(57)【要約】【課題】混相流の成分毎の体積流量を簡易な構成でリアルタイムに把握する。【解決手段】石油生産井からの石油と随伴水とを含む測定対象流体を測定するコリオリ流量計からの少なくとも質量流量計測値および密度計測値、測定対象流体の温度を測定する温度センサの温度計測値を取得する計測値取得部と、この計測値取得部からの質量流量計測値および密度計測値に基づいてガス体積流量と液相体積流量を算出し、液相体積流量と、計測値取得部により取得した温度計測値に基づいて、石油と随伴水の各体積流量を算出する体積流量算出部とを設けたことを特徴とする混相流測定装置。【選択図】図２
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【特許請求の範囲】
【請求項１】
石油生産井からの石油と随伴水とを含む測定対象流体を測定するコリオリ流量計からの少なくとも質量流量計測値および密度計測値、前記測定対象流体の温度を測定する温度センサの温度計測値を取得する計測値取得部と、
この計測値取得部からの前記質量流量計測値および前記密度計測値に基づいてガス体積流量と液相体積流量を算出し、前記液相体積流量と、前記計測値取得部により取得した前記温度計測値に基づいて、前記石油と前記随伴水の各体積流量を算出する体積流量算出部と
を設けたことを特徴とする混相流測定装置。
【請求項２】
前記コリオリ流量計から励振信号を取得し、この励振信号に基づいて、前記測定対象流体にガスが混入したことを検出するガス混入検出部を設け、
前記体積流量算出部は、前記ガス混入検出部の検出があるとき、ガス体積流量と液相体積流量を演算することを特徴とする請求項１記載の混相流測定装置。
【請求項３】
前記体積流量算出部は、前記ガス混入検出部の検出がないとき、前記温度計測値に基づいて、前記石油と前記随伴水の各体積流量を算出することを特徴とする請求項２記載の混相流測定装置。
【請求項４】
標準状態石油密度および標準状態随伴水密度の入力を受け付ける標準状態入力部と、
前記標準状態入力部に入力された前記標準状態石油密度および前記標準状態随伴水密度、前記温度計測値に基づいて前記測定対象流体のうち前記随伴水の割合を算出する随伴水割合算出部と、が設けられ、
前記体積流量算出部は、前記液相体積流量と、前記随伴水割合算出部が算出した前記随伴水の割合とに基づいて、前記石油と前記随伴水の各体積流量を算出することを特徴とする請求項１乃至３に記載の混相流測定装置。
【請求項５】
石油生産井からの石油と随伴水とを含む測定対象流体を測定するコリオリ流量計からの少なくとも質量流量計測値および密度計測値を計測値取得部に入力するステップと、
前記測定対象流体の温度を測定する温度センサの温度計測値を前記計測値取得部に入力するステップと、
前記質量流量計測値および前記密度計測値に基づいてガス体積流量と液相体積流量を体積流量算出部が算出するステップと、
この液相体積流量と前記温度計測値に基づいて、前記石油と前記随伴水の各体積流量を前記体積流量算出部が算出するステップと
を設けたことを特徴とする混相流測定方法。
【請求項６】
コンピュータに用いられ、
石油生産井からの石油と随伴水とを含む測定対象流体を測定するコリオリ流量計からの少なくとも質量流量計測値および密度計測値を入力するステップと、
前記測定対象流体の温度を測定する温度センサの温度計測値を入力するステップと、
前記質量流量計測値および前記密度計測値に基づいてガス体積流量と液相体積流量を算出するステップと、
この液相体積流量と前記温度計測値に基づいて、前記石油と前記随伴水の各体積流量を算出するステップと
を設けたことを特徴とするプログラム。
【発明の詳細な説明】
【技術分野】
【０００１】
本発明は、コリオリ流量計の計測値を利用して混相流の各成分体積流量を測定する技術に関する。
【背景技術】
【０００２】
石油生産井における産出物は、一般に、ガス、油、随伴水の混合物であり、混相流として産出される。ここでは、油、随伴水の液相が主であり、ときおり気相としてガスが混入している混相流を想定する。なお、固相は含まれていないものとする。
【０００３】
石油生産井から産出される混相流については、各成分の体積流量を把握することが重要である。例えば、産出物における随伴水やガスの占有率を知ることで、井戸の投資対効果等の経済性を評価したり、井戸の劣化度合い等を診断することができる。また、産出中に各成分の体積流量のおおよその傾向を把握することで、施設設備に影響を与えるガス混入を監視したり、随伴水、ガスの体積に応じた採取制御を行なうことができるようになる。特に、このような場合は、高精度な計測値よりもリアルタイム性が要求される。
【先行技術文献】
【特許文献】
【０００４】
【特許文献１】特表２００２−５２５６２３号公報
【発明の概要】
【発明が解決しようとする課題】
【０００５】
従来、混相流の各成分の体積流量を把握するために、例えば、主分離装置やテスト分離装置等の分離装置を用いてガス、油、随伴水に分離してから、それぞれの流量計を用いて成分毎に体積流量を計測することが行なわれている。しかしながら、分離装置を用いることで設備が大がかりで、リアルタイム性がなく、主分離装置に集約した場合は井戸毎の成分把握が困難となる。
【０００６】
複数のセンサを組み合わせた混相流量計を用いてそれぞれの成分毎の体積流量を計測することも行なわれているが、構成が複雑であり装置が高価となる。
【０００７】
そこで、本発明は、混相流の成分毎の体積流量を簡易な構成でリアルタイムに把握することを目的とする。
【課題を解決するための手段】
【０００８】
上記課題を解決するため、本発明の一態様である混相流測定装置は、石油生産井からの石油と随伴水とを含む測定対象流体を測定するコリオリ流量計からの少なくとも質量流量計測値および密度計測値、前記測定対象流体の温度を測定する温度センサの温度計測値を取得する計測値取得部と、この計測値取得部からの前記質量流量計測値および前記密度計測値に基づいてガス体積流量と液相体積流量を算出し、前記液相体積流量と、前記計測値取得部により取得した前記温度計測値に基づいて、前記石油と前記随伴水の各体積流量を算出する体積流量算出部とを設けたことを特徴とする。
ここで、前記コリオリ流量計から励振信号を取得し、この励振信号に基づいて、前記測定対象流体にガスが混入したことを検出するガス混入検出部を設け、前記体積流量算出部は、前記ガス混入検出部の検出があるとき、ガス体積流量と液相体積流量を演算することができる。
このとき、前記体積流量算出部は、前記ガス混入検出部の検出がないとき、前記温度計測値に基づいて、前記石油と前記随伴水の各体積流量を算出することができる。
また、標準状態石油密度および標準状態随伴水密度の入力を受け付ける標準状態入力部と、前記標準状態入力部に入力された前記標準状態石油密度および前記標準状態随伴水密度、前記温度計測値に基づいて前記測定対象流体のうち前記随伴水の割合を算出する随伴水割合算出部と、が設けられ、前記体積流量算出部は、前記液相体積流量と、前記随伴水割合算出部が算出した前記随伴水の割合とに基づいて、前記石油と前記随伴水の各体積流量を算出するようにしてもよい。
上記課題を解決するため、本発明の一態様である混相流測定方法は、石油生産井からの石油と随伴水とを含む測定対象流体を測定するコリオリ流量計からの少なくとも質量流量計測値および密度計測値を計測値取得部に入力するステップと、前記測定対象流体の温度を測定する温度センサの温度計測値を前記計測値取得部に入力するステップと、前記質量流量計測値および前記密度計測値に基づいてガス体積流量と液相体積流量を体積流量算出部が算出するステップと、この液相体積流量と前記温度計測値に基づいて、前記石油と前記随伴水の各体積流量を前記体積流量算出部が算出するステップとを設けたことを特徴とする。
上記課題を解決するため、本発明の一態様であるプログラムは、コンピュータに用いられ、石油生産井からの石油と随伴水とを含む測定対象流体を測定するコリオリ流量計からの少なくとも質量流量計測値および密度計測値を入力するステップと、前記測定対象流体の温度を測定する温度センサの温度計測値を入力するステップと、前記質量流量計測値および前記密度計測値に基づいてガス体積流量と液相体積流量を算出するステップと、この液相体積流量と前記温度計測値に基づいて、前記石油と前記随伴水の各体積流量を算出するステップとを設けたことを特徴とする。
【発明の効果】
【０００９】
本発明によれば、混相流の成分毎の体積流量を簡易な構成でリアルタイムに把握することができる。
【図面の簡単な説明】
【００１０】
【図１】本実施形態に係る混相流測定装置を含んだ混相流測定システムの構成を示すブロック図である。
【図２】コリオリ流量計、混相流測定装置の機能構成を示すブロック図である。
【図３】ガス混入時の駆動電流値と密度計測値の変化を説明する図である。
【図４】参照密度値の生成方法について説明する図である。
【図５】混相流測定装置の動作について説明するフローチャートである。
【発明を実施するための形態】
【００１１】
本発明の実施の形態について図面を参照して説明する。図１は、本実施形態に係る混相流測定装置１００を含んだ混相流測定システム１０の構成を示すブロック図である。
【００１２】
混相流測定システム１０は、混相流の成分毎の体積流量を測定するためのシステムであり、混相流測定装置１００、コリオリ流量計２００、圧力伝送器３００を備えている。
【００１３】
生産井からの産出物は、配管を介して圧力伝送器３００で圧力を測定された後、コリオリ流量計２００で質量流量等が測定され、主分離装置に導かれる。混相流測定装置１００は、圧力伝送器３００、コリオリ流量計２００の計測値等を取得して、産出物の成分毎の体積流量を算出する。
【００１４】
図２は、混相流測定装置１００、コリオリ流量計２００の機能構成を示すブロック図である。
【００１５】
コリオリ流量計２００は、検出部２１０と変換部２２０とを有している。コリオリ流量計２００は、測定対象流体が流れる測定管を、両端を支点として上下振動させたときに働くコリオリ力を利用した流量計であり、測定管の上流の振動と下流の振動との位相差と振動周波数とに基づいて測定対象流体の質量流量を測定する。
【００１６】
検出部２１０は、測定対象流体を流す測定管２１１、測定管２１１を上下に機械振動させる加振器２１２、測定管２１１の上流側の振動変位を検出する上流側センサ２１３、下流側の振動変位を検出する下流側センサ２１４、温度補正等に用いる温度を計測する温度センサ２１５を備えている。
【００１７】
また、変換部２２０は、加振器２１２を駆動する励振信号である駆動電流を生成して出力する励振回路２２１、質量流量等の演算を行なう演算部２２２、計測結果等を出力する出力部２２５を備えている。
【００１８】
コリオリ流量計２００では、測定管２１１を固有周波数で振動させるため、測定管２１１の振動周波数を測定することで、測定対象流体の密度も計測することができる。このため、演算部２２２は、振動周波数、温度等に基づいて測定対象流体の密度を算出する密度演算部２２３と、位相差、振動周波数、温度等に基づいて測定対象流体の質量流量を算出する質量流量演算部２２４とを備えている。密度演算部２２３、質量流量演算部２２４の演算ロジックは従来と同様とすることができる。
【００１９】
出力部２２５は、密度演算部２２３が算出した密度計測値、質量流量演算部２２４が算出した質量流量計測値、励振回路２２１が励振信号として生成した駆動電流値、温度センサ２１５が計測した温度計測値を、混相流測定装置１００に出力する。測定管２１１の振動周波数、振幅を混相流測定装置１００に出力するようにしてもよい。なお、温度伝送器（温度センサ）を別途設け、温度伝送器が計測した測定対象流体の温度計測値を混相流測定装置１００に出力するようにしてもよい。つまり、温度センサは、コリオリ流量計の内外のどちらでもよく、温度センサを除いた部分がコリオリ流量計ということもできる。
【００２０】
圧力伝送器３００は、測定対象流体の圧力を計測し、圧力計測値を混相流測定装置１００に出力する。圧力伝送器３００からの圧力値をコリオリ流量計２００の変換部２２０に入力し，出力部２２５から計測値取得部１１０に値を送ってもよい。この場合、圧力値はコリオリ流量計２００の圧力補正演算にも使用することができる。なお、圧力計測値は、密度の補正に用いられるが、一般にこの影響は非常に小さいため、圧力伝送器３００を省いてもよい。
【００２１】
混相流測定装置１００は、計測値取得部１１０、標準状態密度入力部１２０、ガス混入検出部１３０、参照密度値生成部１４０、ガス空隙率算出部１５０、随伴水割合算出部１６０、体積流量算出部１７０を備えている。これらのブロックは、例えば、マイクロコンピュータ、入出力インタフェース等を備えた演算処理装置が所定の動作プログラムを実行することにより構築することができる。
【００２２】
混相流測定装置１００は、例えば、ＰＬＣ、制御コントローラ等のコリオリ流量計２００の上位装置に構成することができる。ただし、これに限定されず、例えば、独立した装置として構成してもよいし、一部または全部の機能ブロックをコリオリ流量計２００の変換部２２０内に構成するようにしてもよい。独立した装置として構成する場合は、単独の装置としてもよいし、複数個の装置に機能ブロックを分散させてもよい。
【００２３】
計測値取得部１１０は、コリオリ流量計２００の出力部２２５から密度計測値、質量流量計測値、駆動電流値、温度計測値を取得し、圧力伝送器３００から圧力計測値を取得する。これらの値は、所定の時間間隔の時系列データとして取得する。計測値取得部１１０は、取得した計測値のうち、少なくとも密度計測値を、履歴データとして所定期間記憶する。
【００２４】
標準状態密度入力部１２０は、測定対象流体を構成する油と随伴水の標準状態の密度の入力を受け付け、記憶する。操作者は、混相流体積流量の測定に先立ち、測定対象流体のサンプル調査を行ない、標準状態油密度と標準状態随伴水密度を測定する。そして、得られた標準状態油密度と標準状態随伴水密度とを標準状態密度入力部１２０に入力する。標準状態の密度を入力するのではなく、測定状態の密度に対して温圧補正等を行ない、標準状態の密度に変換するようにしてもよい。
【００２５】
ガス混入検出部１３０は、油、随伴水の液相が主である測定対象流体にガスが混入したことを検出する。ここで、図３（ａ）に示すように、液相にガスが混入すると、駆動電流値が大きくなる。これは、ガス混入により測定管の２１１の振幅が小さくなるのに対して、励振回路２２１が振幅を維持させようとして駆動電流を大きくするためである。
【００２６】
このため、ガス混入検出部１３０は、図３（ｂ）に示すように、駆動電流値が所定の閾値を超えた場合に、測定対象流体にガスが混入したと判定することができる。所定の閾値は、実験的、理論的等に定めることができる。また、固定値としてもよいし、ガスが含まれていないときの駆動電流値等に応じた可変値としてもよい。駆動電流に限られず、測定管２１１の振動周波数や振幅に基づいてガス混入を判定してもよい。この場合、励振信号に振動周波数や振幅の情報を含め、出力部２２５に出力するようにする。
【００２７】
また、図３（ａ）に示すように、測定対象流体にガスが混入すると、計測感度が低下し、コリオリ流量計２００の密度演算部２２３が算出する密度計測値が低下することが知られている（例えば、特許第３５４７７０８号公報）。このため、ガス混入時に算出された密度計測値をそのまま用いて測定を行なうことは好ましくなく、従来のコリオリ流量計では測定エラーとしていた。
【００２８】
これに対して、本実施形態の混相流測定装置１００では、参照密度値生成部１４０が、密度計測値の履歴データに基づいて参照密度値を生成し、ガスの混入が検出された際に、密度計測値に代えて参照密度値を利用して測定を行なうようにする。参照密度値は、ガス混入時にも、液相についてはそれまでの成分割合が当面維持されるとの仮定に基づくものである。
【００２９】
図４を参照して、参照密度値の生成方法について説明する。図４（ａ）に再掲するように、液相にガスが混入すると密度計測値が低下する。この間の測定に用いる参照密度値は、例えば、図４（ｂ）に示すように、ガス混入が検知される以前の期間における密度計測値の平均値とすることができる。ここでは、ガス混入検出時より時間Ｔｒ前までの所定期間を平均算出期間として定め、平均算出期間の密度計測値の平均値を参照密度値とする。
【００３０】
平均算出期間、時間Ｔｒは、状況等に応じて適宜設定することができる、ただし、平均算出期間には、ガス混入期間が含まれないようにする。なお、ガス混入期間は、ガス混入検出部１３０によりガスが検出されている期間のことをいう。また、ガス混入検出の直前も密度計測値に影響が及んでいる可能性があるため避けることが望ましい。
【００３１】
平均値は、ガス混入検出時に、記録済の履歴データを遡って算出してもよいし、移動平均のように逐次算出しておき、ガス混入検出時に、対応する平均値を読み出してもよい。また、コリオリ流量計２００において、密度計測値には、計測時の状況に応じて、良好、不良、不明確等のステータスが付される場合があるが、平均値の算出には、平均算出期間中のステータスが良好である密度計測値を用いることが望ましい。
【００３２】
また、例えば、図４（ｃ）に示すように、ガス混入検出時から時間Ｔｒ前以前で、良好のステータスが付された密度計測値のうち、最新の密度計測値を参照密度値としてもよい。
【００３３】
参照密度値は、密度計測値の履歴を用いて得られる値であれば、上記の例に限られない。例えば、履歴から作成したトレンドデータの中央値、最頻値等を参照密度値としてもよい。ガス混入が複数回検出される場合には、その都度参照密度値を更新することが望ましい。
【００３４】
ガス空隙率算出部１５０は、ガス混入検出時に、流体の体積に占めるガスの割合を算出する。一般に、油とガスの混合物におけるガス空隙率ＧＶＦは、
ガス空隙率ＧＶＦ＝１−（密度計測値／油密度予測値）
により算出することができる（米国特許第９５００５７６）。ここで、油密度予測値は、標準状態油密度を、そのときの温度値と圧力値とで補正した値である。
【００３５】
しかしながら、油密度予測値は、油と随伴水の混合状態では算出できない。このため、本実施形態では、
ガス空隙率ＧＶＦ＝１−（密度計測値／参照密度値）
として、ガス空隙率を算出する。これは、ガス混入時の密度計測値の傾向は、混入しているガスの量と一致していると予測でき、また、ガス混入前後で液相の密度は急激には変化しないと考えられるためである。
【００３６】
随伴水割合算出部１６０は、液相中の随伴水の割合を算出する。一般に、随伴水割合（Water Cut）は、
随伴水割合＝（液相密度−油密度予測値）／（随伴水密度予測値−油密度予測値）
により算出することができる（ERCB Directive017 Chapter 14-12 May 15,2013）。
【００３７】
随伴水割合算出部１６０は、ガス混入非検出時には、密度計測値を液相密度として用い、ガス混入検出時には、参照密度値を液相密度として用いて随伴水割合を算出する。すなわち、ガス混入非検出時は、
随伴水割合＝（密度計測値−油密度予測値）／（随伴水密度予測値−油密度予測値）
とし、ガス混入検出時は、
随伴水割合＝（参照密度値−油密度予測値）／（随伴水密度予測値−油密度予測値）
とする。
【００３８】
なお、油密度予測値と随伴水密度予測値とは、標準状態密度入力部１２０が受け付けた標準状態油密度と標準状態随伴水密度とを、既知の手法により、温度計測値と圧力計測値とで補正することにより算出することができる。
【００３９】
また、参照密度値と同様に、ガス混入非検出時の随伴水割合の履歴データに基づいて参照随伴水割合を生成し、ガス混入が検出された際に、参照随伴水割合を利用するようにしてもよい。
【００４０】
体積流量算出部１７０は、油体積流量と随伴水体積流量とガス体積流量とを算出する。また、体積流量算出部１７０は、各体積流量を積算することで各相の体積を算出することができる。
【００４１】
体積流量の算出においては、まず、ガス混入検出、非検出にかかわらず、コリオリ流量計２００の質量流量計測値と密度計測値とから測定対象流体の体積流量を算出する。すなわち、
測定対象流体体積流量＝質量流量計測値／密度計測値
を求める。
【００４２】
そして、ガス混入非検出時には、測定対象流体は、油と随伴水とから構成されるため、測定対象流体の体積流量と随伴水割合とに基づいて油体積流量と随伴水体積流量とを算出する。すなわち、
随伴水体積流量＝測定対象流体体積流量×随伴水割合
油体積流量＝測定対象流体体積流量−随伴水体積流量
とする。
【００４３】
ガス混入検出時には、測定対象流体は、ガスと、油と随伴水との混合液相とから構成されるため、まず、測定対象流体の体積流量とガス空隙率とに基づいて、ガス体積流量と液相体積流量とを算出する。すなわち、
ガス体積流量＝測定対象流体体積流量×ガス空隙率
とし、
液相体積流量＝測定対象流体体積流量−ガス体積流量
を求める。
【００４４】
そして、液相体積流量と随伴水割合とに基づいて油体積流量と随伴水体積流量とを算出する。すなわち、
随伴水体積流量＝液相体積流量×随伴水割合
油体積流量＝液相体積流量−随伴水体積流量
とする。
【００４５】
次に、上記構成の混相流測定装置１００の動作について、図５のフローチャートを参照して説明する。ただし、処理の順序は一例であり、計測値の取得順序や産出手順等は適宜入れ替えることができる。
【００４６】
まず、混相流体積流量の測定に先立ち、標準状態密度入力部１２０が、操作者から標準状態における随伴水密度と油密度との入力を受け付け、標準状態随伴水密度、標準状態油密度として記憶する（Ｓ１０１）。
【００４７】
混相流体積流量の測定を開始し、計測値取得部１１０が、コリオリ流量計２００の出力部２２５から密度計測値、質量流量計測値、駆動電流値、温度計測値を取得する（Ｓ１０２）。少なくとも密度計測値については、所定区間の時系列値の履歴として記録しておく（Ｓ１０３）。
また、圧力伝送器３００から圧力計測値を取得する（Ｓ１０４）。
【００４８】
取得した質量流量計測値と密度計測値とから、体積流量算出部１７０が、測定対象流体の体積流量を算出する（Ｓ１０５）。また、取得した温度計測値と圧力計測値とに基づいて、随伴水割合算出部１６０が、標準状態油密度と標準状態随伴水密度とを補正して、計測時における随伴水密度予測値、油密度予測値を算出する（Ｓ１０６）。
【００４９】
取得した駆動電流値に基づいて、ガス混入検出部１３０が、測定対象流体にガスが混入したかどうかを判定する（Ｓ１０７）。すなわち、駆動電流値が閾値Ｉｔｈ以下であれば、ガス非混入と判定し、駆動電流値が閾値Ｉｔｈを超えていれば、ガス混入と判定する。
【００５０】
ガス非混入と判定した場合には（Ｓ１０７：Ｙｅｓ）、随伴水割合算出部１６０が、随伴水密度予測値、油密度予測値、密度計測値に基づいて随伴水割合を算出する（Ｓ１０８）。そして、体積流量算出部１７０が、流体体積流量、随伴水割合から随伴水体積流量、油体積流量を算出する（Ｓ１０９）。
【００５１】
一方、ガス混入と判定した場合には（Ｓ１０７：Ｎｏ）、参照密度値生成部１４０が、密度計測値の履歴から参照密度値を生成する（Ｓ１１０）。上述のように、参照密度値は逐次生成するようにしてもよい。この場合は、生成済の参照密度値を読み出すようにする。
【００５２】
そして、ガス空隙率算出部１５０が、密度計測値、参照密度値から流体の体積に占めるガスの割合であるガス空隙率を算出する（Ｓ１１１）。算出されたガス空隙率と流体体積流量とから、体積流量算出部１７０が、ガス体積流量と、油と随伴水の混合である液相体積流量を算出する（Ｓ１１２）。
【００５３】
また、随伴水割合算出部１６０が、随伴水密度予測値、油密度予測値、参照密度値に基づいて随伴水割合を算出する（Ｓ１１３）。そして、体積流量算出部１７０が、液相体積流量、随伴水割合から随伴水体積流量、油体積流量を算出する（Ｓ１１４）。
【００５４】
ガス非混入判定時、ガス混入判定時とも、体積流量算出部１７０は、算出された各成分の体積流量を所定の締期間で積算して、成分毎の体積を算出する（Ｓ１１５）。算出した成分毎の体積流量や成分毎の体積は、表示装置に表示したり、信号出力したり、記録等することができる。そして、次の各計測値を取得（Ｓ１０２）し、以降の処理を測定が終了するまで繰り返す。
【００５５】
以上説明したように、本実施形態の混相流測定装置１００は、コリオリ流量計２００の駆動電流値に基づいてガス混入を検出し、コリオリ流量計２００の各計測値と、圧力伝送器３００の出力値に基づいて、簡易な演算により、混相流の成分毎の体積流量を算出する。このため、混相流の成分毎の体積流量を簡易な構成でリアルタイムに把握することができる。
【符号の説明】
【００５６】
１０…混相流測定システム
１００…混相流測定装置
１１０…計測値取得部
１２０…標準状態密度入力部
１３０…ガス混入検出部
１４０…参照密度値生成部
１５０…ガス空隙率算出部
１６０…随伴水割合算出部
１７０…体積流量算出部
２００…コリオリ流量計
２１０…検出部
２１１…測定管
２１２…加振器
２１３…上流側センサ
２１４…下流側センサ
２１５…温度センサ
２２０…変換部
２２１…励振回路
２２２…演算部
２２３…密度演算部
２２４…質量流量演算部
２２５…出力部
３００…圧力伝送器
【図１】
2019095369.tif 000003
【図２】
2019095369.tif 000004
【図３】
2019095369.tif 000005
【図４】
2019095369.tif 000006
【図５】
2019095369.tif 000007