RU2803906C1 - Device for monitoring water content in oil and related methods - Google Patents

Device for monitoring water content in oil and related methods Download PDF

Info

Publication number
RU2803906C1
RU2803906C1 RU2022111773A RU2022111773A RU2803906C1 RU 2803906 C1 RU2803906 C1 RU 2803906C1 RU 2022111773 A RU2022111773 A RU 2022111773A RU 2022111773 A RU2022111773 A RU 2022111773A RU 2803906 C1 RU2803906 C1 RU 2803906C1
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
water
fluid
oil
density
data
Prior art date
Application number
RU2022111773A
Other languages
Russian (ru)
Inventor
Франсис АЛЛУШ
Елена БОРИСОВА
Original Assignee
Шлюмбергер Текнолоджи Б.В.
Filing date
Publication date
Application filed by Шлюмбергер Текнолоджи Б.В. filed Critical Шлюмбергер Текнолоджи Б.В.
Application granted granted Critical
Publication of RU2803906C1 publication Critical patent/RU2803906C1/en

Links

Images

Abstract

FIELD: monitoring the water content in oil.
SUBSTANCE: device includes a first density meter connected to a fluid conduit. The first density meter is configured to generate fluid density data for a fluid flowing through a fluid conduit, the fluid containing oil. The device includes a water cut analyser connected to a fluid conduit. The water cut analyser is configured to generate water cut data for the fluid. The water cut data is not calibrated for one or more properties of the oil. The exemplary device includes a processor associated with the first density meter and water cut analyser. The processor is configured to determine the water-in-oil concentration of the fluid based on the fluid density data, the water cut data, and the water density data. Moreover, the processor is configured to compare the concentration of water in the oil with the water cut threshold value and generate a warning if the water concentration in the oil exceeds the water cut threshold value, and the water cut threshold value is based on the water content for fluid combustion.
EFFECT: enabling measurement of water concentration in oil without using manual fluid sampling to determine oil properties and without the need to recalculate or evaluate oil properties under pipeline conditions based on analysis of fluid samples under environmental conditions.
7 cl, 7 dwg

Description

УРОВЕНЬ ТЕХНИКИBACKGROUND OF THE ART

[1] Данное изобретение относится в целом к поверхностным скважинным испытаниям и, в частности, к устройству для контроля воды в нефти и связанным с ним способам.[1] This invention relates generally to surface well testing and, in particular, to a device for monitoring water in oil and related methods.

ОПИСАНИЕ ПРЕДШЕСТВУЮЩЕГО УРОВНЯ ТЕХНИКИDESCRIPTION OF THE PRIOR ART

[2] Поверхностные скважинные испытания содержат отбор проб и анализ содержания воды в флюиде, содержащем нефть и воду. Известные анализаторы обводненности измеряют мгновенную объемную долю воды в нефти. Например, некоторые известные анализаторы обводненности измеряют плотность водонефтяной смеси и рассчитывают долю воды на основании плотности воды и нефти в условиях трубопровода (например, условиях давления и/или температуры, в которых протекает водонефтяная смесь). Некоторые другие известные анализаторы обводненности анализируют светопоглощающие свойства смеси флюидов. Некоторые другие известные примеры определяют долю воды на основании диэлектрических измерений, включающих, например, емкость.[2] Surface well testing involves sampling and analyzing the water content of a fluid containing oil and water. Known water cut analyzers measure the instantaneous volume fraction of water in oil. For example, some known water cut analyzers measure the density of an oil-water mixture and calculate the water fraction based on the density of water and oil at pipeline conditions (eg, the pressure and/or temperature conditions under which the oil-water mixture flows). Some other well-known water cut analyzers analyze the light absorption properties of a fluid mixture. Some other known examples determine the proportion of water based on dielectric measurements, including, for example, capacitance.

СУЩНОСТЬ ИЗОБРЕТЕНИЯSUMMARY OF THE INVENTION

[3] Ниже изложены определенные аспекты некоторых вариантов реализации, раскрытых в настоящем документе. Следует понимать, что эти аспекты представлены только для того, чтобы кратко ознакомить читателя с сущностью некоторых вариантов данного изобретения, и эти аспекты никоим образом не ограничивают объем данного изобретения. Действительно, данное изобретение может охватывать разнообразные аспекты, которые могут не быть изложены ниже.[3] Set forth below are certain aspects of certain embodiments disclosed herein. It should be understood that these aspects are presented only to briefly familiarize the reader with some embodiments of the present invention, and these aspects do not limit the scope of the present invention in any way. Indeed, the present invention may cover a variety of aspects that may not be set forth below.

[4] Приведенное в качестве примера устройство содержит первый измеритель плотности, соединенный с трубопроводом для флюида. Первый измеритель плотности выполнен с возможностью генерирования данных о плотности флюида для флюида, протекающего через трубопровод для флюида, причем флюид содержит нефть. Устройство содержит анализатор обводненности, соединенный с трубопроводом для флюида. Анализатор обводненности выполнен с возможностью генерирования данных об обводненности для флюида. Данные об обводненности не откалиброваны по одному или более свойствам нефти. Приведенное в качестве примера устройство содержит процессор, связанный с первым измерителем плотности и анализатором обводненности. Процессор выполнен с возможностью определения концентрации воды в нефти для флюида на основании данных о плотности флюида, данных об обводненности и данных о плотности воды.[4] An exemplary device comprises a first density meter coupled to a fluid conduit. The first density meter is configured to generate fluid density data for a fluid flowing through a fluid conduit, wherein the fluid contains oil. The device contains a water cut analyzer connected to a fluid pipeline. The water cut analyzer is configured to generate water cut data for a fluid. Water cut data is not calibrated to one or more oil properties. The exemplary device comprises a processor coupled to a first density meter and a water cut analyzer. The processor is configured to determine the concentration of water in oil for a fluid based on fluid density data, water cut data, and water density data.

[5] Другое приведенное в качестве примера устройство содержит вычислитель для определения отношения между плотностью нефти в флюиде, протекающем через трубопровод для флюида сепаратора, и концентрацией воды в нефти флюида. Вычислитель выполнен с возможностью определения концентрации воды в нефти для флюида на основании данных о плотности флюида, данных о плотности воды, данных об обводненности и отношения между плотностью нефти и концентрацией воды в нефти. Приведенное в качестве примера устройство содержит устройство для оценки обводненности для выполнения сравнения концентрации воды в нефти с пороговым значением. Приведенное в качестве примера устройство содержит коммуникатор для вывода индикатора содержания воды в флюиде на основании сравнения.[5] Another exemplary apparatus comprises a calculator for determining the relationship between the density of oil in a fluid flowing through the separator fluid conduit and the concentration of water in the oil of the fluid. The computer is configured to determine the concentration of water in oil for a fluid based on fluid density data, water density data, water cut data, and the relationship between oil density and water concentration in oil. An exemplary device includes a water cut estimator to perform a comparison of the water-in-oil concentration with a threshold value. An exemplary device includes a communicator for outputting an indicator of the water content of a fluid based on the comparison.

[6] Приведенный в качестве примера способ включает в себя измерение плотности флюида, содержащего нефть, протекающего через трубопровод для флюида, для генерирования данных о плотности; измерение обводненности флюида для генерирования данных об обводненности; определение концентрации воды в нефти флюида на основании данных о плотности и данных об обводненности; и определение плотности нефти в флюиде на основании концентрации воды в нефти.[6] An exemplary method includes measuring the density of a fluid containing oil flowing through a fluid conduit to generate density data; measuring fluid water cut to generate water cut data; determination of water concentration in oil fluid based on density data and water cut data; and determining the density of the oil in the fluid based on the concentration of water in the oil.

[7] Другое приведенное в качестве примера устройство содержит средство для измерения плотности флюида, содержащего нефть, протекающего через трубопровод для флюида. Средство для измерения плотности выполнено с возможностью генерирования данных о плотности. Приведенное в качестве примера устройство содержит средство для измерения обводненности флюида. Средство для измерения обводненности выполнено с возможностью генерирования данных об обводненности. Приведенное в качестве примера устройство содержит средство для определения концентрации воды в нефти флюида на основании данных о плотности и данных об обводненности. Средство для определения выполнено с возможностью определения плотности нефти в флюиде на основании концентрации воды в нефти.[7] Another exemplary device includes means for measuring the density of a fluid containing oil flowing through a fluid conduit. The density measuring means is configured to generate density data. The exemplary device contains means for measuring the water content of the fluid. The means for measuring water cut is configured to generate water cut data. An exemplary device includes means for determining the concentration of water in an oil fluid based on density data and water cut data. The determination means is configured to determine the density of oil in the fluid based on the concentration of water in the oil.

[8] Различные модификации признаков, отмеченных выше, могут существовать в отношении различных аспектов настоящих вариантов реализации. Дополнительные признаки также могут быть включены в эти различные аспекты. Эти модификации и дополнительные признаки могут существовать по отдельности или в любой комбинации. Например, различные признаки, описываемые ниже в связи с проиллюстрированными вариантами реализации, могут быть включены в любой из вышеописанных аспектов настоящего изобретения по отдельности или в любой комбинации. Опять-таки, сущность изобретения, представленная выше, предназначена для ознакомления читателя с определенными аспектами и контекстами некоторых вариантов реализации без ограничения заявленным объектом изобретения.[8] Various modifications of the features noted above may exist with respect to various aspects of the present embodiments. Additional features may also be included in these various aspects. These modifications and additional features may exist individually or in any combination. For example, various features described below in connection with the illustrated embodiments may be included in any of the above-described aspects of the present invention, individually or in any combination. Again, the summary presented above is intended to familiarize the reader with certain aspects and contexts of certain embodiments without limitation to the claimed subject matter of the invention.

КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ ГРАФИЧЕСКИХ МАТЕРИАЛОВBRIEF DESCRIPTION OF GRAPHIC MATERIALS

[9] На фиг. 1 проиллюстрирована приведенная в качестве примера система, сконструированная в соответствии с идеями, раскрытыми в данном документе, и содержащая анализатор флюида для определения обводненности флюида.[9] In FIG. 1 illustrates an exemplary system designed in accordance with the teachings disclosed herein and comprising a fluid analyzer for determining fluid water cut.

[10] На фиг. 2 проиллюстрирована приведенная в качестве примера система, сконструированная в соответствии с идеями, раскрытыми в данном документе, и содержащая анализатор флюида для определения обводненности флюида.[10] In FIG. 2 illustrates an exemplary system designed in accordance with the teachings disclosed herein and comprising a fluid analyzer for determining fluid water cut.

[11] На фиг. 3 представлен график, показывающий плотность нефти как функцию плотности воды в соответствии с идеями настоящего изобретения.[11] In FIG. 3 is a graph showing the density of oil as a function of the density of water in accordance with the teachings of the present invention.

[12] На фиг. 4 представлен график, показывающий долю воды как функцию плотности воды в соответствии с идеями настоящего изобретения.[12] In FIG. 4 is a graph showing the proportion of water as a function of water density in accordance with the teachings of the present invention.

[13] На фиг. 5 представлена блок-схема приведенного в качестве примера способа, который может быть выполнен для реализации приведенного в качестве примера анализатора флюида, показанного на фиг. 1 и/или фиг. 2.[13] In FIG. 5 is a flow diagram of an exemplary method that may be performed to implement the exemplary fluid analyzer shown in FIG. 1 and/or fig. 2.

[14] На фиг. 6 представлена блок-схема другого приведенного в качестве примера способа, который может быть выполнен для реализации приведенного в качестве примера анализатора флюида, показанного на фиг. 1 и/или фиг. 2.[14] In FIG. 6 is a flow diagram of another exemplary method that may be performed to implement the exemplary fluid analyzer shown in FIG. 1 and/or fig. 2.

[15] На фиг. 7 представлена процессорная платформа для выполнения команд для реализации способов, показанных на фиг. 5 и/или фиг. 6, и/или, в более общем смысле, приведенный в качестве примера анализатор флюида, показанный на фиг. 1 и/или фиг. 2.[15] In FIG. 7 illustrates a processor platform for executing instructions to implement the methods shown in FIG. 5 and/or fig. 6, and/or, more generally, the exemplary fluid analyzer shown in FIG. 1 and/or fig. 2.

[16] Указанные фигуры приведены не в масштабе. Там, где это возможно, для обозначения одинаковых или подобных частей по всей фигуре (фигурам) и сопровождающему письменному описанию будут использоваться одинаковые ссылочные позиции.[16] The figures shown are not to scale. Where possible, the same reference numerals will be used to designate the same or similar parts throughout the figure(s) and the accompanying written description.

ПОДРОБНОЕ ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯDETAILED DESCRIPTION OF THE INVENTION

[17] Следует понимать, что в настоящем описании представлено множество различных вариантов реализации или примеров для реализации различных признаков различных вариантов реализации. С целью объяснения и облегчения понимания настоящего изобретения ниже приводятся конкретные примеры компонентов и компоновок. Несомненно, они являются всего лишь примерами и не имеют ограничительного характера.[17] It should be understood that the present description presents many different embodiments or examples for implementing various features of the various embodiments. To explain and facilitate understanding of the present invention, specific examples of components and arrangements are provided below. Of course, these are just examples and are not intended to be limiting.

[18] В описании и прилагаемой формуле изобретения используемый термин «соединенные» обозначает «непосредственно соединенные вместе» или «соединенные вместе через один или более элементов». Используемые в данном документе термины «выше по потоку», «ниже по потоку» и другие подобные термины, обозначающие относительные положения выше или ниже заданной точки или элемента , используются в данном описании для более четкого описания некоторых вариантов реализации данного изобретения. Более того, любое использование терминов «горизонтальный», «наклоненный вниз», «вертикальный», «верхний», «выше» и других терминов, связанных с направлением, и вариаций этих терминов приведено для удобства, но не указывает какую-либо конкретную ориентацию компонентов.[18] In the specification and appended claims, the term "connected" is used to mean "directly connected together" or "connected together through one or more elements." As used herein, the terms "upstream", "downstream" and other similar terms denoting relative positions above or below a given point or feature are used herein to more clearly describe certain embodiments of the present invention. Moreover, any use of the terms "horizontal", "downward", "vertical", "top", "above" and other direction-related terms and variations of these terms is for convenience and does not indicate any specific orientation components.

[19] При введении элементов различных вариантов реализации формы единственного числа, а также слово «указанный» и т. п. обозначают, что существует один или более таких элементов. Термины «содержащий», «включающий» и «имеющий» являются включающими и предполагают, что кроме перечисленных могут быть дополнительные элементы.[19] When introducing elements of various embodiments, the singular form, as well as the word “specified”, etc., indicate that there are one or more such elements. The terms “comprising,” “including,” and “having” are inclusive and imply that there may be additional elements in addition to those listed.

[20] Поверхностные скважинные испытания включают в себя отбор проб и анализ содержания воды в флюиде, содержащем нефть и воду. Известные анализаторы обводненности измеряют мгновенную объемную долю воды в нефти. Например, некоторые известные анализаторы обводненности измеряют плотность водонефтяной смеси и рассчитывают долю воды на основании плотности воды и нефти в условиях трубопровода (например, условиях давления и/или температуры). При поверхностных скважинных испытаниях свойства флюида могут меняться, например, из-за изменения состава флюида, протекающего через трубопровод во времени, расслоения потока и т. д. Для повышения точности измерения доли воды, с учетом изменения свойств флюида, оператор (т. е. оператор-человек) часто делает отбор проб флюида для измерения плотностей нефти и воды и предоставляет измерения плотности в качестве входных данных для анализатора обводненности. Таким образом, хотя известные анализаторы обводненности автоматически определяют долю воды после получения введенных пользователем результатов измерений плотности, рабочая нагрузка оператора не снижается из-за усилий по сбору и анализу проб флюидов. Кроме того, анализ проб флюида для измерения плотности нефти и/или плотности воды обычно проводят в условиях окружающей среды (например, в лаборатории). Затем плотности нефти и воды повторно рассчитывают с учетом условий в трубопроводе, которые отражают давление и температуру, возникающие во время потока флюида. Однако оценка плотности нефти в условиях трубопровода с учетом изменяющегося характера состава флюида затруднена и может приводить к неточному определению характеристик свойств флюида. Кроме того, во время отбора проб оператор подвергается воздействию токсичных флюидов под высокими давлениями, что может причинить вред безопасности и/или здоровью оператора.[20] Surface well testing involves sampling and analyzing the water content of a fluid containing oil and water. Known water cut analyzers measure the instantaneous volume fraction of water in oil. For example, some known water cut analyzers measure the density of an oil-water mixture and calculate the water fraction based on the densities of water and oil under pipeline conditions (eg, pressure and/or temperature conditions). During surface well testing, fluid properties may change, for example, due to changes in the composition of the fluid flowing through the pipeline over time, flow stratification, etc. To improve the accuracy of water fraction measurements, taking into account changes in fluid properties, the operator (i.e. human operator) often collects fluid samples to measure oil and water densities and provides density measurements as input to a water cut analyzer. Thus, although prior art water cut analyzers automatically determine the water fraction after receiving user-entered density measurements, the operator's workload is not reduced by the effort of collecting and analyzing fluid samples. In addition, analysis of fluid samples to measure oil density and/or water density is typically performed under environmental conditions (eg, in a laboratory). The oil and water densities are then recalculated based on pipeline conditions that reflect the pressure and temperature encountered during fluid flow. However, estimating oil density under pipeline conditions given the changing nature of fluid composition is difficult and can lead to inaccurate characterization of fluid properties. Additionally, during sampling, the operator is exposed to toxic fluids under high pressures, which may compromise the safety and/or health of the operator.

[21] Некоторые другие известные примеры измерения доли воды включают в себя измерители обводненности с инфракрасным поглощением для измерения поглощения, связанного с обводненностью. Такие известные измерители включают в себя датчики, которые измеряют рассеяние света в флюиде и поглощение света на множестве длин волн на основании различных свойств поглощения нефти и воды. Однако измерители обводненности с инфракрасным поглощением обычно калибруют с использованием проб нефти в среде, которая может не точно отражать условия в трубопроводе. Кроме того, оптические устройства, такие как измерители обводненности с инфракрасным поглощением, чувствительны к загрязнению измерительной поверхности (поверхностей) измерителей.[21] Some other notable examples of water fraction measurement include infrared absorption water cut meters to measure water cut related absorption. Such known meters include sensors that measure the scattering of light in a fluid and the absorption of light at multiple wavelengths based on the various absorption properties of oil and water. However, infrared absorption water cut meters are typically calibrated using oil samples in an environment that may not accurately reflect pipeline conditions. In addition, optical devices such as infrared absorption water cut meters are sensitive to contamination of the measuring surface(s) of the meters.

[22] Некоторые другие известные примеры измерения содержания воды в нефти основаны на диэлектрических измерениях. Диэлектрическая проницаемость водонефтяной смеси зависит от концентрации воды в нефти. Такие свойства, как емкость и отражение, могут использовать в связи с диэлектрическими измерениями. Однако такие измерения также включают в себя калибровки, выполняемые в лаборатории на основании проб, отобранных оператором, для определения значений диэлектрической проницаемости чистой нефти в условиях трубопровода.[22] Some other well-known examples of measuring water content in oil are based on dielectric measurements. The dielectric constant of the oil-water mixture depends on the concentration of water in the oil. Properties such as capacitance and reflection can be used in connection with dielectric measurements. However, such measurements also include calibrations performed in the laboratory based on operator samples to determine the dielectric constant values of pure oil under pipeline conditions.

[23] В данном документе раскрыты приведенные в качестве примера системы и способы определения концентрации воды в нефти для флюида без калибровки по свойствам чистой нефти. В раскрытых в данном документе примерах измерения плотности водонефтяного флюида выполняют с помощью измерителя плотности, соединенного с трубопроводом, по которому протекает флюид. Кроме того, измерения обводненности для флюида выполняют с помощью анализатора обводненности, соединенного с трубопроводом, без калибровки по свойствам нефти в условиях трубопровода. Данные, генерируемые измерителем плотности и анализатором обводненности, используются анализатором флюида, связанным с измерителем плотности и анализатором обводненности, для измерения концентрации воды в флюиде. Приведенный в качестве примера анализатор флюида определяет измерение концентрации воды в нефти (также именуемой в данном документе как обводненность или доля воды) без использования ручного отбора проб флюида для определения свойств нефти (например, плотности) и без необходимости повторного расчета или оценки свойств нефти в условиях трубопровода на основании анализа проб флюида в условиях окружающей среды.[23] Disclosed herein are exemplary systems and methods for determining the water-in-oil concentration of a fluid without calibration to pure oil properties. In the examples disclosed herein, measurements of the density of an oil-water fluid are performed using a density meter connected to a pipeline through which the fluid flows. In addition, water cut measurements for the fluid are performed using a water cut analyzer connected to the pipeline, without calibration to the properties of the oil under pipeline conditions. The data generated by the density meter and water cut analyzer is used by the fluid analyzer associated with the density meter and water cut analyzer to measure the water concentration in the fluid. The exemplary fluid analyzer provides a measurement of water concentration in oil (also referred to herein as water cut or water fraction) without the need for manual fluid sampling to determine oil properties (such as density) and without the need to recalculate or evaluate oil properties under conditions pipeline based on analysis of fluid samples under environmental conditions.

[24] В некоторых примерах измеритель плотности и измеритель обводненности соединены с трубопроводом для флюида, расположенным в выходном отверстии для нефти сепаратора. В раскрытых в данном документе примерах оценка концентрации воды в нефти может быть использована для определения того, можно ли утилизировать флюид, выходящий из сепаратора, путем сжигания или является ли содержание воды в флюиде слишком высоким, и, следовательно, флюид не подходит для того, чтобы сжигать его без риска повреждения горелки. В случаях, когда обводненность превышает пороговое значение, нефть может быть направлена в резервуар для утилизации другими способами, помимо сжигания. Таким образом, раскрытые в данном документе примеры обеспечивают эффективный анализ содержания воды в флюиде, который можно использовать для управления обработкой флюида.[24] In some examples, a density meter and a water cut meter are connected to a fluid conduit located at the oil outlet of the separator. In the examples disclosed herein, an estimate of the water concentration of the oil may be used to determine whether the fluid leaving the separator can be disposed of by combustion or whether the water content of the fluid is too high and therefore the fluid is not suitable for burn it without risk of damage to the burner. In cases where the water cut exceeds a threshold value, the oil may be sent to the reservoir for disposal by means other than combustion. Thus, the examples disclosed herein provide an effective analysis of the water content of a fluid that can be used to control fluid processing.

[25] Описанные в данном документе примеры дополнительно повышают безопасность оператора путем уменьшения воздействия на оператора токсичных флюидов, которое в противном случае происходит при отборе проб флюида вручную. Кроме того, сокращение отбора проб вручную снижает рабочую нагрузку на оператора, таким образом повышая эффективность анализа флюида и позволяя оператору выполнять другие задачи.[25] The examples described herein further enhance operator safety by reducing operator exposure to toxic fluids that would otherwise occur during manual fluid sampling. Additionally, reducing manual sampling reduces operator workload, thereby increasing fluid analysis efficiency and allowing the operator to perform other tasks.

[26] На фиг. 1 показана приведенная в качестве примера система 100, содержащая трубопровод 102 для флюида, по которому протекает флюид 104, содержащий нефть и, в некоторых случаях, воду. В примере, показанном на фиг. 1, трубопровод 102 для флюида соединен с выпускным отверстием 103 сепаратора 105, из которого выходит флюид 104, протекающий через трубопровод 102 для флюида. На фиг. 1 сепаратор 105 представляет собой двухфазный сепаратор, который разделяет жидкость и газ, а выпускное отверстие 103 представляет собой выпускное отверстие для жидкости сепаратора 105. Однако приведенный в качестве примера трубопровод 102 для флюида может быть соединен с источником флюида, отличным от сепаратора 105.[26] In FIG. 1 shows an exemplary system 100 comprising a fluid conduit 102 carrying a fluid 104 containing oil and, in some cases, water. In the example shown in FIG. 1, fluid conduit 102 is connected to an outlet 103 of separator 105 from which fluid 104 flows through fluid conduit 102. In fig. 1, separator 105 is a two-phase separator that separates liquid and gas, and outlet 103 is a liquid outlet of separator 105. However, the exemplary fluid line 102 may be connected to a fluid source other than separator 105.

[27] Приведенный в качестве примера трубопровод 102 для флюида содержит измеритель 106 плотности, соединенный с ним. Измеритель 106 плотности может представлять собой, например, расходомер Кориолиса, который измеряет массовый расход и плотность флюида 104. Приведенный в качестве примера трубопровод 102 для флюида, показанный на фиг. 1, содержит анализатор 108 обводненности, соединенный с ним. В примере на фиг. 1, анализатор 108 обводненности содержит микроволновый резонансный измеритель обводненности, который обеспечивает повышенную устойчивость к эффектам накопления загрязнения по сравнению с другими известными измерителями обводненности. Однако в раскрытых в данном документе примерах можно использовать другие типы измерителей плотности и/или анализаторов обводненности.[27] The exemplary fluid conduit 102 includes a density meter 106 coupled thereto. The density meter 106 may be, for example, a Coriolis flow meter that measures the mass flow rate and density of the fluid 104. The exemplary fluid conduit 102 shown in FIG. 1 includes a water cut analyzer 108 connected thereto. In the example in FIG. 1, water cut analyzer 108 includes a microwave resonant water cut meter that provides increased resistance to the effects of fouling buildup compared to other known water cut meters. However, other types of density meters and/or water cut analyzers may be used in the examples disclosed herein.

[28] Приведенная в качестве примера система 100, показанная на фиг. 1, содержит анализатор 110 флюида. На фиг. 1 анализатор 110 флюида принимает данные 109 о плотности флюида от измерителя 106 плотности для флюида 104, протекающего через трубопровод 102 для флюида. Данные 109 о плотности флюида включают в себя плотность смеси флюидов, содержащей нефть и воду. Кроме того, на фиг. 1 анализатор 110 флюида, показанный на фиг. 1, принимает данные 111 об обводненности от анализатора 108 обводненности. Данные 111 об обводненности, измеренные анализатором 108 обводненности, представляют собой долю воды для флюида 104. Однако анализатор 108 обводненности не откалиброван по свойствам нефти в флюиде 104 в условиях трубопровода, и, таким образом, данные 111 об обводненности, сгенерированные анализатором 108 обводненности, не учитывают плотность нефти в условиях трубопровода. Как раскрыто в данном документе, анализатор 110 флюида, показанный на фиг. 1, использует данные 109 о плотности флюида и данные 111 об обводненности для определения концентрации воды в нефти в флюиде 104 без данных калибровки в отношении плотности нефти в условиях трубопровода.[28] The exemplary system 100 shown in FIG. 1 contains a fluid analyzer 110. In fig. 1, fluid analyzer 110 receives fluid density data 109 from density meter 106 for fluid 104 flowing through fluid conduit 102. Fluid density data 109 includes the density of a fluid mixture containing oil and water. In addition, in FIG. 1 fluid analyzer 110 shown in FIG. 1, receives water cut data 111 from the water cut analyzer 108. The water cut data 111 measured by the water cut analyzer 108 represents the fraction of water for the fluid 104. However, the water cut analyzer 108 is not calibrated to the properties of the oil in the fluid 104 under pipeline conditions, and thus the water cut data 111 generated by the water cut analyzer 108 is not take into account the density of oil under pipeline conditions. As disclosed herein, the fluid analyzer 110 shown in FIG. 1 uses fluid density data 109 and water cut data 111 to determine the water-in-oil concentration of fluid 104 without calibration data for oil density at pipeline conditions.

[29] Данные 109 о плотности флюида, сгенерированные измерителем 106 плотности, и данные 111 об обводненности, сгенерированные анализатором 108 обводненности, передаются в анализатор 110 флюида посредством одного или более протоколов проводной или беспроводной связи. Данные 109 о плотности флюида и/или данные 111 об обводненности могут передаваться в анализатор 110 флюида по существу непрерывно, поскольку данные измеряются соответствующими расходомерами, периодически или апериодически на основании, например, пользовательских настроек. Данные 109 о плотности флюида и данные 111 об обводненности, переданные на анализатор 110 флюида, сохраняются в базе 112 данных. База 112 данных может быть расположена в анализаторе 110 флюида или может быть расположена в другом месте и связана с анализатором 110 флюида, как показано на фиг. 1.[29] Fluid density data 109 generated by density meter 106 and water cut data 111 generated by water cut analyzer 108 are transmitted to fluid analyzer 110 via one or more wired or wireless communication protocols. Fluid density data 109 and/or water cut data 111 may be provided to fluid analyzer 110 substantially continuously as the data is measured by associated flow meters, periodically or aperiodically based on, for example, user settings. Fluid density data 109 and water cut data 111 transmitted to fluid analyzer 110 are stored in database 112. The database 112 may be located in the fluid analyzer 110 or may be located elsewhere and coupled to the fluid analyzer 110, as shown in FIG. 1.

[30] База 112 данных, показанная на фиг. 1, также хранит данные 113 о плотности воды или данные, указывающие на плотность воды в условиях трубопровода. В примере, показанном на фиг. 1, данные 113 о плотности воды предоставляют в базу данных 112 посредством пользовательского(их) ввода(ов). В частности, в примере, показанном на фиг. 1, данные 113 о плотности воды определяют на основании анализа проб воды, отобранных из флюида 104 оператором (например, на входных или выходных линиях сепаратора 105). В некоторых таких примерах воду анализируют в условиях окружающей среды (например, в лаборатории) для определения плотности воды. Как раскрыто ниже, анализатор 110 флюида учитывает любые погрешности в измерении плотности воды из-за отбора проб и анализа вне трубопровода 102 для флюида, из которого отбирают пробу воды.[30] Database 112 shown in FIG. 1 also stores water density data 113 or data indicative of the density of water under pipeline conditions. In the example shown in FIG. 1, water density data 113 is provided to database 112 via user input(s). Specifically, in the example shown in FIG. 1, water density data 113 is determined based on analysis of water samples collected from fluid 104 by an operator (eg, in the inlet or outlet lines of separator 105). In some such examples, water is analyzed under environmental conditions (eg, in a laboratory) to determine the density of the water. As discussed below, the fluid analyzer 110 accounts for any errors in the water density measurement due to sampling and analysis outside of the fluid conduit 102 from which the water sample is taken.

[31] Анализатор 110 флюидов по примеру, показанному на фиг. 1, содержит вычислитель 114. Вычислитель 114 анализирует данные 109 о плотности флюида, данные 111 об обводненности и данные 113 о плотности воды, хранящиеся в базе 112 данных, для определения концентрации воды в нефти для флюида 104. Вычислитель 114 определяет концентрацию воды в нефти на основании следующих уравнений:[31] A fluid analyzer 110 according to the example shown in FIG. 1 includes a computer 114. The computer 114 analyzes fluid density data 109, water cut data 111, and water density data 113 stored in the database 112 to determine the water-in-oil concentration of fluid 104. The computer 114 determines the water-in-oil concentration at based on the following equations:

[32] (ур. 1), где представляет собой плотность флюида 104 (который может содержать смесь воды и нефти), представляет собой долю воды (т. е. долю воды в нефти), представляет собой плотность нефти, а представляет собой плотность воды, и[32] (eq. 1), where represents the density of the fluid 104 (which may contain a mixture of water and oil), represents the proportion of water (i.e. the proportion of water in oil), represents the density of oil, and represents the density of water, and

[33] (ур. 2), где представляет собой некалиброванное измерение обводненности от измерителя 108 обводненности, представляет собой поправочный коэффициент плотности, а представляет собой эталонное значение плотности нефти.[33] (eq. 2), where represents an uncalibrated water cut measurement from the water cut meter 108, is a density correction factor, and represents the reference value for oil density.

[34] В уравнении 1 плотность смеси представляет собой функцию доли воды и плотностей нефти и воды, . Как упоминалось выше, на фиг. 1 плотность смеси (например, данные 109 о плотности флюида) предоставляется измерителем 106 плотности, а плотность воды (например, данные 113 о плотности воды) предоставляется на основании пользовательского ввода (вводов) при отборе проб воды в флюиде 104. Со ссылкой на уравнение 2, некалиброванное значение обводненности (например, данные 111 об обводненности) предоставляется анализатором 108 обводненности, а значения и представляют собой эталонные значения, предоставленные, например, производителем измерителя 108 обводненности.[34] In Equation 1, the density of the mixture is is a function of the water fraction and densities of oil and water , . As mentioned above, in FIG. 1 mixture density (e.g., fluid density data 109) is provided by density meter 106, and the density of water (eg, water density data 113) is provided based on user input(s) when sampling water in fluid 104. Referring to Equation 2, uncalibrated water cut value (e.g., water cut data 111) is provided by the water cut analyzer 108, and the values And are reference values provided, for example, by the manufacturer of the water cut meter 108.

[35] В уравнениях 1 и 2 неизвестными переменными являются плотность нефти в условиях трубопровода и , доля воды или доля воды в нефти. Уравнения 1 и 2 можно записать следующим образом:[35] In equations 1 and 2, the unknown variables are oil density under pipeline conditions and , the proportion of water or the proportion of water in oil. Equations 1 and 2 can be written as follows:

[36] (ур. 4) и[36] (eq. 4) and

[37] (ур. 5).[37] (Eq. 5).

[38] Вычислитель 114 приведенного в качестве примера анализатора 110 флюида, показанного на фиг. 1, определяет следующие новые переменные для плотности нефти, воды и смеси флюидов:[38] The computer 114 of the exemplary fluid analyzer 110 shown in FIG. 1 defines the following new variables for the density of oil, water and fluid mixtures:

[39] (ур. 6),[39] (eq. 6),

[40] (ур. 7) и[40] (eq. 7) and

[41] (ур. 8).[41] (Eq. 8).

[42] Вычислитель 114 заменяет переменные , и в приведенных выше уравнениях 4 и 5, чтобы получить следующие уравнения для доли воды:[42] Calculator 114 replaces variables , And in Equations 4 and 5 above to obtain the following equations for the water fraction:

[43] (ур. 9),[43] (eq. 9),

[44] (ур. 10) и[44] (eq. 10) and

[45] (ур. 11).[45] (Eq. 11).

[46] Как показано выше в уравнениях 5 и 6, новую переменную плотности нефти определяют как функцию тех же переменных, что и в случае с долей воды . Таким образом, как показано на фиг. 10 вычислитель 114 определяет отношение между переменной плотности нефти и переменной доли воды . В результате переменная плотности нефти в уравнении 9 может быть заменена переменной доли воды , как показано в уравнении 11. Поскольку переменную плотности нефти определяют как функцию тех же переменных, что и в случае с долей воды , вычислитель 114 может определить долю воды без знания плотности нефти в условиях трубопровода путем замены переменной плотности нефти на переменную доли воды и выдачи решения только для неизвестной доли воды. В частности, вычислитель 114 определяет долю воды для флюида 104, протекающего через трубопровод 102 для флюида, на основании следующего квадратного уравнения, в котором доля воды представляет собой неизвестную переменную:[46] As shown in Equations 5 and 6 above, the new oil density variable determined as a function of the same variables as in the case of the water fraction . Thus, as shown in FIG. 10 computer 114 determines the relationship between the oil density variable and variable water fraction . As a result, the oil density variable in equation 9 can be replaced by the variable water fraction , as shown in equation 11. Since the oil density variable determined as a function of the same variables as in the case of the water fraction , the computer 114 can determine the proportion of water without knowing the oil density under pipeline conditions by replacing the variable oil density per variable water fraction and giving a solution only for the unknown fraction of water . In particular, the computer 114 determines the proportion of water for fluid 104 flowing through fluid conduit 102 based on the following quadratic equation in which the proportion of water represents an unknown variable:

[47] (ур. 12), причем решение уравнения 12 выглядит следующим образом:[47] (eq. 12), and the solution to equation 12 is as follows:

[48] (ур. 13).[48] (Lv. 13).

[49] Вычислитель 114 также может рассчитать плотность нефти с помощью следующего уравнения:[49] Calculator 114 can also calculate oil density using the following equation:

[50] (ур. 14).[50] (Lv. 14).

[51] Таким образом, с помощью уравнения 14 вычислитель 114 определяет плотность нефти для флюида 104 без отбора вручную проб флюида 104 и анализа проб в условиях окружающей среды (например, в лаборатории). Как показано в уравнении 14, вычислитель 114 определяет плотность нефти на основании значения доли воды , определенного для флюида 104.[51] Thus, using equation 14, the computer 114 determines the oil density of the fluid 104 without manually sampling the fluid 104 and analyzing the samples under environmental conditions (eg, in a laboratory). As shown in equation 14, the calculator 114 determines the density of the oil based on water fraction value , determined for fluid 104.

[52] Как видно из уравнений 1-14, вычислитель 114 приведенного в качестве примера анализатора 110 флюида, показанного на фиг. 1, определяет долю воды для флюида 104 без использования откалиброванных данных для плотности нефти в флюиде 104, протекающем через трубопровод 102 для флюида, в условиях трубопровода. Кроме того, вычислитель 114 может определить плотность нефти для флюида, не полагаясь на отбор проб флюида. Таким образом, уравнения 1-14 можно рассматривать как алгоритмы автоматической калибровки, поскольку они обеспечивают определение доли воды для флюида 104 без отбора проб вручную и анализа флюида.[52] As can be seen from Equations 1-14, the calculator 114 of the exemplary fluid analyzer 110 shown in FIG. 1, determines the proportion of water for fluid 104 without using calibrated data for the density of oil in fluid 104 flowing through fluid line 102 at pipeline conditions. In addition, the computer 114 can determine the density of the oil for fluid without relying on fluid sampling. Thus, Equations 1-14 can be considered automatic calibration algorithms because they provide a determination of the water fraction of fluid 104 without manual sampling and fluid analysis.

[53] Приведенный в качестве примера анализатор 110 флюида, показанный на фиг. 1, содержит устройство 116 оценки обводненности. Устройство 116 оценки обводненности идентифицирует свойства флюида 104 на основании выходных данных, сгенерированных вычислителем 114 с использованием одного или более из приведенных выше уравнений (например, уравнений 1-14). Например, когда значение плотности смеси , определенное вычислителем 114, равно нулю, доля воды также равна нулю. В таких примерах устройство 116 оценки обводненности обнаруживает, что флюид 104 представляет собой чистую нефть или по существу чистую нефть. В таких примерах устройство 116 оценки обводненности определяет, что значение плотности нефти, рассчитанное вычислителем 114 с использованием уравнения 14, представляет собой плотность чистой нефти. Автоматическое обнаружение флюида 104 как содержащего чистую нефть или по существу чистую нефть устройством 116 оценки обводненности на основании выходных данных, генерируемых вычислителем 114, уменьшает или устраняет влияние человеческой ошибки или суждения при оценке состава флюида 104 и обеспечивает более точную оценку свойств флюида 104. Кроме того, в некоторых примерах вычислитель 114 определяет данные о доле воды и/или плотности нефти по существу в режиме реального времени по мере того, как флюид 104 протекает через трубопровод 102 для флюида (например, в течение считанных секунд после измерения данных 109 о плотности и данных 111 об обводненности соответствующими измерителями 106, 108). В некоторых таких примерах устройство 116 оценки обводненности определяет свойства флюида 104 на основании данных о доле воды и/или плотности нефти во время потока флюида 104 через трубопровод 102 для флюида. Таким образом, раскрытые в данном документе примеры могут повысить точность определения характеристик флюида 104 по сравнению с анализом состава флюида 104 с использованием проб, отобранных ранее.[53] The exemplary fluid analyzer 110 shown in FIG. 1 contains a device 116 for estimating water cut. Water cut estimator 116 identifies properties of fluid 104 based on output generated by calculator 114 using one or more of the above equations (eg, equations 1-14). For example, when the mixture density value , determined by the calculator 114, is equal to zero, the proportion of water is also zero. In such examples, water cut estimator 116 detects that fluid 104 is pure oil or substantially pure oil. In such examples, the water cut estimator 116 determines that the oil density value calculated by the calculator 114 using equation 14 is the pure oil density. Automatic detection of fluid 104 as containing pure oil or substantially pure oil by water cut estimator 116 based on output generated by computer 114 reduces or eliminates the impact of human error or judgment in estimating the composition of fluid 104 and provides a more accurate estimate of the properties of fluid 104. In addition, , in some examples, computer 114 determines water fraction and/or oil density data in substantially real time as fluid 104 flows through fluid conduit 102 (e.g., within seconds of measuring density data 109 and data 111 about water cut with the corresponding meters 106, 108). In some such examples, water cut estimator 116 determines properties of fluid 104 based on water fraction and/or oil density data as fluid flows 104 through fluid conduit 102. Thus, the examples disclosed herein can improve the accuracy of characterizing fluid 104 compared to analyzing the composition of fluid 104 using previously collected samples.

[54] В некоторых примерах значение(я) доли воды, рассчитанное(ые) вычислителем 114, служит(ат) в качестве триггера для выполнения одного или более действий с флюидом 104 или воздержания от выполнения одного или более действий с флюидом 104. Блок 116 оценки обводненности анализирует значение(я) содержания воды, рассчитанное(ые) вычислителем 114, на основании, например, одного или более заданных пороговых значений, хранящихся в базе 112 данных. Например, устройство 116 оценки обводненности может сравнивать значение(я) доли воды с заданным пороговым значением в отношении уровней содержания воды для сжигания флюида 104. Если устройство 116 оценки обводненности определяет, что значение(я) доли воды превышает(ют) заданное пороговое значение (например, более 25%), флюид 104 может оказаться непригодным для сжигания без риска повреждения горелки. В таких примерах устройство 116 оценки обводненности определяет, что флюид 104 должен быть утилизирован другим способом (например, отправлен в резервуар). Устройство 116 оценки обводненности может анализировать значение(я) доли воды в связи с другими действиями, которые могут включать в себя рассмотрение концентрации воды в нефти.[54] In some examples, the water fraction value(s) calculated by calculator 114 serve as a trigger to perform one or more actions on fluid 104 or refrain from performing one or more actions on fluid 104. Block 116 The water cut estimate analyzes the water content value(s) calculated by computer 114 based on, for example, one or more predetermined threshold values stored in database 112. For example, water cut estimator 116 may compare the water cut value(s) to a predetermined threshold value with respect to water content levels for combustion fluid 104. If water cut estimator 116 determines that the water cut value(s) exceed(s) a predetermined threshold value ( e.g., more than 25%), fluid 104 may not be suitable for combustion without risk of burner damage. In such examples, water cut estimator 116 determines that fluid 104 should be disposed of in another manner (eg, sent to a reservoir). Water cut estimator 116 may analyze the water fraction value(s) in connection with other actions, which may include consideration of water concentration in the oil.

[55] Приведенный в качестве примера анализатор 110 флюида, показанный на фиг. 1, содержит коммуникатор 118. Коммуникатор 118 передает значение(я), определенное(ые) вычислителем 114, такое(ие) как содержание воды и плотность нефти, например, в один или более других процессоров, одно или более устройств отображения и т. д. по проводной или беспроводной связи с анализатором 110 флюида. В некоторых примерах коммуникатор 118 выводит индикатор(ы) или оповещение(я) (например, визуальное(ые) оповещение(я), звуковое(ые) оповещение(я)) на основании анализа концентрации воды в нефти устройством 116 оценки обводненности. Коммуникатор 118 может передавать значение(я) и/или оповещение(я) для вывода на основании, например, пользовательской(их) настройки(ек), полученной(ых) в анализаторе 110 флюида.[55] The exemplary fluid analyzer 110 shown in FIG. 1, includes a communicator 118. The communicator 118 transmits the value(s) determined by the computer 114, such as water content and oil density, for example, to one or more other processors, one or more display devices, etc. via wired or wireless communication with fluid analyzer 110. In some examples, the communicator 118 outputs an indicator(s) or alert(s) (eg, visual alert(s), audio alert(s)) based on the water cut estimator 116's analysis of the water-in-oil concentration. Communicator 118 may transmit value(s) and/or alert(s) for output based on, for example, user setting(s) received at fluid analyzer 110.

[56] Как упоминалось выше, в примере, показанном на фиг. 1, измеритель 106 плотности может включать в себя расходомер Кориолиса. Хотя при выполнении уравнений 1-14 вычислитель 114 приведенного в качестве примера анализатора 110 флюида предполагает, что флюид 104, выходящий из выпускного отверстия 103 для жидкости сепаратора 105, представляет собой жидкость-жидкостную смесь нефти и воды, при работе некоторое количество газа из сепаратора 105 может попасть в трубопровод 102 для флюида. Присутствие газа в флюиде 104 может привести к неточным расчетам доли воды вычислителем 114. В примерах, в которых измеритель 106 плотности представляет собой расходомер Кориолиса, измерение коэффициента усиления возбуждения, генерируемое расходомером Кориолиса, может быть проанализировано для обнаружения присутствия газа в флюиде 104. Измеритель 106 плотности может передавать значения коэффициента усиления возбуждения в анализатор 110 флюида. В таких примерах вычислитель 114 может выполнять алгоритмы автоматической калибровки (например, уравнения 1-14), если коэффициент усиления возбуждения меньше заданного порогового значения, указывающего на отсутствие газа в флюиде 104 (например, коэффициент усиления возбуждения менее 30%). Вычислитель 114 может воздержаться от выполнения алгоритмов автоматической калибровки, если коэффициент усиления возбуждения превышает пороговое значение.[56] As mentioned above, in the example shown in FIG. 1, density meter 106 may include a Coriolis flow meter. Although, when executing Equations 1-14, the computer 114 of the exemplary fluid analyzer 110 assumes that the fluid 104 exiting the fluid outlet 103 of the separator 105 is a liquid-liquid mixture of oil and water, during operation some gas from the separator 105 may enter fluid conduit 102. The presence of gas in fluid 104 may cause inaccurate calculations of the water fraction by calculator 114. In examples in which density meter 106 is a Coriolis flow meter, the drive gain measurement generated by the Coriolis flow meter can be analyzed to detect the presence of gas in fluid 104. Meter 106 density may transmit excitation gain values to fluid analyzer 110. In such examples, computer 114 may perform automatic calibration algorithms (eg, Equations 1-14) if the drive gain is less than a predetermined threshold value indicating the absence of gas in fluid 104 (eg, drive gain is less than 30%). The computer 114 may refrain from executing automatic calibration algorithms if the drive gain exceeds a threshold value.

[57] Как упоминалось выше, в примере, показанном на фиг. 1, трубопровод 102 для флюида может быть соединен с выпускным отверстием для жидкости двухфазного сепаратора, который разделяет флюид 104 на нефть и газ. В таких примерах значение плотности воды предоставляется в качестве пользовательского ввода на основании отбора проб и анализа воды. В некоторых других примерах трубопровод для флюида соединен с выпускным отверстием для нефти трехфазного сепаратора, который разделяет флюид на газ и два типа флюида, а именно нефть и воду. В таких примерах измеритель плотности может быть соединен с трубопроводом для флюида выпускного отверстия для воды сепаратора для автоматического измерения плотности воды.[57] As mentioned above, in the example shown in FIG. 1, fluid conduit 102 may be connected to a fluid outlet of a two-phase separator that separates fluid 104 into oil and gas. In such examples, the value of water density provided as user input based on water sampling and analysis. In some other examples, a fluid conduit is connected to the oil outlet of a three-phase separator that separates the fluid into gas and two types of fluid, namely oil and water. In such examples, a density meter may be coupled to the fluid piping of the water outlet of the separator to automatically measure the density of the water.

[58] На фиг. 2 проиллюстрирована приведенная в качестве примера система 200, содержащая первый трубопровод 202 для флюида и второй трубопровод 204 для флюида. В примере, показанном на фиг. 2, первый трубопровод 202 для флюида соединен с выпускным отверстием 203 для нефти трехфазного сепаратора 205. Второй трубопровод 204 для флюида соединен с выпускным отверстием 207 для воды трехфазного сепаратора 205. В примере, показанном на фиг. 2, первый флюид 206, содержащий нефть и, в некоторых примерах, по меньшей мере некоторое количество воды, протекает по первому трубопроводу 202 для флюида. В примере, показанном на фиг. 2, второй флюид 208 протекает по второму трубопроводу 204 для флюида. В некоторых примерах второй флюид 208 представляет собой воду. В некоторых примерах второй флюид 208 представляет собой по существу воду с по меньшей мере некоторым количеством нефти и/или газа в потоке флюида.[58] In FIG. 2 illustrates an exemplary system 200 comprising a first fluid conduit 202 and a second fluid conduit 204. In the example shown in FIG. 2, the first fluid line 202 is connected to the oil outlet 203 of the three-phase separator 205. The second fluid line 204 is connected to the water outlet 207 of the three-phase separator 205. In the example shown in FIG. 2, a first fluid 206 containing oil and, in some examples, at least some water flows through a first fluid conduit 202. In the example shown in FIG. 2, the second fluid 208 flows through the second fluid conduit 204. In some examples, the second fluid 208 is water. In some examples, the second fluid 208 is substantially water with at least some oil and/or gas in the fluid stream.

[59] Первый трубопровод 202 для флюида содержит первый измеритель 210 плотности (например, расходомер Кориолиса), соединенный с ним. Первый измеритель 210 плотности измеряет массовый расход и плотность флюида 206. Первый трубопровод 202 для флюида содержит анализатор 212 обводненности (например, микроволновый резонансный измеритель обводненности). Как раскрыто выше в связи с приведенной в качестве примера системой 100, показанной на фиг. 1, первый измеритель 210 плотности генерирует данные 209 о плотности флюида для флюида 206, протекающего по первому трубопроводу 202 для флюида, которые передаются в анализатор 110 флюида. Кроме того, анализатор 212 обводненности генерирует данные 211 об обводненности для флюида 206 (т. е. некалиброванные данные об обводненности или данные об обводненности, которые не откалиброваны для нефти в флюиде 206). Данные 211 об обводненности, сгенерированные анализатором 212 обводненности, передаются в анализатор 110 флюида. Данные 209 о плотности флюида и данные 211 об обводненности могут быть переданы в анализатор 110 флюида посредством одного или более протоколов проводной или беспроводной связи и сохранены в базе 112 данных. Данные 209 о плотности флюида и/или данные 211 об обводненности могут передаваться в анализатор 110 флюида по существу непрерывно, поскольку данные измеряются периодически или апериодически на основании пользовательских настроек.[59] The first fluid conduit 202 includes a first density meter 210 (eg, a Coriolis flow meter) coupled thereto. The first density meter 210 measures the mass flow rate and density of the fluid 206. The first fluid conduit 202 includes a water cut analyzer 212 (eg, a microwave resonance water cut meter). As discussed above in connection with the exemplary system 100 shown in FIG. 1, the first density meter 210 generates fluid density data 209 for the fluid 206 flowing through the first fluid conduit 202, which is transmitted to the fluid analyzer 110. In addition, water cut analyzer 212 generates water cut data 211 for fluid 206 (ie, uncalibrated water cut data or water cut data that is not calibrated for the oil in fluid 206). Water cut data 211 generated by water cut analyzer 212 is transmitted to fluid analyzer 110 . Fluid density data 209 and water cut data 211 may be transmitted to fluid analyzer 110 via one or more wired or wireless communication protocols and stored in database 112 . Fluid density data 209 and/or water cut data 211 may be provided to fluid analyzer 110 substantially continuously as the data is measured periodically or aperiodically based on user settings.

[60] В примере, показанном на фиг. 2, второй трубопровод 204 для флюида содержит второй измеритель 214 плотности (например, расходомер Кориолиса), соединенный с ним. Второй измеритель 214 плотности измеряет плотность второго флюида 208 (например, воды или флюида, в основном содержащего воду), протекающего по второму трубопроводу 204 для флюида. Второй измеритель 214 плотности передает данные 213 о плотности воды в анализатор 110 флюида посредством одного или более протоколов проводной или беспроводной связи. Данные 213 о плотности воды могут передаваться в анализатор 110 флюида по существу непрерывно, поскольку данные измеряются периодически или апериодически на основании пользовательских настроек. Данные 213 о плотности воды могут храниться в базе 112 данных анализатора 110 флюида. Таким образом, по сравнению с примером, показанным на фиг. 1, в котором данные о плотности воды предоставляются посредством пользовательского ввода (вводов) на основании отбора проб флюида, на фиг. 2 данные 213 о плотности воды автоматически генерируются вторым измерителем 214 плотности.[60] In the example shown in FIG. 2, the second fluid conduit 204 includes a second density meter 214 (eg, a Coriolis flow meter) coupled thereto. The second density meter 214 measures the density of the second fluid 208 (eg, water or a fluid primarily containing water) flowing through the second fluid conduit 204. The second density meter 214 transmits water density data 213 to the fluid analyzer 110 via one or more wired or wireless communication protocols. Water density data 213 may be transmitted to fluid analyzer 110 substantially continuously as the data is measured periodically or aperiodically based on user settings. Water density data 213 may be stored in a data base 112 of the fluid analyzer 110 . Thus, compared with the example shown in FIG. 1, in which water density data is provided via user input(s) based on fluid sampling, FIG. 2, water density data 213 is automatically generated by a second density meter 214.

[61] На фиг. 2 вычислитель 114 приведенного в качестве примера анализатора 110 флюида определяет плотность нефти и долю воды для первого флюида 206, протекающего через первый трубопровод 202 для флюида, на основании данных 209 о плотности флюида, измеренных первым измерителем 210 плотности, данных 213 о плотности воды, измеренных вторым измерителем 214 плотности, и некалиброванных данных 209 об обводненности, измеренных анализатором 212 обводненности. Вычислитель 114 определяет значения плотности нефти и обводненности на основании уравнений 1-14, раскрытых выше в связи с фиг. 1. Однако в примере, показанном на фиг. 2, вычислитель 114 использует данные 213 о плотности воды, измеренные вторым измерителем 214 плотности второго трубопровода 204 для флюида или водопроводной линии, а не значения плотности воды, введенные пользователем. Таким образом, приведенная в качестве примера система 200, показанная на фиг. 2, по существу устраняет необходимость отбора проб флюида, выполняемого оператором. Кроме того, в приведенной в качестве примера системе 200, показанной на фиг. 2, данные 213 о плотности воды отбираются в условиях трубопровода, а не определяются в условиях окружающей среды после отбора проб, как в примере, показанном на фиг. 1. Таким образом, примеры, показанные на фиг. 1 и 2, предусматривают различные средства для получения данных о плотности воды, включая отбор проб вручную или автоматические измерения, получаемые во время потока воды в условиях трубопровода.[61] In FIG. 2, the computer 114 of the exemplary fluid analyzer 110 determines the density of the oil and the share of water for the first fluid 206 flowing through the first fluid conduit 202 based on fluid density data 209 measured by first density meter 210, water density data 213 measured by second density meter 214, and uncalibrated water cut data 209 measured by water cut analyzer 212 . The computer 114 determines the oil density values and water cut based on Equations 1-14 disclosed above in connection with FIG. 1. However, in the example shown in FIG. 2, calculator 114 uses water density data 213 measured by second density meter 214 of second fluid conduit or water line 204 rather than water density values entered by the user. Thus, the exemplary system 200 shown in FIG. 2 essentially eliminates the need for operator fluid sampling. Additionally, in the exemplary system 200 shown in FIG. 2, water density data 213 is collected under pipeline conditions rather than determined under ambient conditions after sampling, as in the example shown in FIG. 1. Thus, the examples shown in FIGS. 1 and 2 provide various means for obtaining water density data, including manual sampling or automatic measurements obtained during water flow under pipeline conditions.

[62] Несмотря на то, что приведенный в качестве примера способ реализации анализатора 110 флюида проиллюстрирован на фиг. 1 и/или 2, один или более элементов, процессов и/или устройств, проиллюстрированных на фиг. 1 и/или 2, можно комбинировать, разделять, переупорядочивать, опускать, исключать и/или реализовывать любым другим способом. Кроме того, приведенная в качестве примера база 112 данных, приведенный в качестве примера вычислитель 114, приведенное в качестве примера устройство 116 оценки обводненности, приведенный в качестве примера коммуникатор 118 и/или, в более общем смысле, приведенный в качестве примера анализатор 110 флюида, показанные на по фиг. 1 и/или 2, могут быть реализованы с помощью аппаратных средств, программного обеспечения, программно-аппаратного обеспечения и/или любой комбинации аппаратных средств, программного обеспечения и/или программно-аппаратного обеспечения. Таким образом, например, любое из приведенной в качестве примера базы 112 данных, приведенного в качестве примера вычислителя 114, приведенного в качестве примера устройства 116 оценки обводненности, приведенного в качестве примера коммуникатора 118 и/или, в более общем смысле, приведенного в качестве примера анализатора 110 флюида может быть реализовано с помощью одной или более аналоговых или цифровых схем, логических схем, программируемого(ых) процессора(ов), программируемого(ых) контроллера(ов), графического(их) процессора(ов) (ГП), процессора(ов) цифровых сигналов (DSP; digital signal processor), специализированной интегральной микросхемы (микросхем) (ASIC; application specific integrated circuit), программируемого логического устройства (устройств) (PLD; programmable logic device) и/или программируемого пользователем логического устройства (устройств) (FPLD; field programmable logic device). При чтении любого из пунктов формулы изобретения, касающихся устройства или системы по настоящему патенту, для охвата исключительно программной и/или программно-аппаратной реализации по меньшей мере одно из приведенной в качестве примера базы 112 данных, приведенного в качестве примера вычислителя 114, приведенного в качестве примера устройства 116 оценки обводненности и/или приведенного в качестве примера коммуникатора 118 настоящим прямо определяется как содержащее энергонезависимое машиночитаемое запоминающее устройство или запоминающий диск, такой как запоминающее устройство, универсальный цифровой диск (DVD), компакт-диск (CD), диск Blu-ray, и т. д., включающее программное обеспечение и/или программно-аппаратное обеспечение. Более того, приведенный в качестве примера анализатор 110 флюида, показанный на фиг. 1 и/или 2, может содержать один или более элементов, процессов и/или устройств в дополнение к, или на замену, элементам, процессам и/или устройствам, проиллюстрированным на фиг. 1 и/или 2, и/или может содержать более одного из любых возможных проиллюстрированных элементов, процессов и устройств. Используемая в данном документе фраза «связанный», включая ее варианты, охватывает прямую связь и/или непрямую связь через один или более промежуточных компонентов и не требует прямой физической (например, проводной) связи и/или постоянной связи, а вместо этого дополнительно включает в себя выборочную связь через периодические интервалы, запланированные интервалы, апериодические интервалы и/или при разовых событиях.[62] Although an exemplary implementation method of fluid analyzer 110 is illustrated in FIG. 1 and/or 2, one or more of the elements, processes and/or devices illustrated in FIG. 1 and/or 2 may be combined, separated, rearranged, omitted, excluded, and/or implemented in any other manner. In addition, the exemplary database 112, the exemplary calculator 114, the exemplary water cut estimator 116, the exemplary communicator 118, and/or, more generally, the exemplary fluid analyzer 110, shown in FIG. 1 and/or 2 may be implemented using hardware, software, firmware and/or any combination of hardware, software and/or firmware. Thus, for example, any of the exemplary data base 112, the exemplary computer 114, the exemplary water cut estimator 116, the exemplary communicator 118, and/or, more generally, the exemplary Fluid analyzer 110 may be implemented using one or more analog or digital circuits, logic circuits, programmable processor(s), programmable controller(s), graphics processing unit(s) (GPU), processor (s) digital signal processor (DSP), application specific integrated circuit (ASIC), programmable logic device(s) (PLD; programmable logic device) and/or field programmable logic device(s) ) (FPLD; field programmable logic device). When reading any of the claims relating to a device or system of the present patent, to cover solely the software and/or firmware implementation of at least one of the exemplary database 112, the exemplary computer 114, the exemplary The exemplary water cut estimator 116 and/or the exemplary communicator 118 is hereby expressly defined as comprising a non-volatile computer readable storage device or storage disk such as a mass storage device, a digital versatile disc (DVD), a compact disc (CD), a Blu-ray disc , etc., including software and/or firmware. Moreover, the exemplary fluid analyzer 110 shown in FIG. 1 and/or 2 may contain one or more elements, processes and/or devices in addition to, or in replacement of, the elements, processes and/or devices illustrated in FIG. 1 and/or 2, and/or may contain more than one of any possible illustrated elements, processes and devices. As used herein, the phrase “coupled”, including variations thereof, covers direct communication and/or indirect communication through one or more intermediate components and does not require direct physical (e.g., wired) communication and/or permanent communication, but instead further includes selectively communicate at periodic intervals, scheduled intervals, aperiodic intervals and/or during one-time events.

[63] Как обсуждалось в связи с приведенной в качестве примера системой 100, показанной на фиг. 1, в уравнениях 1-14, данные 113 о плотности воды предоставляются в качестве пользовательского ввода на основании отбора проб воды из флюида 104. Как обсуждалось в связи с фиг. 3 и 4, любые погрешности в измерении плотности воды , связанные, например, с анализом воды в условиях окружающей среды, не оказывают существенного влияния на определение плотности нефти и доли воды. В частности, поскольку значение поправочного коэффициента плотности в приведенном выше уравнении 7 является небольшим (например, =2,86 e-4), значение плотности воды, измеренное на основании выборочных данных, не оказывает существенного влияния на оценки доли воды и плотности нефти.[63] As discussed in connection with the exemplary system 100 shown in FIG. 1, in Equations 1-14, water density data 113 is provided as user input based on water sampling from fluid 104. As discussed in connection with FIG. 3 and 4, any errors in measuring water density , associated, for example, with the analysis of water under environmental conditions, do not have a significant impact on the determination of oil density and the proportion of water. In particular, since the value of the density correction factor in the above equation 7 is small (e.g. =2.86 e-4), the value of water density measured from sample data does not have a significant effect on estimates of the water fraction and oil density.

[64] На фиг. 3 представлен график 300, иллюстрирующий плотность нефти в зависимости от доли воды, как определено вычислителем 114 приведенного в качестве примера анализатора 110 флюида, показанного на фиг. 1, на основании входных данных о плотности воды. В качестве примера, если флюидные свойства нефти и воды в условиях трубопровода = 750 кг/м3 и =1100 кг/м3 и если плотность воды известна в пределах погрешности +/- 50 кг/м3, то ввод плотности воды находится в пределах 1050-1150 кг/м3. Линия 302 на графике 300 на фиг. 3 представляет собой определение плотности нефти при отсутствии погрешности во вводе плотности воды (например, =1100 кг/м3). Линия 304 на графике 300 на фиг. 3 представляет собой определение плотности нефти , когда ввод плотности воды завышен или находится в пределах верхнего предела диапазона погрешности (например, =1150 кг/м3). Линия 306 на графике 300 на фиг. 3 представляет собой определение плотности нефти , когда ввод плотности воды занижен или находится в пределах нижнего предела диапазона погрешности (например, =1050 кг/м3). Как показано линиями 304 и 306 на фиг. 3, точность определения плотности нефти остается в пределах 3% по сравнению с определением плотности нефти с использованием не содержащих погрешность данных о плотности воды (линия 302), несмотря на то, что входные данные о плотности воды содержат погрешности. При долях воды менее 10% погрешность определения плотности нефти составляет менее 1%. Чувствительность уравнений 1-14 к погрешностям плотности воды уменьшается с уменьшением доли воды, как показано на фиг. 3.[64] In FIG. 3 shows graph 300 illustrating the density of oil depending on the water fraction as determined by the calculator 114 of the exemplary fluid analyzer 110 shown in FIG. 1, based on input water density data. As an example, if the fluid properties of oil and water under pipeline conditions = 750 kg/m 3 and =1100 kg/ m3 and if the density of water is known within an error of +/- 50 kg/m 3 , then the input of water density is in the range of 1050-1150 kg/m 3 . Line 302 in graph 300 of FIG. 3 is the determination of oil density if there is no error in entering the density of water (for example, =1100 kg/m 3 ). Line 304 in graph 300 of FIG. 3 is the determination of oil density when the water density input is too high or is at the upper end of the error range (e.g. =1150 kg/m 3 ). Line 306 in graph 300 of FIG. 3 is the determination of oil density when the water density input is too low or is at the lower end of the error range (e.g. =1050 kg/m 3 ). As shown by lines 304 and 306 in FIG. 3, the accuracy of the oil density determination remains within 3% compared to the oil density determination using error-free water density data (line 302), despite the fact that the input water density data contains errors. At water fractions less than 10%, the error in determining the density of oil is less than 1%. The sensitivity of Equations 1-14 to water density errors decreases with decreasing water fraction, as shown in FIG. 3.

[65] На фиг. 4 представлен график 400 значений доли воды, определенных вычислителем 114 приведенного в качестве примера анализатора 110 флюида, показанного на фиг. 1, на основании входных данных о плотности воды. С дальнейшей ссылкой на приведенный выше пример, в котором плотность воды =1100 кг/м3, и плотность воды известна в пределах погрешности +/- 50 кг/м3, линия 402 на графике 400 на фиг. 4 представляет собой определение доли воды при отсутствии погрешности во вводе плотности воды (например, =1100 кг/м3). Линия 404 на графике 400 на фиг. 4 представляет собой определение плотности воды , когда ввод плотности воды завышен или находится в пределах верхнего предела диапазона погрешности (например, =1150 кг/м3). Линия 406 на графике 400 на фиг. 4 представляет собой определение плотности воды , когда ввод плотности воды занижен или находится в пределах нижнего предела диапазона погрешности (например, =1050 кг/м3). Как показано линиями 404 и 406 на фиг. 4, максимальная абсолютная погрешность определения доли воды составляет около 1%. Таким образом, ввиду низкой чувствительности уравнений 1-14 к погрешностям или расхождениям во входных данных о плотности воды, в некоторых примерах значения плотности воды, определенные в условиях окружающей среды на основании отбора проб флюида, не нужно пересчитывать с учетом условий в трубопроводе. Следовательно, в примерах, в которых данные о плотности воды предоставляются на основании отбора проб флюида, эффективность определения данных о плотности воды может быть повышена, поскольку данные могут предоставляться без корректировок с учетом условий в трубопроводе. Вместо этого алгоритмы автоматической калибровки уравнений 1-14 учитывают расхождения в данных о плотности воды.[65] In FIG. 4 is a graph 400 of water fraction values determined by the calculator 114 of the exemplary fluid analyzer 110 shown in FIG. 1, based on input water density data. With further reference to the above example, in which the density of water =1100 kg/m3, and the density of water known within an error of +/- 50 kg/m 3 , line 402 on graph 400 in FIG. 4 is the determination of the water fraction if there is no error in entering the density of water (for example, =1100 kg/m 3 ). Line 404 in graph 400 of FIG. 4 is the definition of water density when the water density input is too high or is at the upper end of the error range (e.g. =1150 kg/m 3 ). Line 406 in graph 400 of FIG. 4 is the definition of water density when the water density input is too low or is at the lower end of the error range (e.g. =1050 kg/m 3 ). As shown by lines 404 and 406 in FIG. 4, the maximum absolute error in determining the water fraction is about 1%. Thus, due to the low sensitivity of Equations 1-14 to errors or variations in water density inputs, in some examples, water densities determined at ambient conditions from fluid sampling do not need to be recalculated to account for pipeline conditions. Therefore, in examples in which water density data is provided based on fluid sampling, the efficiency of determining water density data can be improved since the data can be provided without adjustments for pipeline conditions. Instead, the automatic calibration algorithms for Equations 1-14 account for discrepancies in water density data.

[66] Как раскрыто выше в связи с приведенной в качестве примера системой 200, показанной на фиг. 2, данные 213 о плотности воды автоматически измеряются вторым измерителем 214 плотности второго трубопровода 204 для флюида. Вычислитель 114 приведенного в качестве примера анализатора 110 флюидов определяет плотность нефти и долю воды на основании данных о плотности воды, сгенерированных вторым измерителем 214 плотности, и уравнений 1-14. Как обсуждалось выше, уравнения 1-14 имеют низкую чувствительность к значению(ям) плотности воды и, таким образом, могут допускать некоторое отклонение измерения плотности воды от фактического значения плотности воды без существенного влияния на точность расчетов доли воды или плотности нефти. Таким образом, в некоторых примерах, показанных на фиг. 2, второй измеритель 214 плотности может периодически измерять плотность воды, протекающей по второму трубопровода 204 для флюида, и/или может периодически передавать данные 213 о плотности воды (например, на основании пользовательской(их) настройки(ек)), таким образом повышая эффективность измерения и обработки данных о плотности воды вторым измерителем 214 плотности и анализатором 110 флюида. Кроме того, низкая чувствительность уравнений 1-14 к значению(ям) плотности воды учитывает любые различия в плотности воды между водой, протекающей вверх по потоку от сепаратора 205, и водой, протекающей вниз по потоку от сепаратора 205, из-за смешивания в сепараторе 205.[66] As discussed above in connection with the exemplary system 200 shown in FIG. 2, water density data 213 is automatically measured by a second density meter 214 of a second fluid conduit 204. The computer 114 of the exemplary fluid analyzer 110 determines the density of the oil. and the share of water based on the water density data generated by the second density meter 214 and equations 1-14. As discussed above, Equations 1-14 have low sensitivity to water density value(s) and thus can tolerate some deviation of the water density measurement from the actual water density value without significantly affecting the accuracy of the water fraction or oil density calculations. Thus, in some of the examples shown in FIGS. 2, the second density meter 214 may periodically measure the density of water flowing through the second fluid conduit 204 and/or may periodically transmit water density data 213 (e.g., based on user setting(s)), thereby increasing efficiency measuring and processing water density data by a second density meter 214 and a fluid analyzer 110. Additionally, the low sensitivity of Equations 1-14 to water density value(s) accounts for any differences in water density between water flowing upstream of separator 205 and water flowing downstream of separator 205 due to mixing within the separator 205.

[67] На фиг. 5 представлена блок-схема приведенного в качестве примера способа 500 определения концентрации воды в нефти флюида, протекающего через трубопровод для флюида, без выполнения отдельной калибровки по свойствам нефти. Приведенный в качестве примера способ 500 может быть реализован с помощью приведенного в качестве примера анализатора 110 флюида, показанного на фиг. 1 и/или фиг. 2.[67] In FIG. 5 is a flow diagram of an exemplary method 500 for determining the water-in-oil concentration of a fluid flowing through a fluid conduit without performing a separate oil property calibration. The exemplary method 500 may be implemented using the exemplary fluid analyzer 110 shown in FIG. 1 and/or fig. 2.

[68] Приведенный в качестве примера способ 500, показанный на фиг. 5, включает в себя осуществление доступа к данным о плотности флюида, сгенерированным измерителем плотности во время потока флюида, содержащего нефть, через трубопровод для флюида (блок 502). Например, анализатор 110 флюида, показанный на фиг. 1 и/или фиг. 2, осуществляет доступ к данным 109, 209 о плотности флюида, сгенерированным измерителем 106, 210 плотности для флюида 104, 206, протекающего через трубопровод 102, 202 для флюида, который может содержать смесь нефти и воды. Данные 109, 209 о плотности флюида могут храниться в базе 112 данных, связанной с анализатором 110 флюида.[68] An exemplary method 500 shown in FIG. 5 includes accessing fluid density data generated by the density meter during the flow of oil-containing fluid through the fluid conduit (block 502). For example, fluid analyzer 110 shown in FIG. 1 and/or fig. 2 accesses fluid density data 109, 209 generated by density meter 106, 210 for fluid 104, 206 flowing through fluid conduit 102, 202, which may contain a mixture of oil and water. Fluid density data 109, 209 may be stored in a database 112 associated with fluid analyzer 110.

[69] Приведенный в качестве примера способ 500, показанный на фиг. 5, включает в себя осуществление доступа к некалиброванным данным об обводненности, сгенерированным анализатором обводненности во время потока флюида через трубопровод для флюида (блок 504). Например, анализатор 110 флюида, показанный на фиг. 1 и/или фиг. 2, осуществляет доступ к данным 111, 211 об обводненности, сгенерированным анализатором 108, 212 обводненности для флюида 104, 206, протекающего через трубопровод 102, 202 для флюида. В примере, показанном на фиг. 5, данные 111, 211 об обводненности, сгенерированные анализатором 108, 212 обводненности, не откалиброваны по свойствам нефти флюида. Данные 111, 211 об обводненности могут храниться в базе 112 данных, связанной с анализатором 110 флюида.[69] An exemplary method 500 shown in FIG. 5 includes accessing uncalibrated water cut data generated by the water cut analyzer during fluid flow through the fluid conduit (block 504). For example, fluid analyzer 110 shown in FIG. 1 and/or fig. 2 accesses water cut data 111, 211 generated by the water cut analyzer 108, 212 for fluid 104, 206 flowing through fluid conduit 102, 202. In the example shown in FIG. 5, water cut data 111, 211 generated by the water cut analyzer 108, 212 are not calibrated against oil fluid properties. Water cut data 111, 211 may be stored in a database 112 associated with fluid analyzer 110.

[70] Приведенный в качестве примера способ 500, показанный на фиг. 5, включает в себя осуществление доступа к данным о плотности воды (блок 506). В некоторых примерах данные 113 о плотности воды предоставляются в анализатор 110 флюида (например, сохраняются в базе 112 данных) посредством одного или более пользовательских вводов. В таких примерах оператор может отбирать пробы воды (например, из впускных или выпускных линий сепаратора 105 на фиг. 1) и анализировать пробы для определения плотности воды. В других примерах данные 213 плотности воды генерируются измерителем 214 плотности, соединенным с линией 204 потока воды трехфазного сепаратора 205, показанного на фиг. 3. В таких примерах измеритель 214 плотности передает данные 213 о плотности воды в анализатор 110 флюида посредством одного или более протоколов проводной или беспроводной связи.[70] The exemplary method 500 shown in FIG. 5 includes accessing water density data (block 506). In some examples, water density data 113 is provided to fluid analyzer 110 (eg, stored in database 112) through one or more user inputs. In such examples, an operator may collect water samples (eg, from the inlet or outlet lines of separator 105 in FIG. 1) and analyze the samples to determine the density of the water. In other examples, water density data 213 is generated by a density meter 214 coupled to water flow line 204 of the three-phase separator 205 shown in FIG. 3. In such examples, density meter 214 transmits water density data 213 to fluid analyzer 110 via one or more wired or wireless communication protocols.

[71] Приведенный в качестве примера способ 500, показанный на фиг. 5, включает в себя определение доли воды и значения(й) плотности нефти на основании данных о плотности флюида, данных о плотности воды и некалиброванных данных об обводненности (блок 508). Например, анализатор 110 флюида реализует алгоритмы автоматической калибровки, изложенные выше в уравнениях 1-14, для определения значений доли воды и плотности нефти для флюида 104, 206. Выполнение приведенного в качестве примера способа 500 продолжается до тех пор, пока не останется дополнительных данных о плотности флюида, данных о плотности воды и/или данных об обводненности, подлежащих анализу (блоки 510, 512).[71] The exemplary method 500 shown in FIG. 5 includes determining the water fraction and oil density value(s) based on the fluid density data, the water density data, and the uncalibrated water cut data (block 508). For example, fluid analyzer 110 implements the automatic calibration algorithms set forth in Equations 1-14 above to determine water fraction values and oil density for fluid 104, 206. The exemplary method 500 continues until there is no additional fluid density data, water density data, and/or water cut data to be analyzed (blocks 510, 512).

[72] На фиг. 6 представлена блок-схема приведенного в качестве примера способа 600 определения приемлемости флюида для сжигания посредством горелки на основании значений доли воды (например, как определено в приведенном в качестве примера способе 500 на фиг. 5). Приведенный в качестве примера способ 600 может быть реализован с помощью приведенного в качестве примера анализатора 110 флюида, показанного на фиг. 1 и/или фиг. 2.[72] In FIG. 6 is a flow diagram of an exemplary method 600 for determining the suitability of a fluid for combustion by a burner based on water fraction values (eg, as determined in the exemplary method 500 of FIG. 5). The exemplary method 600 may be implemented using the exemplary fluid analyzer 110 shown in FIG. 1 and/or fig. 2.

[73] Приведенный в качестве примера способ 600, показанный на фиг. 6, включает в себя осуществление доступа к значению(ям) доли воды для флюида, определенному(ым) с использованием алгоритма(ов) автоматической калибровки (блок 602). Например, устройство 116 оценки обводненности анализатора 110 флюида, показанного на фиг. 1 и/или фиг. 2, может получить значение(я) доли воды, рассчитанное(ые) вычислителем 114 с использованием уравнений 1-14, приведенных выше.[73] The exemplary method 600 shown in FIG. 6 includes accessing the water fraction value(s) for the fluid determined using the automatic calibration algorithm(s) (block 602). For example, the water cut estimator 116 of the fluid analyzer 110 shown in FIG. 1 and/or fig. 2 can obtain the water fraction value(s) calculated by the calculator 114 using Equations 1-14 above.

[74] Приведенный в качестве примера способ 600, показанный на фиг. 6, включает в себя сравнение значения(й) доли воды с заданным пороговым значением (значениями) для определения того, превышает(ют) ли значение(я) доли воды пороговое значение (значения) (блоки 604, 606). Например, устройство 116 оценки обводненности сравнивает значение(я) доли воды с заданным (например, определяемым пользователем) пороговым значением (значениями), сохраненным в базе 112 данных. Пороговое значение (значения) может определять уровень(ни) обводненности, при котором(ых) флюид может быть сожжен горелкой, и уровень(ни) обводненности, при котором(ых) флюид следует утилизировать иначе, чем путем сжигания.[74] The exemplary method 600 shown in FIG. 6 includes comparing the water fraction value(s) to a predetermined threshold value(s) to determine whether the water fraction value(s) exceeds the threshold value(s) (blocks 604, 606). For example, water cut estimator 116 compares the water fraction value(s) with predetermined (eg, user-defined) threshold value(s) stored in database 112. The threshold value(s) may determine the water cut level(s) at which the fluid may be burned by the burner and the water cut level(s) at which the fluid must be disposed of other than by combustion.

[75] Если значение (значения) доли воды превышает пороговое значение (значения), приведенный в качестве примера способ 600 включает в себя вывод предупреждения, указывающего, что флюид может быть небезопасным для сжигания без риска повреждения горелки из-за количества воды в флюиде (блок 608). Например, устройство 116 оценки обводненности может дать указание коммуникатору 118 на вывод предупреждения (например, визуального предупреждения, звукового предупреждения) через устройство вывода (например, устройство отображения) для указания того, что флюид неприемлем для сжигания. Если значение (значения) доли воды не превышает пороговое значение (значения), приведенный в качестве примера способ 600 включает в себя вывод индикатора того, что флюид приемлем для сжигания, на основании значения (значений) обводненности (блок 610). Например, устройство 116 оценки обводненности может дать указание коммуникатору 118 на вывод индикатора (например, визуального индикатора, звукового индикатора) через устройство вывода для указания того, что флюид приемлем для сжигания. Выполнение приведенного в качестве примера способа 600, показанного на фиг. 6, заканчивается, когда больше нет значения(й) доли воды для анализа (блоки 612, 614).[75] If the water fraction value(s) exceeds a threshold value(s), exemplary method 600 includes outputting a warning indicating that the fluid may be unsafe to burn without risk of damage to the burner due to the amount of water in the fluid ( block 608). For example, the water cut estimator 116 may instruct the communicator 118 to output an alert (eg, a visual alert, an audible alert) via an output device (eg, a display device) to indicate that the fluid is unacceptable for combustion. If the water cut value(s) does not exceed the threshold value(s), exemplary method 600 includes outputting an indicator that the fluid is acceptable for combustion based on the water cut value(s) (block 610). For example, the water cut estimator 116 may instruct the communicator 118 to output an indicator (eg, a visual indicator, an audible indicator) through the output device to indicate that the fluid is acceptable for combustion. Execution of the exemplary method 600 shown in FIG. 6 ends when there are no more water fraction value(s) to analyze (blocks 612, 614).

[76] Блок-схемы на фиг. 5 и фиг. 6 представляют собой приведенную в качестве примера аппаратную логику, машиночитаемые команды, аппаратно реализованные конечные автоматы и/или любую их комбинацию для реализации анализатора 110 флюида, показанного на фиг. 1 и/или фиг. 2. Машиночитаемые команды могут представлять собой исполняемую программу или часть исполняемой программы для исполнения компьютерным процессором, таким как процессор 110, показанный на приведенной в качестве примера процессорной платформе 700, обсуждаемой ниже в связи с фиг. 7. Программа может быть реализована в программном обеспечении, хранящемся на энергонезависимом машиночитаемом носителе данных, таком как CD-ROM, гибкий диск, жесткий диск, DVD, диск Blu-ray или память, связанном с процессором 110, но в качестве альтернативы вся программа и/или ее части могут выполняться устройством, отличным от процессора 110, и/или реализованы в аппаратно-программном обеспечении или специальных аппаратных средствах. Кроме того, хотя приведенная в качестве примера программа описана со ссылкой на блок-схемы, показанные на фиг. 5 и фиг. 6, в качестве альтернативы могут быть использованы многие другие способы реализации приведенного в качестве примера анализатора 110 флюида. Например, может быть изменен порядок выполнения блоков и/или некоторые из описанных блоков могут быть изменены, исключены или объединены. Дополнительно или альтернативно, любые возможные блоки могут быть реализованы с помощью одной или более аппаратных схем (например, дискретных и/или интегрированных аналоговых и/или цифровых схем, FPGA, ASIC, компаратора, операционного усилителя, логической схемы и т. д.), структурированных для осуществления соответствующей операции без выполнения программного обеспечения или аппаратно-программного обеспечения.[76] Block diagrams in Figs. 5 and fig. 6 represent exemplary hardware logic, machine-readable instructions, hardware-implemented state machines, and/or any combination thereof for implementing the fluid analyzer 110 shown in FIG. 1 and/or fig. 2. The computer-readable instructions may be an executable program or a portion of an executable program for execution by a computer processor, such as the processor 110 shown on the exemplary processor platform 700 discussed below in connection with FIG. 7. The program may be implemented in software stored on a non-volatile computer readable storage medium such as a CD-ROM, floppy disk, hard disk, DVD, Blu-ray disc or memory associated with the processor 110, but alternatively the entire program and /or portions thereof may be executed by a device other than processor 110 and/or implemented in firmware or dedicated hardware. In addition, although the exemplary program is described with reference to the flowcharts shown in FIGS. 5 and fig. 6, many other methods of implementing the exemplary fluid analyzer 110 may alternatively be used. For example, the order of execution of the blocks may be changed and/or some of the described blocks may be modified, eliminated, or combined. Additionally or alternatively, any possible blocks may be implemented using one or more hardware circuits (e.g., discrete and/or integrated analog and/or digital circuits, FPGA, ASIC, comparator, op amp, logic circuit, etc.) structured to carry out the corresponding operation without executing software or hardware.

[77] Как упомянуто выше, приведенные в качестве примера процессы, показанные на фиг. 5 и фиг. 6, могут быть реализованы с использованием исполняемых команд (например, компьютерных и/или машиночитаемых команд), сохраняемых на энергонезависимом компьютерном и/или машиночитаемом носителе данных, таком как накопитель на жестком диске, флэш-память, постоянное запоминающее устройство, компакт-диск, цифровой универсальный диск, кэш-память, оперативное запоминающее устройство и/или любое другое устройство хранения данных или диск хранения данных, в которых данные сохраняются в течение любого времени (например, в течение длительных периодов времени, постоянно, для кратких примеров, для временной буферизации, и/или для кэширования данных). Используемый в настоящем документе термин «энергонезависимый машиночитаемый носитель данных» четко определен как включающий машиночитаемое устройство хранения данных и/или диск хранения данных любого вида и исключающий распространяемые сигналы и исключающий среды передачи данных.[77] As mentioned above, the exemplary processes shown in FIGS. 5 and fig. 6 may be implemented using executable instructions (e.g., computer and/or computer readable instructions) stored on a non-volatile computer and/or computer readable storage medium such as a hard disk drive, flash memory, read only memory, compact disc, digital general purpose disk, cache memory, random access memory, and/or any other data storage device or data storage disk in which data is stored for any time (e.g., for long periods of time, permanently, for brief examples, for temporary buffering , and/or for data caching). As used herein, the term "non-transitory computer-readable storage medium" is clearly defined to include a computer-readable storage device and/or data storage disk of any kind and excludes propagated signals and excludes data transmission media.

[78] На фиг. 7 представлена блок-схема приведенной в качестве примера процессорной платформы 700, структурированной для исполнения команд для реализации способов, показанных на фиг. 5 и/или фиг. 6, для реализации анализатора 110 флюида, показанного на фиг. 1 и/или фиг. 2. Процессорная платформа 700 может представлять собой, например, сервер, персональный компьютер, рабочую станцию, самообучающуюся машину (например, нейронную сеть), мобильное устройство (например, сотовый телефон, смартфон, планшет, такой как iPadTM), персональный цифровой помощник (PDA; personal digital assistant), устройство с выходом в Интернет или любой другой тип вычислительного устройства.[78] In FIG. 7 is a block diagram of an exemplary processor platform 700 structured to execute instructions to implement the methods shown in FIG. 5 and/or fig. 6 to implement the fluid analyzer 110 shown in FIG. 1 and/or fig. 2. The processing platform 700 may be, for example, a server, a personal computer, a workstation, a learning machine (e.g., a neural network), a mobile device (e.g., a cell phone, a smartphone, a tablet such as an iPadTM), a personal digital assistant (PDA) ; personal digital assistant), a device with Internet access, or any other type of computing device.

[79] Процессорная платформа 700 по проиллюстрированному примеру содержит процессор 110. Процессор 110 по проиллюстрированному примеру представляет собой аппаратные средства. Например, процессор 110 может быть реализован с помощью одной или более интегральных схем, логических схем, микропроцессоров, ГП, DSP или контроллеров любого требуемого семейства или производителя. Аппаратный процессор может представлять собой полупроводниковое (например, кремниевое) устройство. В этом примере процессор реализует вычислитель 114, устройство 116 оценки обводненности и коммуникатор 118.[79] The illustrated processor platform 700 includes a processor 110. The illustrated processor 110 is hardware. For example, processor 110 may be implemented using one or more integrated circuits, logic circuits, microprocessors, GPUs, DSPs, or controllers of any desired family or manufacturer. The hardware processor may be a semiconductor (eg, silicon) device. In this example, the processor implements a computer 114, a water cut estimator 116, and a communicator 118.

[80] Процессор 110 по проиллюстрированному примеру содержит локальное запоминающее устройство 713 (например, кэш-память). Процессор 110 по проиллюстрированному примеру поддерживает связь с главным запоминающим устройством, включающим в себя энергозависимое запоминающее устройство 714 и энергонезависимое запоминающее устройство 716 через шину 718. Энергозависимое запоминающее устройство 714 может быть реализовано с помощью синхронного динамического запоминающего устройства с произвольной выборкой (SDRAM; Synchronous Dynamic Random Access Memory), динамического запоминающего устройства с произвольной выборкой (DRAM; Dynamic Random Access Memory), динамического запоминающего устройства с произвольной выборкой фирмы RAMBUS® (RDRAM®; RAMBUS® Dynamic Random Access Memory) и/или запоминающего устройства с произвольной выборкой любого другого типа. Энергонезависимое запоминающее устройство 716 может быть реализовано с помощью флэш-памяти и/или запоминающего устройства любого другого требуемого типа. Доступ к основному запоминающему устройству 714, 716 контролируется с помощью контроллера памяти.[80] The processor 110 of the illustrated example includes a local storage device 713 (eg, cache memory). The illustrated processor 110 communicates with a main memory including volatile memory 714 and nonvolatile memory 716 via bus 718. Volatile memory 714 may be implemented using Synchronous Dynamic Random Access Memory (SDRAM). Access Memory), Dynamic Random Access Memory (DRAM), RAMBUS® Dynamic Random Access Memory (RDRAM®; RAMBUS® Dynamic Random Access Memory) and/or any other type of random access memory . Nonvolatile storage device 716 may be implemented using flash memory and/or any other type of storage device desired. Access to the main storage device 714, 716 is controlled by a memory controller.

[81] Процессорная платформа 700 по проиллюстрированному примеру также содержит схему 720 интерфейса. Схема 720 интерфейса может быть реализована с помощью интерфейсного стандарта любого типа, такого как интерфейс Ethernet, универсальная последовательная шина (USB; universal serial bus), интерфейс Bluetooth®, интерфейс беспроводной связи ближнего радиуса действия (NFC; near field communication) и/или интерфейс PCI express.[81] Processor platform 700 of the illustrated example also includes interface circuitry 720. The interface circuit 720 may be implemented using any type of interface standard, such as an Ethernet interface, a universal serial bus, a Bluetooth® interface, a near field communication interface, and/or a PCI express.

[82] В проиллюстрированном примере одно или более устройств 722 ввода соединены со схемой 720 интерфейса. Устройства(о) 722 ввода дают(ет) пользователю возможность вводить данные и/или команды в процессор 110. Устройство(а) ввода может(гут) быть реализовано(ы), например, с помощью аудиосенсора, микрофона, камеры (фото или видео), клавиатуры, кнопки, мыши, сенсорного экрана, сенсорной площадки, шарового манипулятора, светового пера и/или системы распознавания речи.[82] In the illustrated example, one or more input devices 722 are connected to interface circuitry 720. Input device(s) 722 enable the user to enter data and/or commands into the processor 110. The input device(s) may be implemented, for example, using an audio sensor, microphone, camera (photo or video) ), keyboard, button, mouse, touch screen, track pad, trackball, light pen, and/or speech recognition system.

[83] Одно или более устройств 724 вывода также соединены со схемой 720 интерфейса по проиллюстрированному примеру. Устройства 724 вывода могут быть реализованы, например, с помощью устройств отображения (например, светоизлучающий диод (LED; light emitting diode), органический светоизлучающий диод (OLED; organic light emitting diode), жидкокристаллический дисплей (LCD; liquid crystal display), дисплей с электронно-лучевой трубкой (CRT; cathode ray tube display), дисплей с переключением на месте (IPS; in-place switching), сенсорный экран), сенсорное устройство вывода, принтер и/или динамик. Таким образом, схема 720 интерфейса по проиллюстрированному примеру, как правило, содержит карту графического драйвера, чип графического драйвера или процессор графического драйвера.[83] One or more output devices 724 are also connected to interface circuitry 720 in the illustrated example. The output devices 724 may be implemented, for example, using display devices (for example, a light emitting diode (LED), an organic light emitting diode (OLED), a liquid crystal display (LCD), a display with cathode ray tube display, in-place switching (IPS) display, touch screen), touch output device, printer and/or speaker. Thus, the interface circuit 720 of the illustrated example typically includes a graphics driver card, a graphics driver chip, or a graphics driver processor.

[84] Схема 720 интерфейса по проиллюстрированному примеру также содержит устройство связи, такое как передатчик, приемник, приемопередатчик, модем, маршрутизатор, беспроводная точка доступа и/или сетевой интерфейс для реализации обмена данными с внешними компьютерами (например, вычислительными устройствами любого вида) через сеть 726. Связь может осуществляться, например, через соединение Ethernet, соединение по цифровой абонентской линии (DSL; digital subscriber line), соединение по телефонной линии, коаксиальную кабельную систему, спутниковую систему, требующую прямой видимости беспроводную систему, сотовую телефонную систему и т. п.[84] The interface circuit 720 of the illustrated example also includes a communication device, such as a transmitter, receiver, transceiver, modem, router, wireless access point, and/or network interface for communicating with external computers (e.g., computing devices of any kind) via network 726. Communication may be through, for example, an Ethernet connection, a digital subscriber line (DSL) connection, a telephone line connection, a coaxial cable system, a satellite system, a line-of-sight wireless system, a cellular telephone system, etc. P.

[85] Процессорная платформа 700 по проиллюстрированному примеру также содержит одно или более устройств 728 массового хранения данных для хранения программного обеспечения и/или данных. Примеры таких устройств 728 массового хранения данных содержат накопители на гибких дисках, накопители на жестких дисках, накопители на компакт-дисках, накопители на дисках Blu-ray, системы с резервным массивом независимых дисков (RAID; redundant array of independent disk) и накопители на универсальных цифровых дисках (DVD; digital versatile disk). В этом примере база 112 данных может быть реализована с помощью энергозависимого запоминающего устройства 714 и/или устройства (устройств) 728 массового хранения данных.[85] The processor platform 700 of the illustrated example also includes one or more mass storage devices 728 for storing software and/or data. Examples of such mass storage devices 728 include floppy disk drives, hard disk drives, compact disc drives, Blu-ray disc drives, redundant array of independent disk (RAID) systems, and general purpose storage devices. digital discs (DVD; digital versatile disk). In this example, database 112 may be implemented using volatile storage device(s) 714 and/or mass storage device(s) 728.

[86] Закодированные команды 732, показанные на фиг. 7, могут храниться в запоминающем устройстве 728 массового хранения данных, в энергозависимом запоминающем устройстве 714, в энергонезависимом запоминающем устройстве 716 и/или на съемном энергонезависимом машиночитаемом носителе данных, таком как CD или DVD.[86] Coded commands 732 shown in FIG. 7 may be stored in mass storage device 728, in volatile storage device 714, in non-volatile storage device 716, and/or on a removable non-volatile computer-readable storage medium such as a CD or DVD.

[87] Ввиду вышеизложенного следует понимать, что были раскрыты приведенные в качестве примера способы, устройства и изделия, которые повышают эффективность и точность определения концентрации воды в нефти для флюида, содержащего смесь воды и нефти, по сравнению с известными анализаторами обводненности. В раскрытых в данном документе примерах концентрация воды в нефти рассчитывают без калибровки по свойствам нефти (например, плотности нефти). Таким образом, примеры, раскрытые в данном документе, устраняют необходимость отбора проб вручную и анализа флюида для генерирования данных калибровки, которые могут неточно представлять свойства нефти в условиях трубопровода и/или могут не отражать состав флюида, протекающего через трубопровод для флюида с учетом изменение характера флюида. В некоторых раскрытых в данном документе примерах дополнительно исключается отбор проб вручную воды в флюиде путем автоматического измерения плотности воды с использованием измерителя плотности, соединенного, например, с водопроводной линией сепаратора. Другие раскрытые в данном документе примеры допускают погрешности или расхождения в данных о плотности воды, которые определяются в условиях окружающей среды на основании отбора проб флюида. Примеры, раскрытые в данном документе, обеспечивают повышенную точность анализа концентрации воды в нефти для флюида, протекающего через трубопровод для флюида, и снижают рабочую нагрузку оператора путем определения концентрации воды в нефти без отбора проб вручную и анализа флюида. В результате раскрытые в данном документе примеры также повышают безопасность оператора путем снижения воздействия на оператора токсичных флюидов.[87] In view of the foregoing, it should be understood that exemplary methods, devices, and articles have been disclosed that improve the efficiency and accuracy of determining water-in-oil concentration for a fluid containing a mixture of water and oil, compared to prior art water cut analyzers. In the examples disclosed herein, the water-in-oil concentration is calculated without calibration to oil properties (eg, oil density). Thus, the examples disclosed herein eliminate the need for manual sampling and fluid analysis to generate calibration data that may not accurately represent the properties of the oil under pipeline conditions and/or may not reflect the composition of the fluid flowing through the fluid pipeline to account for changing nature. fluid. Some examples disclosed herein further eliminate manual sampling of water in the fluid by automatically measuring the density of the water using a density meter connected to, for example, a separator water line. Other examples disclosed herein are subject to errors or discrepancies in water density data that are determined under environmental conditions based on fluid sampling. The examples disclosed herein provide increased accuracy in water-in-oil analysis of fluid flowing through a fluid pipeline and reduce operator workload by determining water-in-oil concentration without manual sampling and fluid analysis. As a result, the examples disclosed herein also enhance operator safety by reducing operator exposure to toxic fluids.

[88] Вышеизложенное описывает признаки нескольких вариантов реализации таким образом, чтобы специалистам в данной области техники было легче понять аспекты настоящего изобретения. Специалистам в данной области техники следует понимать, что они могут легко использовать настоящее описание как основу для проектирования или модификации других процессов и конструкций для достижения тех же самых целей или для получения тех же самых преимуществ описанных в данном документе вариантов реализации. Специалистам в данной области техники также следует понимать, что такие эквивалентные конструкции не выходят за пределы сущности и объема настоящего изобретения и что в них могут быть осуществлены различные перемены, замены и изменения без отступления сущности и объема настоящего изобретения.[88] The foregoing describes features of several embodiments in a manner that will assist those skilled in the art in understanding aspects of the present invention. Those skilled in the art will understand that they can readily use the present disclosure as a basis for designing or modifying other processes and designs to achieve the same objectives or to obtain the same benefits of the embodiments described herein. It will also be understood by those skilled in the art that such equivalent structures do not depart from the spirit and scope of the present invention and that various alterations, substitutions and variations may be made therein without departing from the spirit and scope of the present invention.

[89] Приведенное в качестве примера устройство содержит первый измеритель плотности, соединенный с трубопроводом для флюида. Первый измеритель плотности выполнен с возможностью генерирования данных о плотности флюида для флюида, протекающего через трубопровод для флюида, причем флюид содержит нефть. Устройство содержит анализатор обводненности, соединенный с трубопроводом для флюида. Анализатор обводненности выполнен с возможностью генерирования данных об обводненности для флюида. Данные об обводненности не откалиброваны по одному или более свойствам нефти. Приведенное в качестве примера устройство содержит процессор, связанный с первым измерителем плотности и анализатором обводненности. Процессор выполнен с возможностью определения концентрации воды в нефти для флюида на основании данных о плотности флюида, данных об обводненности и данных о плотности воды.[89] An exemplary device comprises a first density meter coupled to a fluid conduit. The first density meter is configured to generate fluid density data for a fluid flowing through a fluid conduit, wherein the fluid contains oil. The device contains a water cut analyzer connected to a fluid pipeline. The water cut analyzer is configured to generate water cut data for a fluid. Water cut data is not calibrated to one or more oil properties. The exemplary device comprises a processor coupled to a first density meter and a water cut analyzer. The processor is configured to determine the concentration of water in oil for a fluid based on fluid density data, water cut data, and water density data.

[90] В некоторых примерах процессор выполнен с возможностью определения концентрации воды в нефти как функции плотности воды, плотности флюида и плотности нефти. Процессор выполнен с возможностью дополнительного определения отношения между концентрацией воды в нефти и плотностью нефти для определения концентрации воды в нефти как функции плотности воды и плотности флюида.[90] In some examples, the processor is configured to determine the concentration of water in oil as a function of water density, fluid density, and oil density. The processor is configured to further determine the relationship between the concentration of water in the oil and the density of the oil to determine the concentration of water in the oil as a function of the density of the water and the density of the fluid.

[91] В некоторых таких примерах процессор выполнен с возможностью определения отношения между концентрацией воды в нефти и плотностью нефти на основании данных об обводненности и заданного значения плотности нефти.[91] In some such examples, the processor is configured to determine the relationship between the concentration of water in the oil and the density of the oil based on the water cut data and the target oil density value.

[92] В некоторых примерах процессор выполнен с возможностью сравнения концентрации воды в нефти с пороговым значением обводненности и генерирования предупреждения, если концентрация воды в нефти превышает пороговое значение обводненности, причем пороговое значение обводненности основано на содержании воды для сжигания флюида.[92] In some examples, the processor is configured to compare the concentration of water in the oil to a threshold water cut and generate an alert if the concentration of water in the oil exceeds the threshold water cut, where the threshold water cut is based on the water content for combustion of the fluid.

[93] В некоторых примерах трубопровод для флюида представляет собой первый трубопровод для флюида сепаратора и дополнительно содержит второй измеритель плотности, соединенный со вторым трубопроводом для флюида сепаратора. Второй измеритель плотности выполнен с возможностью генерирования данных о плотности воды.[93] In some examples, the fluid conduit is a first separator fluid conduit and further includes a second density meter coupled to the second separator fluid conduit. The second density meter is configured to generate water density data.

[94] В некоторых примерах данные о плотности воды предоставляются процессору на основании отбора проб воды в флюиде.[94] In some examples, water density data is provided to the processor based on sampling of water in the fluid.

[95] В некоторых таких примерах трубопровод для флюида соединен с выпускным отверстием для флюида двухфазного сепаратора.[95] In some such examples, a fluid conduit is connected to a fluid outlet of a two-phase separator.

[96] В некоторых примерах процессор выполнен с возможностью дополнительного определения плотности нефти на основании данных об обводненности и концентрации воды в нефти.[96] In some examples, the processor is configured to additionally determine the density of the oil based on data about the water cut and water concentration in the oil.

[97] Другое приведенное в качестве примера устройство содержит средство для измерения плотности флюида, содержащего нефть, протекающего через трубопровод для флюида. Средство для измерения плотности выполнено с возможностью генерирования данных о плотности. Приведенное в качестве примера устройство содержит средство для измерения обводненности флюида. Средство для измерения обводненности выполнено с возможностью генерирования данных об обводненности. Приведенное в качестве примера устройство содержит средство для определения концентрации воды в нефти флюида на основании данных о плотности и данных об обводненности. Средство для определения выполнено с возможностью определения плотности нефти в флюиде на основании концентрации воды в нефти.[97] Another exemplary device includes means for measuring the density of a fluid containing oil flowing through a fluid conduit. The density measuring means is configured to generate density data. The exemplary device contains means for measuring the water content of the fluid. The means for measuring water cut is configured to generate water cut data. An exemplary device comprises means for determining the concentration of water in an oil fluid based on density data and water cut data. The determination means is configured to determine the density of oil in the fluid based on the concentration of water in the oil.

[98] В некоторых примерах пороговое значение включает уровень обводненности для сжигания флюида, индикатор включает предупреждение, если концентрация воды в нефти превышает пороговое значение.[98] In some examples, the threshold includes a water cut level for flaring the fluid, the indicator includes a warning if the water concentration in the oil exceeds the threshold.

[99] В некоторых примерах вычислитель выполнен с возможностью определения плотности нефти на основании концентрации воды в нефти.[99] In some examples, the computer is configured to determine the density of the oil based on the concentration of water in the oil.

[100] В некоторых примерах устройство оценки обводненности выполнено с возможностью определения состава флюида на основании концентрации воды в нефти.[100] In some examples, the water cut estimator is configured to determine fluid composition based on the concentration of water in the oil.

[101] В некоторых примерах вычислитель выполнен с возможностью осуществления доступа к данным о плотности воды от измерителя плотности, соединенного с водным трубопроводом сепаратора.[101] In some examples, the computer is configured to access water density data from a density meter coupled to the separator water conduit.

[102] В некоторых примерах данные о плотности флюида представляют собой плотность флюида, содержащего воду и нефть.[102] In some examples, the fluid density data represents the density of a fluid containing water and oil.

[103] Приведенный в качестве примера способ включает в себя измерение плотности флюида, содержащего нефть, протекающего через трубопровод для флюида, для генерирования данных о плотности; измерение обводненности флюида для генерирования данных об обводненности; определение концентрации воды в нефти флюида на основании данных о плотности и данных об обводненности; и определение плотности нефти в флюиде на основании концентрации воды в нефти. Некоторые или все способы измерения и определения могут выполняться путем исполнения команды по меньшей мере одним процессором. Например, способ может включать в себя измерение, путем исполнения команды по меньшей мере одним процессором, плотности флюида, содержащего нефть, протекающего через трубопровод для флюида, для генерирования данных о плотности; измерение, путем исполнения команды процессором, обводненности флюида для генерирования данных об обводненности; определение, путем исполнения команды по меньшей мере одним процессором, концентрации воды в нефти флюида на основании данных о плотности и данных об обводненности; и определение, путем исполнения команды по меньшей мере процессором, плотности нефти в флюиде на основании концентрации воды в нефти.[103] An exemplary method includes measuring the density of a fluid containing oil flowing through a fluid conduit to generate density data; measuring fluid water cut to generate water cut data; determination of water concentration in oil fluid based on density data and water cut data; and determining the density of the oil in the fluid based on the concentration of water in the oil. Some or all of the measurement and determination methods may be performed by execution of an instruction by at least one processor. For example, the method may include measuring, by executing a command by at least one processor, the density of an oil-containing fluid flowing through a fluid conduit to generate density data; measuring, by executing a command by the processor, the water cut of the fluid to generate water cut data; determining, by executing a command by at least one processor, the concentration of water in the oil fluid based on the density data and the water cut data; and determining, by execution of the command by at least the processor, the density of the oil in the fluid based on the concentration of water in the oil.

[104] В некоторых примерах способ дополнительно включает в себя выполнение сравнения концентрации воды в нефти с пороговым значением, при этом пороговое значение включает в себя уровень обводненности для сжигания флюида, и вывод индикатора содержания воды в флюиде на основании сравнения, причем индикатор включает предупреждение, если концентрация воды в нефти превышает пороговое значение.[104] In some examples, the method further includes comparing the water content of the oil with a threshold value, wherein the threshold value includes a water cut level for burning the fluid, and outputting an indicator of the water content of the fluid based on the comparison, wherein the indicator includes a warning, if the concentration of water in oil exceeds a threshold value.

[105] В некоторых примерах способ дополнительно включает в себя определение концентрации воды в нефти на основании данных о плотности воды.[105] In some examples, the method further includes determining the concentration of water in the oil based on the water density data.

[106] В некоторых примерах данные об обводненности не откалиброваны по плотности нефти.[106] In some examples, water cut data is not calibrated to oil density.

[107] В некоторых примерах трубопровод для флюида представляет собой первый трубопровод для флюида, и способ дополнительно включает в себя измерение плотности воды, протекающей через второй трубопровод для флюида, отличный от первого трубопровода для флюида.[107] In some examples, the fluid conduit is a first fluid conduit, and the method further includes measuring the density of water flowing through a second fluid conduit different from the first fluid conduit.

[108] В некоторых примерах способ дополнительно включает в себя определение состава флюида на основании концентрации воды в нефти.[108] In some examples, the method further includes determining the composition of the fluid based on the concentration of water in the oil.

[109] Другое приведенное в качестве примера устройство содержит средство для измерения плотности флюида, содержащего нефть, протекающего через трубопровод для флюида. Средство для измерения плотности выполнено с возможностью генерирования данных о плотности. Приведенное в качестве примера устройство содержит средство для измерения обводненности флюида. Средство для измерения обводненности выполнено с возможностью генерирования данных об обводненности. Приведенное в качестве примера устройство содержит средство для определения концентрации воды в нефти флюида на основании данных о плотности и данных об обводненности. Средство для определения выполнено с возможностью определения плотности нефти в флюиде на основании концентрации воды в нефти.[109] Another exemplary device includes means for measuring the density of a fluid containing oil flowing through a fluid conduit. The density measuring means is configured to generate density data. The exemplary device contains means for measuring the water content of the fluid. The means for measuring water cut is configured to generate water cut data. An exemplary device comprises means for determining the concentration of water in an oil fluid based on density data and water cut data. The determination means is configured to determine the density of oil in the fluid based on the concentration of water in the oil.

[110] В некоторых примерах средство для измерения плотности представляет собой измеритель плотности Кориолиса.[110] In some examples, the density measuring means is a Coriolis density meter.

[111] В некоторых примерах средство для определения выполнено с возможностью дополнительного определения концентрации воды в нефти на основании данных о плотности воды.[111] In some examples, the determination means is configured to further determine the concentration of water in the oil based on the water density data.

[112] В некоторых примерах данные об обводненности не откалиброваны по плотности нефти.[112] In some examples, water cut data is not calibrated to oil density.

[113] В некоторых примерах трубопровод для флюида представляет собой первый трубопровод для флюида, а устройство дополнительно содержит средство для измерения плотности воды. Средство для измерения плотности воды соединено со вторым трубопроводом для флюида, отличным от первого трубопровода для флюида.[113] In some examples, the fluid conduit is a first fluid conduit, and the device further includes means for measuring the density of water. The water density measuring means is connected to a second fluid conduit different from the first fluid conduit.

[114] В некоторых примерах средство для измерения плотности и средство для измерения обводненности соединены с выпускным отверстием для жидкости сепаратора.[114] In some examples, the density measuring means and the water cut measuring means are connected to the liquid outlet of the separator.

[115] Термины «включающий» и «содержащий» (а также все их формы и времена) используются в данном документе как окончательные термины. Таким образом, всякий раз, когда в пункте формулы изобретения используется любая форма терминов «включать» или «содержать» (например, «содержит», «включает», «содержащий», «включающий», «имеющий» и т. д.) в качестве преамбулы или в любой формулировке пункта формулы изобретения, следует понимать, что дополнительные элементы, термины и т. д. могут присутствовать без отступления от объема соответствующего пункта формулы изобретения или формулировки. Используемое в данном документе выражение «по меньшей мере» использовано в качестве переходного выражения, например, в преамбуле пункта формулы изобретения, оно является не окончательным, как и выражение «содержащий» и «включающий» является не окончательным. Термин «и/или» при использовании, например, в такой форме, как А, В и/или С, относится к любой комбинации или подгруппе А, В, С, такой как (1) только А, (2) только В, (3) только C, (4) A с B, (5) A с C, (6) B с C и (7) A с B и с C. Используемая в данном документе в контексте описания конструкций, компонентов, предметов, объектов и/или вещей фраза «по меньшей мере одно из A и B» предназначена для обозначения реализаций, включающих в себя любое из (1) по меньшей мере одного A, (2) по меньшей мере одного B и (3) по меньшей мере одного A и по меньшей мере одного B. Аналогично, в контексте описания конструкций, компонентов, элементов, объектов и/или предметов фраза «по меньшей мере одно из A или B» предназначена для обозначения реализаций, включающих в себя любое из (1) по меньшей мере одного A, (2) по меньшей мере одного B и (3) по меньшей мере одного A и по меньшей мере одного B. Используемая в данном документе в контексте описания производительности или выполнения процессов, команд, действий, деятельности и/или этапов фраза «по меньшей мере одно из A и B» предназначена для обозначения реализаций, включающих в себя любое из (1) по меньшей мере одного A, (2) по меньшей мере одного B и (3) по меньшей мере одного A и по меньшей мере одного B. Аналогично, используемая в данном документе в контексте описания производительности или выполнения процессов, команд, действия, деятельности и/или этапов фраза «по меньшей мере одно из A или B» предназначена для обозначения реализаций, включающих в себя любое из (1) по меньшей мере одного A, (2) по меньшей мере одного B и (3) по меньшей мере одного А и по меньшей мере одного B.[115] The terms “including” and “comprising” (and all forms and tenses thereof) are used herein as definitive terms. Thus, whenever any form of the terms “include” or “comprise” is used in a claim (e.g., “comprises,” “includes,” “comprising,” “comprising,” “having,” etc.) as a preamble or in any claim language, it is understood that additional elements, terms, etc. may be present without departing from the scope of the relevant claim or wording. The expression “at least” used herein is used as a transitional expression, for example, in the preamble of a claim, it is not final, just as the expression “comprising” and “including” is not final. The term "and/or" when used, for example, in a form such as A, B and/or C, refers to any combination or subgroup of A, B, C, such as (1) A only, (2) B only, (3) C only, (4) A with B, (5) A with C, (6) B with C, and (7) A with B and with C. Used herein in the context of describing structures, components, items, objects and/or things, the phrase "at least one of A and B" is intended to denote implementations including any of (1) at least one A, (2) at least one B, and (3) at least one one A and at least one B. Likewise, in the context of describing structures, components, elements, objects and/or items, the phrase “at least one of A or B” is intended to refer to implementations including any of (1) through at least one A, (2) at least one B, and (3) at least one A and at least one B. Used herein in the context of describing the performance or execution of processes, commands, actions, activities and/or steps the phrase “at least one of A and B” is intended to denote implementations including any of (1) at least one A, (2) at least one B, and (3) at least one A and at least at least one B. Likewise, as used herein in the context of describing the performance or execution of processes, commands, actions, activities and/or steps, the phrase “at least one of A or B” is intended to refer to implementations including any of (1 ) at least one A, (2) at least one B, and (3) at least one A and at least one B.

[116] Несмотря на то, что вышеприведенное описание изложено в данном документе со ссылкой на конкретные средства, материалы и варианты реализации, данное изобретение не ограничено раскрытыми деталями; напротив, оно охватывает все функционально эквивалентные конструкции, способы и применения, входящие в объем приложенной формулы изобретения.[116] While the foregoing description has been set forth herein with reference to specific means, materials, and embodiments, the invention is not limited to the details disclosed; rather, it covers all functionally equivalent structures, methods and uses falling within the scope of the appended claims.

Claims (23)

1. Устройство определения концентрации воды в нефти для флюида, содержащего смесь воды и нефти, содержащее:1. A device for determining the concentration of water in oil for a fluid containing a mixture of water and oil, containing: первый измеритель плотности, соединенный с трубопроводом для флюида, причем первый измеритель плотности выполнен с возможностью генерирования данных о плотности флюида для флюида, протекающего через трубопровод для флюида;a first density meter coupled to the fluid conduit, the first density meter configured to generate fluid density data for a fluid flowing through the fluid conduit; анализатор обводненности, соединенный с трубопроводом для флюида, причем анализатор обводненности выполнен с возможностью генерирования данных об обводненности для флюида, причем данные об обводненности не откалиброваны по одному или более свойствам нефти; иa water cut analyzer coupled to the fluid conduit, wherein the water cut analyzer is configured to generate water cut data for the fluid, wherein the water cut data is not calibrated to one or more oil properties; And процессор, связанный с первым измерителем плотности и анализатором обводненности, причем процессор выполнен с возможностью определения концентрации воды в нефти для флюида на основании данных о плотности флюида, данных об обводненности и данных о плотности воды,a processor coupled to a first density meter and a water cut analyzer, the processor being configured to determine a water-in-oil concentration of a fluid based on the fluid density data, the water cut data, and the water density data, причем процессор выполнен с возможностью сравнения концентрации воды в нефти с пороговым значением обводненности и генерирования предупреждения, если концентрация воды в нефти превышает пороговое значение обводненности, причем пороговое значение обводненности основано на содержании воды для сжигания флюида.wherein the processor is configured to compare the concentration of water in the oil to a threshold water cut and generate an alert if the concentration of water in the oil exceeds the threshold water cut, wherein the threshold water cut is based on the water content for combustion of the fluid. 2. Устройство по п. 1, отличающееся тем, что процессор выполнен с возможностью определения концентрации воды в нефти как функции плотности воды, плотности флюида и плотности нефти, причем процессор дополнительно выполнен с возможностью определения отношения между концентрацией воды в нефти и плотностью нефти для определения концентрации воды в нефти как функции плотности воды и плотности флюида.2. The device according to claim 1, characterized in that the processor is configured to determine the concentration of water in oil as a function of water density, fluid density and oil density, and the processor is additionally configured to determine the relationship between the concentration of water in oil and the density of oil to determine water concentration in oil as a function of water density and fluid density. 3. Устройство по п. 1, отличающееся тем, что трубопровод для флюида представляет собой первый трубопровод для флюида сепаратора и дополнительно содержит второй измеритель плотности, соединенный со вторым трубопроводом для флюида сепаратора, причем второй измеритель плотности выполнен с возможностью генерирования данных о плотности воды.3. The apparatus of claim 1, wherein the fluid conduit is a first separator fluid conduit and further comprises a second density meter coupled to the second separator fluid conduit, the second density meter being configured to generate water density data. 4. Устройство по п. 1, отличающееся тем, что процессор выполнен с возможностью дополнительного определения плотности нефти на основании данных об обводненности и концентрации воды в нефти.4. The device according to claim 1, characterized in that the processor is configured to additionally determine the density of oil based on data on water cut and water concentration in oil. 5. Устройство определения концентрации воды в нефти для флюида, содержащего смесь воды и нефти, содержащее:5. A device for determining the concentration of water in oil for a fluid containing a mixture of water and oil, containing: вычислитель, выполненный с возможностью:a computer configured to: - определения отношения между плотностью нефти в флюиде, протекающем через трубопровод для флюида сепаратора, и концентрацией воды в нефти флюида; и- determining the relationship between the density of oil in the fluid flowing through the separator fluid pipeline and the concentration of water in the oil fluid; And - определения концентрации воды в нефти для флюида на основании данных о плотности флюида, данных о плотности воды, данных об обводненности и отношения между плотностью нефти и концентрацией воды в нефти;- determining the water concentration in oil for a fluid based on fluid density data, water density data, water cut data and the relationship between oil density and water concentration in oil; устройство оценки обводненности для выполнения сравнения концентрации воды в нефти с пороговым значением; иa water cut estimator to compare the water concentration in oil with a threshold value; And коммуникатор, выполненный с возможностью вывода индикатора содержания воды в флюиде на основании сравнения,a communicator configured to output an indicator of the water content of the fluid based on the comparison, причем пороговое значение включает уровень обводненности для сжигания флюида, причем индикатор включает предупреждение, если концентрация воды в нефти превышает пороговое значение.wherein the threshold value includes a water cut level for combustion of the fluid, wherein the indicator includes a warning if the water concentration in the oil exceeds the threshold value. 6. Устройство по п. 5, отличающееся тем, что вычислитель выполнен с возможностью определения плотности нефти на основании концентрации воды в нефти.6. The device according to claim 5, characterized in that the computer is configured to determine the density of oil based on the concentration of water in the oil. 7. Способ определения концентрации воды в нефти для флюида, содержащего смесь воды и нефти, включающий:7. A method for determining the concentration of water in oil for a fluid containing a mixture of water and oil, including: измерение плотности флюида, протекающего через трубопровод для флюида, для генерирования данных о плотности;measuring the density of a fluid flowing through the fluid conduit to generate density data; измерение обводненности флюида для генерирования данных об обводненности;measuring fluid water cut to generate water cut data; определение концентрации воды в нефти флюида на основании данных о плотности и данных об обводненности;determination of water concentration in oil fluid based on density data and water cut data; определение плотности нефти в флюиде на основании концентрации воды в нефти;determining the density of oil in a fluid based on the concentration of water in the oil; выполнение сравнения концентрации воды в нефти с пороговым значением, при этом пороговое значение включает уровень обводненности для сжигания флюида; иperforming a comparison of the water concentration in the oil with a threshold value, wherein the threshold value includes a water cut level for fluid combustion; And вывод индикатора содержания воды в флюиде на основании сравнения, причем индикатор включает предупреждение, если концентрация воды в нефти превышает пороговое значение.outputting an indicator of the water content of the fluid based on the comparison, the indicator including a warning if the water concentration of the oil exceeds a threshold value.
RU2022111773A 2019-09-30 Device for monitoring water content in oil and related methods RU2803906C1 (en)

Publications (1)

Publication Number Publication Date
RU2803906C1 true RU2803906C1 (en) 2023-09-21

Family

ID=

Citations (4)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US7363800B2 (en) * 2004-05-17 2008-04-29 Cidra Corporation Apparatus and method for measuring compositional parameters of a mixture
US7523647B2 (en) * 2005-07-11 2009-04-28 Phase Dynamics, Inc. Multiphase fluid characterization
RU2395801C2 (en) * 2008-05-28 2010-07-27 Михаил Семенович Немиров Device to determine distribution of water content in oil in pipeline at sampler location
CN208588686U (en) * 2018-08-21 2019-03-08 上海东易电气有限公司 Online nytron water content of matter and pure oil density analyze skid system

Patent Citations (4)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US7363800B2 (en) * 2004-05-17 2008-04-29 Cidra Corporation Apparatus and method for measuring compositional parameters of a mixture
US7523647B2 (en) * 2005-07-11 2009-04-28 Phase Dynamics, Inc. Multiphase fluid characterization
RU2395801C2 (en) * 2008-05-28 2010-07-27 Михаил Семенович Немиров Device to determine distribution of water content in oil in pipeline at sampler location
CN208588686U (en) * 2018-08-21 2019-03-08 上海东易电气有限公司 Online nytron water content of matter and pure oil density analyze skid system

Similar Documents

Publication Publication Date Title
Stubbins et al. Low volume quantification of dissolved organic carbon and dissolved nitrogen
EP2430465B1 (en) Particulate detection and calibration of sensors
RU2678013C1 (en) Multiphase flow meters and related methods
CN102809544B (en) Total plumbous online automatic monitor
EP3336516A1 (en) In-vehicle exhaust gas analysis system, inspection system for in-vehicle exhaust gas analysis system, inspection method for in-vehicle exhaust gas analysis system, and inspection program
CN104677792A (en) Portable apparatus for estimating air quality
TR201904506T4 (en) Detection and use of coincidence in particle analysis.
CN102967568B (en) Method for testing dual-wavelength of light splitting luminosity
CN106018400B (en) Device for analyzing samples, method of sample analysis and control device
RU2803906C1 (en) Device for monitoring water content in oil and related methods
CN109085112B (en) Method and device for measuring permeability of compact rock sample
JP4143349B2 (en) Particle size distribution measuring method, particle size distribution measuring device, and particle size distribution measuring device measurement program
WO2021066797A1 (en) Water-in-oil monitoring apparatus and related methods
JP7380480B2 (en) Hydrogen flame ionization detection method and device for samples containing oxygen
CN103792205A (en) High-flux near-infrared sensitive fast non-destructive analysis for impurities and tensile strength of tablets
CN101793820B (en) On-line monitoring method for double module linkage water quality
CN102954942A (en) Palladium content testing method
CN106018401A (en) Method for determining content of chlorine ions in water
Arias et al. Evaluation of the performance of the determination of anions in the water soluble fraction of atmospheric aerosols
Halbedel Protocol for CO2 sampling in waters by the use of the headspace equilibration technique, based on the simple gas equation; second update
Shang et al. A study on micropipetting detection technology of automatic enzyme immunoassay analyzer
Aloisio et al. Implementation of an internal quality control programme for the photometric determination of icteric index
CN104458618A (en) Formaldehyde measuring method for sulfur dioxide low-concentration condition
US7519479B2 (en) Slope detection for measuring gas concentration
RU2565356C1 (en) Method of separate measurement of mass fractions of oil and gas condensate in products of oil-gas condensate wells