ВСТАВКА ДЛЯ ИЗМЕРЕНИЯ ПОТОКА
FLOW MEASUREMENT INSERT

ПЕРЕКРЕСТНАЯ ССЫЛКА НА РОДСТВЕННЫЕ ЗАЯВКИ
Приоритет испрашивается по заявке GB № 1520706.1, которая подана 24 ноября 2015 года и включена в данный документ посредством ссылки в полном объеме.
УРОВЕНЬ ТЕХНИКИ
Это раскрытие изобретения относится к измерению многофазного потока нефти, газа и воды по трубе для наземной добычи, которая может быть соединена со скважиной для добычи нефти/газа. Предполагаемое использование раскрытого устройства представляет собой недорогой и безъядерный многофазный расходомер для низко-производительных нефтяных скважин, которые обычно имеют умеренную скорость потока жидкости менее 1000 баррелей в день и объемную долю газа (GVF) не намного больше чем 90%. Расходомер для таких применений должен иметь возможность измерять скорость потока нефти, скорость потока газа, а также скорость потока воды и в то же время соответствовать требованиям по перепаду давления и пределам затрат. Такой расходомер должен также иметь достаточно широкий диапазон измерения скорости потока (также называемый отношением максимальной производительности установки к минимальной), чтобы справляться со значительными изменениями в удельном выходе добытого сырья в течение срока службы скважины.
Существуют, в основном, способы двух типов измерения многофазного потока. Первый способ заключается в том, чтобы измерять поток как гомогенизированную смесь разных фаз, причем измеряются глобальные параметры, такие как плотность и скорость потока смеси, для определения скоростей потока. В случае газовой фазы, которая всегда перемещается быстрее, чем жидкости, для оценки скорости ее потока используют корреляцию скольжения определенного типа. Типичным примером такого типа является расходомер Vx, произведенный компанией «Шлюмберже» (Schlumberger), который объединяет радиоизотопные измерения фазовой доли с использованием измерения перепада давления посредством расходомера Вентури для определения скоростей потока трех фаз, нефти, газа и воды. Второй способ заключается в разделении фаз в соответствии с их плотностями таким образом, что к каждой из отдельных фаз могут применяться отдельные измерения скорости и объемного содержания фаз в многофазном потоке.
Настоящая заявка описывает расходомер, установленный на одном прямом участке трубы только с двумя торцевыми фланцами, с использованием вставных конструкций, которые могут быть изготовлены из относительно недорогих материалов, а также относительно недорогими способами изготовления для создания конструкций канала потока.
КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ СУЩНОСТИ ИЗОБРЕТЕНИЯ
Настоящее раскрытие изобретения предусматривает способы и устройство для измерения многофазного потока флюидов, добытых из нефтяной скважины. Основное устройство базируется на почти горизонтальной установке трубы, состоящей из участка прямой трубы в сочетании с соответствующими вставками, установленными на одном или обоих торцевых фланцах, причем указанные вставки образуют требуемый внутренний канал потока с соответствующими формами вариантов поперечного сечения, которые содействуют разделению газа, нефти и воды на стратифицированные трехфазные потоки газа/нефти/воды. Вставки также облегчают установку различных измерительных датчиков скорости потока и объемного содержания фаз в многофазном потоке вокруг стенок внутреннего канала потока или внутри пути потока одной или более фаз. Объемные содержания фаз в многофазном потоке и скорости трех разделенных фаз, протекающих во внутреннем канале, измеряются датчиками, основанными на различных принципах работы, таких как ультразвуковой, электромагнитный, температурный и т. д. Эти измерения объединены с геометрией канала потока для получения скоростей потока различных фаз. Торцевые фланцы также облегчают установку электрических сквозных перемычек, которые обеспечивают каналы канала питания и канала связи между внешними электронными блоками и датчиками, а также связанное с ним электронное оборудование и/или модули обработки данных внутри трубы. Варианты реализации настоящего изобретения предусматривают недорогой расходомер, который прост в изготовлении и установке и который вместе с флюидом, содержащимся внутри одного стандартного прямого участка трубы между двумя фланцами, соответствует требованиям безопасности в эксплуатации.
Вышеуказанные концепции для измерительной системы удовлетворяются с помощью вставки для измерения многофазного потока по п. 1 формулы изобретения. В частности, данная вставка предназначена для введения в проточную емкость, причем проточная емкость предпочтительно является стандартной трубой для использования в нефтяной отрасли или других отраслях по транспортировке нормальных флюидов. Особенное преимущество настоящего раскрытия изобретения состоит в том, что труба может быть без труда введена внутрь или закреплена болтами внутри труб для транспортировки нормальных флюидов в системе нефтяной сети, и поэтому данную систему измерения можно без труда приспособить для подключения в различных местах. Конкретная конструкция вставки снабжена множеством изоляционных дисков, причем один из этих дисков расположен выше по течению, а один - ниже по течению, в то время как вставка входит в трубную емкость для транспортировки флюидов. Изоляционные диски надлежащим образом структурированы таким образом, что образуют герметичное уплотнение с проточной емкостью, и это может быть достигнуто любым множеством известных способов. Очевидно, что размер изоляционных дисков не является фиксированным и может быть выбран в зависимости от проточной трубы, в которую будет помещена вставка.
Первый изоляционный диск, который предназначен для расположения выше по потоку и принимает приток флюида через сеть транспортировки флюида, снабжен первым отверстием, проходящим через него. Второй изоляционный диск, расположенный ниже по потоку, также снабжен отверстием, причем отверстие в первом изоляционном диске, расположенном выше по потоку, обычно предусмотрено выше, чем отверстие во втором диске, расположенном ниже по потоку. Отверстия в каждом из изоляционных дисков меньше, чем сами изоляционные диски. Предусмотрена измерительная емкость или труба, которая соединяет оба изоляционных диска вместе, причем эта емкость предусмотрена между обоими отверстиями в изоляционных дисках, расположенных выше по потоку и ниже по потоку. Измерительная емкость или труба образует герметичное уплотнение вокруг обоих отверстий и обеспечивает возможность транспортировки флюида от расположенной выше по потоку стороны первого изоляционного диска через емкость до расположенной ниже по потоку стороны второго изоляционного диска. Измерительная емкость образует канал для транспортировки флюида, который, как правило, имеет уклон вниз, в результате того, что оба отверстия имеют разную высоту и отслеживание измерительной емкости между этими двумя отверстиями. Следовательно, измерительная емкость имеет, как правило, нисходящий уклон в случае, когда она введена в трубу для выполнения измерений.
Наличие трубы с нисходящим уклоном стимулирует разделение различных фаз в многофазном флюиде, и, таким образом, можно получить стратифицированный поток. Вставка предназначена для того, чтобы стимулировать поток газа и потоки жидкости многофазного флюида для разделения таким образом, чтобы жидкость протекала в нижнем участке измерительной емкости или проточного канала и таким образом образовывался стратифицированный поток и могло быть выполнено более качественное измерение потока флюида.
Для дальнейшего стимулирования потока флюида в стратифицированном виде вставка содержит устройство для сопротивления потоку и спрямления потока в отверстии на первом изоляционном диске, расположенном выше по потоку. Это устройство для спрямления потока предназначено для стимулирования флюида, проходящего через отверстие, к замедлению, и, таким образом, обе фазы будут отделяться таким образом, что стратифицированный поток в измерительной емкости также будет стимулироваться. Устройство для сопротивления потоку и спрямления потока состоит из одной или более параллельных пластин, которые выступают предпочтительно вертикально перед расположенной выше по потоку стороной отверстия в расположенном выше по потоку изоляционном диске. Выбор зазора между этими пластинами и длины плоских пластинчатых элементов позволит регулировать скорость флюида, проходящего через это устройство для сопротивления потоку и спрямления потока таким образом, чтобы можно было установить различные режимы потока и добиться стратификации потока в измерительной емкости.
Кроме того, можно обеспечить вторичные пластины в устройстве для сопротивления потоку, причем эти пластины являются предпочтительно горизонтальными или расположены по отношению к первым пластинам примерно под углом 90° плюс/минус 5°. Эти вторичные пластины не только помогают поддерживать параллельное расположение первых пластин, но и позволяют дополнительно спрямлять поток флюида, проходящий через устройство для сопротивления потоку с тем, чтобы направлять стратифицированный поток дальше вниз по течению.
Учитывая, что уклон измерительной емкости можно регулировать, а устройство сопротивления также может быть надлежащим образом сконструировано, можно рассчитать положение в измерительной емкости, которого стратифицированный поток определенного типа должен достичь и, как правило, достигнет. Благодаря такой конструкции можно затем предусмотреть ряд датчиков, которые соответствующим образом выравнивают с участком измерительной емкости, в котором должен быть достигнут стратифицированный поток, что таким образом повышает точность проводимых измерений потока.
Датчики могут быть расположены подвижным образом так, чтобы, если характеристики потока флюида изменяются, можно было просто модифицировать вставку и изменить расположение датчиков для обеспечения их надлежащего выравнивания с участком стратифицированного потока. Существенное преимущество такого подхода в том, что он позволяет легко регулировать вставку в соответствии с любыми изменениями в системе потока флюида.
Можно расположить датчики снаружи измерительной емкости, что дает этим датчикам дополнительное преимущество не испытывать влияние потока флюида, протекающего через измерительную емкость, а также упрощает перемещение датчиков вокруг измерительной емкости. В частности, датчики должны иметь небольшую площадь, чтобы не выходить за пределы формы, которая была бы образована путем соединения двух изоляционных дисков. Это означает, что датчики не увеличивают площадь поперечного сечения вставки, что позволяет размещать втулку внутри проточной трубы без повреждения датчиков.
Вокруг измерительной емкости предусмотрены многочисленные возможные датчики, причем они могут относиться к ультразвуковым датчикам скорости потока газа. Они расположены предпочтительно в верхней части измерительной емкости, причем они могут быть расположены вдоль длины измерительной емкости в месте, где, как известно, поток газа находится в верхнем участке, что повышает точность выполняемого ими измерения. Аналогичным образом, ультразвуковые датчики жидкой фракции и скорости могут быть предусмотрены вдоль длины измерительной емкости в месте, где гарантирован стратифицированный поток, затем они будут расположены в нижней части измерительной емкости. Могут быть предусмотрены дополнительные датчики температуры и датчики давления, чтобы снимать соответствующие показания внутри измерительной емкости.
Учитывая, что стратифицированный поток может быть соответствующим образом создан в измерительной емкости, также является преимущественным предусмотреть датчик уровня воды в участке потока в измерительной емкости. Один конкретный способ его обеспечения состоит в том, чтобы предусмотреть емкостный датчик, причем изолированный проводник в виде уровнемера или кольца расположен внутри потока флюида. Проводник изолирован от жидкости, протекающей через измерительную емкость, и генерирует емкостное показание с водой в качестве второго электрода, проходящего через емкость в стратифицированной части потока. Существенным преимуществом является наличие областей известного стратифицированного потока, поскольку это позволяет не только производить точные измерения потока жидкости и потока газа, но и точно определять уровень воды, поскольку она будет отделяться от нефтяного слоя в таких режимах стратифицированного потока.
Чтобы обеспечить возможность подключения к датчикам между двумя изоляционными дисками, один или другой из изоляционных дисков или же оба диска могут быть снабжены воздухонепроницаемыми и/или водонепроницаемыми (герметичными) проходными каналами.
Чтобы стимулировать стратифицированный поток, можно изменять относительную высоту отверстий в обеих изоляционных пластинах и соответствующим образом регулировать наклон измерительной емкости. В зависимости от ожидаемых характеристик потока многофазного флюида угол наклона измерительной емкости мог бы составлять от 0 до 45°, предпочтительно от 0 до 30°. Кроме того, более предпочтительно иметь наклон в диапазоне от 0 до 20°, предпочтительно от 0 до 15°, более предпочтительно от 0 до 10°, а также предпочтительно от 0 до 5°. Очевидно, что, чем более горизонтально расположена измерительная емкость, тем меньше диаметр трубы, в которой должна быть размещена вставка. Является преимущественным усовершенствование требований к размерам комбинированной системы, содержащей вставку.
Система измерения потока, содержащая корпус, в котором должна быть размещена рассматриваемая выше вставка, может быть использована для объединения с проточными трубами в системе обработки потока флюида. В частности, корпус системы измерения потока выполнен и образует герметичное уплотнение с двумя изоляционными дисками, с помощью соответствующего выбора размера и формы изоляционных дисков. Корпус содержит впускное или приточное отверстие, которое выполнено с возможностью жидкостного сообщения с проточной трубой, расположенной выше по потоку, в системе обработки жидкости. Нижняя часть приточной трубы предпочтительно совмещается с нижней частью корпуса таким образом, чтобы поток жидкости в корпус не был чрезмерно взбаламучен, что стимулирует разделение газовой и жидкой фаз. Путем обеспечения того, чтобы корпус имел определенный размер, так что между первой боковой стенкой или фланцем, в котором проходит приточная труба, и расположенным выше по потоку изоляционным диском образуется зазор, можно определить емкость накопления. Эта емкость накопления позволяет приточному многофазному флюиду оседать, и две фазы должны соответственно разделяться до прохождения через отверстие в расположенном выше по потоку изоляционном диске в измерительную емкость. В случае, когда вставка размещена внутри корпуса, отверстие в расположенном выше по потоку изоляционном диске будет находиться выше нижней части отверстия приточной трубы, так что емкость накопления будет обеспечивать сбор флюида и любые изменения скорости потока могут быть надлежащим образом сдержаны. Это также способствует стратификации фаз и улучшению прохождения потока через измерительную емкость.
Чтобы стимулировать разделение двух фаз, поступающих в корпус, корпус может также содержать фазовый распределитель, расположенный смежно с притоком из системы обработки флюида. Фазовый распределитель выполнен таким образом, что многофазный флюид, поступающий в корпус, и емкость накопления будут замедляться и стимулироваться к разделению, так что жидкость будет направляться в сторону в нижнюю часть емкости накопления, в то время как газ будет стимулироваться к подъему и размещению в верхней части емкости накопления.
Кроме того, емкость накопления предпочтительно содержит фазовый распределитель на внутренней стороне от приточного отверстия. Фазовый распределитель работает таким образом, что поток, поступающий из приточной трубы, будет соответствующим образом направлен так, что различные фазы могут разделяться, а поток жидкости будет оставаться рядом с дном емкости накопления, причем поток газа будет перемещаться вверх к более верхней части емкости накопления. Это также способствует генерированию стратифицированного потока.
Конструкция фазового распределителя представляет собой устройство, в котором предусмотрена центральная труба, которая выполнена с возможностью жидкостного сообщения с отверстием, через которое проходит многофазный флюид. Труба снабжена рядом боковых прорезей, по меньшей мере одной из них. Боковые прорези расположены так, чтобы стимулировать прохождение жидкой части многофазного флюида через стороны и ее поступление в нижнюю часть емкости накопления. Чтобы отводить поток жидкости от центральной трубы, предусмотрен ряд ребер, причем ребра обычно уменьшаются в размере по мере того, как падает давление флюида во внутренней трубе. Это уменьшение размера ребер способствует распределению флюида внутри накопителя.
Конец трубы фазового распределителя предпочтительно блокируется, так как это предотвращает немедленное прохождение флюида через трубу и его удержание в емкости накопления без надлежащего направления, что способствует разделению фаз. В верхней части трубки предусмотрена одна или более прорезей, чтобы дать возможность газовой фазе надлежащим образом отделиться и поступить в верхнюю часть накопителя. Предпочтительной конструкцией для верхней прорези является прорезь Т-конструкции, причем боковые части Т-конструкции стимулируют поступление потока газа во внешнюю и верхнюю части емкости накопления, тем самым улучшая генерирование стратифицированного потока.
Внутри измерительной системы вторая боковая стенка или фланец расположен(а) со стороны ниже по течению, которая затем будет дополнительно расположена еще ниже по потоку в отношении расположенного ниже по потоку изоляционного диска. Боковая стенка или фланец содержит выпускное отверстие, которое будет соединяться с выпускной трубой системы обработки флюида, причем в идеальном случае нижний край этого выпускного отверстия совмещается с нижним краем приточного отверстия в первом фланце или боковой стенке. Расположенная ниже по потоку емкость накопления образуется между расположенным ниже по потоку изоляционным диском и выходным отверстием, чтобы обеспечить надлежащий сбор флюида, который прошел через измерительную емкость и, таким образом, избежать обратного потока флюида в измерительную емкость. Это достигается тем, что нижняя точка отверстия в нижнем изоляционном диске находится выше самой нижней точки выпускного отверстия корпуса, а это означает, что поток флюида будет стимулироваться для поступления из измерительной системы в систему обработки флюида.
Расположенная ниже по потоку емкость накопления может содержать ряд опор, которые механически прикрепляют вставку к расположенной ниже по потоку боковой стенке или фланцу и определяют положение вставки по отношению к выпускному отверстию и боковым стенкам или фланцу. Кроме того, в этой расположенной ниже по потоку емкости накопления может быть предусмотрен ряд сквозных соединителей для подачи через электрические, механические, оптические соединения и/или т. п. на схему размещения датчиков. Размер расположенной ниже по потоку емкости накопления может быть изменен за счет увеличения или уменьшения размера опор, и, следовательно, система может быть соответствующим образом отрегулирована в зависимости от различных объемов и скоростей потока флюида.
Для обеспечения того, чтобы обе емкости накопления могли обрабатывать поступающий многофазный флюид, обе емкости имеют площадь поперечного сечения, которая по меньшей мере вдвое превышает площадь поперечного сечения входного отверстия корпуса и трубопроводов для обработки флюида. Кроме того, длина каждой из двух емкостей накопления по меньшей мере вдвое превышает диаметр или максимальный размер приточного отверстия и приточной трубы. Измерительная емкость предпочтительно имеет большую площадь поперечного сечения, чем приточная труба, но меньшую площадь поперечного сечения, чем расположенные выше по потоку и ниже по потоку накопители. Это содействует обеспечению того, что поток флюида, проходящий через измерительную емкость, находится в стратифицированном виде, и, конечно же, позволяет размещать емкость в окружающих трубопроводах или резервуарах. К тому же, измерительная емкость имеет длину, которая по меньшей мере вдвое больше диаметра входного отверстия корпуса, поскольку это обеспечивает то, что измерительная емкость является достаточно длинной, чтобы иметь участки обеспеченного стратифицированного потока. Длину измерительной емкости можно регулировать в зависимости от потока многофазного флюида, и, следовательно, система открыта для приспособления к различным условиям.
И наконец, предпочтительно, чтобы емкость или корпус, содержащий вставку, был изготовлен из промышленного трубопровода, возможно, с использованием стандартных промышленных размеров в диапазоне от 3 до 32 дюймов (7,62-81,28 см), но предпочтительно в диапазоне от 4 до 12 дюймов (10,16-30,48 см) в диаметре и от 1 до 3 метров в длину. Кроме того, боковые стенки снабжены нормальными фланцами, которые, следовательно, могут быть выполнены с возможностью жидкостного соединения обычным образом с приточными и выпускными трубами. Пространство между расположенным выше по потоку изоляционным диском (4) и расположенным ниже по потоку изоляционным диском (6) может быть заполнено инертной жидкостью и может быть достигнута компенсация давления между этим внешним пространством и внутренней частью или гидравлической стороной вставки с использованием пропускающих давление устройств, таких как сильфон между внутренним и внешним пространствами. В результате этого вставка может быть образована из относительно дешевых и химически инертных материалов, таких как пластмассы, а также в действительности возможна трехмерная печать вставки, которая позволяет дальше разрабатывать ее конструкции и приспосабливать их к системе.
ОПИСАНИЕ ГРАФИЧЕСКИХ МАТЕРИАЛОВ
Настоящее раскрытие изобретения описано в сочетании с прилагаемыми графическими материалами. Подчеркивается, что в соответствии со стандартной практикой в отрасли различные функциональные особенности не изображены с соблюдением масштаба. В действительности, размеры различных функциональных особенностей могут быть произвольно увеличены или уменьшены для четкости описания.
На фиг. 1 проиллюстрирована прямая труба с вставной внутренней конструкцией для реализации генератора стратифицированного потока и измерительного устройства, выполненного с возможностью измерения стратифицированных потоков газа/жидкости или газа/нефти/воды с помощью ультразвуковой или тепловой системы измерения газового потока, в первую очередь ультразвуковой доплеровской системы измерения потока жидкости, датчиков объемного содержания водной фазы в многофазном потоке на основе емкости/проводимости, а также дополнительных измерительных датчиков P, T и минерализации, в соответствии с некоторыми вариантами реализации настоящего изобретения.
На фиг. 2 проиллюстрирована расположенная выше по потоку фланцевая пластина с входной проточной трубой с одной стороны и приведенным в качестве примера распределителем фазы флюида с другой стороны - с различными видами профиля, иллюстрирующими конструкцию, в соответствии с некоторыми вариантами реализации настоящего изобретения.
На фиг. 3 проиллюстрированы два изоляционных диска на обоих концах дозирующей секции, при этом показана одна приведенная в качестве примера конструкция устройства для сопротивления потоку на первом диске и положение выпускного отверстия на втором диске, которое сдвинуто вниз на y1-y2 относительно положения входного отверстия, в виду требования по отклонению дозирующей секции, в соответствии с некоторыми вариантами реализации настоящего изобретения.
На фиг. 4 проиллюстрированы конструкция и виды в поперечном сечении секции расходомера с прямоугольным поперечным сечением канала потока, включая варианты измерения и приведенные в качестве примера установки датчиков для скорости потока газа, измерение объемного содержания фаз в многофазном потоке жидкости, а также скорости потока и водной фракции, включая датчики водной фракции на основе емкости/проводимости, датчики скорости газа и ультразвуковые доплеровские датчики для измерения скорости потока жидкости, в соответствии с некоторыми вариантами реализации настоящего изобретения.
На фиг. 5 проиллюстрированы конструкция и виды в поперечном сечении секции расходомера с частично равнобедренным трапециевидным поперечным сечением канала потока, включая варианты измерения и приведенные в качестве примера установки датчиков для скорости потока газа, измерение объемного содержания фаз в многофазном потоке жидкости, а также скорости потока и водной фракции, включая датчики водной фракции на основе емкости/проводимости, датчики скорости газа и ультразвуковые доплеровские датчики для измерения скорости потока жидкости, в соответствии с некоторыми вариантами реализации настоящего изобретения.
На фиг. 6 (а)-(с) проиллюстрированы приведенные в качестве примера схемы ультразвуковой системы измерения скорости газа, в соответствии с некоторыми вариантами реализации настоящего изобретения, причем:
на фиг. 6 (а) проиллюстрированы варианты установки ультразвуковой системы измерения скорости на основе времени прохождения;
на фиг. 6 (b) проиллюстрирована бесконтактная система измерения на основе волн Лэмба (изгибная мода колебаний) с изображенной V-образной траекторией пучка и антиотражающим барьером;
на фиг. 6 (с) проиллюстрирована ультразвуковая система измерения времени прохождения с прямой передачей/приемом.
На фиг. 7 (а) и (b) проиллюстрированы альтернативные способы измерения скорости газа в соответствии с некоторыми вариантами реализации настоящего изобретения, причем:
на фиг. 7 (а) проиллюстрирован датчик скорости газа на основе теплового принципа, который выполняет дифференциальное измерение теплопередачи путем измерения разности температур между двумя точками, расположенными симметрично выше по потоку и ниже по потоку по отношению к нагревателю, который затем инвертируется для определения скорости потока газа; а также
на фиг. 7 (b) проиллюстрирован основанный на работе турбины датчик скорости газа
На фиг. 8 (а)- (с) проиллюстрированы различные датчики объемного содержания водной фазы в многофазном потоке на основе электрического импеданса, в соответствии с некоторыми вариантами реализации настоящего изобретения, причем:
на фиг. 8 (а) проиллюстрирован один изоляционный электродный датчик (с соединительным проводом) для отдельного измерения водного слоя с помощью воды в качестве второго электрода, соединение которого с измерительной схемой, проводом ii, осуществляется через проводящий электрод, подвергнутый воздействию воды, с эквивалентной моделью датчика, приведенной ниже;
на фиг. 6 (b) проиллюстрирован емкостной датчик с двумя плоскопараллельными изоляционными электродами для измерения диэлектрической проницаемости смеси, применительно к эмульсиям с непрерывной нефтяной фазой, с эквивалентной моделью, показывающей две изоляционные емкости, расположенные последовательно с емкостью датчика;
на фиг. 6 (с) проиллюстрировано использование двух контактных электродных пластин для образования ячейки для измерения проводимости, при этом расположено по одному электроду с каждой стороны канала потока, с образованием датчика проводимости с параллельным электродом для измерения проводимости смеси - применительно к эмульсиям с непрерывной водной фазой;
на фиг. 8 (b) или (c) использование закона смешивания может относиться к получению водо-жидкостного фактора (WLR) из измеренной диэлектрической проницаемости или проводимости смеси.
На фиг. 9 (a)-(d) проиллюстрированы варианты конфигурации поперечного сечения дозирующей секции - пример использования опорной пластины центрального датчика - в соответствии с некоторыми вариантами реализации настоящего изобретения, причем:
на фиг. 9 (а) проиллюстрирована общая конструкция;
на фиг. 9 (b) проиллюстрировано поперечное сечение, показывающее электроды электрического импеданса для измерения уровня воды/WLR и часть теплового датчика для измерения скорости газа, встроенного в центральную стенку;
на фиг. 9 (с) проиллюстрировано поперечное сечение теплового датчика скорости газа на центральной пластине; а также
на фиг. 9 (d) проиллюстрировано генерирование волны Лэмба (изгибная мода колебаний) в центральной пластине для создания ультразвукового газового расходомера времени прохождения со встроенными межцифровыми матрицами первичных преобразователей.
На фиг. 10 проиллюстрировано объединение измеренного уровня воды или WLR с измерением вертикального перепада давления для получения уровня жидкости/объемного содержания фаз в многофазном потоке - альтернативный/резервный вариант по отношению к ультразвуковым способам контроля, в соответствии с некоторыми вариантами реализации настоящего изобретения.
В прилагаемых графических материалах аналогичные компоненты и/или функциональные особенности могут иметь одно и то же ссылочное обозначение. Кроме того, различные компоненты одного и того же типа можно отличить по ссылочному обозначению с помощью тире и второму обозначению, которое различает аналогичные компоненты. Если в спецификации используется только первое ссылочное обозначение, описание применимо к любому из аналогичных компонентов, имеющих одно и то же первое ссылочное обозначение, независимо от второго ссылочного обозначения.
ПОДРОБНОЕ ОПИСАНИЕ СУЩНОСТИ ИЗОБРЕТЕНИЯ
Последующее описание предусматривает только предпочтительный приведенный в качестве примера вариант (варианты) реализации изобретения и не предназначено для ограничения объема, применимости или конфигурации изобретения. Вместо этого последующее описание предпочтительного приведенного в качестве примера варианта (вариантов) реализации изобретения предоставит специалистам в данной области техники описание, достаточное для реализации предпочтительного приведенного в качестве примера варианта реализации изобретения. Понятно, что в функции и устройство элементов могут быть внесены различные изменения, не выходящие за рамки объема изобретения, как указано в прилагаемой формуле изобретения.
Конкретные подробности приведены в последующем описании, чтобы обеспечить полное понимание вариантов реализации изобретения. Однако специалисту в данной области техники будет понятно, что варианты реализации изобретения могут быть осуществлены без этих конкретных подробностей. Например, схемы могут быть проиллюстрированы на блок-схемах так, чтобы не препятствовать пониманию вариантов реализации изобретения приведением лишних подробностей. В других случаях хорошо известные схемы, способы, алгоритмы, конструкции и методы могут быть проиллюстрированы без лишних подробностей, чтобы избежать затенения вариантов реализации изобретения.
Кроме того, следует отметить, что варианты реализации изобретения могут быть описаны как процесс, который проиллюстрирован как функциональная схема, блок-схема последовательности операций, диаграмма потоков данных, структурная схема или блок-схема. Хотя функциональная схема может описывать операции как последовательный процесс, многие из операций могут выполняться параллельно или одновременно. Кроме того, порядок операций может быть изменен. Процесс завершается, когда его операции завершены, но могут иметь дополнительные шаги, не включенные в фигуру. Процесс может соответствовать способу, функции, процедуре, подоперации, подпрограмме и т. д. Когда процесс соответствует функции, его завершение соответствует возврату функции к вызывающей функции или основной функции.
К тому же, как раскрыто в настоящем документе, термин «носитель данных» может
представлять собой одно или более устройств для хранения данных, включая постоянное запоминающее устройство (ПЗУ), оперативное запоминающее устройство (ОЗУ), магнитное ОЗУ, запоминающее устройство на сердечниках, носители данных на магнитных дисках, оптические носители данных, устройства флэш-памяти и/или другие машиночитаемые носители для хранения информации. Термин «машиночитаемый носитель» включает, но не ограничивается ими, портативные или стационарные запоминающие устройства, оптические запоминающие устройства, беспроводные каналы и другие различные среды, выполненные с возможностью хранить, содержать или передавать команду(ы) и/или данные.
Кроме того, варианты реализации изобретения могут быть реализованы с помощью аппаратного обеспечения, программного обеспечения, аппаратно-программного обеспечения, промежуточного программного обеспечения, микрокода, языков описания аппаратных средств или любой их комбинации. При реализации посредством программного обеспечения, аппаратно-программного обеспечения, промежуточного программного обеспечения или микрокода программный код или сегменты кода для выполнения необходимых задач могут храниться на машиночитаемом носителе, таком как носитель данных. Процессор (процессоры) может выполнять необходимые задачи. Сегмент кода может представлять собой процедуру, функцию, подфункцию, программу, стандартную программу, подпрограмму, модуль, программный пакет, класс или любую комбинацию команд, структуры данных или операторы программ. Сегмент кода может быть связан с другим сегментом кода или схемой аппаратно-программного обеспечения путем передачи и/или получения информации, данных, аргументов, параметров или содержимого памяти. Информация, аргументы, параметры, данные и т. д. могут передаваться, переправляться или пересылаться с помощью любых пригодных средств, включая разделение памяти, передачу сообщений, эстафетную передачу данных, передачу по сети и т. д.
Должно быть понятно, что последующее раскрытие предоставляет множество различных
вариантов реализации изобретения, или примеров, для осуществления различных функциональных особенностей различных вариантов реализации изобретения. Конкретные примеры компонентов и схем описаны ниже для упрощения настоящего раскрытия изобретения. Они, конечно же, являются всего лишь примерами и не имеют ограничивающего характера. Кроме того, в настоящем раскрытии изобретения могут повторяться номера и/или буквы позиций в различных примерах. Такое повторение предназначено для простоты и ясности изложения и само по себе не устанавливает связь между различными вариантами реализации изобретения и/или рассматриваемыми конфигурациями. Более того, образование первой функциональной особенности над второй функциональной особенностью или на ее основе в последующем описании может включать варианты реализации изобретения, в которых первая и вторая функциональные особенности образованы в непосредственном контакте друг с другом, а также могут включать варианты реализации изобретения, в которых могут быть образованы дополнительные функциональные особенности с чередованием первой и второй функциональных особенностей таким образом, что первая и вторая функциональные особенности могут не находиться в непосредственном контакте друг с другом.
Варианты реализации настоящего изобретения предусматривают систему многофазного потока 30, создаваемую путем введения соответствующих конструкций для регулирования режима потока, а также различных датчиков измерения многофазного потока, причем все из них внутри прямой стандартной секции трубы (которая в нефтяной промышленности обычно представляет собой стальную трубу стандартного размера), по меньшей мере через одну из двух фланцевых пластин 32, 35 на обоих концах трубы с фланцевыми пластинами, обеспечивающими не только впускное отверстие 35 и выпускное отверстие 36 для многофазного потока, но и различные сквозные каналы электрического кабеля для подключения внутренних датчиков к внешним электронным блокам. Фланцевые пластины 32, 25 также могут обеспечивать доступ для датчиков давления 17 и датчиков температуры 16, установленных снаружи расходомера. При такой компоновке нет необходимости сверлить отверстия в прямой трубной секции 2, 3, 31, и большинство датчиков измерения потока герметизируются внутри оболочки, предусмотренной трубой, с двумя торцевыми фланцевыми пластинами 32, 25.
Соответствующее регулирование режима потока может преобразовывать пробковый поток в стратифицированный поток, тем самым расширяя режим стратифицированного потока по всему диапазону скоростей потока, необходимых для покрытия расходомером. Как правило, создание режима стратифицированного потока включает усиление эффекта гравитационного разделения, которое может быть достигнуто путем замедления скорости потока или с использованием наклоненной вниз трубы или комбинации обоих способов. Поэтому раскрытые в настоящем документе вставки образуют конструкцию проточного канала, которая облегчает создание стратифицированного газового/жидкостного двухфазного потока или стратифицированного трехфазного потока газа/нефти/воды. Вставная конструкция 1 использует комбинации усиливающих гравитационное разделение компонентов, таких как емкости накопления, устройства сопротивления потоку 20 и наклоненные вниз проточные каналы 10 для создания стратификации. Она также содержит различные датчики внутри оболочки, образованной прямой трубой, для измерения объемного содержания фаз в многофазном потоке и скоростей стратифицированных фаз.
Вставная конструкция 1 может быть выполнена так, чтобы ее внутреннее и внешнее давление уравновешивалось давлением потока. Поэтому потребность в прочности материала снижается. Это означает, что эта вставная конструкция 1 может быть изготовлена из недорогого материала, такого как пластиковый, керамический или металлический материал, с использованием недорогого способа изготовления, такого как литье/формование или даже трехмерная печать.
Преимущество использования пластикового материала в качестве стенки проточного канала заключается в том, что соответствие акустического импеданса между стенкой и флюидом значительно улучшено по сравнению со случаем металлического или керамического канала. Это повышает эффективность ультразвуковых измерений, производимых через стенку канала.
В соответствии с фиг. 1, расходомер состоит из двух оснащенных измерительными приборами фланцевых пластин 32 и 35, которые герметизируют оба конца фланцевой секции прямой трубы 2, 3, 31. Секция прямой трубы 2, 3, 31 обычно выполнена из промышленной стальной трубы с двумя стандартными соединительными фланцами 32, 35 на каждом конце, с размером в диапазоне от 3 дюймов (7,62 мм) до 12 дюймов (30,48 мм) и длиной обычно от 1 до 3 метров. Две оснащенных измерительными приборами фланцевые пластины 32 и 35 выполнены для уплотнения концов этой секции 2, 3 трубы через стандартные фланцевые соединения с промышленными прокладками (не проиллюстрированы). На оснащенной измерительными приборами, расположенной выше по потоку фланцевой пластине 32 впускная проточная труба 34 прикреплена снаружи, а фазовый распределитель 40 прикреплен изнутри. Предпочтительно входная труба 34 расположена ниже центра оснащенной измерительными приборами фланцевой пластины 32 так, что дно канала трубы более или менее выровнено с дном секции прямой трубы 2, 3, 31. Многофазный поток, переносимый по впускной трубе 34, проходит через множество узких прорезей 42 на распределителе 40 в емкость накопителя 34, образованную внутри прямой трубы 2, 3, 31 между расположенной выше по потоку фланцевой пластиной 32 и изоляционным диском 4, который вставлен с другого конца секции трубы 2, 3, 31 через расположенную ниже по потоку фланцевую пластину 35. Расположенная ниже по потоку фланцевая пластина 35 также используется для вставки дозирующей секции, которая содержит различные датчики, и второго изоляционного диска 6, который образует расположенное ниже по потоку пространство накопления 50 с расположенной ниже по потоку фланцевой пластиной 35, чтобы предотвратить обратный поток в дозирующую секцию из-за запирания потока выпускной трубой 37, ось которой предпочтительно находится на той же высоте, что и ось впускной трубы 34.
Расположенная выше по потоку емкость накопителя 34 образована внутри прямой трубы 2, 3, 31 между расположенной выше по потоку фланцевой пластиной 32 и изоляционным диском 4. Когда эта емкость является достаточно большой, она действует как резервуар для хранения массы, эквивалентный конденсатору в электрическом цепи. Другие важные компоненты накопителя 34 содержат впускной распределитель 40 жидкой фазы и устройство для сопротивления истечению 20. Конструкция варианта реализации изобретения для распределителя жидкой фазы 40 проиллюстрирована на фиг. 2, где прорезь 44 создается в осевом направлении вдоль верхней части трубы 41 внутреннего потока, чтобы большая часть вентиляционного выпуска газа могла уходить вверх через Т-образный вертикальный канал, и множество узких прорезей 42 вырезаны с обеих сторон секции трубы 41 внутреннего потока, которая расширяет входной поток внутри накопителя. Эти прорези 42 в сочетании с соответствующими направляющими пластинами 43 образуют множество узких каналов выхода потока, чтобы уменьшить турбулентное перемешивание между входным потоком и флюидами внутри емкости накопителя 34. Поступательно снижаемый размер направляющих пластин 43 вдоль осевого направления используется для компенсации возросшего падения давления из-за увеличения скорости потока в осевом направлении.
Многофазный поток газа/нефти/воды разделяется на три слоя под действием силы тяжести в емкости накопителя 34, который затем течет в дозирующую секцию через резистивное устройство 20, установленное на изоляционном диске 4. Резистивное устройство 20 потока обычно имеет форму сетки или многослойной структуры, которая увеличивает площадь контакта флюид/стенка и, следовательно, трение. Пример проиллюстрирован на фиг. 3, где множество предпочтительно тонких сплошных пластин 21 расположены параллельно друг другу, образуя множество узких вертикальных проточных каналов. Множество горизонтальных пластин 23 также может использоваться для соединения вертикальных пластин 21 для усиления конструкции. Комбинация накопителя 34 и резистивного устройства 20 представляет собой жидкий вариант эквивалентного R-C-фильтра в электрической цепи. Этот фильтр потока преобразует входной пробковый поток в колебания уровня жидкости в накопителе 34.
Сглаженный выходной поток из накопителя 34 поступает в секцию трубы с нисходящим уклоном 10, в которой поддерживается и готов к измерениям преимущественно стратифицированный поток газа/нефти/воды. Угол наклона вниз обычно находится в диапазоне от 0° до 45°, но предпочтительно в диапазоне от 0,1° до 5°.
Эта секция называется дозирующей секцией. Имеются различные датчики, установленные внутри и/или снаружи стенок секции для измерения различных параметров потока. На фиг. 3 изоляционный диск 4 имеет уплотнительное кольцо или другие подходящие уплотнения, предназначенные для остановки жидкости в накопителе 34, просачивающейся за ним, для затопления датчиков, установленных вокруг внешних поверхностей стенок секции. Однако могут допускаться некоторые небольшие утечки/затопления внутри пространства между дозирующей секцией 10 и прямой трубой 2, 3, 31 в других вариантах реализации изобретения, которые используют подходящие резиновые баллоны, заполненные инертными газами или другими подходящими флюидами (например, силиконовым маслом) для защиты этих датчиков и их кабельных соединений. На фиг. 3 также проиллюстрировано отверстие для компенсации давления газа вблизи верхней стороны изоляционного диска 4. Это делается для обеспечения компенсации давления газа между внутренней и внешней стороной дозирующей секции 10, так что требуемое давление разрыва в этой секции значительно уменьшается и можно использовать более дешевые материалы. Для той же цели можно также просверлить отверстия на верхней стороне дозирующей секции. Следует обратить внимание на то, что в таком расходомере верхняя часть накопителя 34 и верхняя часть дозирующей секции всегда заполнены газом в виду конструкции стратификации.
θ
Конструкция, описанная в настоящем раскрытии изобретения, облегчает наклон вниз измерительной секции 10 трубы за счет поднятия в направлении вверх места сопряжения этой секции трубы с первой разделительной пластиной 4 до соответствующей высоты смещения y1 над нижней линией канала прямой трубы 2, 3, 31 и за счет удерживания другого конца измерительной секции 10 трубы на меньшей высоте смещения y2 над нижней линией трубы (1), т. е. y2<y1 (см. фиг. 3). Угол отклонения, , определяется с помощью y1-y2 и длины дозирующей секции (10) трубы.
Поперечное сечение дозирующего канала 10 может иметь разные формы. В дополнение к круглому поперечному сечению можно использовать эллиптическую, квадратную, прямоугольную, равнобедренную трапециевидную и другие формы. На фиг. 4 проиллюстрирована дозирующая секция с прямоугольным поперечным сечением, а на фиг. 5 - с сечением равнобедренной трапециевидной формы на нижней стороне проточного канала. Такие изменения формы направлены на получение достаточно заполненных уровней жидкости в дозирующей секции, чтобы обеспечить необходимую точность измерения уровня для всего диапазона скорости потока расходомера.
Различные части вставной конструкции 1, такие как дозирующая секция, фазовый распределитель 40, резистивное устройство 20, а также изоляционные пластины 4 и 6, могут быть выполнены с использованием недорогого и химически инертного материала, такого как ХПВХ для вариантов применения в условиях более низких температур менее чем 82 ℃, или высокотемпературного пластикового материала, такого как ПТФЭ, нейлон или ПЭЭК для более высоких температур. Конструкция может быть выполнена с использованием недорогих способов производства, таких как литье, формовка или даже трехмерная печать.
Как проиллюстрировано на фиг. 1, второй изоляционный диск 6, расположенная ниже по потоку фланцевая пластина 35, опоры 51, которые соединяют диск 6 с фланцевой пластиной 35, различные кабели и дополнительные датчики, а также выпускная проточная труба 37 образуют последний участок расходомера. Емкость накопителя 50, образованная между диском 6 и фланцевой пластиной 35, а также выходное отверстие приподнятой дозирующей секции, определяемое с помощью y2 (фиг. 3), помогает ограничить обратные потоки, которые могут быть вызваны явлением запирания со стороны выпускной трубы 37 меньшего размера, до этого объема (номер компонента не показан), так что никакие флюиды не перемещаются обратно в дозирующую секцию, которая находится дальше вверх по потоку. Это обеспечивает то, что уровень жидкости внутри дозирующей секции не будет существенно изменяться в разных осевых положениях вдоль одной и той же секции трубы 10. Предпочтительно, вертикальное смещение y2 (проиллюстрировано на фиг. 3) установлено на такое значение, чтобы уровень поверхности раздела газ/жидкость вблизи расположенного ниже по потоку конца дозирующей секции был выше, чем верхняя часть выходной трубы 37. Эта компоновка сводит к минимуму обратный поток в дозирующую секцию.
Для потоков, в случае которых вода и нефть в жидкой фазе менее четко разделены, например, в случае производителей тяжелой нефти, когда плотность нефти близка к плотности воды, или когда поверхностно-активные компоненты нефти препятствуют разделению нефтяных вод, может быть размещен дополнительный датчик водной фракции, например, датчик, работа которого основана на электромагнитном принципе, таком как микроволна, в определенном месте вдоль проточного канала, где поток жидкости является относительно наиболее турбулентным и где наиболее интенсивно происходит смешивание нефти с водой. Это место, вероятно, будет близко к выходу из дозирующей секции, где поток жидкости течет вниз от более высокого уровня жидкости в дозирующей секции до более низкого уровня газа/жидкости в расположенной ниже по потоку емкости, что вызывает определенную степень турбулентного смешивания. Измерение в таком месте, скорее всего, даст более представительный результат.
На фиг. 1, 4 и 5 также проиллюстрированы различные варианты установок измерительных датчиков для дозирующей секции. Эти датчики в сочетании с компонентами регулирования условий потока, образованными вставкой 1, обеспечивают систему измерения многофазного потока 30, специально выполненную с возможностью дозирования стратифицированных трехфазных потоков газа/нефти/воды в нефтепромысловых трубах. Существенная конфигурация может сочетать в себе один или более следующих датчиков/подсистем:
1. Блок измерения скорости потока газа 14, установленный выше основной верхней части трубы 10 для обеспечения измерения только газовой фазы. Работа датчика скорости газа 14 может основываться на различных принципах, и его можно задействовать либо интрузивным способом в газовой фазе, либо неинвазивным способом снаружи стенки трубы 10. Пример инвазивного задействования проиллюстрирован на фиг. 1; он представляет собой датчик скорости, установленный вокруг центра стержня задействования, который проходит по всей длине дозирующей секции, чтобы избежать значительного возмущения потока в конце. Работа датчика может быть основана на различных принципах, таких как измерение теплопередачи или турбинный расходомер. В случае неинвазивного примера две матрицы пьезоэлектрического элемента, образующие пару передатчик-приемник, могут быть прикреплены цементным раствором на наружной стороне стенки канала, чтобы образовать ультразвуковой измерительный расходомер для измерения времени прохождения на основе волн Лэмба, который аналогичен накладному расходомеру.
2. Датчик давления газа 17 для контроля за состоянием линии и корректировки давления скорости газового потока, который может располагаться в дозирующей секции 11 на одной из фланцевых пластин 32, 35, поскольку абсолютное изменение давления газа вдоль расходомера очень незначительно.
3. Ультразвуковая система измерения жидкостной фракции и скорости 15, содержащая по меньшей мере один накладной ультразвуковой доплеровский датчик в нижней части проточного канала 10 и блок поглощения ультразвуковых колебаний, расположенный перед зондом. В примере, проиллюстрированном на фиг. 5, для повышения точности измерения жидкостного потока используются более одного из таких зондов и связанных с ними блоков. Эти допплеровские зонды измеряют объемное содержание жидкостной фазы в многофазном потоке и скорость потока.
4. Датчик водной фракции 18, работающий на основе принципа емкости и/или проводимости с изоляционными емкостными электродами 19 и открытыми электродами проводимости.
Также либо в дозирующей секции, либо в других участках измерителя может содержаться датчик температуры флюида 1 и дополнительный зонд для измерения минерализации воды (22).
Выходы этих датчиков/подсистем объединены в вычислительный блок для получения показаний по скорости потока нефти, газа и воды.
В ультразвуковых системах измерения скорости газа 14 скорость газового потока измеряется ультразвуковом методами на основе времени прохождения в верхней половине трубы 10. Эти методы широко используются в промышленных однофазных газовых расходомерах. Таким образом, способ времени прохождения включает отправку ультразвукового импульса из преобразователя 1, его прием на преобразователе 2 в местоположении ниже по потоку от передатчика и измерение первого времени прохождения ультразвукового импульса t1 в направлении потока; затем реверсирование пары передатчик/приемник и получение второго времени прохождения ультразвукового импульса t2 в направлении, обратном движению потока. Комбинация t1 и t2, а также геометрия траектории между передатчиком и приемником позволяют определять скорость газового потока, а также скорость звука.
Как и в промышленном ультразвуковом газовом расходомере 14, ультразвуковые преобразователи могут быть типами вставки, которые непосредственно контактируют с газом, или типами накладного устройства, которые установлены снаружи стенки трубы 10. Для приспособления к этой вставной дозирующей секции на фиг. 6a проиллюстрированы некоторые приведенные в качестве примера варианты реализации изобретения. Во всех случаях преобразователи установлены в верхней части проточного канала 11, так что траектории ультразвукового пучка находятся только в газовой фазе. На фиг. 6b проиллюстрирован вариант реализации изобретения, который представляет собой неинвазивное измерение, специально предназначенное для раскрытой в настоящем документе концепции вставки. Матрица преобразователя, состоящая из расположенных на равном расстоянии друг от друга пьезоэлектрических кристаллов вдоль направления потока, может быть установлена (путем цементирования, зажима и т. д.) на стенку канала в местоположении выше по потоку; тогда как другая идентичная матрица может быть установлена в местоположении ниже по потоку. В типичном цикле измерения одна из матриц используется как передатчик, а другая - как приемник. Для генерации волны Лэмба подходящей моды, например изгибной моды колебаний A0, в каждой матрице преобразователя может использоваться множество пьезоэлектрических элементов, которые имеют соответствующие промежутки между собой. Как правило, в стенке можно использовать пространство, равное 1/4, 1/2 или 1 длине волны изгибной моды колебаний, и элементы могут возбуждаться импульсами электрического напряжения с соответствующими фазовыми соотношениями для генерирования требуемой изгибной моды колебаний. Это известно как межцифровой способ генерирования волны Лэмба, который использовался в отрасли неразрушающего контроля (NDT) для обнаружения неисправностей в материалах стенок, но не использовался при измерении потока на основе времени прохождения.
В качестве волновода выступает стенка проточного канала, в которой генерируется подходящая мода волны Лэмба требуемой частоты. Поскольку изгибная мода колебаний является модой утечки, энергия волны в стенке непрерывно просачивается в поток газа, в то время как он перемещается вдоль волновода к приемной антенной решетке, создавая широкий луч излучаемой энергии по всему газовому потоку. Угол излучения θ определяется формулой:
(1)
c
c
газ
изгиб
где  - скорость звука в газе, а  - скорость изгибной волны в стенке канала. При достижении дальней стенки канала этот луч отражается обратно к стенке излучающего волновода, образуя инвертированную V-образную траекторию через газовый поток. При попадании на излучающую стенку часть энергии проходящей через газ волны снова возвращается в ту же изгибную моду колебаний в волноводе, распространяясь по направлению к приемной антенной решетке. Приемная матрица (TR2a) обнаруживает поступление этого проходящего через газ сигнала после обнаружения прямого поступления в стенку. Разница во времени, Δt1, между двумя поступлениями дает время прохождения ультразвукового сигнала по направлению потока. Затем во второй половине цикла матрицы переключаются, и получают время прохождения Δt2 в направлении, обратном движению потока. Это позволяет определять как скорость потока, так и скорость звука в газе с помощью принципа измерения потока по времени прохождения, хорошо известного в данной области техники.
Так как изгибная волна, распространяющаяся в стенке волновода, излучается в газы с обеих сторон стены, будет распространяться волновая энергия от (ближней) стенки волновода по направлению к пространству снаружи проточного канала, где воздух или газ, заполняющий пространство, вероятно, будет статичным или будет перемещаться с довольно различными скоростями по сравнению со скоростью перемещения внутри канала. В случае обычного накладного расходомера пространство за несущей стенкой преобразователя часто открыто, и никакой отражатель не создает нежелательного отражения обратно к стенке волновода, на которой закреплен приемник. Однако во вставном расходомере, описанном в настоящем раскрытии изобретения, пространство за стенкой проточного канала ограничено, а внешняя оболочка трубы может создавать отраженную ультразвуковую энергию, которая препятствует прохождению сигнала, проходящего через поток в канале. Чтобы исключить помехи от нежелательных отражений, в качестве особой функциональной особенности настоящего раскрытия изобретения, за несущей стенкой преобразователя проточного канала дозирующей секции расположен акустический рассеивающий/поглощающий барьер. Этот барьер может быть выполнен с помощью комбинации шероховатой рассеивающей поверхности со звукопоглощающим материалом, таким как слой пены. Ультразвуковая энергия, достигающая этого барьера, будет поглощаться и/или рассеиваться, и нежелательного отражения не будет.
Подводя итог, следует отметить, что устройство для измерения скорости газового потока по времени прохождения на основе волны Лэмба, относящееся к вставному расходомеру, включающее: 1) использование встроенных или накладных межцифровых матриц преобразователя для генерирования/обнаружения изгибной моды колебаний в составе системы измерения скорости газа и 2) использование акустического рассеивающего/поглощающего барьера, расположенного за главным волноводом - несущей стенки преобразователя проточного канала считается обладающим признаками изобретения.
На фиг. 6с проиллюстрирован еще один вариант реализации ультразвуковой системы измерения скорости газа по времени прохождения 14. Оба эти ультразвуковые газо-направленные преобразователи установлены друг против друга в газовом потоке на известном расстоянии L, причем L намного больше, чем ширина канала. Преобразователи могут быть установлены посредством сплошных опорных балок вблизи обоих концов дозирующей секции или через телескопические трубки, непосредственно прикрепленные к фланцевым пластинам 32, 35.
В качестве альтернативы ультразвуковому измерению скорости газа по времени прохождения, датчики скорости другого типа могут быть установлены в верхней части измерительной секции трубы 10 для измерения скорости газовой фазы. Они могут включать один или более термозондов, питометр(ы), вертушечный расходомер или турбинный(е) расходомер(ы) или расходомер на основе вихревого потока. На фиг. 7 проиллюстрированы два примера. На фиг. 7а проиллюстрирован датчик скорости газа, основанный на измерении теплопередачи. Датчик состоит из цилиндрического нагревателя с определенной мощностью нагрева. Два одинаковых по размеру кольцевых измерителя температуры расположены в симметричном распределении вокруг нагревателя, один вверх по потоку, а другой вниз по потоку. Термоэлемент встроен в каждое кольцо для измерения температуры кольца. В условиях отсутствия потока температуры обоих колец одинаковы в виду симметричной конфигурации. В случае, когда скорость газа больше нуля, процессы теплопередачи становятся асимметричными, и температура расположенного ниже по потоку кольца становится выше, чем температура расположенного выше по потоку кольца из-за направления улучшенной конвекции газового потока. Разность температур является функцией скорости газа - чем быстрее течет газ, тем больше разность температур. Поэтому измеренная разность температур может быть инвертирована для получения показаний скорости газа.
На фиг. 7b проиллюстрирован миниатюрный турбинный расходомер для измерения скорости газа. Он состоит из лопаток турбины, вала и подшипников, где оба конца вала соединяются с опорными рейками. Скорость вращения турбины измеряется посредством соответствующей схемы обнаружения, которая может быть коррелирована со скоростью газа.
A
A
жидк
жидк
Для получения мгновенной площади поперечного сечения жидкостного потока,  используют мгновенный сигнал жидкой фракции, исходящий от ультразвуковой доплеровской системы со стробированием дальности, установленной вокруг нижней периферии/окружности дозирующей секции. Зная , скорость газового потока можно определить следующим образом:
(2)
А
V
T
P
T
P
р
g
s
s
g
g
где  - поперечное сечение трубы,  - скорость газовой фазы,  и  - температура и давление в стандартных условиях, например 293K и 1 бар,  и  - температура и давление в условиях линии трубопровода.
Ультразвуковая допплеровская система со стробированием дальности 15 с множеством датчиков, как правило, накладных типов, также дает возможность получать профили скорости по множественным траекториям по поперечному сечению жидкой фазы, см. фиг. 5. Если нефть и вода разделяются на стратифицированные слои, то уровни раздела газ/жидкость и нефть/вода могут определяться ультразвуковой доплеровской системой сканирования. Более надежный и предпочтительный способ измерения толщины слоя воды основан на принципе электрической емкости.
d
i
ii
Ряд вариантов реализации вышеуказанного проиллюстрирован на фиг. 8. На фиг. 8а проиллюстрирована схема, называемая одноэлектродным емкостным способом. В ней изолированный проводник 19 подходящей формы и известной геометрии погружают в воду. Этот проводник 19 образует первый электрод конденсатора, тогда как проводящая вода образует второй электрод, который отделен от первого проводника известным изоляционным слоем первого проводника. На фиг. 8а проводник 18а отделен от воды изоляционным слоем толщиной . Электрическое соединение между водой и схемой измерения емкости может быть выполнено посредством другого проводника, как видно на фиг. 8a. Затем можно измерить емкость датчика 18, подключив два кабеля,  и , к цепи преобразователя емкости в напряжение. Электропровод 18b, контактирующий с водой, может использовать любую металлическую деталь, которая подвергается воздействию воды в проточном канале, при условии, что она обеспечивает надежный электрический контакт со стратифицированным слоем воды в дозирующей секции. Пока частота сигнала возбуждения электрода, используемого измерительной схемой, меньше нескольких МГц, вода может рассматриваться как идеальный проводник в этом варианте применения. Поэтому датчик 18 может быть представлен эквивалентной моделью, как проиллюстрировано в нижней части фиг. 8а, на которой емкость датчика задается формулой:
(3)
l
ε
d
h
l
ε
d
h
в
в
где  - длина электрода (в этом примере прямоугольный) в направлении потока,  - диэлектрическая проницаемость изоляционного материала,  - толщина изоляции электрода и  - толщина слоя воды. Так как ,  и  - проектные параметры, устанавливающие коэффициент усиления датчика, значение емкости пропорционально уровню воды .
При измеренном уровне раздела фаз газ/жидкость (ультразвуковым способом) и уровне раздела фаз нефть/вода (например, по емкости) скорость потока нефти и воды можно получить, объединив профили скорости, измеренные ультразвуковыми доплеровскими датчиками 15 по всему потоку воды и нефти соответственно.
C
w
i
В случае, когда жидкая фаза в многофазном потоке представляет собой хорошо смешанную водо-нефтяную эмульсию (например, в случае, когда плотность нефти приближается к плотности воды в скважинах, содержащих тяжелую нефть), то одноэлектродный способ измерения стратифицированного слоя воды уже не подходит. На фиг. 8b проиллюстрирована двухэлектродная традиционная схема емкостного датчика, которая может использоваться для определения водной фракции или водо-жидкостного фактора (WLR) в эмульсиях с непрерывной нефтяной фазой. Эквивалентная модель датчика может быть представлена последовательно размещенными конденсаторами, как проиллюстрировано в нижней части фиг. 8b, где  представляет собой емкость изоляции электродов по обе стороны проточного канала. Поскольку данная изоляция намного тоньше ширины канала, , измеренная емкость может быть приблизительно выражена следующим образом:
(3)
w
h
ε
m
где  - ширина канала потока,  - высота раздела фаз газ/жидкость, которая может независимо измеряться ультразвуковым датчиком, а  - диэлектрическая проницаемость смеси, которую необходимо измерить. После определения диэлектрической проницаемости смеси из измеренной емкости, что является известной практикой среди специалистов в данной области техники, закон смешивания можно использовать для получения водо-жидкостного фактора (WLR) на основании измеренной диэлектрической проницаемости.
На фиг. 8с проиллюстрирован двухэлектродный датчик проводимости, который может использоваться для определения доли воды в жидкой фракции в эмульсиях с непрерывной водной фазой. Эквивалентная модель датчика может быть представлена жидкостной проводимостью, как проиллюстрировано в нижней части фиг. 8c. Измеренная проводимость смеси может быть приблизительно выражена следующим образом:
(4)
w
h
σ
m
где  - ширина проточного канала,  - высота раздела фаз газ/жидкость, которая может независимо измеряться ультразвуковым датчиком, а  - проводимость смеси эмульсии. После определения проводимости смеси можно использовать закон смешивания для получения WLR на основании измеренной диэлектрической проницаемости.
Q
жидк
В случае эмульсии для определения WLR также могут использовать способы, отличные от описанных выше. Например, это можно сделать путем измерения акустического импеданса жидкости, измеренного в волновом режиме утечки в стенке, или посредством устройства для отбора проб жидкости и измерений. При получении WLR доплеровские профили скорости по всему поперечному сечению жидкости интегрируют для получения скорости потока жидкой фазы . Скорость потока нефти определяют по формуле:
(5)
а скорость водного потока - по формуле:
. (6)
Эта концепция может быть реализована с использованием различных конструкций системы. Например, на фиг. 9 проточный канал дозирующей секции разделен на две половины центральной пластиной. Эта пластина увеличивает площадь контакта между жидкой фазой и стенками канала и, следовательно, коэффициент трения. При той же скорости потока это приводит к увеличению уровня жидкости и в то же время к уменьшению скорости потока. Более медленная скорость помогает уменьшить смешение на границе раздела фаз нефть/вода, что делает обнаружение границы раздела фаз более простой задачей либо для емкостных, либо для ультразвуковых датчиков. На фиг. 9a проиллюстрирована общая конструкция и концепция использования этой центральной пластины также в качестве средства для задействования датчика. Например, емкостные электроды, электроды проводимости могут быть встроены в стенку центральной пластины, чтобы сформировать пары измерительных электродов с электродами, установленными по всему проточному каналу (фиг. 9b). В центральную стенку также может быть встроена система измерения скорости газа, основанная на термическом принципе (фиг. 9с) и основанная на принципе времени прохождения волны Лэмба (фиг. 9d). На фиг. 9с нагревательный элемент и расположенные выше по потоку/ниже по потоку элементы измерения температуры могут иметь свои активные поверхности, подверженные воздействию газов с обеих сторон канала. На фиг. 9d волна Лэмба (изгибная мода колебаний), генерируемая в центральной пластине, будет излучать энергию в потоки газа в обоих половинах канала, а измеренная скорость потока должна быть средней величиной скорости газа с обеих сторон. В этой конфигурации не требуется ультразвуковой антиотражающий барьер.
В качестве альтернативного способа измерения уровня жидкости, на дозирующей секции может быть установлен датчик перепада давления или два датчика абсолютного давления P1 и P2 для измерения веса вертикальной колонны жидкости, как проиллюстрировано на фиг. 10. Измеренный перепад давления, ΔP=P2-P1, используют в сочетании со значением WLR, измеренным, например, датчиком на основе электрического импеданса, для определения уровня жидкости. В случае, когда жидкость является эмульсией нефть/вода, то это выражается следующим образом:
(7)
ρ
m
где  - средняя плотность жидкой фазы, и она связана с WLR через следующее выражение:
(8)
ρ
ρ
ρ
w
o
m
где  - плотность воды и  - плотность нефти, которая может быть определена путем отбора проб и калибровки. Из ΔP и , полученного по уравнению (8), получают уровень жидкости:
(9)
h
h
w
w
В случае, когда нефть и вода разделены на два разных слоя, можно также объединить ΔP с измеренным уровнем воды,  (например, емкостным способом), чтобы получить уровень раздела фаз газ/жидкость. Отношение между ΔP и  определяют выражением:
, (10)
g
h
о
где  - гравитационная постоянная,  - толщина слоя нефти, которая может быть определена формулой
. (11)
h
o
после получения  уровень жидкости может быть получен посредством следующего уравнения
. (12)
Основные аспекты настоящего раскрытия изобретения связаны с объединением соответствующих устройств регулирования условий потока, которые генерируют стратифицированный поток газа/жидкости или газа/нефти/воды в дозирующей секции 10 с помощью различных средств измерения скорости и объемного содержания фаз в многофазном потоке, специально предназначенных для определения скоростей потока отдельных стратифицированных фаз, таких как газ и жидкость, внутри жидкой фазы, нефти и воды. В частности,
i. Создание стратифицированного потока путем:
a) объединения емкости накопления 34 потока на первом этапе с впускным фазовым распределителем 40 и резистивным устройством 20 для сопротивления оттоку для реализации фильтра потока, который сглаживает перемежающийся входной поток из расположенного выше по потоку производственного трубопровода 34,
b) дальнейшего усиления фазовой стратификации между газом, нефтью и водой в проточном канале 11 с нисходящим уклоном в качестве дозирующей секции трубы 10, которая установлена ниже по потоку от накопителя 40 и резистивного устройства 20, и
c) предотвращения движения потока обратно в наклонную секцию путем размещения расположенной ниже по потоку емкости накопления 50 между концом этой секции и выпускным отверстием измерительного прибора, соединяющегося с расположенным ниже по потоку производственным трубопроводом 37, а это обеспечивает то, что граница раздела фаз газа/жидкости в расположенном ниже по потоку накопителе 50 как правило, ниже, чем в любом другом месте наклонной секции потока 11,
d) при этом конструкция проточного канала 11 расходомера, описанного в пункте а), содержащего расположенный выше по потоку накопитель 34 с фазовым распределителем 40 и резистивным устройством 20, дозирующей секцией 11 с нисходящим уклоном, расположенным ниже по потоку накопителем/кондиционером 50, может быть реализована путем ввода конструкций 1, выполненных из относительно дешевого материала и низко-затратным способом изготовления, в прямую трубу достаточно большого диаметра. Вставки 1 могут быть прикреплены к двум фланцевым пластинам 32, 35 на любом из концов или на обоих концах прямой трубы 2, 3, 31.
В частности,
(1) Площадь поперечного сечения двух накопителей 34, 50 значительно больше, чем площадь поперечного сечения производственного трубопровода 34.
(2) Для первой части типичного расположенного выше по потоку накопителя, с помощью устройства направления потока 40 и фазового распределителя 40 у входа, можно обеспечить более легкий проход газа в верхнюю часть и распределенного жидкостного канала в нижнюю часть емкости накопления 34, чтобы уменьшить внутреннее пересечение и турбулентность потока, вызванные смешиванием между фазами.
(3) С использованием резистивного устройства 20 для сопротивления потоку вблизи выхода емкости 34 можно усилить фильтрацию и эффект сглаживания перемежающихся скоплений и уменьшить флуктуацию скорости потока в наклонной измерительной трубы секции 11 вниз по потоку.
(4) Есть возможность создать нисходящий поток в наклонной трубе 10 с подходящим углом наклона, обычно от 0 до 45 градусов, но предпочтительно от 0,1 до 5 градусов, для усиления режима стратифицированного потока.
(5) Наклонная труба 10 обеспечивает дозирующую секцию, на которой установлены различные датчики для выполнения измерений объемного содержания фаз в многофазном потоке, скорости и скорости потока.
(6) Для дозирующей секции трубы 10 можно использовать различное поперечное сечение, начиная с круглого сечения, включая квадратную, прямоугольную, овальную, трапециевидную и другие формы.
(7) Предпочтительно нижняя часть расположенного ниже по потоку накопителя 50 имеет соответствующий шаг вниз по вертикали от нижней дозирующей секции трубы 10, так что уровень раздела фаз газ/жидкость вблизи расположенного ниже по потоку конца 8 дозирующей секции 10 обычно выше, чем уровень раздела этих фаз в расположенном ниже по потоку накопителе 50.
a) Конструкция проточного канала 11 расходомера, описанного в пункте а), содержащего расположенный выше по потоку накопитель 34 с фазовым распределителем 40 и резистивным устройством 20, дозирующей секцией 11 с нисходящим уклоном, расположенным ниже по потоку накопителем/кондиционером 50, может быть реализована путем ввода конструкций 1, выполненных из относительно дешевого материала и низко-затратным способом изготовления, в прямую трубу достаточно большого диаметра. Вставки 1 могут быть прикреплены к двум фланцевым пластинам 32, 35 на любом из концов или на обоих концах прямой трубы 2, 3, 31.
ii. Предусмотрено задействование различных датчиков/измерительных систем в дозирующей секции 10 для измерения по отдельности некоторых или всех из следующих связанных с многофазным потоком параметров отдельных стратифицированных фаз:
скорости потока газовой фазы,
скорости потока жидкостной фазы,
скорости потока нефтяной фазы,
скорости потока водной фазы,
объемного содержания жидкостной фазы в многофазном потоке или объемного содержания газовой фазы в многофазном потоке,
объемного содержания водной фазы в многофазном потоке или водо-жидкостного фактора (WLR),
водной проводимости,
объемного содержания нефтяной фазы в многофазном потоке
Предпочтительно с измерениями скорости и объемного содержания фаз в многофазном потоке, выполненными на одном и том же поперечном сечении стратифицированного потока газа/нефти/воды (примерно в том же осевом положении).
iii. Предпочтительные методы измерения включают:
a. Ультразвуковую систему измерения скорости газа 14 с ее траекторией прохождения луча по газовой фазе в верхней части проточного канала: включая системы на основании времени прохождения с преобразователями, подверженными непосредственному воздействию газа, или системы измерения скорости движения по времени прохождения на основе волны Лэмба (изгибные моды колебаний) в стенке проточного канала дозирующей секции, которая генерируется с использованием неинвазивных накладных или встроенных преобразователей или матриц преобразователей (управляемых межцифровыми способами); причем ультразвуковая система измерения скорости по времени прохождения также получает скорость измерения звука в качестве побочного результата, который можно комбинировать с температурой газа для получения показателя качества газа; соответствующий волновой рассеиватель/поглотитель задействуют в некоторых случаях для устранения нежелательной траектории распространения волны, например через статический газ за пределами проточного канала.
b. Система измерения жидкой фазы 15 на основе множества (предпочтительно неинвазивных) ультразвуковых преобразователей по периферии дозирующей секции трубы, каждый из которых выполняет доплеровское измерение со стробированием дальности, которое позволяет измерять уровень раздела фаз газа/жидкости и профили скорость по всей жидкостной фазе и, следовательно, выводить объемное содержание жидкостной фазы в многофазном потоке и объемное содержание газовой фазы в многофазном потоке, среднюю скорость жидкостной фазы и нефтяной фазы, а также водной фазы. Когда вода и нефть хорошо разделены, ультразвуковые системы датчиков также измеряют высоту уровня раздела фаз нефти/воды и, следовательно, объемное содержание водной фазы в многофазном потоке.
c. Уровень воды на основе электрического импеданса или датчик WLR, включая, но не ограничиваясь следующим:
1) Датчик уровня воды 18, основанный на принципе одноэлектродной емкости, который использует один изолированный проводник, погруженный в стратифицированный слой воды в виде электрода 1, а сама вода выступает в качестве электрода 2 и производит выход емкостного датчика как функцию толщины слоя воды.
2) Датчик WLR с двумя емкостными электродами, значение емкости которых связано с эффективной диэлектрической проницаемостью жидкости между ними, что может быть дополнительно интерпретировано для получения WLR жидкой фазы.
3) Датчик WLR с двумя электродами проводимости, проводимость которых связана с эффективной проводимостью жидкости между ними, что может быть дополнительно интерпретировано для получения WLR жидкой фазы.
4) Датчик WLR, основанный на СВЧ-диапазоне, как для жидкостей с непрерывной водной фазой, так и для жидкостей с непрерывной нефтяной фазой.
d. Различные альтернативные/резервные датчики, используемые в контексте стратифицированного потока:
1) Альтернативные датчики измерения скорости газа, такие как тепловые датчики теплопередачи, турбинные расходомеры, V-конусообразные расходомеры, трубки Пито, системы измерения на основе вихревых потоков и т. д.
2) Другие способы измерения уровня раздела фаз, такие как вертикально установленное измерение перепада давления, датчики уровня, основанные на волне Лэмба, датчики механического резонанса и т. д.
3) Другие датчики скорости жидкой фазы, такие как системы измерения потока на основе взаимной корреляции, системы измерения пронизывающих вихрей и т. д.
4) Другие средства измерения WLR, такие как ультразвуковой датчик утечки волн (уровень техники [6]) для измерения акустического импеданса жидкости в зависимости от WLR, отбора проб жидкой смеси и проведения автономного анализа и т. д.
iv. В качестве предпочтительного варианта реализации изобретения датчики/измерительные системы, перечисленные в пунктах ii и iii, установлены на вставной конструкции 1, описанной в пунктах i-d), в частности, вокруг вставной дозирующей секции, с соединительными кабелями, соединяющими внутренние датчики с внешними электронными устройствами/процессорами через герметичные электрические сквозные соединения.
v. Объединение различных измеренных параметров потока для определения скорости потока газа, жидкости, воды и нефти. Например:
a) объединение площади поперечного сечения газа, измеренной в пунктах iii-b, и скорости газа, полученной в пунктах iii-a, а также измеренной температуры и давления газа для получения скорости потока газа;
b) объединение ультразвукового измеренного профиля скорости по водному слою (iii-b) с границей разделения фаз нефть/вода, измеренной емкостью (iii-c-1), и получение скорости потока воды;
c) объединение ультразвукового измеренного профиля скорости по всему слою жидкости (iii-b) с границей разделения фаз газа/жидкости, измеренной ультразвуковым методом (iii-b), и получение скорости потока жидкости;
d) расчет скорости потока нефти из разности скорости потока жидкости и скорости потока воды
vi. vi. Измерение свойств жидкости:
1. Использование линии отбора проб газа, жидкости, воды, нефти в сочетании с датчиком измерения уровня раздела фаз для получения образцов отделенных фаз расположенного выше по потоку кондиционера/накопителя 34, который эффективно выполняет функцию разделителя;
2. Использование датчиков свойств жидкости в режиме реального времени, таких как датчик проводимости воды и датчик качества газа для измерения свойств разделенных фаз.
Вышеизложенное описывает характерные особенности нескольких вариантов реализации изобретения, так что специалисты в данной области техники смогут лучше понять аспекты настоящего раскрытия изобретения. Специалистам в данной области техники должно быть понятно, что они могут без труда использовать настоящее раскрытие изобретения в качестве основы для разработки или модификации других процессов и конструкций для выполнения тех же целей и/или достижения тех же преимуществ вариантов реализации изобретения, представленных в настоящем документе. Специалисты в данной области техники должны также понимать, что такие эквивалентные конструкции не отступают от сущности и объема настоящего раскрытия изобретения и что они могут вносить различные изменения, замены и исправления в настоящий документ без отхода от сущности и объема настоящего раскрытия изобретения.