RU2569180C1 - Способ поточного измерения доли воды в смеси с углеводородной жидкостью и устройство для его реализации - Google Patents

Способ поточного измерения доли воды в смеси с углеводородной жидкостью и устройство для его реализации Download PDF

Info

Publication number
RU2569180C1
RU2569180C1 RU2014137819/28A RU2014137819A RU2569180C1 RU 2569180 C1 RU2569180 C1 RU 2569180C1 RU 2014137819/28 A RU2014137819/28 A RU 2014137819/28A RU 2014137819 A RU2014137819 A RU 2014137819A RU 2569180 C1 RU2569180 C1 RU 2569180C1
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
resonator
electromagnetic field
mixture
water
hydrocarbon liquid
Prior art date
Application number
RU2014137819/28A
Other languages
English (en)
Inventor
Дмитрий Петрович Царапкин
Валерий Анатольевич Сотсков
Григорий Антонович Павленко
Original Assignee
Общество с ограниченной ответственностью "Нефтяные и газовые измерительные технологии", ООО "НГИТ"
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 Общество с ограниченной ответственностью "Нефтяные и газовые измерительные технологии", ООО "НГИТ" filed Critical Общество с ограниченной ответственностью "Нефтяные и газовые измерительные технологии", ООО "НГИТ"
Priority to RU2014137819/28A priority Critical patent/RU2569180C1/ru
Priority to PCT/RU2015/000584 priority patent/WO2016043630A1/ru
Application granted granted Critical
Publication of RU2569180C1 publication Critical patent/RU2569180C1/ru

Links

Images

Classifications

    • G—PHYSICS
    • G01—MEASURING; TESTING
    • G01N—INVESTIGATING OR ANALYSING MATERIALS BY DETERMINING THEIR CHEMICAL OR PHYSICAL PROPERTIES
    • G01N22/00—Investigating or analysing materials by the use of microwaves or radio waves, i.e. electromagnetic waves with a wavelength of one millimetre or more
    • G01N22/04—Investigating moisture content
    • G—PHYSICS
    • G01—MEASURING; TESTING
    • G01N—INVESTIGATING OR ANALYSING MATERIALS BY DETERMINING THEIR CHEMICAL OR PHYSICAL PROPERTIES
    • G01N27/00—Investigating or analysing materials by the use of electric, electrochemical, or magnetic means
    • G01N27/72—Investigating or analysing materials by the use of electric, electrochemical, or magnetic means by investigating magnetic variables
    • G01N27/74—Investigating or analysing materials by the use of electric, electrochemical, or magnetic means by investigating magnetic variables of fluids

Landscapes

  • Physics & Mathematics (AREA)
  • Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Analytical Chemistry (AREA)
  • Health & Medical Sciences (AREA)
  • Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Biochemistry (AREA)
  • General Health & Medical Sciences (AREA)
  • General Physics & Mathematics (AREA)
  • Immunology (AREA)
  • Pathology (AREA)
  • Electrochemistry (AREA)
  • Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
  • Electromagnetism (AREA)
  • Investigating Or Analyzing Materials By The Use Of Electric Means (AREA)

Abstract

Использование: для определения объемного содержания воды в нефти. Сущность изобретения заключается в том, что способ основан на определении изменений параметров электромагнитного поля в потоке исследуемой жидкой среды при изменении ее компонентного состава, поток жидкости в зоне измерений разбивают на множество изолированных потоков, каждый из которых взаимодействует с резонатором электромагнитного поля через выделенный участок поверхности контакта, в результате чего в резонаторе формируется электромагнитное поле, обобщающее влияния всех изолированных потоков жидкости, параметры которого принимают за среднее взвешенное для совокупности потоков в изолированных каналах и сопоставляют с соответствующими показателями продукта-аналога, обладающего известными свойствами, которые могут быть эмпирически идентифицированы как доля воды в смеси с углеводородной жидкостью. Технический результат: обеспечение возможности повышения эффективности влагомера и повышения точности определения содержания воды в нефти, перекачиваемой по трубопроводу. 2 н. и 4 з.п. ф-лы, 8 ил.

Description

Область техники, к которой относится изобретение
Изобретение относится к измерительной технике показателей качества нефти, конкретно к ряду средств определения объемного содержания воды в нефти, перекачиваемой по трубопроводам (поточных влагомеров). Оно может быть использовано в нефтедобывающей промышленности для контроля качества нефти и в других отраслях, где требуется определить содержание воды в составе иной перекачиваемой жидкости, отличающейся от воды по своим физико-химическим свойствам.
Уровень техники
Известен ряд способов и устройств для определения фазового состояния газожидкостного потока, в частности влагосодержания, основанных на фиксации изменений радиофизических характеристик, конкретнее, значений диэлектрической проницаемости смеси воды с иной, в частности углеводородной (нефтью), жидкостью в зависимости от доли воды. Эта принципиальная основа принята для определения влагосодержания, в частности при создании широко известного в мировой практике семейства влагомеров компании Phase Dynamics [1] (Microprocessor Based Analyzers / Phase Dynamics, Inc.; Richardson, Texas 75081, U.S.A., 1997), [2] (Technology That Produces Precisionmeasurements / Phase Dynamics, Inc.; Richardson, Texas 75081, [http://www.phasedynamics.com]).
Эти способы определения влагосодержания предполагают гомогенность нефтепотока, поскольку только в этом случае обеспечивается однородность распределения энергии электромагнитного поля (ЭМП) в нефти. В реальности, и особенно при высокой обводненности нефти, условие гомогенности нефтепотока выполняется только в непосредственной близости от выхода встроенного в нефтепровод миксера. В процессе дальнейшего перемещения по нефтепроводу рабочая жидкость постепенно распадается (расслаивается) на отдельные компоненты с образованием слоев и фракций нефти и воды.
Данный недостаток характерен для влагомеров компании Phase Dynamics, у которых зона взаимодействия нефтепотока с ЭМП представляет собою протяженный (более 30 см) участок коаксиального волновода, погруженного в поток нефти. Однако в сплошном потоке большого сечения, особенно при высокой обводненности нефти, не удается избежать нарушения гомогенности потока. Диэлектрическая проницаемость (ДП) воды превышает ДП обезвоженной нефти примерно в 35 раз. Поэтому возникновение раздельных кластеров воды и углеводородной фазы сопровождается перераспределением энергии ЭМП в водную часть, что по своему воздействию на измерительный прибор эквивалентно увеличению влажности гомогенной среды. Соответственно, влагомер при этом показывает завышенный уровень влажности.
Известен также способ измерения влагосодержания трехкомпонентной смеси, заключающийся в зондировании потока измеряемой смеси высокочастотными электромагнитными волнами в рабочем диапазоне частот радиоволнового датчика, выполненного в виде объемного высокочастотного резонатора [3] (RU 2386953, опубл. 20.04.2010). Недостатком данного способа является то, что при большом сечении нефтепровода точность определения компонентного состава будет невысокой.
Известны также способ и устройство электроемкостной влагометрии водонефтяной эмульсии [4] (RU 2383885, опубл. 10.03.2010), заключающийся в установке на трубопровод шестиэлектродного электроемкостного преобразователя для создания зондирующего электрического поля, из которых два противолежащих электрода расположены по всей длине преобразователя, а две пары других противолежащих электродов размещены на цилиндрической или плоской поверхности на периферии многофазного потока. Недостатками данного способа являются низкая эффективность и неточность измерений при большом сечении нефтепровода.
Наиболее близким аналогом заявленного изобретения является устройство для измерения концентрации воды в нефти [5] (ЕР 0478699, 13.09.1995), содержащее коаксиальную линию передачи микроволнового излучения (СВЧ), образованную трубопроводом для приема материала и центральным проводником с оболочкой из диэлектрического материала, который предназначен для предотвращения короткого замыкания в канале передачи. Схема генератора соединена с линией передачи для генерирования микроволновой энергии на рабочей частоте и приемником сигнала, контролирующим изменение частоты, возникающей в результате изменения сопротивления генератора в связи с изменением диэлектрической проницаемости смеси. В зоне воздействия измеряется падающая и отраженная мощность для определения, какая именно эмульсия присутствует, нефть в воде или вода в нефти, с определением концентрации одной жидкости в другой при конкретной рабочей частоте. Недостатками данного способа являются низкая эффективность и неточность измерений при большом сечении нефтепровода.
Сущность изобретения
Задачей, решаемой заявляемым изобретением, является определение объемного содержания воды в нефти, перекачиваемой по трубопроводу.
Технический результат предлагаемого изобретения заключается в повышении эффективности влагомера, а именно в повышении точности определения содержания воды в нефти, перекачиваемой по трубопроводу.
Указанный технический результат достигается путем поточного измерения изменений параметров электромагнитного поля в потоке исследуемой жидкой среды при изменении ее компонентного состава, при этом поток жидкости в зоне измерений разбивают на множество изолированных потоков, каждый из которых взаимодействует с резонатором электромагнитного поля через выделенный участок поверхности контакта, в результате чего в резонаторе формируется электромагнитное поле, обобщающее влияния всех изолированных потоков жидкости, параметры которого принимают за среднее взвешенное для совокупности потоков в изолированных каналах и сопоставляют с соответствующими показателями продукта-аналога, обладающего известными свойствами, которые могут быть эмпирически идентифицированы как доля воды в смеси с углеводородной жидкостью.
Указанный способ реализован в виде поточного измерителя, содержащего корпус, состоящий из входной и выходной камер, а также цилиндрической обоймы, в которую заключен резонатор электромагнитного поля, при этом в цилиндрической обойме, по ее образующим, выполнены сквозные каналы, открытые со стороны резонатора электромагнитного поля. Корпус выполнен проточным, с концевыми фланцами, с внутренним продольным каналом и содержит поперечный стык в зоне размещения резонатора электромагнитного поля, который включает гидроизолирующую шайбу из диэлектрического материала. СВЧ-вводы резонатора выполнены в виде отрезков коаксиальной линии передачи, радиально пронизывающих корпус, центральные проводники которых заканчиваются петлями, замкнутыми на торцевую поверхность резонатора.
Краткое описание чертежей
Фиг. 1 - СВЧ-резонатор, связанный с нефтепотоком.
Фиг. 2 - Эквивалентная схема СВЧ-резонатора при включении «на проход».
Фиг. 3 - Упрощенная эквивалентная схема СВЧ-резонатора.
Фиг. 4 - Эквивалентная схема рабочей жидкости (среды).
Фиг. 5 - Структура влагомера.
Фиг. 6 - Поперечный разрез СВЧ-резонатора для случая восьми каналов.
Фиг. 7 - Продольный разрез корпуса патентуемого влагомера.
Фиг. 8 - Реализация элементов электромагнитной связи резонатора с внешними СВЧ- цепями.
Раскрытие изобретения
В предложенном способе измеряют электрофизические параметры исследуемой жидкой среды при изменении ее компонентного состава, причем поток жидкости (нефтепоток) после входной камеры, где происходит интенсивное перемешивание, разбивают в зоне измерений на множество изолированных потоков малого поперечного сечения, непосредственно примыкающих к чувствительному элементу микроволнового влагомера, а именно к резонатору электромагнитного поля. Каждый поток взаимодействует с резонатором электромагнитного поля через выделенный участок поверхности контакта, в результате чего в резонаторе формируется электромагнитное поле, обобщающее влияние всех изолированных потоков жидкости, параметры которого принимают за средне взвешенное для совокупности потоков в изолированных каналах и сопоставляют с соответствующими показателями продукта-аналога, обладающего известными свойствами, которые могут быть эмпирически идентифицированы как доля воды в смеси с углеводородной жидкостью.
Аналитическая система влагомера использует переменные параметры относительной комплексной ДП: εr=ε1-jε2, где εr - относительная комплексная ДП, ε1 - вещественная часть полной ДП, ε2 - мнимая часть полной ДП, j - мнимая единица.
Чувствительным элементом микроволнового влагомера, реагирующим на изменение комплексной ДП нефти, служит СВЧ-резонатор 1 (далее - резонатор), ЭМП которого проникает в нефтепоток 2 (Фиг. 1). Резонатор 1 связан с СВЧ-частью влагомера через вводы 3, 4.
Погрешность показаний влагомера тем меньше, чем больше относительная доля нефтепотока, участвующего во взаимодействии с тестирующим ЭМП. Предлагаемый способ измерений позволяет анализировать весь входной поток нефти, одновременно уменьшая, вплоть до полного устранения, погрешности, обусловленные неоднородностью нефтепотока в поперечном сечении входного нефтепровода. Это обеспечивается тем, что в предлагаемом способе поточного измерения доли воды в смеси с углеводородной жидкостью, основанном на определении изменений параметров ЭМП в потоке исследуемой жидкой среды при изменении ее компонентного состава, указанные недостатки известных технических решений устраняются благодаря тому, что поток жидкости на входе в зону измерений разбивается на множество изолированных потоков, каждый из которых взаимодействует с ЭМП резонатора через выделенный участок поверхности контакта.
Трансформация единого потока нефти в группу парциальных потоков малого поперечного сечения порождает вихревое движение жидкости в распределительном узле, что способствует дополнительной гомогенизации анализируемой среды непосредственно на входе в область взаимодействия с ЭМП. Дальнейшее сглаживание влияния остаточной неоднородности парциальных потоков обеспечивается тем, что формируемое в резонаторе ЭМП, отличное от поля в отсутствие потока, суммирует и автоматически усредняет влияния всех изолированных потоков жидкости.
Взаимодействие резонатора с нефтью иллюстрируется эквивалентной схемой на Фиг. 2. Имеется n парциальных каналов для пропускания рабочей жидкости. Первый канал связан с отображающим резонатор LC-контуром через сопротивление связи jXc-1, второй - через сопротивление связи jXc-2 и так далее вплоть до последнего канала с номером n. Связь резонатора с внешними цепями осуществляется через вводы 1, 2.
Поскольку поле СВЧ-резонатора суммирует частные эффекты взаимодействия со средой, совокупное воздействие среды на резонатор можно отобразить единственным сопротивлением связи jXсв (Фиг. 3). Эквивалентная схема самой среды представляется в виде параллельного соединения вещественной gш и мнимой jbш проводимостей (Фиг. 4), шунтирующих сопротивление связи jXсв. Полная проводимость среды yш=gш+jbш.
Параметры ЭМП образуют средневзвешенное для совокупности потоков в изолированных каналах. Эта величина сопоставляется с соответствующими показателями продукта-аналога, обладающего известными свойствами, которые могут быть эмпирически идентифицированы как доля воды в смеси с углеводородной жидкостью.
Примем для конкретности, что СВЧ-резонатор включен «на проход» в петлю положительной обратной связи автогенератора, замыкающуюся через вводы 3, 4 на Фиг. 1.
Наличие шунтирующей среды изменяет резонансную частоту f0 и собственную добротность резонатора Q0. Предположим, что оба входа резонатора подключены к согласованным нагрузкам, частота колебаний f в отсутствие нефтепотока в точности совпадает с f0, а значение нагруженной добротности резонатора Q рассчитывается по показаниям датчиков падающей на резонатор и прошедшей через него мощности (на рис. 3 эти датчики не показаны).
Потери в среде прямо пропорциональны значению tgδ. Поэтому значение вещественной проводимости соответствует
Figure 00000001
где для краткости обозначено t≡tgδ.
Рассмотрим вначале влияние среды на f0. При однотипных Хсв и bш (например, обе реактивности - емкости) диапазон возможных значений f0 заключен между частотами холостого хода fхх при yш=0, (то есть при заполнении каналов воздухом) и короткого замыкания fкз при |yш|=∞. Наглядный вариант реализации - замещение нефти ртутью.
Абсолютное и относительное изменения частоты между этими двумя предельными значениями равны соответственно,
Figure 00000002
где ρ - характеристическое сопротивление резонатора, p - эквивалентный коэффициент включения среды.
Для дальнейшего анализа удобно заменить параллельное соединение элементов jXсв и yш на последовательный эквивалент в виде полного вносимого в резонатор сопротивления Zвн=rвн+jXвн.
Выбирая за начало отсчета режим холостого хода, будем иметь для текущего изменения частоты Δfi=f0i-fxx соотношение
Figure 00000003
Нормируя bш относительно проводимости связи bсв=-1/Хсв, можно показать, что
Figure 00000004
где θ=bш/bсв. Поскольку Хвн является функцией двух параметров, bш и gш, изменение частоты зависит как от ε1, так и от tgδ.
Рассмотрим теперь изменение добротности резонатора под влиянием рассеяния энергии в среде. Полное сопротивление потерь резонатора r∑ складывается из собственных потерь r0, потерь r12, вносимых внешними цепями через СВЧ вводы 1, 2, и сопротивления rвн, отражающего влияние потерь в среде: r∑=r0+r12+rвн. Полное затухание резонатора δ∑ описывается линейным трехчленом
Figure 00000005
где δ0=r0/ρ, δ12=r12/ρ, δвн=rвн/ρ соответственно.
Выражение для нормированного затухания Dn, внесенного средой,
Figure 00000006
имеет вид, сходный с (3, 4), что обусловлено функциональной связью между rвн и Хвн. Однако, в отличие от частоты, вносимое затухание зависит от bш немонотонно.
Максимальное значение Dn достигается при значении переменной, равном (1+t2)-1/2, и составляет
Figure 00000007
Из (6) следует, что без учета сопутствующего изменения частоты одно лишь внесенное средой затухание также не может служить однозначной характеристикой влажности среды.
Выражения (3, 4, 6) образуют полную систему уравнений относительно переменных t и θ. Совместное решение имеет вид:
Figure 00000008
где Δi(t,θ)=Δfi/Δfкз. Тангенс угла диэлектрических потерь среды определяется непосредственно по первой из формул (8), а вещественная часть диэлектрической проницаемости - после соответствующей калибровки, позволяющей связать θ и ε1.
Для получения количественных результатов нужна экспериментальная информация о сдвиге частоты и изменении затухания резонатора под воздействием исследуемой среды. Резонансная частота в автогенераторном влагомере легко фиксируется по показаниям частотомера. Второй параметр рассчитывается по проходным потерям резонатора Lp.
В отсутствие потерь в элементах связи выражение для Lp имеет вид
Figure 00000009
где β1, β2 - нормированные коэффициенты связи резонатора с линиями передачи по соответствующим вводам. Значения β1,2 прямо пропорциональны текущей собственной добротности резонатора Q0i, зависящей от температуры резонатора и шунтирующего воздействия среды. Понимая под β1, β2 их значения, измеренные в режиме холостого хода, и вводя относительную добротность q=Q/Q0i, приходим к соотношению
Figure 00000010
Значение Q0i, отвечающее температуре резонатора 20°С, определим как номинальную собственную добротность резонатора Q00. Отсюда с учетом (5)
Figure 00000011
если опыт проводится при 20°С. Для другой температуры резонатора Q00 заменяется на Q0i.
Осуществление изобретения
Поточный микроволновый измеритель доли воды в смеси с углеводородной жидкостью, реализующий изложенный выше способ, содержит (см. Фиг. 5) корпус, состоящий из входной 5 и выходной 6 распределительных камер, а также цилиндрической обоймы 7, в которую заключен резонатор ЭМП совместно с системой каналов 12 для пропуска нефти, причем каналы выполнены сквозными по образующим цилиндрической обоймы 7, открытые со стороны резонатора 13 электромагнитного поля. Нефть поступает в камеру 5 из нефтепровода 8 и покидает влагомер через камеру 6 и нефтепровод 9.
Поперечный разрез СВЧ-резонатора для случая восьми каналов показан на Фиг. 6. Максимальный поперечный размер каналов для пропуска нефти ограничен требованием обеспечения нераспространения ЭМП в каналах. Для гарантии малого гидравлического сопротивления влагомера количество каналов подбирается так, чтобы сумма их поперечных сечений составляла не менее четверти от поперечного сечения нефтепроводов 8, 9.
Центральная часть СВЧ-резонатора заполнена шайбой из СВЧ-диэлектрика 10, обеспечивающей герметизацию центральной области резонатора. Отверстие 11 в центре шайбы 10 используется для размещения штыря подстройки частоты резонанса.
Парциальные потоки нефти через каналы 12 попадают в зоны взаимодействия резонатора 13, формируемые свободными от металла участками цилиндрической стенки шайбы 10 и прилегающими областями каналов.
Продольный разрез корпуса предложенного влагомера на Фиг. 7 конкретизирует обобщенную структуру влагомера, приведенную на Фиг. 5. Нумерация характерных элементов на Фиг. 7 соответствует ранее введенным обозначениям.
Фиг. 8 поясняет выполнение элементов электромагнитной связи резонатора с электронным блоком, обеспечивающим функционирование прибора. Упомянутые элементы выполнены в виде отрезков коаксиальной линии передачи, радиально пронизывающих корпус, центральные проводники которых заканчиваются петлями, замкнутыми на торцевую поверхность резонатора.

Claims (6)

1. Способ поточного измерения доли воды в смеси с углеводородной жидкостью, основанный на определении изменений параметров электромагнитного поля в потоке исследуемой жидкой среды при изменении ее компонентного состава, отличающийся тем, что поток жидкости в зоне измерений разбивают на множество изолированных потоков, каждый из которых взаимодействует с резонатором электромагнитного поля через выделенный участок поверхности контакта, в результате чего в резонаторе формируется электромагнитное поле, обобщающее влияния всех изолированных потоков жидкости, параметры которого принимают за среднее взвешенное для совокупности потоков в изолированных каналах и сопоставляют с соответствующими показателями продукта-аналога, обладающего известными свойствами, которые могут быть эмпирически идентифицированы как доля воды в смеси с углеводородной жидкостью.
2. Поточный микроволновый измеритель доли воды в смеси с углеводородной жидкостью, реализующий способ по п. 1, содержащий корпус, состоящий из входной и выходной камер, а также цилиндрической обоймы, в которую заключен резонатор электромагнитного поля, отличающийся тем, что в цилиндрической обойме, по ее образующим, выполнены сквозные каналы, открытые со стороны резонатора электромагнитного поля.
3. Поточный микроволновый измеритель доли воды в смеси с углеводородной жидкостью по п. 2, отличающийся тем, что корпус выполнен проточным, с концевыми фланцами, с внутренним продольным каналом.
4. Поточный микроволновый измеритель доли воды в смеси с углеводородной жидкостью по п. 2, отличающийся тем, что корпус содержит поперечный стык в зоне размещения резонатора электромагнитного поля.
5. Поточный микроволновый измеритель доли воды в смеси с углеводородной жидкостью по п. 2, отличающийся тем, что резонатор электромагнитного поля включает гидроизолирующую шайбу из диэлектрического материала.
6. Поточный микроволновый измеритель доли воды в смеси с углеводородной жидкостью по п. 2, отличающийся тем, что СВЧ-вводы резонатора выполнены в виде отрезков коаксиальной линии передачи, радиально пронизывающих корпус, центральные проводники которых заканчиваются петлями, замкнутыми на торцевую поверхность резонатора.
RU2014137819/28A 2014-09-18 2014-09-18 Способ поточного измерения доли воды в смеси с углеводородной жидкостью и устройство для его реализации RU2569180C1 (ru)

Priority Applications (2)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2014137819/28A RU2569180C1 (ru) 2014-09-18 2014-09-18 Способ поточного измерения доли воды в смеси с углеводородной жидкостью и устройство для его реализации
PCT/RU2015/000584 WO2016043630A1 (ru) 2014-09-18 2015-09-17 Способ поточного измерения доли воды в смеси с углеводородной жидкостью и устройство для его реализации

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2014137819/28A RU2569180C1 (ru) 2014-09-18 2014-09-18 Способ поточного измерения доли воды в смеси с углеводородной жидкостью и устройство для его реализации

Publications (1)

Publication Number Publication Date
RU2569180C1 true RU2569180C1 (ru) 2015-11-20

Family

ID=54598347

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU2014137819/28A RU2569180C1 (ru) 2014-09-18 2014-09-18 Способ поточного измерения доли воды в смеси с углеводородной жидкостью и устройство для его реализации

Country Status (2)

Country Link
RU (1) RU2569180C1 (ru)
WO (1) WO2016043630A1 (ru)

Families Citing this family (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN110261411A (zh) * 2019-06-03 2019-09-20 西安交通大学 一种基于微波透射法的原油含水率检测装置及检测方法

Citations (4)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2199731C1 (ru) * 2001-06-08 2003-02-27 Институт проблем управления им. В.А. Трапезникова РАН Устройство для определения влажности нефтепродуктов в трубопроводе
RU2325631C1 (ru) * 2006-12-14 2008-05-27 Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Саратовский государственный университет имени Н.Г. Чернышевского" Способ определения концентрации компонентов в потоке водно-нефтяной смеси
RU2375696C2 (ru) * 2005-06-29 2009-12-10 Майкро Моушн, Инк. Способ и устройство для определения плотности одного компонента в многокомпонентном потоке текучей среды
RU2397482C1 (ru) * 2008-11-20 2010-08-20 Борис Иванович Андрейчиков Способ измерения влагосодержания трехкомпонентных смесей из добывающих нефтяных скважин с использованием диэлектрической проницаемости и электропроводимости и устройство для его осуществления

Family Cites Families (2)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US4996490A (en) * 1986-11-18 1991-02-26 Atlantic Richfield Company Microwave apparatus and method for measuring fluid mixtures
CN101213426B (zh) * 2005-06-29 2010-05-12 微动公司 用于测量多组分流中的一个组分密度的方法和设备

Patent Citations (4)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2199731C1 (ru) * 2001-06-08 2003-02-27 Институт проблем управления им. В.А. Трапезникова РАН Устройство для определения влажности нефтепродуктов в трубопроводе
RU2375696C2 (ru) * 2005-06-29 2009-12-10 Майкро Моушн, Инк. Способ и устройство для определения плотности одного компонента в многокомпонентном потоке текучей среды
RU2325631C1 (ru) * 2006-12-14 2008-05-27 Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Саратовский государственный университет имени Н.Г. Чернышевского" Способ определения концентрации компонентов в потоке водно-нефтяной смеси
RU2397482C1 (ru) * 2008-11-20 2010-08-20 Борис Иванович Андрейчиков Способ измерения влагосодержания трехкомпонентных смесей из добывающих нефтяных скважин с использованием диэлектрической проницаемости и электропроводимости и устройство для его осуществления

Also Published As

Publication number Publication date
WO2016043630A1 (ru) 2016-03-24

Similar Documents

Publication Publication Date Title
CN101238367B (zh) 用于测量含水多相混合物的水电导率和水体积分数的方法和装置
RU2122722C1 (ru) Контрольное устройство для определения многокомпонентного состава и процесс текущего контроля, использующий измерения полного сопротивления
RU2418269C2 (ru) Способ и аппарат для томографических измерений многофазного потока
CA2572955C (en) A method and apparatus for measuring the composition and water salinity of a multiphase mixture containing water
US8027794B2 (en) System and method for measuring properties of liquid in multiphase mixtures
US8224588B2 (en) Method and apparatus for measuring the conductivity of the water fraction of a wet gas
RU2348905C2 (ru) Измеритель расхода и способ измерения расхода многофазной текучей среды
SK126694A3 (en) Measuring method of electro-magnetic qualities of other treated materials on place and measuring apparatus for its realization
Liu et al. A parallel-wire microwave resonant sensor for measurement of water holdup in high water-cut oil-in-water flows
Yang et al. Water cut measurement of oil–water two-phase flow in the resonant cavity sensor based on analytical field solution method
Yuan et al. Optimised mode selection in electromagnetic sensors for real time, continuous and in-situ monitoring of water cut in multi-phase flow systems
RU2569180C1 (ru) Способ поточного измерения доли воды в смеси с углеводородной жидкостью и устройство для его реализации
BR112016007272B1 (pt) método para a determinação de fluxos de uma mistura de múltiplos componentes e dispositivo para a determinação de fluxos de uma mistura de múltiplos componentes em uma tubulação
EP1144985A1 (en) Apparatus and method for determining dielectric properties of an electrically conductive fluid
De La Bernardie et al. Low (10–800 MHz) and high (40 GHz) frequency probes applied to petroleum multiphase flow characterization
Ma et al. Water content measurement by an orthogonal two-dimensional electromagnetic field based microwave sensor
Ma et al. A Dual-Parameter Measurement Method for Oil–Water Flow Based on a Venturi Embedded With Microwave Transmission Line Sensor
RU2611439C1 (ru) Способ измерения состава двухфазного вещества в потоке
RU169540U1 (ru) Поточный свч-влагомер
Akhter et al. Salinity-Independent Multiphase Fraction Metering for the Oil and Gas Industry using Microwave Sensors
Gryzlov et al. Challenges with salinity measurements in multiphase flow metering
Hogan et al. Real-time multiphase metering using non-intrusive microwave sensor
US11644351B2 (en) Multiphase flow and salinity meter with dual opposite handed helical resonators
Sharma et al. Recent advances in water cut sensing technology: Chapter 4
NO20211133A1 (en) In-line flowmeter sensor device, in-line flowmeter and method for real-time monitoring of a volumetric ratio of fluid