 (en) * 2005-07-07 2011-04-05 Alcatel-Lucent Usa Inc. Method of hard handover in a wireless communication system
WO2007012989A1 (en) * 2005-07-28 2007-02-01 Koninklijke Philips Electronics N.V. Mesh fusion
ATE468480T1 (de) 2005-11-30 2010-06-15 Delphi Tech Holding Sarl Verfahren und vorrichtung zur steuerung einer brennkraftmaschine
WO2007084652A2 (en) * 2006-01-18 2007-07-26 Rosemount Inc. Wet gas indication using a process fluid differential pressure transmitter
NO326977B1 (no) * 2006-05-02 2009-03-30 Multi Phase Meters As Fremgangsmåte og innretning for måling av konduktiviteten av vannfraksjonen i en våtgass
NO324812B1 (no) 2006-05-05 2007-12-10 Multi Phase Meters As Fremgangsmåte og innretning for tomografiske multifasestrømningsmålinger

Patent Citations (2)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2243510C2 (ru) * 1999-01-11 2004-12-27 Флоусис Ас Измерение многофазного потока в трубопроводе
US6857323B1 (en) * 2003-09-23 2005-02-22 Mks Instruments, Inc. Two phase flow sensor using tomography techniques

Also Published As

Publication number Publication date
CN102246008A (zh) 2011-11-16
BRPI0923113B1 (pt) 2019-07-30
CA2743500C (en) 2016-10-04
US8960016B2 (en) 2015-02-24
GB2478220A (en) 2011-08-31
GB201108777D0 (en) 2011-07-06
AU2009325211B2 (en) 2013-09-26
NO20085197L (no) 2010-06-14
NO330911B1 (no) 2011-08-15
CA2743500A1 (en) 2010-06-17
US20110290035A1 (en) 2011-12-01
AU2009325211A1 (en) 2010-06-17
RU2011125652A (ru) 2013-01-20
CN102246008B (zh) 2013-03-27
GB2478220B (en) 2017-08-23
WO2010068117A1 (en) 2010-06-17

Similar Documents

Publication Publication Date Title
RU2499229C2 (ru) Способ и устройство для определения состава и расхода влажного газа
RU2498230C2 (ru) Способ и устройство для измерения расхода влажного газа и определения характеристик газа
US8224588B2 (en) Method and apparatus for measuring the conductivity of the water fraction of a wet gas
US7469188B2 (en) Method and flow meter for determining the flow rate of a multiphase fluid
CA2572955C (en) A method and apparatus for measuring the composition and water salinity of a multiphase mixture containing water
RU2418269C2 (ru) Способ и аппарат для томографических измерений многофазного потока
AU2013348477B2 (en) A method and apparatus for multiphase flow measurements in the presence of pipe-wall deposits
US20240151564A1 (en) Carbon dioxide multiphase flow measurement based on dielectric permittivity

Legal Events

Date Code Title Description
PC43 Official registration of the transfer of the exclusive right without contract for inventions

Effective date: 20171201