Система и способ измерения многофазного потока

Изобретения могут быть использованы при измерении в режиме реального времени объемов добычи компонентов поступающего из отдельных скважин многофазного потока, содержащего нефть, газ и воду Измерительная система содержит вихревой сепаратор, связанный с парой кориолисовых расходомеров, обеспечивающих измерение массового расхода и плотности соответственно газового и жидкого компонента, а также измеритель воды в жидком компоненте. Тип измерителя (емкостной, резистивный, микроволновой) выбирается в зависимости от содержания воды в продукции нефтяной скважины. Плотность воды измеряют гидрометром в образце воды, отобранном водоотделителем. Данные по плотности и содержанию воды, а также плотности жидкого компонента поступают в регулятор для определения расчетной плотности жидкого компонента. Изобретения обеспечивают повышение точности измерения за счет проведения всех измерений при фактических условиях добычи с помощью полностью автоматизированной компактной системы. 2 н. и 17 з.п. ф-лы, 5 ил.

 

Данное изобретение относится к технологии измерения расхода, включающей в себя системы для использования при измерении объемов добычи, включая многофазную смесь из отдельных фаз, например смесь, содержащую нефтяную, газовую и водную фазы. Более конкретно, в этой системе используется кориолисов расходомер в комбинации с двумя фазоразделителями для измерения объемов добычи соответствующих компонентов или фаз многофазной смеси.

Часто случается, что материал, текущий по трубопроводу, состоит из множества фаз. Термин "фаза", как он используется здесь, относится к типу материала, который может находиться в контакте с другими материалами. Например, смесь нефти и воды включает в себя отдельную нефтяную фазу и отдельную водную фазу. Точно так же смесь нефти, газа и воды включает в себя отдельную газовую фазу и отдельную жидкую фазу, где жидкая фаза содержит нефтяную фазу и водную фазу. Термин "материал" используется здесь в таком контексте, что материал включает в себя газ и жидкости.

Особые проблемы возникают при использовании расходомера для измерения объемных или массовых расходов (скоростей потока) в объединенном многофазном потоке. В особенности расходомер предназначен для обеспечения прямого измерения объединенного потока, но это измерение не может быть непосредственно разложено на индивидуальные измерения соответствующих фаз. Эта проблема является особенно острой в нефтяной промышленности, где продуктивные нефтяные и газовые скважины обеспечивают многофазный поток, включающий в себя необработанную нефть, газ и соленую воду.

В нефтяной промышленности обычно устанавливают оборудование, которое используется для отделения соответствующих нефтяной, газовой и водной фаз из потока от нефтяных и газовых скважин. Часто для этой цели продуктивные скважины в месторождении или части месторождения совместно используют эксплуатационное оборудование, включая главный эксплуатационный сепаратор, сепаратор для испытания скважин, доступ к перекачке по трубопроводу, скважины для сброса соленой воды и детали устройств защиты. Надлежащее управление эксплуатацией месторождений нефти или газа требует знания относительно соответствующих объемов нефти, газа и воды, которые добываются из месторождений и отдельных скважин в месторождениях. Это знание используется для улучшения эффективности эксплуатации месторождения, а также при распределении собственности на доходы от коммерческих продаж массовой добычи.

Известные установки оборудования для отделения включали в себя установку больших и громоздких устройств разделения камерного типа. Эти устройства имеют горизонтальную или вертикальную продолговатую камеру высокого давления вместе с внутренними узлами вентилей и перегородок. В промышленной терминологии упоминается "двухфазный" сепаратор как сепаратор, который используется для отделения газовой фазы от жидкой фазы, включающей в себя нефть и воду. Использование двухфазного сепаратора не обеспечивает возможности получать прямые объемные измерения отделенных компонентов нефти и воды при фактических условиях добычи, поскольку объединенные нефтяные и водные фракции практически не разделяются из объединенного потока жидкости. "Трехфазный" сепаратор используется для отделения газовой фазы от жидких фаз, а также для разделения жидкой фазы на нефтяную фазу и водную фазу. По сравнению с двухфазными сепараторами для трехфазных сепараторов требуются дополнительные узлы вентилей и перегородок, и они обычно имеют большие объемы для обеспечения более длинного времени пребывания добываемых материалов для гравитационного разделения материалов добычи на их соответствующие нефтяные, газовые и водные компоненты.

Более старые сепараторы с камерами давления являются громоздкими и занимают относительно большую площадь поверхности. Эта площадь поверхности сильно ограничена и является весьма дорогостоящей для обеспечения в некоторых сооружениях, включая морские эксплуатационные платформы и опорные плиты для добычи из скважин с подводным устьем. Прилагались некоторые усилия для усовершенствования с целью обеспечения возможности измерения многофазной смеси в компактных модулях для использования в местоположениях, где площадь поверхности ограничена. Эти модули обычно требуют использования ядерной технологии для получения измерений многофазного потока.

Кориолисовы расходомеры представляют собой массовые расходомеры, которые также можно использовать в качестве денситометров с вибрирующей трубкой. Плотность каждой фазы можно использовать для преобразования массового расхода для отдельной фазы в объемное измерение. При идентифицировании соответствующих массовых процентных содержаний нефти, газа и воды в полном объединенном потоке существуют многочисленные трудности в использовании кориолисова расходомера.

В патенте США № 5029482 раскрыто использование эмпирически выведенных соотношений, которые получены при протекании объединенных газового и жидкого потоков через кориолисов расходомер при известных массовых процентных содержаниях соответствующих газовых и жидких компонентов. Затем выведенные эмпирически соотношения использовали для вычисления процентного содержания газа и процентного содержания жидкости в объединенном газовом и жидком потоке с неизвестными процентными содержаниями газа и жидкости на основании прямого кориолисова измерения полного массового расхода. Состав жидкой смеси из скважины со временем может изменяться на основании явлений давления, объема и температуры, поскольку пластовое давление истощается и, следовательно, существует непрерывная потребность в повторяющихся проверках величины плотности.

В патенте США № 4773257 раскрыто, что водную фракцию полного нефтяного и водного потока можно рассчитать посредством регулирования измеряемого полного массового расхода для содержания воды и что соответственные массовые расходы соответствующих нефтяной и водной фаз можно преобразовывать в объемные величины посредством деления массового расхода соответствующих фаз на плотность соответствующих фаз. Плотность соответствующих фаз следует определять из фактических лабораторных измерений. В патенте '257 полагаются на оборудование разделения для отделения газа от всех жидкостей, и это отделение считают полным.

В патенте США № 5654502 описан самокалибрующийся кориолисов расходомер, в котором используется сепаратор для получения соответствующих измерений плотности нефти и воды, в противоположность лабораторным измерениям плотности. Измерения плотности нефти корректируют для содержания воды, которое измеряют с помощью монитора или зонда содержания воды. В патенте '502 полагаются на сепаратор для удаления газа из текучих сред, проходящих через измерительный прибор, и не предлагают механизм для обеспечения измерений многофазного потока, когда газ является частью потока, подаваемого в кориолисов расходомер.

Даже оборудование трехфазного разделения необязательно обеспечивает полное отделение нефтяной фазы от водной фазы. Зонды содержания воды используют для измерения содержания воды в отделенной нефтяной фазе, поскольку в явно отделенном нефтяном компоненте остаточное содержание воды обычно составляет приблизительно до десяти процентов. Термин "содержание воды" используется для описания водного содержания многофазной смеси и наиболее часто применяется к отношению, которое представляет соотношение между объемом нефти и объемом воды в нефтяной и водной смеси. Согласно наиболее обычному использованию термина "содержание воды" добываемые из скважины текучие среды имеют содержание воды 95%, когда вода составляет 95 из общих 100 баррелей нефтяных и водных жидкостей. Термин "содержание воды" иногда также используется для указания отношения полного объема добываемой нефти к полному объему добываемой воды. Термин "содержание нефти" может подразумевать объем нефти, разделенный на объединенный объем нефти и воды. Как определено здесь, термин "содержание воды" охватывает какую-либо величину, которая математически эквивалентна величине, представляющей воду или нефть, как процентное содержание от полной жидкой смеси, включающей в себя воду и нефть.

Остается потребность в обеспечении компактного модуля для выполнения измерений многофазного потока, когда газ является частью потока, и где для модуля не требуется использование ядерной технологии, чтобы выполнять прямые измерения в жидкости. Соответственно задачей настоящего изобретения является создание способа и устройства, которые способны обеспечить измерения многофазных потоков в системах, имеющих смеси газа и жидкостей, или в системах жидкостей, имеющих смеси жидкостей, независимо от того, являются ли эти смеси смешивающимися или несмешивающимися.

Настоящее изобретение преодолевает описанные выше проблемы посредством создания полностью автоматизированной системы испытания скважин на основе кориолисова устройства, которая не требует отбора проб вручную или лабораторного анализа добываемого материала для определения плотности фазовых компонентов. Кроме того, система испытания устраняет ошибки объемного измерения, которые происходят от удаления газа, растворенного в нефти при пониженных давлениях.

Система испытания скважин в соответствии с данным изобретением имеет два режима работы. Система испытания работает как нормальная система испытания скважин для измерения объема соответствующих компонентов, которые отделены от смеси компонентов, а именно материала добычи в устье скважины, включающего нефтяную, газовую и водную фазы. Система испытания скважин также имеет специальный режим определения плотности, который избегает необходимости получения вручную проб добываемых текучих сред для измерений плотности. Измерения плотности на месте, полученные от системы испытания скважин, являются более точными, чем лабораторные измерения, поскольку материал измеряется в трубопроводе.

Система испытания скважин также включает в себя устройства, которые разделяют объединенный поток, включающий многофазные добываемые в устье скважины текучие среды, на отдельные компоненты. Клапанный манифольд используется для заполнения по выбору вихревого сепаратора продукцией из одной скважины. Гравитационный сепаратор используется для удерживания смеси нефтяной, газовой и водной фаз из множества скважин, в то время как силы гравитации отделяют эти компоненты из добываемой смеси. Дренажный клапан открыт по меньшей мере для частичного отвода жидких компонентов добываемой смеси компонентов из гравитационного сепаратора после разделения соответствующих компонентов.

Кориолисовы расходомеры можно использовать в режиме массового расходомера и режиме денситометра. Эти измерительные приборы используются для измерения массовых расходов соответствующих нефтяных и водных компонентов, когда они покидают соответствующие сепараторы. Измерения плотности получают от выделенных нефтяных компонентов многофазного потока. Монитор содержания воды используется для получения показаний содержания воды выделенной нефтяной фазы. В целом, измерения плотности, температуры, массового расхода и содержания воды текучей среды используются для вычисления объемной скорости потока для нефтяной и водной фаз в добываемом потоке. Это корректирование приводит к более точным вычислениям для объемной скорости потока нефти.

В предпочтительных вариантах осуществления ошибки объемных испытаний также минимизированы посредством подсоединения источника сжатого газа к испытательному сепаратору. Источник сжатого газа используется для поддержания по существу постоянного давления сепаратора, даже когда дренажный клапан сепаратора обеспечивает возможность вытекания жидкостей из испытательного сепаратора.

Одним аспектом предлагаемого изобретения является способ, по которому осуществляются измерения многофазного потока во внешних условиях потока, включающего жидкую фазу и газовую фазу, который содержит следующие этапы:

разделяют входящий многофазный поток на главным образом жидкий компонент и главным образом газовый компонент, указанный главным образом жидкий компонент содержит водный компонент и компонент нефти, указанный способ отличается тем, что

определяют увлеченный газ, если он содержится в главным образом жидком компоненте,

если в главным образом жидком компоненте не содержится увлеченного газа, то

определяют содержание воды в главным образом жидком компоненте,

определяют плотность главным образом жидкого компонента, используя кориолисов расходомер, и

обрабатывают данные по содержанию воды и по плотности главным образом жидкого компонента для определения плотности компонента нефти.

Предпочтительно способ далее содержит этапы, на которых

определяют плотность водного компонента и обрабатывают данные по плотности водного компонента, по содержанию воды и по плотности главным образом жидкого компонента для определения плотности компонента нефти.

Предпочтительно способ далее содержит этап захвата образца водного компонента, используя водоотделитель.

Предпочтительно способ далее содержит этап определения плотности водного компонента, содержащий этап измерения плотности компонента из захваченного образца, используя гидрометр.

Предпочтительно этап разделения входящего многофазного потока содержит этап разделения входящего многофазного потока на главным образом жидкий компонент и главным образом газовый компонент, используя вихревой сепаратор.

Предпочтительно этап определения содержится ли увлеченный газ в главным образом жидком компоненте содержит

вычисление усиления вытеснения в кориолисовом расходомере,

определение, является ли величина усиления вытеснения меньше, чем пороговая величина.

Предпочтительно этап определения содержания воды в главным образом жидком компоненте содержит измерение содержания воды, используя микроволновый монитор.

Предпочтительно этап определения содержания воды в главным образом жидком компоненте содержит измерение содержания воды, используя монитор, основанный на инфракрасном излучении.

Предпочтительно этап определения содержания воды в главным образом жидком компоненте содержит измерение содержания воды, используя емкостной монитор.

Предпочтительно этап определения содержания воды в главным образом жидком компоненте содержит измерение содержания воды, используя резистивный монитор.

Предпочтительно способ также содержит этап, на котором после определения плотности компонента нефти измеряют скорость потока компонента нефти, основываясь на упомянутой плотности компонента нефти, при этом главным образом жидкий компонент содержит увлеченный газ.

Другим аспектом предлагаемого изобретения является система для измерения многофазного потока для осуществления измерений многофазного потока во внешних условиях потока, включающего жидкую фазу и газовую фазу, указанная система для измерения многофазного потока содержит

разделитель, обеспечивающий разделение входящего многофазного потока на главным образом жидкий компонент и главным образом газовый компонент, указанный главным образом жидкий компонент содержит водный компонент и компонент нефти,

кориолисов расходомер, обеспечивающий прием главным образом жидкого компонента и определение плотности главным образом жидкого компонента,

измеритель содержания воды, обеспечивающий прием главным образом жидкого компонента и определение содержания воды в главным образом жидком компоненте,

указанная система для измерения многофазного потока отличается тем, что содержит:

регулятор, выполненный с возможностью взаимодействия с кориолисовым расходомером и измерителем содержания воды, определения, содержится ли увлеченный газ в главным образом жидком компоненте, и если главным образом жидкий компонент свободен от увлеченного газа, то регулятор также обеспечивает обработку данных по содержанию воды и по плотности главным образом жидкого компонента для определения плотности компонента нефти.

Предпочтительно регулятор также обеспечивает получение плотности водного компонента и обработку данных по плотности водного компонента, по содержанию воды и по плотности главным образом жидкого компонента для определения плотности компонента нефти.

Предпочтительно система для измерения многофазного потока также содержит водоотделитель приема главным образом жидкого компонента и захвата образца водного компонента.

Предпочтительно указанная система также содержит вихревой сепаратор.

Предпочтительно регулятор также обеспечивает определение, содержится ли увлеченный газ в главным образом жидком компоненте, а также выполнен с возможностью:

вычисления усиления вытеснения в кориолисовом расходомере,

определения, является ли величина усиления вытеснения меньше, чем пороговая величина.

Предпочтительно измеритель содержания воды содержит микроволновый монитор.

Предпочтительно измеритель содержания воды содержит монитор, основанный на инфракрасном излучении.

Предпочтительно измеритель содержания воды содержит емкостной монитор.

Предпочтительно измеритель содержания воды содержит резистивный монитор.

Предпочтительно регулятор также обеспечивает измерение скорости потока компонента нефти, основываясь на упомянутой плотности компонента нефти, при этом главным образом жидкий компонент содержит увлеченный газ.

Другие существенные особенности, задачи и преимущества настоящего изобретения станут очевидными специалистам в данной области техники после чтения приведенного ниже обсуждения в сочетании с прилагаемыми чертежами.

Краткое описание чертежей

Фиг.1 изображает схематический план автоматизированной системы испытания скважин в соответствии с настоящим изобретением;

фиг.2а и 2b изображают схему технологического процесса, управляющую действием системы по фиг.1;

фиг.3 представляет график гипотетических данных, демонстрирующий практические влияния демпфирования газа на частотную характеристику расходомерных трубок в кориолисовом расходомере;

фиг.4 представляет график гипотетических данных, показывающий соотношение между усилением вытеснения и временем для случая, где мигрирующий пузырек входит в кориолисов расходомер.

фиг.1 изображает схематический вид компактной системы 100 измерения многофазного потока для использования в нефтяной промышленности. Система 100 включает в себя трубопровод 102 поступающего многофазного потока, который выпускается в вертикальный двухфазный вихревой сепаратор 104. В свою очередь, вихревой сепаратор 104 выпускает газ в верхний трубопровод 106 измерения газа, а жидкости выпускает в нижний трубопровод 108 измерения жидкости. Трубопровод 106 измерения газа и трубопровод 108 измерения жидкости объединяются в нагнетательный трубопровод 110 после выполнения измерений потоков. Регулятор 112 включает в себя центральный процессор вместе со связанными схемами для работы соответствующих компонентов системы 100. Система 100 установлена на конструкции 114 салазок для подвижности, а эксплуатационный манифольд 116 подает многофазные текучие среды в систему 100 от множества нефтяных или газовых скважин. Нагнетательный трубопровод 110 ведет к трехфазному эксплуатационному сепаратору 118 для разделения газовой, водной и нефтяной фаз до пункта коммерческой продажи.

Трубопровод 102 поступающего многофазного потока получает многофазные текучие среды, включающие нефть, газ и воду, из эксплуатационного манифольда 116 по направлению стрелки 120. В секции 122 трубки Вентури используется известный эффект Бернулли с целью снижения давления в поступающих многофазных текучих средах внутри трубопровода 102 в горловине трубки Вентури. Предпочитают, чтобы степень снижения давления происходила до уровня, который приблизительно соответствует внутреннему рабочему давлению в кориолисовом измерителе 166 жидкости. Это снижение давления освобождает или мгновенно испаряет газ из многофазных текучих сред внутри трубопровода 102. Наклонная/опускающаяся секция 124 облегчает гравитационное разделение в газовых и жидких фазах многофазных текучих сред перед вихревым сепаратором 104. Элемент 126 горизонтального нагнетания подает поток в вихревой сепаратор 104.

Вихревой сепаратор 104 изображен в разрезе по средней линии, чтобы показать внутренние рабочие компоненты. Элемент 126 горизонтального нагнетания оперативно размещен для тангенциального нагнетания в цилиндрическую внутреннюю секцию разделения вихревого сепаратора 104. Этот способ нагнетания вызывает эффект торнадо или циклона, происходящий в жидкой части 128 многофазных текучих сред внутри вихревого сепаратора 104.

Жидкая часть 128 представляет собой главным образом жидкую фазу, включающую отдельные водную, нефтяную и захваченную газовую фазы. Центробежные силы, возникающие в результате циклонного эффекта, вызывают дополнительное отделение захваченной газовой фазы от жидкой части 128, но полностью удалить захваченную газовую фазу невозможно, кроме случая относительно низких объемных скоростей потока, обеспечивающих возможность дополнительного гравитационного отделения захваченной газовой фазы. Жидкая часть 128 нагнетается из вихревого сепаратора 104 в трубопровод 108 измерения жидкости. Водоотделитель 130 установлен в нижней части вихревого сепаратора 104. Этот водоотделитель можно опорожнять для получения периодических измерений плотности воды, или вместе с водоотделителем 130 можно устанавливать измеритель плотности воды (не изображен) с целью обеспечения информации о плотности воды для регулятора 112.

Газовая часть 132 многофазных текучих сред внутри вихревого сепаратора представляет собой главным образом газовую фазу, включающую в себя газ вместе с нефтяным и водяным туманами. Фильтр 134 для сбора тумана используется для частичной конденсации туманов, которые в конденсированной форме капают обратно в жидкую часть 128.

Газовая часть 132 выпускается в трубопровод 106 измерения газа. Трубопровод 106 измерения газа включает в себя датчик 135 давления, который передает показания абсолютного давления внутри трубопровода 136 измерения газа в регулятор 112 по каналу 136. Датчик 135 давления можно приобрести коммерчески, например, как датчик давления модели 2088 от фирмы Rosemount of Eden Prairie, шт. Миннесота. Труба 138 соединяет трубопровод 136 измерения газа с основанием вихревого сепаратора 104. Труба 138 содержит жидкостный манометр 140, связанный с датчиком 142 давления, для использования в передаче информации о давлении относительно гидростатического напора между точкой 144 внутри трубопровода 136 измерения газа и точкой 146 у основания вихревого сепаратора 104. Канал 148 связывает датчик 142 давления с регулятором 112, который использует данные гидростатического напора из датчика 142 давления для открывания и закрывания электрически управляемых дроссельных клапанов 150 и 174 для регулирования давления, обеспечивая надлежащее функционирование вихревого сепаратора 104, то есть предотвращая переполнение вихревого сепаратора газом до точки, где газовая часть 132 выпускается в трубопровод 108 измерения жидкости, или до точки, где жидкая часть 128 выпускается в трубопровод 106 измерения газа. Каналы 152 и 176 оперативно соединяют регулятор 112 с дроссельными клапанами 150 и 174, которые можно, например, приобрести как клапаны модели V2001066-ASCO от фирмы Fisher of Marshall Town (г.Маршалл), шт. Айова.

Кориолисов массовый расходомер 154 в трубопроводе 106 измерения газа обеспечивает измерения массового расхода и плотности в газовой части 132 многофазной текучей среды внутри трубопровода 106 измерения газа. Кориолисов массовый расходомер 154 связан с датчиком 156 потока для обеспечения сигналов, представляющих эти измерения для регулятора 112. Кориолисов расходомер 154 сконфигурирован с помощью электроники для действий, включающих измерения массовых расходов потока, плотностей и температур материалов, перемещающихся по трубопроводу 106 измерения газа. Примерные формы кориолисова расходомера 154 включают в себя модели ELITE CMF300356NU и модель CMF300H551NU, которые можно приобрести у фирмы Micro Motion of Boulder, Колорадо.

Канал 158 оперативно связывает датчик 156 потока с регулятором 112 для передачи этих сигналов. Контрольный клапан 160 в трубопроводе 106 измерения газа гарантирует положительный поток в направлении стрелки 162, таким образом предотвращая попадание жидкой части 128 в трубопровод 106 измерения газа.

Трубопровод 108 измерения жидкости содержит статический смеситель 164, который турбулизирует жидкую часть 128 внутри трубопровода 108 измерения жидкости, с целью предотвращения гравитационного разделения соответствующих нефтяной, водной и захваченной газовой фаз. Кориолисов расходомер 166 обеспечивает измерения массового расхода и плотности жидкой части 128 внутри трубопровода 108 измерения жидкости и связан с датчиком 168 потока для передачи представляющих эти измерения сигналов по каналу 170 в регулятор 112.

В трубопроводе 108 измерения жидкости установлен монитор 172 содержания воды для измерения содержания воды в жидкой части 128 внутри трубопровода 108 измерения жидкости. Тип монитора содержания воды выбирают в зависимости от того, насколько большое содержание воды ожидается в потоке. Например, емкостные измерители являются относительно недорогими, но там, где содержание воды может превышать приблизительно 30% по объему, могут требоваться другие типы измерительных приборов. Емкостные или резистивные зонды работают на том принципе, что нефть и вода имеют значительно отличающиеся диэлектрические проницаемости. Эти зонды теряют чувствительность с увеличением содержания воды и обеспечивают приемлемую точность измерений содержания воды только в том случае, когда объем воды меньше, чем приблизительно 20%-30% от полного потока. Верхний предел точности 30% значительно ниже уровня, который наблюдается во многих продуктивных скважинах. Например, в полном объеме добычи жидкой продукции нефтяной скважины вода может составлять 99%. Поэтому основанные на емкости или удельном сопротивлении мониторы содержания воды предназначаются для определения содержания воды в нефтяном компоненте, который имеет относительно низкое содержание воды.

Имеющиеся в продаже устройства, которые используются для измерения содержания воды, включают в себя датчики ближней инфракрасной области спектра, емкостные/индуктивные датчики, микроволновые датчики и радиочастотные датчики. Каждый тип устройства связан с эксплуатационными пределами. Таким образом, в объединенном нефтяном и водном потоке объемное процентное содержание воды могут измерять зонды содержания воды.

Устройства контроля содержания воды, включая микроволновые устройства, способны обнаруживать воду в количестве до приблизительно ста процентов от смеси потока, но в окружающих средах, включающих в себя трехфазные потоки, объектом интерпретации является содержание газа относительно нефти. Эта интерпретация происходит из-за того, что микроволновые устройства обнаружения работают на принципе, что вода в исследуемом спектре поглощает в шестьдесят раз больше энергии микроволнового диапазона, чем сырая нефть. При вычислении величины поглощения допускают, что природный газ не присутствует, но природный газ поглощает вдвое больше микроволнового излучения, чем сырая нефть. Из этого следует, что микроволновая система обнаружения содержания воды может корректировать показания содержания воды посредством введения компенсации того, что на измерение влияет газ в смеси.

Канал 173 оперативно соединяет монитор 172 содержания воды с регулятором 112. Регулятор 112 использует приводимый в действие электрически двухходовой клапан 174 для управления давлением в трубопроводе 108 измерения жидкости таким образом, чтобы гарантировать надлежащее действие вихревого сепаратора 104 во взаимодействии с клапаном 150, то есть клапан 174 открывается и закрывается для предотвращения попадания газовой части 132 в трубопровод 108 измерения жидкости и предотвращения попадания жидкой части 128 в трубопровод 106 измерения газа. Канал 176 оперативно соединяет клапан 174 с регулятором 112. Контрольный клапан 178 в трубопроводе 108 измерения жидкости гарантирует положительный поток в направлении стрелки 180, таким образом предотвращая попадание газовой части 132 в трубопровод 108 измерения жидкости. Трубопровод 106 измерения газа встречается в тройнике Т с трубопроводом 108 измерения жидкости, образуя общий нагнетательный трубопровод 110, ведущий к эксплуатационному сепаратору 118.

Регулятор 112 представляет собой систему автоматизации, которая используется для управления действием системы 100. На основном уровне регулятор 112 включает в себя компьютер, который запрограммирован с помощью программы обеспечения сбора данных и программирования вместе со схемой задающего устройства и устройствами сопряжения для работы удаленных устройств. Предпочтительной формой регулятора 112 является Fisher Model ROC364.

Эксплуатационный манифольд 116 содержит множество управляемых с помощью электроники трехходовых клапанов, например клапаны 182 и 184, каждый из которых имеет соответствующие источники продукции типа нефтяной скважины 186 или газовой скважины 188. Особенно предпочтительным трехходовым клапаном для использования в этом применении является многоходовой клапан для скважин Xomox TUFFLINE 037AX WCB/316 с приводом MATRYX MX200. Клапаны предпочтительно компонуют для каждой из добываемых текучих сред из соответствующей отдельной скважины, но также можно получать продукцию от группы скважин. Регулятор 112 по выбору компонует эти клапаны, передавая сигналы по каналу 190. Клапаны селективно компонуются так, чтобы многофазные текучие среды текли от скважины 186 или комбинации скважин (например, скважин 186 и 188) в направляющую 192 для поставки текучих сред в трубопровод 102 поступающего многофазного потока, в то время как другие клапаны по выбору скомпонованы так, чтобы обойти систему 100 посредством протекания по обводному трубопроводу 194.

Эксплуатационный сепаратор 118 связан с датчиком 195 давления и каналом для передачи сигналов в регулятор 112. Сепаратор 118 оперативно связан с газовым коммерческим трубопроводом, нефтяным коммерческим трубопроводом и трубопроводом сброса соленой воды (не изображен) любым обычным способом, известным специалистам в данной области техники.

Действие системы 100

На фиг.2а и 2b изображена схема технологического процесса Р200, представляющая логику управления для использования в программировании регулятора 112. Эти команды обычно хранятся в электронной памяти или электронном устройстве хранения данных для доступа и использования регулятором 112. Команды, которые воплощают процесс Р200, могут храниться на любом машиночитаемом носителе для поиска, интерпретации и выполнения регулятором 112 или аналогичными устройствами, которые связаны с системой 100 любым действующим способом.

Процесс Р200 начинается с этапа Р202, на котором регулятор 112 решает, что следует войти в режим заводского испытания. В отношении фиг.1 это означает, что регулятор 112 по выбору компонует клапаны 182 и 184 эксплуатационного манифольда 116 для перекачивания из скважины или выбранных оператором комбинаций скважин, соответствующих скважинам (эксплуатационным источникам) 186 и 188, через направляющую 192 и в трубопровод 102 поступающего многофазного потока. Это определение обычно выполняется на основе временной задержки, например, для проверки каждой скважины по меньшей мере один раз в неделю. Режим испытания также можно выполнять на постоянной основе с соответствующими клапанами эксплуатационного манифольда 116, всегда селективно скомпонованными для протекания в систему 100, в то время как другие клапаны скомпонованы для обхода системы 100 по обводному трубопроводу 194. Эти типы испытательных измерений скважин обычно используются при распределении на основании пропускной способности процентных содержаний от полного потока, который проходит через эксплуатационный сепаратор 118, для определенных эксплуатационных источников, например скважин 186 и 188.

Приводимые в действие вручную клапаны 196 и 197 можно открывать и закрывать для селективной изоляции системы 100, то есть оба клапана 196 и 197 могут быть закрыты для удаления всех компонентов, которые установлены на салазках 114. Приводимый в действие электрически клапан 199 обычно закрыт. Второй или резервный обводной трубопровод 198, внутренний относительно клапанов 196 и 197, обеспечивает возможность потоку обходить систему 100, когда клапан 199 открыт, а клапаны 150 и 174 закрыты.

Испытание начинается на этапе Р204 с того, что регулятор 112 сужает или открывает клапаны 150 и 174 для уменьшения или увеличения полного расхода через вихревой сепаратор 104 для отделения газовой фазы от жидких фаз в многофазной текучей среде. Полный расход через систему 100 необязательно уменьшается, поскольку регулятор 112 может открыть клапан 199, чтобы обеспечить протекание по внутреннему обводному каналу 198. Точный расход зависит от физического объема вихревого сепаратора и трубопровода 108 измерения жидкости, а также от количества текучей среды, которое эксплуатационные источники 186 и 188 способны поставлять в систему 100.

Для сокращения расхода через систему 100 осуществляют устранение захваченных пузырьков из трубопровода 108 измерения жидкости посредством использования вихревого сепаратора 104 с помощью гравитационного разделения, в то время как расход все еще остается достаточно высоким, чтобы предотвратить значительное гравитационное разделение нефти и воды в остающейся жидкой фазе. Также можно выполнять по существу полное отделение газовой фазы от жидкой фазы, увеличивая расход с разделением, выполняемым центробежными силами при прохождении через вихревой сепаратор 104. Для этой цели регулятор 112 контролирует усиление вытеснения или напряжение тензодатчика из кориолисова расходомера 166, как объясняется относительно фиг.3 и 4.

Фиг.3 представляет график гипотетических данных, демонстрирующий практические влияния демпфирования газа на частотную характеристику расходомерных трубок в кориолисовом расходомере 166 (см. также фиг.1). Логарифм коэффициента пропускания начерчен в виде функции частоты напряжения переменного тока, прикладываемого к катушке возбуждения кориолисова расходомера 166, например на частотах f0, f1 и f2. Отношение Тr коэффициента пропускания равняется выходному сигналу катушек тензодатчика измерительного прибора, разделенному на входной сигнал возбуждения, то есть Тr представляет собой усиление вытеснения

Первая кривая 300 соответствует недемпфированной системе из уравнения (1), то есть в подлежащей измерению текучей среде газ не присутствует. Вторая кривая 302 соответствует демпфированной системе, где газ присутствует. Обе кривые 300 и 302 имеют оптимальное значение 304 и 304' соответственно на собственной частоте fn.

Фиг.4 представляет график гипотетических данных, показывающий соотношение между усилением вытеснения и временем для случая 400, где мигрирующий пузырек попадает в кориолисов расходомер 166 как пузырек, захваченный в многофазной текучей среде. Пузырек попадает в момент времени 402 и выходит в момент времени 404. Усиление вытеснения на фиг.4 выражено в виде процентов и начерчено в виде функции времени в интервалах, например, t1, t2 и t3. Регулятор 112 (см. также фиг.1) запрограммирован для контролирования усиления вытеснения или коэффициента пропускания посредством их сравнения с пороговым значением 406. Там, где усиление вытеснения или коэффициент пропускания кривой 408 превышает пороговое значение 406, регулятор 112 распознает, что на измерения плотности влияет присутствие мигрирующих пузырьков. Таким образом, для целей этапа Р206 в кориолисовом расходомере 166 используются только величины плотности, полученные при усилении вытеснения меньше порогового значения 406. Точный уровень порогового значения 406 зависит от определенной конструкции измерительного устройства наряду с предназначенной для использования окружающей средой и предназначен для того, чтобы допускать меньше чем один-два процента газа по объему в многофазной текучей среде.

При работе кориолисовых измерительных приборов часто случается, что напряжение тензодатчика падает обратно пропорционально случаю 400 показанной на фиг.4 кривой 408. Измерительные приборы иногда запрограммированы так, чтобы считывать это падение амплитуды, и они отвечают вибрацией колебательной катушки до амплитуды максимальной технической характеристики конструкции, пока эффект демпфирования газа не изменится.

Наряду с открыванием и/или закрыванием клапанов 150 и 174 регулятором 112 до падения усиления вытеснения ниже порогового значения 406 способом, описанным для этапа Р204, этап Р206 включает в себя измерение кориолисовым расходомером 166 плотности жидкой фазы без захваченного газа. Это измерение плотности предназначено для представления плотности жидкой фазы, не имеющей газовых пустот. Это измерение плотности в представленном ниже обсуждении упомянуто как ρж и используется для описания плотности жидкой смеси, включающей газ и нефть без захваченной газовой фракции. В качестве альтернативы выполнению прямых измерений в многофазной текучей среде в трубопроводе 108 измерения жидкости также можно получить образцы многофазной текучей среды для лабораторного анализа или приблизительных измерений плотности посредством использования выведенных эмпирически соотношений текучей среды для получения менее предпочтительных аппроксимаций ρж.

На этапе Р208 регулятор 112 по выбору регулирует клапаны 150 и 174 таким образом, чтобы оптимизировать результаты разделения в вихревом сепараторе 104 согласно техническим условиям изготовителя на основании общих скоростей протекания через кориолисовы расходомеры 154 и 166 вместе с сигналами давления, полученными от датчика 135 давления и дифференциального манометра 140. На этом этапе эксплуатационный манифольд 116 компонуется для протекания так, чтобы проводить проверочные измерения действующих добывающих скважин. Вихревой сепаратор 104 функционирует на этом этапе иначе по сравнению с этапом Р204, поскольку регулятор 112 не регулирует клапаны 150 и 174 для уменьшения усиления вытеснения ниже показанного на фиг.4 порогового значения 406. При таких условиях в основном жидкая фаза, текущая по трубопроводу 108 измерения жидкости, может включать в себя захваченные газовые пузырьки.

Этап Р210 включает в себя использование кориолисова расходомера 166 для измерения полного массового расхода Qпж главным образом жидкой фазы, включающей в себя захваченный газ, в трубопроводе 108 измерения жидкости, а также плотности главным образом жидкой фазы. Это измерение плотности в последующем обсуждении упоминается как ρизмер.

На этапе Р212 регулятор 112 определяет плотность сухого газа ρгаза в многофазной текучей среде. Плотность газа можно рассчитать из информации о давлении и температуре, используя известные соотношения, выведенные Американской газовой ассоциацией, на основании веса газа, или лабораторный анализ может обеспечивать другие эмпирические соотношения для плотности газа, определяемой из фактических измерений выделенного из многофазного потока газа. Другой альтернативный способ определения плотности газа заключается в получении фактического измерения плотности из кориолисова расходомера 154 одновременно с этапом Р204 или на отдельном этапе Р210, где регулятор 112 селективно регулирует клапаны 150 и 174 для минимизирования интенсивности усиления вытеснения, показанной на фиг.4. В некоторых ситуациях также можно предположить, что плотность газа остается постоянной, поскольку плотность газа является относительно низкой по сравнению с плотностью жидкости, и предположение о постоянной плотности газа может приводить к приемлемому уровню ошибки.

На этапе Р214 регулятор 112 вычисляет фракцию газовых пустот Хж в жидкой фазе, где

где Xжi - фракция пустот (истинное объемное газосодержание), представляющая газовые пустоты в многофазной текучей среде, текущей через кориолисов расходомер 166, i обозначает последовательные итерации, ρизмер - измерение плотности, полученное на этапе Р210, как описано выше, а ρрасч - расчетная или оцененная величина плотности, приблизительно равняющаяся плотности многофазной жидкости, имеющей фракцию пустот, составляющую приблизительно Хжi. Уравнение (2) будет использовано в итеративном алгоритме сходимости. Таким образом, приемлемо начинать вычисления с первого предположения, например, хранящегося значения ρрасч из предшествующего цикла испытательных измерений для определенного эксплуатационного источника 186 или произвольной величины типа 0,8 г/см3.

Особенно предпочтительным способом обеспечения первого предположения для величины ρрасч является получение измерения содержания воды от монитора 172 содержания воды. Тогда можно предположить, что в смеси многофазного потока газ не присутствует, и решать уравнение (3) для ρрасч

где СВ - содержание воды, выраженное в виде фракции, содержащей количество воды в жидкой смеси, разделенной на полный объем жидкой смеси, ρв - плотность воды в жидкой смеси, а ρн - плотность нефти в жидкой смеси. Получаемая в результате первая приближенная оценка для ρрасч представляет собой теоретическое значение жидкой смеси, не имеющей фракции газовых пустот. Измеренная плотность ρизмер будет меньше, чем ρрасч, когда Xi больше нуля, если значения ρв и ρн правильные. Значения ρв и ρн можно получить из лабораторных измерений, которые выполняют на образцах главным образом жидкой фазы, включающей в себя соответствующие нефтяную и водную фазы. Например, значение плотности воды можно получить от гидрометра, связанного с водоотделителем 130. Эти значения можно также аппроксимировать до приемлемых уровней точности с помощью известных эмпирических соотношений, которые опубликованы Американским нефтяным институтом.

На этапе Р216 регулятор 112 выполняет вычисление с целью определения, обеспечила ли последняя приближенная оценка ρрасч вычисление Хжi согласно уравнению (2), в котором величина Xi сходится в пределах приемлемого диапазона ошибки. Следующая приближенная оценка ρрасч вычисляется таким образом

где ρрасчi - следующая приближенная оценка для ρрасч, вычисляемой с использованием величины Хжi из уравнения (2), ρж - плотность жидкой смеси, а остальные переменные определены выше.

Этап Р218 представляет собой испытание на сходимость, в котором сходимость существует, если выражение

является верным, где D - абсолютная величина ограничителя, представляющего незначительную ошибку, например 0,01 г/см3, или приближающаяся к пределам точности, которую получают из кориолисова расходомера 166, ρрасчi представляет величину, рассчитанную согласно уравнению (4), a ρрасчi-1 - старое значение ρрасчi из предшествующей итерации уравнения (2), которая дала величину Хжi, соответствующую ρрасчi.

Когда на этапе Р218 регулятор 112 решает, что сходимости нет, на этапе Р220 новая приближенная оценка ρрасчi заменяет старую приближенную оценку ρрасч, и этапы Р214 - Р218 повторяются до тех пор, пока не обнаружится сходимость.

Содержание воды можно рассчитать следующим образом:

где СВ - содержание воды, ρн - плотность нефти в главным образом жидком компоненте, а ρв - плотность воды в упомянутом главным образом жидком компоненте. Таким образом, измеритель 172 содержания воды является до некоторой степени излишним, если в многофазном потоке нет газовой фазы, и в этом случае может быть факультативно устранен, поскольку для такого итеративного метода сходимости это значение не требуется.

На этапе Р214А доступно более строгое или неитеративное решение при условии, что измеренное значение содержания воды, обеспечиваемое измерителем 172 содержания воды, находится в пределах диапазона, где измерительный прибор функционирует с приемлемой точностью и правильностью. Данные измерительного прибора являются функцией содержания текучей среды, и это дает возможность посредством одновременного решения системы из трех уравнений обеспечить решения для трех переменных, где уравнения представляют собой

где ρв - плотность воды в потоке, ρн - плотность нефти в потоке, ρг - плотность газа в потоке, ρсмеси - плотность объединенного потока, qв - фракционный расход воды (то есть содержание воды), qн - фракционный расход нефти, qг - фракционный расход газа, a f(sat) - функция содержания потока, которая является уникальной для конкретного типа измерителя содержания воды, обеспечивающая полное показание М измерителя.

В тех случаях, когда измерителем содержания воды является микроволновый измерительный прибор, функцию f(sat)=М можно аппроксимировать следующим образом:

где mв - показание измерительного прибора в чистой воде, mн - показание измерительного прибора в чистой нефти, mг - показание измерительного прибора в чистом газе, а остальные члены описаны выше. Там, где в обычном измерительном приборе mв=60, mн=1 и mг=2, уравнения (8)-(11) можно решить для qВ таким образом

где члены уравнения определены выше. Кроме того,

Как только на этапе Р218 достигается сходимость, на этапе Р222 назначается использование кориолисова расходомера 154 для измерения массового расхода Qпг и плотности ρгл.газа главным образом газовой фазы, текущей через кориолисов расходомер 154 при условиях потока этапа Р208.

Этап Р224 включает в себя решение для фракции газовых пустот Хг в главным образом газовой фазе, текущей по трубопроводу 106 измерения газа, согласно уравнению

где ХГ - фракция, соответствующая объему газа, взятому относительно полного объема главным образом газовой фазы, ρгл.газа - значение, полученное на этапе Р222, ρгаза - значение, полученное на этапе Р212, и ρж - значение, полученное на этапе Р206.

На этапе Р224 значение содержания воды, полученное от монитора 172 содержания воды, регулируют, при необходимости, для компенсации присутствия газа в главным образом жидкой фазе. Например, в случае, когда фракция газовых пустот Хжi известна, можно использовать это значение с целью корректирования показаний содержания воды для поглощения в микроволновом диапазоне, основанных на предположении, что присутствуют только нефть и вода.

Этап Р226 включает в себя использование полученных таким образом данных с целью нахождения решения для расходов трех соответствующих фаз в каждой из главным образом жидкой фазы и главным образом газовой фазы. Для этой цели полезны следующие уравнения:

где Qж - полный массовый расход жидких фаз, протекающих через систему 100; Qпж - полный массовый расход главным образом жидкой фазы, включая увлеченный газ; Xi - фракция газовых пустот в главным образом жидкой фазе, определенная из этапа Р214 и приводящая к сходимости на этапе Р218; Qпг - полный массовый расход газа главным образом газовой фазы, измеренный на этапе Р222; Хг - фракция газовых пустот в главным образом газовой фазе, определенная на этапе Р224; Qг - полный массовый расход газа в системе 100; Qн - полный массовый расход нефти в системе 100; Qв - полный массовый расход воды в системе 100; Qн - полный массовый расход нефти в системе 100; СВ - содержание воды, обеспеченное от монитора 172 содержания воды с корректировками, если они необходимы, на этапе Р224; Vж - полная объемная скорость потока жидких фаз, текущих через систему 100; ρж - плотность жидкой фазы, определенная на этапе Р206; Vн - полная объемная скорость потока нефти, текущего через систему 100; ρн - плотность нефти при условиях потока; Vг - полная объемная скорость газового потока через систему 100; ρгаза - плотность газа при условиях потока; Vв - полная объемная скорость потока воды через систему 100; ρв - плотность воды при условиях потока.

Регулятор 112 на этапе Р228 обеспечивает выходные сигналы системы, включающие в себя непосредственные измерения температуры, плотности и массовых расходов потока, вместе с результатами вычислений объемных и массовых расходов для соответствующих фаз. Эти расходы могут быть объединены за какое-то время с целью обеспечения совокупных объемов производства для промежутка между испытаниями.

Регулятор 112 на этапе Р230 взаимодействует с компонентами системы, включая эксплуатационный манифольд 116, для оптимизирования эффективности месторождения. Например, в нефтяном месторождении, имеющем энергию вытеснения, в которой преобладает газовая шапка, эффективность производства оптимизируется, когда газовая шапка истощается после добычи нефти. Желательно добыть нефть до газа, и газонефтяной контакт может перемещаться вниз в прежнюю нефтяную зону, когда нефть исчерпана. Это перемещение газонефтяного контакта может привести в скважинах к тому, что добываемая прежде в основном нефть сменится на добычу в основном газа. Надлежащим ответом на эту радикально увеличенную добычу газа в нефтяной скважине обычно является закрытие скважины или снижение ее производительности, чтобы не исчерпать энергию вытеснения бассейна, и регулятор 112 можно запрограммировать для таких действий. Аналогичные реакции можно запрограммировать для перемещения водонефтяных контактов или даже для оптимизирования существующих экономических показателей с точки зрения учета использования ресурсов, давая низкую оценку скважине прежде имевшей более высокие стоимости скважины, если все другие факторы равны.

1. Способ измерений многофазного потока в окружающих условиях потока, включающего в себя жидкую фазу и газовую фазу, при этом способ содержит этапы, на которых

разделяют поступающий многофазный поток на, главным образом, жидкий компонент и, главным образом, газовый компонент, при этом жидкий компонент содержит воду и нефть, отличающийся тем, что

определяют содержится ли в, главным образом, жидком компоненте увлеченный газ, и

если, главным образом, жидкий компонент по существу свободен от увлеченного газа, то

измеряют содержание воды в, главным образом, жидком компоненте,

измеряют плотность, главным образом, жидкого компонента, используя Кориолисов расходомер (166), и

определяют плотность воды, и обрабатывают данные по плотности воды, по содержанию воды и по плотности, главным образом, жидкого компонента для определения расчетной плотности жидкого компонента.

2. Способ по п.1, который также содержит этап измерения плотности воды в захваченном водоотделителем (130) образце воды, используя гидрометр.

3. Способ по п.1, по которому этап разделения входящего многофазного потока содержит этап разделения входящего многофазного потока на, главным образом, жидкий компонент и, главным образом, газовый компонент, используя вихревой сепаратор (104).

4. Способ по п.1, по которому этап определения, содержится ли увлеченный газ в главным образом жидком компоненте, содержит этапы:

вычисления усиления возбуждения в Кориолисовом расходомере (166) и

определения, является ли величина усиления возбуждения меньше, чем пороговая величина.

5. Способ по п.1, по которому этап определения содержания воды в, главным образом, жидком компоненте содержит измерение содержания воды, используя микроволновый монитор.

6. Способ по п.1, по которому этап определения содержания воды в, главным образом, жидком компоненте содержит измерение содержания воды, используя монитор, основанный на инфракрасном излучении.

7. Способ по п.1, по которому этап определения содержания воды в, главным образом, жидком компоненте содержит измерение содержания воды, используя емкостной монитор.

8. Способ по п.1, по которому этап определения содержания воды в, главным образом, жидком компоненте содержит измерение содержания воды, используя резистивный монитор.

9. Способ по п.1, который также содержит этап, на котором определяют скорость потока жидкого компонента, основываясь на упомянутой плотности упомянутого жидкого компонента.

10. Система (100) для измерения многофазного потока для осуществления измерений многофазного потока во внешних условиях потока, включающего жидкую фазу и газовую фазу, указанная система для измерения многофазного потока содержит

сепаратор (104), обеспечивающий разделение входящего многофазного потока на, главным образом, жидкий компонент и, главным образом, газовый компонент, указанный, главным образом, жидкий компонент содержит воду и нефть,

Кориолисов расходомер (166), обеспечивающий прием, главным образом, жидкого компонента и измерение плотности, главным образом, жидкого компонента,

измеритель (172) содержания воды, обеспечивающий прием, главным образом, жидкого компонента и определение содержания воды в, главным образом, жидком компоненте,

отличающаяся тем, что содержит

регулятор (112), выполненный с возможностью взаимодействия с Кориолисовым расходомером и измерителем содержания воды, а также получения значений плотности воды,

определения, содержится ли увлеченный газ в, главным образом, жидком компоненте, и если, главным образом, жидкий компонент по существу свободен от увлеченного газа, то регулятор также обеспечивает обработку данных по плотности воды, содержанию воды и по плотности, главным образом, жидкого компонента

для определения расчетной плотности жидкого компонента.

11. Система (100) для измерения многофазного потока по п.10, которая также содержит водоотделитель (130) для приема образца воды.

12. Система (100) для измерения многофазного потока по п.10, которая также содержит гидрометр для измерения плотности воды в образце.

13. Система (100) для измерения многофазного потока по п.10, в которой сепаратор является вихревым сепаратором.

14. Система (100) для измерения многофазного потока по п.10, в которой регулятор (112) обеспечивает определение, содержится ли увлеченный газ в, главным образом, жидком компоненте, а также выполнен с возможностью вычисления усиления возбуждения в Кориолисовом расходомере и определения, является ли величина усиления возбуждения меньше, чем пороговая величина.

15. Система (100) для измерения многофазного потока по п.10, в которой измеритель (172) содержания воды содержит микроволновый монитор.

16. Система (100) для измерения многофазного потока по п.10, в которой измеритель (172) содержания воды содержит монитор, основанный на инфракрасном излучении.

17. Система (100) для измерения многофазного потока по п.10, в которой измеритель (172) содержания воды содержит емкостной монитор.

18. Система (100) для измерения многофазного потока по п.10, в которой измеритель (172) содержания воды содержит резистивный монитор.

19. Система (100) для измерения многофазного потока по п.10, в которой регулятор (112) также обеспечивает определение скорости потока жидкого компонента, основываясь на плотности жидкого компонента.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к приборостроению и предназначено для измерения расхода жидкости. .

Изобретение относится к измерительной технике, а также к системам управления технологическими процессами и может быть использовано для измерения покомпонентного расхода трехкомпонентного потока (нефть, газ, вода или газовый конденсат, газ, вода) в нефтедобывающей и газодобывающей отраслях при контроле дебита добывающих скважин и для оптимизации процесса добычи, например по критерию увеличения дебита нефти и газа.

Изобретение относится к измерительной технике и может быть использовано для измерения покомпонентного расхода потока газожидкостной смеси, в частности потока нефти, содержащей свободный газ и воду.

Фарадметр // 2258921

Изобретение относится к измерительной технике, а именно к конструкциям измерительных линий узла учета нефти. .

Изобретение относится к способу и системе для измерения потока двухфазной смеси "жидкость/жидкость" или "жидкость/газ" или трехфазной смеси "жидкость/жидкость/газ", протекающей через эксплуатационный или транспортный трубопровод.

Изобретение относится к средствам измерения расхода и количества многокомпонентных газожидкостных сред. .

Изобретение относится к способам, используемым при учете нефти для измерения объема свободного газа в ней, перекачиваемой по трубопроводам, с целью введения поправок в результаты измерений объема и массы.

Изобретение относится к средствам измерения и может быть использовано в нефтяной, газовой, нефтехимической и других отраслях промышленности для измерения расхода многофазной среды, состоящей из жидкости и газа.

Изобретение относится к области измерительной техники и может быть использовано в системах управления технологическими процессами. .

Изобретение относится к области добычи нефти и к измерительной технике и может быть использовано для определения дебита продукции нефтедобывающих скважин. .

Система и способ измерения многофазного потока

Наверх