Устройство и способ измерения многофазного флюида на основе эффекта кориолиса

Настоящее изобретение относится к расходомерам и, в частности, к способам измерения на основе эффекта Кориолиса, которые обеспечивают непрерывный контроль и большую точность в количественных и качественных измерениях потока многофазного флюида. Способ измерения, по меньшей мере, одной переменной многофазного потока с использованием вибрационного расходомера, содержащий этапы, по меньшей мере, с одним тензометрическим датчиком и приводом, содержит этапы: возбуждения колебаний, по меньшей мере, одного расходомерного трубопровода на приводной колебательной моде, по меньшей мере, одним приводом; приема сигнала датчика на основании колебательном отклике на колебание приводной моды, по меньшей мере, от одного тензометрического датчика; вычисления, по меньшей мере, одной переменной потока; измерения тензометрического напряжения датчика; определения, ниже ли напряжение тензометрического датчика заданного порога напряжения; и коррекции, по меньшей мере, одной переменной потока в течение периодов, когда напряжение тензометрического датчика оказывается ниже заданного порога напряжения. Технический результат - улучшение надежности определения параметров многофазного потока. 2 н. и 18 з.п. ф-лы, 4 ил.

 

ОБЛАСТЬ ТЕХНИКИ

Настоящее изобретение относится к расходомерам и, в частности, к способам измерения на основе эффекта Кориолиса, которые обеспечивают непрерывный контроль и большую точность в количественных и качественных измерениях потока многофазного флюида.

УРОВЕНЬ ТЕХНИКИ

Вибрационные трубопроводные датчики, такие как массовые расходомеры Кориолиса и вибрационные денситометры, обычно работают, регистрируя движение колеблющегося трубопровода, который содержит текущий материал. Свойства, связанные с материалом в трубопроводе, такие как массовый расход, плотность и т.п., могут быть определены обработкой сигналов измерения, принимаемых от преобразователей движения, связанных с трубопроводом. Колебательные моды колеблющейся заполненной материалом системы обычно подвержены воздействию объединенной массы, жесткости, и параметров демпфирования заполняемого трубопровода и содержащегося в нем материала.

Типичный массовый расходомер Кориолиса включает в себя один или более трубопроводов (также называемых расходомерными трубопроводами), которые встраиваются в магистральный трубопровод или другую транспортную систему и переносят материал, например, флюиды, шлаки, эмульсии, и т.п., в системе. Каждый трубопровод может характеризоваться как имеющий ряд собственных колебательных мод, включая, например, простые изгибные, крутильные, радиальные, и моды смешанного типа. В типичном применении метода Кориолиса для измерения массового расхода, трубопровод возбуждается на одной или нескольких колебательных модах, когда материал протекает через трубопровод, и перемещение трубопровода измеряется в точках, разнесенных вдоль трубопровода. Возбуждение обычно обеспечивается приводом, например, электромеханическим устройством, например, актуатором с катушкой, работающей на звуковых частотах, который периодически возмущает трубопровод. Массовый расход может быть определен измерением временной задержки или разности фаз между перемещениями в местоположениях преобразователя. Два или более таких преобразователей (или тензометрических датчиков) обычно используются для измерения колебательного отклика расходомерного трубопровода, или трубопроводов, и обычно они располагаются в положении выше и ниже по ходу относительно привода. Соответствующая аппаратура принимает сигналы от тензометрических датчиков и обрабатывает сигналы для получения измерения массового расхода.

Расходомеры используются для выполнения измерений массового расхода при самых разнообразных флюидных потоках. Одна из областей применений, в которой могут потенциально использоваться расходомеры Кориолиса, - это измерение в нефтяных и газовых скважинах. Продукт таких скважин может содержать многофазный поток, включающий в себя нефть или газ, но также и включающий в себя другие компоненты, например, воду и/или твердые частицы. Естественно, очень желательно чтобы окончательное измерение было бы настолько точным, насколько это возможно, даже для таких многофазных потоков.

Измерители Кориолиса обеспечивают высокую точность для однофазных потоков. Однако, когда расходомер Кориолиса используется для измерения насыщенного газом флюида, или флюида, включающего в себя вовлеченный газ, точность измерителя оказаться сниженной. Это также справедливо для потоков, имеющих вовлеченные твердые частицы и для потоков флюида смешанной фазы, например, когда углеводородные флюиды содержат воду.

Вовлеченный газ обычно присутствует в виде пузырьков в текущем материале. Размер пузырьков может варьироваться в зависимости от количества присутствующего газа, давления текущего материала и температуры. Степень снижения рабочих параметров связана не только с тем, сколько всего газа присутствует, но также и с размером отдельных газовых пузырьков в потоке. Размер пузырьков может влиять на точность измерения.

Существенным источником ошибки является также возникающий разрыв флюида. Разрыв флюида возникает из-за движения газовых пузырьков относительно жидкости в результате колебаний трубопровода. Относительное движение газовых пузырьков относительно жидкости вызывается подъемной силой, которая подобна силе, заставляющей пузырьки подниматься к поверхности под действием гравитации. Однако, в колеблющемся трубопроводе именно ускорение колеблющегося трубопровода заставляет пузырьки перемещаться больше, чем гравитационное ускорение. Поскольку плотный флюид препятствует ускорению больше, чем легкие пузырьки, пузырьки ускоряются в том же самом направлении, что и ускорение трубопровода. Таким образом, пузырьки перемещаются быстрее и дальше, чем расходомерный трубопровод, и перемещение пузырьков заставляет часть флюида двигаться медленнее, чем расходомерный трубопровод. В этом заключается проблема разрыва. В результате, флюид, который имеет меньшую амплитуду колебаний, подвергается меньшему ускорению Кориолиса и передает меньшую силу Кориолиса на расходомерный трубопровод, чем это было бы в отсутствие пузырьков. Это приводит к заниженным значениям расхода и плотности (ошибки отрицательного потока и плотности), когда присутствует вовлеченный газ. Компенсация разрыва флюида затруднительна, поскольку имеется несколько факторов, которые определяют, насколько пузырьки перемещаются относительно флюида. Вязкость флюида представляет собой очевидный фактор. В очень вязком флюиде, пузырьки (или частицы) фактически закреплены на месте во флюиде, что приводит к небольшим ошибкам в измерениях потока. Другое влияние на подвижность пузырьков оказывает размер пузырьков. Сопротивление движению пузырька пропорционально площади их поверхности, тогда как подъемная сила пропорциональна объему. Поэтому, очень маленькие пузырьки имеют высокое отношение сопротивление/плавучесть и имеют тенденцию двигаться с флюидом. Маленькие пузырьки впоследствии приводят к малым ошибкам. И наоборот, большие пузырьки имеют тенденцию не двигаться с флюидом и приводят к большим ошибкам. То же самое справедливо для частиц. Маленькие частицы имеют тенденцию двигаться с флюидом и вызывать малые ошибки.

Различие плотности между флюидом и газом представляет собой другой фактор, который может давать вклад в погрешность расходомера. Подъемная сила пропорциональна различию плотности между флюидом и газом. Газ высокого давления может иметь достаточно высокую плотность, чтобы влиять на подъемную силу и уменьшать эффект разрыва. Кроме того, большие пузырьки занимают больший объем, приводя к истинным флуктуациям плотности текущего материала. Вследствие сжимаемости газа, пузырьки могут изменяться как количество газа и при этом не обязательно изменяться в размере. И наоборот, если давление изменяется, то размер пузырьков может соответственно измениться, расширяясь с падением давления или сжимаясь с увеличением давления. Это также может вызвать вариации собственной или резонансной частоты расходомера и, таким образом, вариации фактической двухфазной плотности.

В целом, когда в измерителе Кориолиса возникает многофазный поток, колебание трубопровода датчика демпфируется, приводя к уменьшению амплитуды колебаний расходомерного трубопровода. Как правило, электронный измеритель компенсирует эту уменьшенную амплитуду увеличением энергии привода, или усиления привода, для восстановления амплитуды. Однако, имеется верхний предел, поскольку максимальная энергия привода ограничивается в целях безопасности и по другим причинам. Поэтому, когда многофазный поток становится более выраженным, относительная измеряемая амплитуда привода уменьшается, и более не может быть увеличена, поскольку привод уже имеет 100%-ое усиление. При этом, электронный измеритель продолжит задавать колебание трубопровода с уменьшенной амплитудой. В случаях, когда многофазный поток становится еще более мощным, амплитуда колебания становится на порядок, или даже более чем на порядок, меньше, чем для однофазного потока. Когда это случается, преобразователь Кориолиса с трудом синхронизируется с первичной собственной частотой трубопроводов датчика, и точность плотности при этом ухудшается, и часто это приводит к замерам, которые оказываются меньше фактических значений. Уменьшения амплитуды трубопровода также влияют на массовое измерение измерителя Кориолиса. Поскольку движение расходомерных трубопроводов затухает, то так же затухают и силы Кориолиса, действующие на трубопровод, что приводит к заниженным измерениям массового расхода смеси газ-жидкость.

Таким образом, в данной области техники остается потребность в вибрационном расходомере, который смягчает проблемы, связанные с увеличенным усилением привода вследствие многофазного потока. Имеется потребность регулировать работу расходомера для его подстройки под различные типы многофазных потоков. Данные варианты реализации предоставляют расходомер и соответственные способы для определения того, когда выполняются заслуживающие доверия отсчеты показаний. Данные варианты реализации предоставляют расходомер и соответственные способы для различения типов многофазного потока и вычисления соответственного потока. Данные варианты реализации предоставляют расходомер и соответственные способы, которые компенсируют факторы заниженных показаний, связанные с многофазным потоком. Таким образом, сделаны усовершенствования в данной области техники.

СУЩНОСТЬ ИЗОБРЕТЕНИЯ

Предоставляется способ для повышения надежности расходомера в соответствии с вариантом реализации. Расходомер содержит, по меньшей мере, один расходомерный трубопровод, по меньшей мере, один тензометрический датчик, прикрепленный к расходомерному трубопроводу, по меньшей мере, один привод, прикрепленный к расходомерному трубопроводу, и электронный измеритель в коммуникации, по меньшей мере, с одним тензометрическим датчиком и приводом. Способ содержит возбуждение колебаний, по меньшей мере, одного расходомерного трубопровода на приводной колебательной моде, по меньшей мере, с одним приводом, и прием сигнала датчика, на основании колебательного отклика на колебание приводной моды, по меньшей мере, от одного тензометрического датчика. По меньшей мере, одна переменная потока вычисляется. Напряжение тензометрического датчика измеряется, и определяется, ниже ли напряжение тензометрического датчика заданного порога напряжения. По меньшей мере, одна переменная потока корректируется в течение периодов, когда, напряжение тензометрического датчика оказывается ниже заданного порога напряжения.

Электронный измеритель для расходомера, сконфигурированный для улучшения надежности измерения, предоставляется в соответствии с вариантом реализации. Расходомер содержит, по меньшей мере, один расходомерный трубопровод, по меньшей мере, один тензометрический датчик, прикрепленный, по меньшей мере, к одному расходомерному трубопроводу и, по меньшей мере, один привод, прикрепленный к расходомерному трубопроводу. Электронный измеритель находится в коммуникации, по меньшей мере, с одним тензометрическим датчиком и, по меньшей мере, с одним приводом, и сконфигурирован для возбуждения колебаний, по меньшей мере, одного расходомерного трубопровода на приводной колебательной моде, по меньшей мере, одним приводом, и приема сигнала датчика, на основании колебательного отклика на колебание приводной моды, по меньшей мере, от одного тензометрического датчика. Электронный измеритель также сконфигурирован для вычисления, по меньшей мере, одной переменной потока, измерения напряжения тензометрического датчика, и определения, ниже ли напряжение тензометрического датчика заданного порога напряжения. По меньшей мере, одна переменная потока корректируется в течение периодов, когда напряжение тензометрического датчика оказывается ниже заданного порога напряжения.

ОБЪЕКТЫ ИЗОБРЕТЕНИЯ

Способ для улучшения надежности расходомера предоставляется в соответствии с объектом. Расходомер содержит, по меньшей мере, один расходомерный трубопровод, по меньшей мере, один тензометрический датчик, прикрепленный к расходомерному трубопроводу, по меньшей мере, один привод, прикрепленный к расходомерному трубопроводу, и электронный измеритель в коммуникации, по меньшей мере, с одним тензометрическим датчиком и приводом. Способ содержит: возбуждение колебаний, по меньшей мере, одного расходомерного трубопровода на приводной колебательной моде, по меньшей мере, одним приводом; прием сигнала датчика на основании колебательного отклика на колебание приводной моды, по меньшей мере, от одного тензометрического датчика; вычисление, по меньшей мере, одной переменной потока; измерение тензометрического напряжения датчика; определение, ниже ли напряжение тензометрического датчика заданного порога напряжения; и коррекция, по меньшей мере, одной переменной потока в течение периодов, когда напряжение тензометрического датчика оказывается ниже заданного порога напряжения.

Предпочтительно, переменные потока содержат, по меньшей мере, одно из: массовый расход, объемный расход, плотность, и содержание воды.

Предпочтительно, содержание воды измеряется анализатором содержания воды в коммуникации с электронным измерителем.

Предпочтительно, способ, содержащий коррекцию, по меньшей мере, одной переменной потока в течение периодов, когда напряжение тензометрического датчика оказывается ниже заданного порога напряжения, содержит усреднение.

Предпочтительно, усреднение содержит этапы: определения временной точки непосредственно до того, когда напряжение тензометрического датчика падает ниже заданного порога напряжения и определения первой, по меньшей мере, одной переменной потока в этой точке; определения точки, когда напряжение тензометрического датчика возвращается к значению выше заданного порога напряжения и определения второй, по меньшей мере, одной переменной потока в этой точке; и вычисления среднего значения первой и второй, по меньшей мере, одной переменной потока.

Предпочтительно, способ содержит этапы: корреляции тензометрического напряжения датчика, по меньшей мере, с одним из - заниженные показания массового расхода и заниженные показания плотности; получения фактора коррекции заниженных показаний на основании корреляции; и применения фактора коррекции заниженных показаний, по меньшей мере, к одной переменной потока.

Предпочтительно, способ содержит этапы: определения, является ли поток флюида через расходомер многофазным потоком, содержащим преимущественно газ; определения, является ли поток флюида через расходомер многофазным потоком, содержащим преимущественно жидкость; применение подпрограммы преимущественно газового потока электронного измерителя, если поток флюида через расходомер представляет собой многофазный поток, содержащий преимущественно газ; и применение подпрограммы преимущественно потока жидкости электронного измерителя, если поток флюида через расходомер представляет собой многофазный поток, содержащий преимущественно жидкость.

Предпочтительно, способ содержит этапы: измерения массового расхода и объемной плотности расходомером; определения плотности газа из измеренной температуры, давления, и состава газа; эмпирического определения плотности жидкости; и определения объемного расхода газа, объемного расхода жидкости, и долю газовых пустот из массового расхода, объемной плотности, плотности газа, и плотности жидкости.

Предпочтительно, способ содержит этапы: определения параметра Lockhart-Martinelli; и определения массового расхода газовой фазы и массового расхода жидкой фазы.

Предпочтительно, способ содержит этапы: определения, содержит ли флюид воду; измерения плотности жидкости анализатором содержания воды; определения объемного расхода нефти; и определения объемного расхода жидкости.

Электронный измеритель для расходомера, сконфигурированный для улучшения надежности измерения, предоставляется в соответствии с объектом. Расходомер содержит: по меньшей мере, один расходомерный трубопровод; по меньшей мере, один тензометрический датчик, прикрепленный, по меньшей мере, к одному расходомерному трубопроводу; и, по меньшей мере, один привод, прикрепленный к расходомерному трубопроводу, причем электронный измеритель находится в коммуникации, по меньшей мере, с одним тензометрическим датчиком и, по меньшей мере, с одним приводом. Электронный измеритель сконфигурирован для: возбуждения колебаний, по меньшей мере, одного расходомерного трубопровода на приводной колебательной моде, по меньшей мере, одним приводом; приема сигнала датчика, на основании колебательного отклика на колебание приводной моды, по меньшей мере, от одного тензометрического датчика; вычисления, по меньшей мере, одной переменной потока; измерения напряжения тензометрического датчика; определения, ниже ли напряжение тензометрического датчика заданного порога напряжения; и коррекции, по меньшей мере, одной переменной потока в течение периодов, когда напряжение тензометрического датчика оказывается ниже заданного порога напряжения.

Предпочтительно, переменные потока содержат, по меньшей мере, одно из: массовый расход, объемный расход, плотность, и содержание воды.

Предпочтительно, содержание воды измеряется анализатором содержания воды в коммуникации с электронным измерителем.

Предпочтительно, электронный измеритель сконфигурирован для усреднения, по меньшей мере, одной переменной потока в течение периодов, когда напряжение тензометрического датчика оказывается ниже заданного порога напряжения.

Предпочтительно, среднее значение содержит вычисленное среднее значение первой и второй переменной потока, причем: первая переменная потока представляет собой значение напряжения тензометрического датчика, определенное в точке непосредственно до того, когда напряжение тензометрического датчика падает ниже заданного порога напряжения; и вторая переменная потока представляет собой значение напряжения тензометрического датчика, определенное в точке непосредственно после возвращения напряжения тензометрического датчика к значению выше заданного порога напряжения.

Предпочтительно, напряжение тензометрического датчика скоррелировано, по меньшей мере, с одним из - заниженным показанием массового расхода и заниженным показанием плотности, причем электронный измеритель сконфигурирован для получения фактора коррекции заниженных показаний, на основании корреляции, и фактор коррекции заниженных показаний применяется, по меньшей мере, к одной переменной потока.

Предпочтительно, электронный измеритель сконфигурирован для: определения, является ли поток флюида через расходомер многофазным потоком, содержащим преимущественно газ; определения, является ли поток флюида через расходомер многофазным потоком, содержащим преимущественно жидкость; применения подпрограммы преимущественно газового потока электронного измерителя, если поток флюида через расходомер представляет собой многофазный поток, содержащий преимущественно газ; и применения подпрограммы преимущественно потока жидкости электронного измерителя, если поток флюида через расходомер представляет собой многофазный поток, содержащий преимущественно жидкость.

Предпочтительно, электронный измеритель сконфигурирован для: измерения массового расхода и объемной плотности расходомером; определения плотности газа из измеренной температуры, давления, и состава газа; эмпирического определения плотности жидкости; и определения объемного расхода газа, объемного расхода жидкости, и доли газовых пустот из массового расхода, объемной плотности, плотности газа, и плотности жидкости.

Предпочтительно, электронный измеритель сконфигурирован для: определения параметра Lockhart-Martinelli; и определения массового расхода газовой фазы и массового расхода жидкой фазы.

Предпочтительно, электронный измеритель сконфигурирован для: определения, содержит ли флюид воду; измерения плотности жидкости анализатором содержания воды; определения объемного расхода нефти; и определения объемного расхода жидкости.

КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ ЧЕРТЕЖЕЙ

Фиг.1 изображает расходомер, содержащий сборку измерителя и электронный измеритель.

Фиг.2 - блок-схема электронного измерителя в соответствии с вариантом реализации.

Фиг.3 - график осуществления варианта реализации.

Фиг.4 - график осуществления еще одного варианта реализации.

ПОДРОБНОЕ ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ

Чертежи на Фиг.1-4 и нижеследующее описание демонстрируют конкретные примеры для пояснения специалистам в данной области техники того, как реализовать и использовать наилучший вариант изобретения. С целью пояснения принципов изобретения, некоторые обычные объекты были упрощены или исключены. Специалистам в данной области техники будут очевидны возможные вариации этих примеров, которые находятся в пределах объема притязаний изобретения. Специалистам в данной области техники будет очевидно, что описанные ниже признаки могут быть различным образом скомбинированы, образуя множественные вариации изобретения. Таким образом, изобретение не ограничивается описанными ниже конкретными примерами, но только пп. формулы и их эквивалентами.

На Фиг.1 показан расходомер 5 в соответствии с вариантом реализации. Расходомер 5 содержит сборку 10 датчика и электронный измеритель 20, соединенный со сборкой 10 датчика. Сборка 10 датчика реагирует, по меньшей мере, на массовый расход и плотность технологического материала. Электронный измеритель 20 соединяется со сборкой 10 датчика посредством кабельных соединений 100 для предоставления плотности, массового расхода и информации о температуре по каналу 26 связи, а также и другой информации. Описана структура расходомера Кориолиса, хотя специалистам в данной области техники должно быть очевидно, что настоящее изобретение могло бы быть использовано для вибрационного трубопроводного денситометра.

Сборка 10 датчика включает в себя манифольды 150 и 150, ', фланцы 103 и 103', имеющие фланцевые горловины 110 и 110', параллельные расходомерные трубопроводы 130 и 130', первый и второй приводы 180L и 180R, и первый и второй тензометрические датчики 170L и 170R (для краткости, приводы и тензометрические датчики могут вместе обозначаться как "преобразователи"). Первый и второй приводы 180L и 180R расположены на определенном расстоянии друг от друга на одном или на нескольких расходомерных трубопроводах 130 и 130'. В некоторых вариантах реализации, имеется только единственный привод. Кроме того, в некоторых вариантах реализации, сборка 10 датчика может включать в себя датчик 190 температуры. Расходомерные трубопроводы 130 и 130' имеют две по существу прямых впускных ветви 131 и 131' и выпускных ветви 134 и 134', которые сходятся друг с другом в монтажных опорах 120 и 120' расходомерных трубопроводов. Расходомерные трубопроводы 130 и 130' изгибаются в двух симметричных местоположениях вдоль их длины и по существу параллельны по всей их длине. Стягивающие скобы 140 и 140' служат для задания оси W и по существу параллельны оси W', вокруг которой колеблется каждый расходомерный трубопровод. Следует отметить, что в варианте реализации первый привод 180L может быть расположен совместно с первым тензометрическим датчиком 170L, второй привод 180R может быть расположен совместно со вторым тензометрическим датчиком 170R.

Боковые ветви 131, 131', 134, 134' расходомерных трубопроводов 130 и 130' неподвижно прикреплены к монтажным опорам 120 и 120' расходомерных трубопроводов и эти опоры, в свою очередь, неподвижно прикреплены к манифольдам 150 и 150'. Это обеспечивает непрерывный замкнутый канал для материала через сборку 10 датчика.

Когда фланцы 103 и 103', имеющие отверстия 102 и 102' присоединены через впускной конец 104 и впускной конец 104' в технологическую линию (не показана), который переносит измеряемый технологический материал, материал входит во впускной конец 104 расходомера 5 через отверстие 101 в фланце 103 и пропускается через манифольд 150 на монтажную опору 120 расходомерного трубопровода. В пределах манифольда 150 материал разделяется и направляется через расходомерные трубопроводы 130 и 130'. После выпускной из расходомерных трубопроводов 130 и 130', технологический материал повторно объединяется в единый поток в пределах манифольда 150' и затем направляется на выпускной конец 104', присоединенный фланцем 103', имеющем болтовые отверстия 102', к технологической линии (не показана) через отверстие 101'. Текущий флюид может содержать жидкость. Текущий флюид может содержать газ. Текущий флюид может содержать многофазный флюид, такой как жидкость, включающая в себя вовлеченные газы и/или вовлеченные твердые частицы; или газ, включающий в себя вовлеченные жидкости.

Расходомерные трубопроводы 130 и 130' выбираются и соответственно устанавливаются на монтажных опорах 120 и 120' расходомерного трубопровода, так, чтобы иметь по существу то же самое массовое распределение, моменты инерции, и модули Юнга вокруг изгибных осей W-W и W'-W', соответственно. Эти изгибные оси проходят через стягивающие скобы 140 и 140'. Поскольку модули Юнга расходомерных трубопроводов изменяются с температурой, и это изменение влияет на вычисление расхода и плотности, то на расходомерном трубопроводе 130, 130' устанавливается датчик 190 температуры, который может быть резистивным температурным детектором (RTD), для непрерывного измерения температуры расходомерных трубопроводов 130, 130'. Температурно-зависимое напряжение, появляющееся на температурном датчике 190 может быть использовано электронным измерителем 20 для компенсации изменения упругих модулей расходомерных трубопроводов 130 и 130' вследствие каких-либо изменений температуры расходомерных трубопроводов. Температурный датчик 190 соединен с электронным измерителем 20 кабельным соединением 195.

Расходомерные трубопроводы 130, 130' обычно приводятся в движение приводом 180L, 180R в противоположных направлениях относительно соответствующих изгибных осей W и W′ и на так называемой первой несинфазной моде изгибных колебаний вибрационного расходомера 5. Привод 180L, 180R может содержать одну из многих известных структур, например, магнит, установленный на расходомерном трубопроводе 130 и противостоящая катушка, установленная на ближайшем расходомерном трубопроводе 130'. Переменный ток проходит через противостоящую катушку, заставляя оба расходомерных трубопровода 130, 130' колебаться. Соответствующий сигнал привода подается электронным измерителем 20 на привод 180L, 180R. Другие устройства привода также предполагаются в рамках описания и формулы.

Электронный измеритель 20 принимает сигналы датчика от сборки 10 датчика, и также производит сигнал привода, который заставляет привод 180L, 180R возбуждать колебания расходомерных трубопроводов 130, 130'. Другие устройства датчика также предполагаются в рамках описания и формулы.

Электронный измеритель 20 обрабатывает сигналы левой и правой скорости от тензометрических датчиков 170L, 170R для вычисления расхода, среди прочего. Канал 26 связи предоставляет входное и выходное средство, которое позволяет электронному измерителю 20 взаимодействовать с оператором или с другими электронными системами.

В одном варианте реализации, расходомерные трубопроводы 130, 130' содержат по существу U-образные расходомерные трубопроводы, как это показано. Альтернативно, в других вариантах реализации, расходомер 5 может содержать по существу прямые расходомерные трубопроводы 130, 130'. Дополнительные формы расходомера и/или конфигурации могут быть использованы и предполагаются в рамках описания и формул.

Описание Фиг.1 предоставляется просто в качестве примера работы устройства, измеряющего расход, и не предназначено для ограничения положений настоящего изобретения.

На Фиг.2 показан электронный измеритель 20 расходомера 5 в соответствии с вариантом реализации изобретения. Электронный измеритель 20 может включать в себя интерфейс 201 и систему 203 обработки. Электронный измеритель 20 принимает сигналы преобразователя от сборки 10 датчика, такие как сигналы тензометрического датчика 170L, 170R, например, и без ограничения. Электронный измеритель 20 обрабатывает сигналы датчиков для получения параметров потока текучего материала, текущего через сборку 10 датчика. Например, электронный измеритель 20 может определить одно или более из - разность фаз, частота, разность по времени (Δt), плотность, массовый расход, механическое напряжение, и объемный расход, из сигналов датчика. Кроме того, в некоторых вариантах реализации могут быть определены и другие параметры потока.

Интерфейс 201 принимает сигналы датчика от преобразователей через кабельные соединения 100, показанные на Фиг.1. Интерфейс 201 может выполнить любое необходимое или желаемое формирование сигнала, например, любого рода форматирование, усиление, буферизацию, и т.д. Альтернативно, некоторые или все виды формирования сигнала могут быть выполнены в системе 203 обработки.

Кроме того, интерфейс 201 может иметь возможность связи между электронным измерителем 20 и внешними устройствами, например, через канал связи 26. Интерфейс 201 может иметь возможность связи любого типа - электронной, оптической, или беспроводной.

Интерфейс 201 в одном варианте реализации включает в себя цифровой преобразователь 202, причем сигнал датчика содержит аналоговый сигнал датчика. Цифровой преобразователь 202 осуществляет выборку и оцифровывает аналоговый сигнал датчика и производит цифровой сигнал датчика. Интерфейс/цифровой преобразователь 201/202 может также выполнять любое необходимое прореживание, причем цифровой сигнал датчика прореживается для уменьшения количества необходимой обработки сигналов и снижения продолжительности обработки.

Система 203 обработки управляет работой электронного измерителя 20 и обрабатывает измерения потока от сборки 10 датчика. Система 203 обработки выполняет одну или более подпрограмм обработки и, тем самым, обрабатывает измерения потока для получения одного или более параметров потока.

Система 203 обработки может содержать универсальный компьютер, микропроцессорную систему, логическую схему, или некоторое другое универсальное или специализированное устройство обработки. Система 203 обработки может быть распределена среди множественных устройств обработки. Система 203 обработки может включать в себя любого типа интегрированный или независимый электронный носитель данных, такой как система 204 памяти.

Система 203 обработки сконфигурирована для отыскания и выполнения сохраняемых подпрограмм управления расходомером 5. Система 204 памяти может хранить подпрограммы, включающие в себя общую подпрограмму 205 расходомера, подпрограмму 220 преимущественно газового потока, подпрограмму 222 преимущественно потока жидкости, подпрограмму 224 усиления, и подпрограмму 226 коррекции. Система 203 обработки может определять, по меньшей мере, величину, разности фаз, разности времен, и частоты сигналов преобразователя. Другие подпрограммы измерения/обработки предполагаются в рамках описания и формул. Система 204 памяти может сохранять измерения, принятые значения, рабочие значения, и другую информацию. В некоторых вариантах реализации, система памяти может сохранять любое одно или более - массовый расход () 210, плотность (ρ) 212, вязкость (μ) 214, температуру (T) 216, другие значения, известные в данной области техники, и их продукты, например, и без ограничения. Подпрограмма 205 расходомера может произвести и сохранить измерения флюида и потока. Эти значения могут содержать по существу мгновенные значения измерения или могут содержать суммарные или накопленные значения, и могут также содержать базы данных и поисковые таблицы. Например, подпрограмма 205 расходомера может создавать измерения массового расхода и сохранять такие измерения в системе 204 памяти. Подпрограмма 205 расходомера может создавать измерения плотности и сохранять их в системе 204 памяти. Другие измерения также предполагаются для создания и сохранения в системе памяти, как должно быть ясно специалистам в данной области техники. Значения массового расхода 210 и плотности 212 определяются из отклика преобразователя, как предварительно рассмотрено и как известно в данной области техники. Массовый расход 210 может содержать по существу мгновенное значение массового расхода, может содержать выборку массового расхода, может содержать усредненный массовый расход по интервалу времени, или может содержать накопленный массовый расход по интервалу времени. Интервал времени может быть выбран как соответствующий блоку времени, в течение которого регистрируются некоторые состояния флюида, например, только жидкое состояние флюида, или альтернативно, флюидное состояние, включающее в себя жидкости и вовлеченный газ. Кроме того, предполагаются другие количественные определения массового расхода в рамках описания и формул.

В варианте реализации, поток считывается непосредственным измерением относительного движения выпускной 134, 134' (или впускной 131, 131') стороны расходомерного трубопровода 130, 130' относительно впускной 131, 131' (или выпускной 134, 134') стороны того же самого расходомерного трубопровода 130, 130'. Во время протекания флюида, выходные сигналы обычно имеют амплитуду, которая является функцией расхода (что соответствует увеличению сложности формы колебания, то есть впускной/выпускной фазы, вследствие потока). В связанных вариантах реализации, объединенные сигналы от одного или более преобразователей на впускной стороне измерителя и объединенные сигналы от одного или более преобразователей на выпускной стороне измерителя вводятся в электронный измеритель. Измерение фазы может быть получено из впускного и выпускного сигналов.

При некоторых обстоятельствах, например, для измерения непосредственно в устье скважины, желательно иметь возможность непрерывного измерения скважины, поскольку собираемая информация принципиально важна для рабочих и управленческих решений. К сожалению, часто такие измерения затруднены в силу присутствия множественных компонентов, например, вовлекаемый газ, варьирующиеся расходы, и высокое содержание воды делают измерения ненадежными.

В варианте реализации, амплитуда расходомерных трубопроводов 130, 130' может быть измерена сборкой 10 датчика с помощью тензометрического датчика 170L, ближайшего к впуску расходомера 5. Когда этот сигнал тензометрического датчика падает ниже определенного порога, неопределенность массового расхода и неопределенность плотности смеси оказывается обычно слишком большой, чтобы считать это надежным измерением. Порог, для которого сигнал считается ненадежным, может быть различным для измерений массового расхода и измерений плотности, например. Поскольку многофазный поток выходит через датчик Кориолиса, такой как нефть и газ из скважины, то часто имеются периоды не измеряемого потока и периоды измеряемого, однородного, потока. Измеряемые периоды обычно характеризуются потоком с низким содержанием газовых пустот (GVF) в преимущественно жидком потоке и низким параметром Lockhart-Martinelli (LM) во влажном газовом потоке. Параметр LM - это безразмерное число, используемое в вычислениях двухфазного потока, и выражает долю жидкости в текущем флюиде. См. статью Proposd Correlation of Data for Isothermal Two Phase Flow, Two Component Flow in Pipes Lockhart, R.W., Martinelli, R.C.; Chem. Eng.Prog., Vol. 45. 1949, pp. 39-48, которая включена здесь посредством ссылки. В течение этих периодов относительно однородного потока, ошибка массового расхода и плотности может быть достаточно малой, чтобы быть приемлемой для получения надежных измерений. Следует отметить, что эти периоды также соответствуют амплитуде расходомерного трубопровода 130, 130' выше заданного порога.

Обращаясь к Фиг.3, представлена иллюстрация расходомера 5, определяющего массовый расход или плотность в течение периодов неоднородного потока в соответствии с вариантом реализации. Ось X 300 отображает выборку данных, взятых в течение времени, тогда как ось Y 302 отображает напряжение тензометрического датчика или инверсию усиления привода, причем усиление привода - это обратный десятичный процент. Каждая выборка данных представлена полосой 303. Представляемый массовый расход и/или плотность показана линией 306. Пунктирная линия 304 указывает заданный порог тензометрического напряжения, или порог обратного усиления привода. Начиная с начала, ясно, что первые десять точек данных имеют напряжение, или обратное усиление привода, которое выше порога 304 напряжения или обратного усиления привода. Однако, одиннадцатая точка данных отображает первую из одиннадцати точек данных ниже порога 304 напряжения или обратного усиления привода. Первая из них, соответствующая массовому расходу и/или значению плотности ниже порога 304 напряжения, или обратного усиления привода, обозначена стрелкой 308, тогда как первая точка данных после массового расхода и/или значения плотности, которое соответствует точке данных выше порога 304 напряжения или обратного усиления привода, обозначена стрелкой 310.

В варианте реализации, электронный измеритель 20 принимает сигналы массового расхода, плотности, температуры, и сигналы амплитуды колебаний трубопровода, например, без ограничения, от сборки 10 датчика. Массовый расход, и/или плотность вычисляются. Однако, в варианте реализации, отсчеты показаний массового расхода и/или плотности, которые соответствуют амплитудам колебаний трубопровода, или обратное усиление привода, ниже введенного оператором порога(-ов), игнорируется в вычислениях. На Фиг.3 это соответствовало бы точкам данных, начинающимся в точке, указанной стрелкой 308, и до точки данных, перед точкой, указанной стрелкой 310. В варианте реализации, значения для массового расхода и плотности в течение этих периодов можно было бы заменить вводимым оператором установочным значением. В другом варианте реализации, значения для массового расхода и плотности в течение этих периодов могут быть оценены. В связанном варианте реализации, предоставляются средние значения массового расхода и/или плотности. Например, предоставленное значение может быть средним числом между значением непосредственно до того, когда измеренная амплитуда преобразователя опустилась ниже заданного напряжения, или порога 304 обратного усиления привода (точка, указанная стрелкой 308) и значением, когда измеренная амплитуда преобразователя или обратное усиление привода возвратились назад, к значению выше заданного порога 304 напряжения (точка, указанная стрелкой 310). Это показано на Фиг.3, как игнорируемые данные 312 заменяются подстановочными данными 314. Эти и другие способы/вычисления для усреднения или замены данных предполагаются, и могут быть сохранены в электронном измерителе 20.

Предоставляется вариант реализации для приведения в соответствие ситуаций преимущественно с газом и имеющейся в нем вовлеченной жидкости. Как пример, для применения к месторождению нефти, вовлеченная жидкость в природном газе может быть главным образом водой, главным образом конденсатом (или сырой нефтью), или смесью и того, и другого. В варианте реализации, охватывающем случаи не смеси, отмеченное выше решение, отнесенное к Фиг.3, является соответствующим. Для этого типа влажного газового потока, электронный измеритель 20 может быть сконфигурирован так, чтобы игнорировать многофазный поток, и просто использовать подставляемые значения Кориолиса в течение периодов, когда амплитуда преобразователя или отсчеты показаний обратного усиления привода малы.

В варианте реализации, например, и без ограничения, следующие уравнения могут быть использованы для определения объемной доли газа и объемной доли жидкости:

(1)

Где

=массовый расход

=объемный расход газа

ρ_gas=плотность газа

=объемный расход жидкости

ρ_liquid=плотность жидкости

(2)

Где

GVF=доля газовых пустот

ρ_B=объемная плотность

Относительно выражений (1)-(3), и ρ_B - это значения, полученные из расходомера 5. Величина ρ_gas получена из температуры, давления, состава газа, и хорошо известных уравнений Американской Газовой Ассоциации (AGA). Величина ρ_liquid известна из эмпирических измерений. Таким образом, остаются неизвестными , , и GVF, которые могут быть поэтому определены.

Для варианта реализации, когда имеется прежде всего поток жидкости с вовлеченным газом, возможно определить математическое соотношение между тензометрическим напряжением и/или усилением привода и GVF непосредственно предыдущим эмпирическим тестированием. Используя выражения (1) и (3), величины , , могут быть определены для использования этого дополнительного способа.

В связанном варианте реализации, для ситуаций с потоком влажного газа, могут дополнительно использоваться следующие уравнения:

(4)

Где:

LM=параметр Lockhart-Martinelli

=массовый расход жидкости

=массовый расход газа

=+ (5)

Использование выражений (4) и (5) вместе с выражениями (1)-(3) позволяет, с предшествующим тестированием датчика Кориолиса, использовать LM. Эта известная переменная может, поэтому, быть использована для определения и . Как правило, величина ρ_gas может быть определена, как и выше, используя температуру, давление, состав газа, и уравнения AGA. Величина ρ_liquid может быть введена оператором. Как отмечено выше, является массовым расходом, получаемым из расходомера 5. Это приводит к двум уравнениям с двумя неизвестными - и . В варианте реализации, обычно используемые стандартные объемные расходы могут быть получены делением массовых расходов на их основные плотности. Этот алгоритм, использующий соотношение LM для определения и , может быть использован в случае преимущественно газовых смесей.

Для того, чтобы эта система многофазного измерения могла различать преимущественно газовые и преимущественно жидкие потоки, и все еще применять корректные эмпирические алгоритмы при определении объемных расходов жидкости и газа, используется простое соотношение между плотностью и числами Lockhart-Martinelli, и плотностью и GVF. В случае преимущественного газа, измеряемая плотность Кориолиса должна быть ниже определенного значения, соответствующего измеряемому верхнему значению LM, установленному эмпирическим тестированием. Эта плотность будет зависеть от давления в потоке системы.

В случае преимущественно жидких потоков, соотношение между измеряемой плотностью Кориолиса и измеряемым верхним порогом GVF должно быть определено эмпирически. Эта плотность также будет зависеть от давления в потоке системы. Если определено, что плотность Кориолиса при данном давлении в потоке оказывается вне любого из двух диапазонов преимущественно газа и преимущественно жидкости, то эмпирические решения не могут быть использованы, и выражения (1)-(3) могут быть использованы для определения объемного расхода жидкости и объемного расхода газа.

В случаях, где жидкость - это смесь углеводорода и воды, плотность жидкости может быть определена в варианте реализации, либо посредством выборки и/или с использованием анализатора содержания воды, который может измерить поток с тремя фазами. Тогда расход нефти и расход воды могут быть заданы как:

(6)

(7)

Где:

=объемный расход нефти

WC=содержание воды (объемная доля воды как отношение объема воды к общему объеу)

=объемный расход воды

Содержание воды может быть измерено анализатором содержания воды. В варианте реализации, анализатор содержания воды не подвержен действию пузырьков в жидкости и/или может измерить содержание воды в фазе тумана влажного газового потока. Поэтому, при использовании анализатора содержания воды, величина ρ_liquid (выражения (2) и (4)) может быть более точно определена как:

(8)

Где

ρ_oil=плотность нефти

ρ_H2O= плотность воды

Уравнения (6), (7), и (8) - это просто примеры уравнений, используемых при определении количества воды и углеводорода в жидкой фазе, и варианты реализации никоим образом не должны ограничиваться этими специфическими уравнениями. Эти и другие уравнения входят в подпрограмму 220 преимущественно газового потока и в подпрограмму 222 преимущественно жидкого потока.

В вариантах реализации, связанных с нефтью и газом, имеющих преимущественно жидкий поток, обычно бывает жидкий углеводород, смешанный с водой в различных соотношениях. Поэтому, использование некоторого способа измерения содержания воды обычно перекладывается на электронный измеритель 20 для облегчения выявления доли жидкости в общем потоке. Таким образом, в варианте реализации, анализатор содержания воды помещается в коммуникацию с расходомером с помощью канала 26 коммуникации.

Во многих применениях, давление мало настолько, что плотность ρ_gas может казаться нулевой, и тогда выражение (2) заменяется на:

(9)

В этом случае, объемный расход жидкости может быть определен как:

(10)

Поэтому, объемный расход газа должен быть тогда определен как:

(11)

При использовании этих уравнений, и задаются уравнениями (6) и (7). Стандартные объемы, которые обычно используются, могут быть вычислены из фактических объемов, зная плотность нефти, воды, и газа и/или компонентов в фактических условиях. Тогда плотности в стандартных, или базовых, условиях могут быть определены, используя алгоритмы American Petroleum Institute (API) и AGA. Алгоритмы API дают факторы (VCF) коррекции объема жидкости для преобразования фактических объемов в стандартные объемы. Алгоритмы AGA могут быть использованы для преобразования фактического газового объема в стандартный объем, используя температуру, давление, и состав.

Это все исключительно примеры уравнений, используемых в потоках, имеющих преимущественно жидкую фазу, и варианты реализации никоим образом не должны ограничиваться этими специфическими уравнениями. Эти и другие уравнения входят в подпрограмму 222 преимущественно жидкого потока.

Как уже отмечалось, измеренные массовый расход и плотность в двухфазном потоке обычно оказываются меньше, чем фактические значения. Поэтому, переменные в вышеприведенных уравнениях, измеренные непосредственно расходомером 5, подвержены этому эффекту. Было установлено соотношение между тензометрическим датчиком 170L или усилением привода, и заниженными показаниями массового расхода плотности. В варианте реализации, алгоритмы с электронным измерителем 20 могут итерационно скорректировать отсчеты показаний массового расхода и плотности в реальном времени, используя эти факторы коррекции. Это увеличивает точность двухфазных измерений Кориолиса.

Обращаясь к Фиг.4, показан фактор коррекции массового расхода, соответствующий тензометрическому датчику или обратному усилению привода. Общие с Фиг.3 элементы отмечены теми же самыми цифровыми обозначениями. Ось X 300 отображает выборку данных, взятую во времени, тогда как ось Y 302 отображает напряжение тензометрического датчика или обратное усиление привода. Каждая выборка данных представлена полосой 303. Получаемый массовый расход и/или плотность показаны линией 306. Пунктирная линия указывает заданный порог тензометрического напряжения 304 или обратного усиления привода. Для справки, нормальное однофазное тензометрическое напряжение, или обратное усиление привода, показано линией 301. Если смотреть от начала, то ясно, что первые десять точек данных имеют напряжение, или обратное усиление привода, которое выше порога 304 напряжения, или обратного усиления привода. Однако, одиннадцатая точка данных представляет первую из одиннадцати точек данных ниже порога 304 напряжения, или обратного усиления привода. Первая из них, соответствующая значениям массового расхода и/или плотности ниже порога 304 указана стрелкой 308, тогда как первая точка данных после значения массового расхода и/или плотности, которые соответствуют точке данных выше порога 304, указана стрелкой 310.

Линия 306 отображает считывание массового расхода и/или плотности, тогда как считывание скорректированного массового расхода и/или плотности показано каждой точкой 316. Фактор коррекции показан выше каждой полосы точек данных, и осуществление фактора коррекции показано линией 318. Поэтому, коррелированый фактор коррекции может быть применен к отсчетам показаний массового расхода и/или плотности, и дополнительно отрегулирован для компенсации заниженных значений, которые являются результатом низкого тензометрического напряжения или низкого процента обратного усиления привода.

Для измерения технологических показателей скважины при опробовании нефтяных и газовых скважин, например, обычно используется сепаратор для отделения жидкости от газа или для отделения нефти от воды и газа. В любом случае, отдельные фазы измеряются раздельно с индивидуальными расходомерами. Эти разделители обычно представляют собой большие резервуары высокого давления, имеющие многочисленные уровни контроля, предохранительные клапаны, датчики уровня, управляющие клапаны, трубопроводы, расходомеры, и внутренние устройства для обеспечения эффективного разделения. Такие сепараторы обычно очень дороги, так, что один сепаратор должен быть использован для множественных скважин при их тестировании. Обычно предоставляется манифольд, который позволяет тестировать скважины по одной, обычно для 24-часового теста. Предоставленный расходомер 5 может измерить технологические показатели скважины в устье скважины, таким образом, значительно сокращая стоимость, связанные рабочие трудовые затраты, и общую сложность.

Контролируя каждое место отдельно, получаются значительные преимущества для производителей. Самое очевидное - это устранение сепаратора и соответствующего его обслуживания. Другое преимущество - это то, что все скважины в поле могут быть проверены одновременно, так, что все определения могут быть выполнены в реальном времени в зависимости от стратегии и тактики для эффективной продукции и Enhanced Oil Recovery (EOR). Усиление нефтеотдачи (EOR) предполагает инжекцию воды, CО₂, природного газа, сурфактантов, или пара; что может быть дорогостоящим и должно быть применено в нужное время с правильным количеством материала. Наличие производственных данных в реальном времени относительно всего месторождения нефти, например, и без ограничения, может дать производственную и конструктивно важную информацию относительно того, как оптимизировать его EOR. Операторы также будут иметь преимущество в раннем обнаружении скважин, которые предоставили проблемы, и могут действовать быстро для устранения проблем. Другое преимущество состоит в том, что в новой области, нефтесборные системы трубопроводной линии могут содержать магистральную линию и сборную систему, вместо отдельных трубопроводных линий на тестовый сепаратор для каждой скважины. Это сберегает основные затраты на магистраль, сварку, прокладку, и требуемый земельный участок.

Настоящее описание демонстрирует конкретные примеры для специалистов в данной области техники того, как реализовать и использовать наилучший вариант изобретения. С целью демонстрации принципов по изобретению, некоторые обычные объекты были упрощены или опущены. Специалисты в данной области техники увидят вариации этих примеров, которые находятся в пределах объема притязаний изобретения.

Подробные описания вышеупомянутых вариантов реализации не являются исчерпывающими описаниями всех вариантов реализации, рассматриваемых авторами как находящиеся в пределах объема притязаний изобретения. Действительно, специалисты в данной области техники увидят, что некоторые элементы вышеописанных вариантов реализации могут по-разному быть объединены или устранены, образуя дополнительные варианты реализации, и такие дополнительные варианты реализации находятся в пределах объема притязаний и принципов изобретения. Также будет очевидно специалистам в данной области техники, что вышеописанные варианты реализации могут быть объединены полностью или частично, образуя дополнительные варианты реализации в пределах объема притязаний и принципов изобретения.

Таким образом, хотя конкретные варианты реализации и примеры по изобретению описаны здесь в иллюстративных целях, возможны различные эквивалентные модификации в рамках изобретения, как будет видно специалистам в данной области техники. Предоставленные здесь положения могут быть применены к другим вариантам реализации, отличным от описанных выше и показанных в сопровождающих чертежах. Соответственно, объем притязаний изобретения определяется из нижеследующей формулы.

1. Способ измерения, по меньшей мере, одной переменной многофазного потока с использованием вибрационного расходомера, содержащий этапы, по меньшей мере, с одним тензометрическим датчиком и приводом, содержащий этапы:

возбуждения колебаний, по меньшей мере, одного расходомерного трубопровода на приводной колебательной моде, по меньшей мере, одним приводом;

приема сигнала датчика на основании колебательном отклике на колебание приводной моды, по меньшей мере, от одного тензометрического датчика;

вычисления, по меньшей мере, одной переменной потока;

измерения тензометрического напряжения датчика;

определения, ниже ли напряжение тензометрического датчика заданного порога напряжения; и

коррекции, по меньшей мере, одной переменной потока в течение периодов, когда напряжение тензометрического датчика оказывается ниже заданного порога напряжения.

2. Способ по п.1, причем переменные потока содержат, по меньшей мере, одно из: массовый расход, объемный расход, плотность, и содержание воды, если многофазный поток содержит воду.

3. Способ по п.2, причем содержание воды измеряется анализатором содержания воды в коммуникации с электронным измерителем.

4. Способ по п.1, причем коррекция, по меньшей мере, одной переменной потока в течение периодов, когда напряжение тензометрического датчика оказывается ниже заданного порога напряжения, содержит усреднение.

5. Способ по п.4, причем усреднение содержит этапы:

определения точки непосредственно до того, когда напряжение тензометрического датчика падает ниже заданного порога напряжения и определения первой, по меньшей мере, одной переменной потока в этой точке;

определения точки, когда напряжение тензометрического датчика возвращается к значению выше заданного порога напряжения и определения второй, по меньшей мере, одной переменной потока в этой точке; и

вычисление среднего значения первой и второй, по меньшей мере, одной переменной потока.

6. Способ по п.1, содержащий этапы:

корреляции тензометрического напряжения датчика, по меньшей мере, с одним из - заниженным показанием массового расхода и заниженным показанием плотности;

получения фактора коррекции заниженных показаний на основании корреляции; и

применения фактора коррекции заниженных показаний, по меньшей мере, к одной переменной потока.

7. Способ по п.1, содержащий этапы:

определения, является ли поток флюида через расходомер многофазным потоком, содержащим преимущественно газ;

определения, является ли поток флюида через расходомер многофазным потоком, содержащим преимущественно жидкость;

применение подпрограммы преимущественно газового потока электронного измерителя, если поток флюида через расходомер представляет собой многофазный поток, содержащий преимущественно газ; и

применение преимущественно подпрограммы потока жидкости электронного измерителя, если поток флюида через расходомер представляет собой многофазный поток, содержащий преимущественно жидкость.

8. Способ по п.7, содержащий этапы:

измерения массового расхода и объемной плотности расходомером;

определения плотности газа из измеренной температуры, давления и состава газа;

эмпирического определения плотности жидкости; и

определение объемного расхода газа, объемного расхода жидкости и доли газовых пустот из массового расхода, объемной плотности, плотности газа и плотности жидкости.

9. Способ по п.8, содержащий этапы:

определения параметра Lockhart-Martinelli; и

определения массового расхода газовой фазы и массового расхода жидкой фазы.

10. Способ по любому из пп.8 или 9, содержащий этапы:

определения, содержит ли жидкость воду;

измерения плотности жидкости анализатором содержания воды;

определения объемного расхода нефти, если многофазный поток содержит нефть; и

определение объемного расхода жидкости.

11. Электронный измеритель (20) для вибрационного расходомера (5), сконфигурированный для:

возбуждения колебаний, по меньшей мере, одного расходомерного трубопровода (130, 130') на приводной колебательной моде, по меньшей мере, одним приводом (180L, 180R);

приема сигнала датчика на основании колебательного отклика на колебание приводной моды, по меньшей мере, от одного тензометрического датчика (170L, 170R);

вычисления, по меньшей мере, одной переменной потока;

измерения напряжения тензометрического датчика (170L, 170R);

определения, ниже ли напряжение тензометрического датчика заданного порога напряжения (304); и

коррекции, по меньшей мере, одной переменной потока в течение периодов, когда напряжение тензометрического датчика оказывается ниже заданного порога напряжения (304).

12. Электронный измеритель(20) по п.11, причем переменные потока содержат, по меньшей мере, одно из: массового расхода, объемного расхода, плотности, и содержания воды, если многофазный поток содержит воду.

13. Электронный измеритель (20) по п.11, причем содержание воды измеряется анализатором содержания воды в коммуникации с электронным измерителем (20).

14. Электронный измеритель (20) по п.11, сконфигурированный для усреднения, по меньшей мере, одной переменной потока в течение периодов, когда напряжение тензометрического датчика оказывается ниже заданного порога напряжения (304).

15. Электронный измеритель (20) по п.14, причем среднее значение содержит вычисленное среднее значение первой и второй переменной потока, причем:

первая переменная потока представляет собой значение напряжения тензометрического датчика, определенное в точке непосредственно до того, когда напряжение тензометрического датчика падает ниже заданного порога напряжения (304); и

вторая переменная потока представляет собой значение напряжения тензометрического датчика, определенное в точке непосредственно после возвращения напряжения тензометрического датчика к значению выше заданного порога напряжения (304).

16. Электронный измеритель (20) по п.11, причем напряжение тензометрического датчика скоррелировано, по меньшей мере, с одним из - заниженным показанием массового расхода и заниженным показанием плотности, причем электронный измеритель (20) сконфигурирован для получения фактора коррекции заниженных показаний на основании корреляции и фактор коррекции заниженных показаний применяется, по меньшей мере, к одной переменной потока.

17. Электронный измеритель (20) по п.11, сконфигурированный для:

определения, является ли поток флюида через расходомер (5) многофазным потоком, содержащим преимущественно газ; и

определения, является ли поток флюида через расходомер (5) многофазным потоком, содержащим преимущественно жидкость;

применения подпрограммы преимущественного газового потока (220) электронного измерителя (20), если поток флюида через расходомер (5) представляет собой многофазный поток, содержащий преимущественно газ; и

применения подпрограммы преимущественного потока жидкости (222) электронного измерителя (20), если поток флюида через расходомер (5) представляет собой многофазный поток, содержащий преимущественно жидкость.

18. Электронный измеритель (20) по п.17, сконфигурированный для:

измерения массового расхода и объемной плотности расходомером (5);

определения плотности газа из измеренной температуры, давления и состава газа;

эмпирического определения плотности жидкости; и

определения объемного расхода газа, объемного расхода жидкости и доли газовых пустот из массового расхода, объемной плотности, плотности газа, и плотности жидкости.

19. Электронный измеритель (20) по п.18, сконфигурированный для:

определения параметра Lockhart-Martinelli; и

определения массового расхода газовой фазы и массового расхода жидкой фазы.

20. Электронный измеритель (20) по п.18 или 19, сконфигурированный для:

определения, содержит ли жидкость воду;

измерения плотности жидкости анализатором содержания воды;

определения объемного расхода нефти, если многофазный поток содержит нефть; и

определения объемного расхода жидкости.