СИСТЕМА ИЗМЕРИТЕЛЯ ПОТОКА И СПОСОБ ДЛЯ ИЗМЕРЕНИЯ ПАРАМЕТРОВ ТРЕХФАЗНОГО ПОТОКА
SYSTEM FOR FLOW MEASUREMENT AND METHOD OF MEASURING THREE-PHASE FLOW PARAMETERS

Предпосылки создания изобретения
. Область, к которой относится изобретение
1
Настоящее изобретение относится к системе измерителя потока и способу, и в особенности, к системе измерителя потока и способу измерения параметров трехфазного потока.
Постановка задачи
2.
Измерители потока используются для того, чтобы измерять скорость потока, плотность и другие параметры текущих материалов. Протекающие материалы могут содержать жидкости, газы, совмещенные жидкости и газы, твердые частицы, суспендированные в жидкостях, жидкости, содержащие газы, и суспендированные твердые частицы, и т.д.
Вибрационные датчики трубопровода, такие как массовые расходомеры Coriolis и вибрационные ареометры, обычно работают, обнаруживая движение вибрирующего трубопровода, который содержит протекающий материал. Свойства, связанные с материалом в трубопроводе, такие как массовый поток, плотность и т.п., могут быть определены с помощью обработки сигналов измерения, полученных от датчиков движения, связанных с трубопроводом. Формы вибрации вибрационной системы заполнения материалом вообще подвергаются воздействию общей массы, жесткостью и характеристиками демпфирования содержания трубопровода и материала, содержавшего в нем.
Типичный массовый измеритель потока Coriolis включает в себя один или более трубопроводов, которые соединены линейно в трубопроводе или другой транспортной системе, и передают материал, например жидкости, жидкие растворы и т.п., в системе. Каждый трубопровод может быть рассмотрен как имеющий ряд естественных способов вибраций, включая, например, простой изгиб, скручивающиеся, радиальные и соединенные формы. В обычном применении измерителя массового потока Coriolis трубопровод возбужден в одном или более видах вибраций, поскольку материал течет через трубопровод, и движение трубопровода измеряется в точках, расположенных вдоль трубопровода. Возбуждение обычно обеспечивается механизмом автоматического управления клапанами, например электромеханическим устройством, таким как звуковой кольцевидный патрубок затвора, который возбуждает трубопровод периодическим способом. Скорость потока может быть определена путем измерения временной задержки или разности фаз между движениями в местоположениях датчика. Плотность материала потока может быть определена исходя из частоты вибрационного ответного сигнала измерителя потока. Два таких датчика (или тензочувствительные датчики) обычно используются для того, чтобы измерять вибрационный ответный сигнал трубопровода потока или трубопроводов, и обычно располагаются в положениях до и после механизма автоматического управления клапанами. Два тензочувствительных датчика связаны с электронной измерительной аппаратурой с помощью кабеля, такого как две независимые пары проводов. Измерительная аппаратура принимает сигналы от двух тензочувствительных датчиков и обрабатывает сигналы, чтобы извлекать измерения потока.
Используя недавние успехи в обработке сигнала и устройстве измерителя и принимая во внимание гидрогазодинамику, включающую в себя смешивание, размер газового пузыря, и т.д., низкая частота вибраций измерителя потока может использоваться для того, чтобы точно измерить плотность смеси и поток массы смеси многофазного жидкого потока. Хотя это является большим успехом, много пользователей измерителя потока захотят знать только плотность жидкости. Главное применение только плотности жидкости находится в измерении поступающих нефти и газа, и для трехфазного нефтепромыслового измерения потока, и для измерения только жидкостной обработки цемента. Вибрационный измеритель потока, способный измерять только плотность жидкости, избавил бы от необходимости измерять измерителем газовой составляющей объема газовую составляющую объема многофазного потока. Это устранило бы дополнительную стоимость и сложность.
3
3
В первичной нефтегазовой промышленности нефтяные скважины обычно вырабатывают воду, нефть и природный газ. Сепаратор используется для того, чтобы разделять эти компоненты на газовую ветвь и жидкую ветвь. Тогда измеряется плотность жидкой ветви и используется для вычисления нефтяной составляющей и водной составляющей, которые составляют жидкий поток. Это измерение является просто измерением концентрации, основанным на взвешенной плотности, и называется расчетом нефти нетто. Например, если у нефти плотность 0,8 г/см, и у воды плотность 1,0 г/см, взвешенная плотность смеси 0,9 подразумевает 50% воды и 50% нефти по объему. Точно так же взвешенная плотность 0,95 подразумевает 75% воды и 25% нефти по объему.
Там, где присутствуют только две жидких фазы и где известны основы оптической плотности нефти и воды, определения двух компонентов фазы относительно легки: с двумя уравнениями и двумя неизвестными. Основные уравнения составляют:
где член уравнения (Φ) содержит объемные составляющие фазы и член уравнения (ρ) содержит плотность. Это может быть написано в матричной форме как:
Вводя плотность воды и нефти и измеряя плотность смеси с помощью вибрационного измерителя потока, стандартный процесс расчета нефти нетто вычисляет объемные фазовые составляющие с обратной матрицей, включая:
Как только две фазовые составляющие станут известны, они могут быть умножены на объемную скорость потока, чтобы определять объем воды и объем нефти, которые выработаны. Кроме того, удельный массовый расход может быть вычислен путем умножения объемной скорости потока на плотность компонентов.
3
В некоторых случаях, жидкий поток будет все еще нести немного газа, несмотря на процесс разделения. Это произойдет, если возникнет снижение давления поперек створа или устройства измерения потока. В результате немного увлеченного газа выбьется из нефтяной смеси. Вброс газа также произойдет, когда сепаратор не будет работать в совершенстве из-за увеличенной вязкости нефти, вызванного притока или перемежающегося потока через резервуар. В этих случаях газ, присутствующий в жидком потоке, приводит к очень большим погрешностям в фактически произведенной воде и нефти. Например, если резервуар вырабатывает только воду и природный газ, и продукция жидкой ветви сепаратора содержит 95% воды и 5% газа, указанная плотность смеси - 0,95 г/см (предполагая, что плотность газа - ноль), и вычисление нефти нетто предполагает, что жидкий поток снова состоит на 75% из воды и 25% из нефти. В действительности, этот резервуар не вырабатывает нефть, и погрешность в производстве нефти является бесконечной.
Обычным решением является добавление измерителя газового паросодержания (GVF). Газовая составляющая может быть определена количественно измерителем GVF, и газовая часть измерения плотности жидкости может быть удалена. Это устранит большие погрешности увлеченного газа в вычислительном расчете нефти нетто.
Когда присутствуют три фазы, есть три неизвестные (составляющие фазы нефти, воды и природного газа), и требуется другое уравнение, чтобы решить проблему. Как описано выше, в прошлом это третье уравнение вывелось из пробы содержания воды или измерителя газового паросодержания. Тем не менее, желательно, чтобы это измерение было сделано с помощью одного измерителя Coriolis.
В уровне техники остается потребность в вибрационном измерителе потока и способе, который может измерять параметры трехфазного потока.
Краткое описание решения
Вибрационный измеритель потока для измерения параметров трехфазного потока обеспечен в соответствии с вариантом осуществления изобретения. Вибрационный измеритель потока включает в себя компоновочный узел измерителя, включающий в себя тензочувствительные датчики и измерительную электронику, соединенную с тензочувствительными датчиками. Измерительная электроника настроена на то, чтобы принимать вибрационный ответный сигнал от тензочувствительных датчиков, производить первое измерение плотности трехфазного потока, используя первый компонент частоты вибрационного ответного сигнала, и вырабатывать, по меньшей мере, второе измерение плотности трехфазного потока, используя, по меньшей мере, второй компонент частоты вибрационного ответного сигнала. По меньшей мере, второй компонент частоты содержит частоту, отличную от частоты первого компонента. Измерительная электроника в дальнейшем настроена так, чтобы определять один или более параметров потока от первого измерения плотности и, по меньшей мере, второго измерения плотности.
Система вибрационного измерителя потока для измерения параметров трехфазного потока обеспечена в соответствии с вариантом осуществления изобретения. Система вибрационного измерителя потока содержит первый вибрационный измеритель потока, по меньшей мере, второй вибрационный измеритель потока и систему обработки, соединенную с первым вибрационным измерителем потока и с, по меньшей мере, вторым вибрационным измерителем потока. Система обработки настроена так, чтобы принимать первый вибрационный ответный сигнал от первого вибрационного измерителя потока и принимать, по меньшей мере, второй вибрационный ответный сигнал от, по меньшей мере, второго вибрационного измерителя потока. По меньшей мере, второй вибрационный ответный сигнал содержит частоту, отличную от первого вибрационного ответного сигнала. Система обработки в дальнейшем настроена так, чтобы производить первое измерение плотности трехфазного потока первого вибрационного ответного сигнала первого вибрационного измерителя потока и производить, по меньшей мере, второе измерение плотности трехфазного потока, по меньшей мере, второго ответного сигнала частоты вибрации, по меньшей мере, второго вибрационного измерителя потока. Система обработки в дальнейшем настроена так, чтобы определять один или более параметров потока от первого измерения плотности и, по меньшей мере, второго измерения плотности.
Согласно изобретению, обеспечен способ для измерения параметров трехфазного потока. Способ содержит прием вибрационного ответного сигнала от вибрационного измерителя потока, выполнение первого измерения плотности трехфазного потока, используя первый компонент частоты вибрационного ответного сигнала и выполняя, по меньшей мере, второе измерение плотности трехфазного потока, используя, по меньшей мере, второй компонент частоты вибрационного ответного сигнала. По меньшей мере, второй компонент частоты содержит частоту, отличную от первого компонента частоты. Способ в дальнейшем содержит определение одного или более параметров потока от первого измерения плотности и, по меньшей мере, второго измерения плотности.
Согласно изобретению, обеспечен способ для измерения параметров трехфазного потока. Способ содержит прием первого вибрационного ответного сигнала и, по меньшей мере, второго вибрационного ответного сигнала, выполнение первого измерения плотности трехфазного потока из первого вибрационного ответного сигнала и выполнение, по меньшей мере, второго измерения плотности трехфазного потока из, по меньшей мере, второго ответного сигнала частоты вибрации. По меньшей мере, второй вибрационный ответный сигнал содержит частоту, отличную от частоты первого ответного вибрационного сигнала. Способ в дальнейшем содержит определение одного или более параметров потока от первого измерения плотности и, по меньшей мере, второго измерения плотности.
Аспекты изобретения
В одном аспекте вибрационного измерителя потока измерительная электроника в дальнейшем настроена так, чтобы принимать предварительно определенные плотности компонентов для каждого из трех компонентов трехфазного потока.
В другом аспекте вибрационного измерителя потока измерительная электроника в дальнейшем настроена так, чтобы принимать предварительно определенную скорость звуковых величин для каждого из трех компонентов трехфазного потока.
В еще одном аспекте вибрационного измерителя потока определение одного или более параметра потока в дальнейшем содержит определение составляющих фаз для каждого из трех компонентов трехфазного потока.
В еще одном аспекте вибрационного измерителя потока определение одного или более параметра потока в дальнейшем содержит определение газового паросодержания (GVF) трехфазного потока.
В еще одном аспекте вибрационного измерителя потока определение одного или более параметра потока в дальнейшем содержит определение обводненности в трехфазном потоке.
В еще одном аспекте вибрационного измерителя потока, по меньшей мере, второй компонент частоты по существу накладывается на первый компонент частоты.
В еще одном аспекте вибрационного измерителя потока первый компонент частоты и, по меньшей мере, второй компонент частоты возникают в существенно различающиеся периоды времени в вибрационном ответном сигнале.
В еще одном аспекте вибрационного измерителя потока измерительная электроника дополнительно настроена так, чтобы вызвать вибрацию компоновочного узла измерителя при первой частоте, получить вибрационный ответ от тензочувствительных датчиков и отделить вибрационный ответ в первый компонент частоты и по меньшей мере второй компонент частоты.
В еще одном аспекте вибрационного измерителя потока измерительная электроника в дальнейшем настроена так, чтобы вызвать вибрацию компоновочного узла измерителя при первой частоте, принимать вибрационный ответный сигнал от тензочувствительных датчиков и разделять вибрационный тветный сигнал на первый компонент частоты и, по меньшей мере, второй компонент частоты, где первый компонент частоты и, по меньшей мере, второй компонент частоты сгенерированы вибрациями при первой частоте.
В еще одном аспекте вибрационного измерителя потока прием вибрационного ответного сигнала в дальнейшем содержит разделение вибрационного ответного сигнала на первый компонент частоты и, по меньшей мере, второй компонент частоты.
В еще одном аспекте вибрационного измерителя потока прием вибрационного ответного сигнала в дальнейшем содержит фильтрацию вибрационного ответного сигнала на первый компонент частоты и, по меньшей мере, второй компонент частоты.
В одном аспекте системы вибрационного измерителя потока система обработки в дальнейшем настроена так, чтобы принимать предварительно определенные плотности компонентов для каждого из трех компонентов трехфазного потока.
В другом аспекте системы вибрационного измерителя потока система обработки в дальнейшем настроена так, чтобы принимать предварительно определенную скорость звуковых величин для каждого из трех компонентов трехфазного потока.
В еще одном аспекте системы вибрационного измерителя потока определение одного или более параметра потока в дальнейшем содержит определение составляющих фаз для каждого из трех компонентов трехфазного потока.
В еще одном аспекте системы вибрационного измерителя потока определение одного или более параметра потока в дальнейшем содержит определение газового паросодержания (GVF) трехфазного потока.
В еще одном аспекте системы вибрационного измерителя потока определение одного или более параметра потока в дальнейшем содержит определение оводненности воды в трехфазном потоке.
В еще одном аспекте системы вибрационного измерителя потока первый вибрационный измеритель потока вибрирует при первой частоте, чтобы производить первый вибрационный ответный сигнал, и, по меньшей мере, второй вибрационный измеритель потока вибрирует во, по меньшей мере, второй частоте, чтобы вырабатывать, по меньшей мере, второй вибрационный ответный сигнал.
В одном аспекте способ в дальнейшем содержит предварительную стадию получения предварительно определенных плотностей компонентов для каждого из трех компонентов трехфазного потока.
В другом аспекте способа способ в дальнейшем содержит предварительную стадию получения предварительно определенной скорости звуковых величин для каждого из трех компонентов трехфазного потока.
В еще одном аспекте способа определение одного или более параметра потока в дальнейшем содержит определение составляющих фаз для каждого из трех компонентов трехфазного потока.
В еще одном аспекте способа определение одного или более параметра потока в дальнейшем содержит определение газового паросодержания (GVF) трехфазного потока.
В еще одном аспекте способа определение одного или более параметра потока в дальнейшем содержит определение обводненности в трехфазном потоке.
В еще одном аспекте способа, по меньшей мере, второй компонент частоты существенным образом накладывается на первый компонент частоты.
В еще одном аспекте способа первый компонент частоты и, по меньшей мере, второй компонент частоты возникают в существенно различающиеся периоды времени в вибрационном ответном сигнале.
В еще одном аспекте способа прием вибрационного ответного сигнала в дальнейшем содержит вибрацию компоновочного узла измерителя вибрационного измерителя потока при первой частоте и в дальнейшем - вибрацию компоновочного узла измерителя при, по меньшей мере, второй частоте, с, по меньшей мере, второй частотой, являющейся отличной частотой от первой частоты, прием вибрационного ответного сигнала от тензочувствительных датчиков компоновочного узла измерителя и разделение вибрационного выходного сигнала на первый компонент частоты и, по меньшей мере, второй компонент частоты.
В еще одном аспекте способа прием вибрационного ответного сигнала в дальнейшем содержит вибрацию компоновочного узла измерителя вибрационного измерителя потока при первой частоте, прием вибрационного выходного сигнала от тензочувствительных датчиков компоновочного узла измерителя и разделение вибрационного выходного сигнала на первый компонент частоты и, по меньшей мере, второй компонент частоты, где первый компонент частоты и, по меньшей мере, второй компонент частоты сгенерированы вибрациями при первой частоте.
В еще одном аспекте способа прием вибрационного ответного сигнала в дальнейшем содержит разделение вибрационного ответного сигнала на первый компонент частоты и, по меньшей мере, второй компонент частоты. В еще одном аспекте способа прием вибрационного ответного сигнала в дальнейшем содержит фильтрацию вибрационного ответного сигнала на первый компонент частоты и, по меньшей мере, второй компонент частоты.
В еще одном аспекте способа прием вибрационного ответного сигнала в дальнейшем содержит прием первого вибрационного ответного сигнала от первого вибрационного измерителя потока и прием, по меньшей мере, второго вибрационного ответного сигнала от второго вибрационного ответного измерителя потока, с, по меньшей мере, вторым вибрационным ответным сигналом, имеющим частоту, отличную от первого вибрационного ответного сигнала.
В еще одном аспекте способа прием вибрационного ответного сигнала в дальнейшем содержит вибрацию первого вибрационного измерителя потока при первой частоте, чтобы производить первый вибрационный ответный сигнал, и вибрацию, по меньшей мере, второго вибрационного измерителя потока при, по меньшей мере, второй частоте, чтобы вырабатывать, по меньшей мере, второй вибрационный ответный сигнал, с, по меньшей мере, вторым вибрационным ответным сигналом, имеющим частоту, отличную от первого вибрационного ответного сигнала.
Описание чертежей
ФИГ.1 показывает измеритель потока, содержащий компоновочный узел измерителя потока и измерительную электронику.
ФИГ.2 представляет собой блок-схему способа для измерения параметров трехфазного потока в соответствии с вариантом осуществления изобретения.
ФИГ.3 показывает схему для генерации первой частоты и, по меньшей мере, второй частоты в соответствии с вариантом осуществления изобретения.
ФИГ.4 показывает детали части блоков преобразования Гильберта в соответствии с вариантом осуществления изобретения.
ФИГ.5 представляет собой блок-схему блока анализа в соответствии с вариантом осуществления изобретения.
ФИГ.6 показывает схему для генерации первой частоты и, по меньшей мере, второй частоты в соответствии с вариантом осуществления изобретения.
ФИГ.7 показывает систему вибрационного измерителя потока для измерения параметров трехфазного потока в соответствии с вариантом осуществления изобретения.
ФИГ.8 представляет собой блок-схему способа для измерения параметров трехфазного потока в соответствии с вариантом осуществления изобретения.
Детальное описание изобретения
ФИГ.1-8 и следующее описание представляют определенные примеры для обучения специалистов, как выполнить и использовать лучшую форму изобретения. С целью обучения изобретательных принципов некоторые стандартные аспекты были упрощены или опущены. Специалисты оценят разновидности этих примеров, которые находятся в пределах области изобретения. Специалисты оценят, что параметры, описанные ниже, могут быть объединены различными способами формирования многочисленных разновидностей изобретения. В результате изобретение не ограничивается определенными примерами, описанными ниже, кроме формулы изобретения и ее эквивалентами.
ФИГ.1 показывает измеритель потока 5, содержащий компоновочный узел измерителя потока 10 и измерительную электронику 20. Измерительная электроника 20 связана с компоновочным узлом измерителя 10 через выводы 100 и настроена так, чтобы обеспечить измерения одной или более плотностей, скорости потока, расхода объема, суммарного массового потока, температуры, и другой информации по каналу связи 26. Для специалистов должно быть очевидно, что настоящее изобретение может использоваться в любом типе измерителя потока Coriolis независимо от числа патрубков затвора, сенсорных датчиков, трубопроводов потока, или формы вибраций. Кроме того, следует понимать, что измеритель потока 5 может в качестве альтернативы содержать вибрационный ареометр.
Компоновочный узел измерителя потока 10 включает в себя пару кромок 101 и 101', коллекторы 102 и 102', патрубок 104, сенсорные датчики 105-105' и трубопроводы потока 103A и 103B. Патрубок 104 и сенсорные датчики 105 и 105' связаны с трубопроводами потока 103A и 103B.
Кромки 101 и 101' прикреплены на коллекторы 102 и 102'. Коллекторы 102 и 102' могут быть прикреплены к противоположным концам распорной втулки 106. Распорная втулка 106 поддерживает интервал между коллекторами 102 и 102', чтобы предотвратить нежелательные вибрации в трубопроводах потока 103A и 103B. Когда компоновочный узел измерителя потока 10 погружен в систему трубопровода (не показано), который несет измеряемый материал потока, материал потока входит в компоновочный узел измерителя потока 10 через кромку 101, проходит через входное отверстие коллектора 102, где общее количество материала потока проходит в трубопроводы потока 103A и 103B, течет через трубопроводы потока 103A и 103B и обратно в коллектор 102', в который выходит из компоновочого измерителя 10 через кромку 101'.
Трубопроводы потока 103A и 103B выбраны и соответственно установлены к входному отверстию, коллектору 102, и к выходу коллектора 102' так, чтобы иметь в целом такое же распределение масс, моменты инерции и гибкие модули относительно загнутых осей W--W и W'--W' соответственно. Трубопроводы потока 103A и 103B простираются извне от коллекторов 102 и 102' преимущественно параллельным способом.
Трубопроводы потока 103A и 103B управляются патрубком 104 в противоположных направлениях относительно соответствующих загнутых осей W и W' и в том, что называется первой несовпадающей по фазе изгибной формой вибрации измерителя потока 5. Патрубок 104 может содержать одну из многих хорошо известных конструкций, таких как магнит, установленный на трубопровод потока 103A, и встречно-включенная обмотка, установленная к трубопроводу 103B. Переменный ток передается через встречно-включенную обмотку, чтобы заставить оба трубопровода вибрировать. Подходящий сигнал управления применен электроникой измерения 20 на патрубке затвора 104 через вывод 110. Измерительная электроника 20 может генерировать сигнал управления при предварительно определенной частоте. Измерительная электроника может генерировать сигнал управления в переменных частотах, включая генерацию многочисленных накладывающихся частот.
Измерительная электроника 20 принимает сигналы датчика на выводах 111 и 111' соответственно. Измерительная электроника 20 генерирует сигнал управления на выходе 110, который заставляет патрубок затвора 104 вызвать вибрацию трубопроводов потока 103A и 103B. Измерительная электроника 20 обрабатывает левый и правый сигналы скорости выбора - от датчиков 105 и 105' для того, чтобы вычислить скорость потока. Канал связи 26 обеспечивает средства входа и выхода, что позволяет электронике измерения 20 взаимодействовать с оператором или с другими электронными системами. Описание ФИГ.1 обеспечено по большей части как пример операции измерителя потока Coriolis и не предназначено для того, чтобы ограничивать обучение настоящего изобретения.
В качестве преимущества доступная низкая частота вибрации измерителя потока позволяет точно измерить плотность трехфазного потока, где количество вовлеченного воздуха не является чрезмерным. С другой стороны, доступны высокочастотные измерения, которые позволяют точно измерять частоту вибрации измерителя, но обременены дополнительными погрешностями при наличии многофазных потоков. Эти две особенности полезно используются для точного и надежного определения плотностей и параметров потока.
ФИГ.2 представляет собой блок-схему 200 способа для измерения параметров трехфазного потока в соответствии с вариантом осуществления изобретения. На стадии 201 плотности получены для каждого из трех компонентов фазы. Плотности содержат известные или принятые величины. Плотности могут быть получены из отдаленного устройства или, например, от оператора. Плотности могут храниться или программироваться в соответствующие хранители. На стадии 202 скорость звуковых величин получена для каждого из трех компонентов фазы. Скорость звуковых величин включает в себя известные или принятые величины. Скорость звуковых величин может быть получена от отдаленного устройства или, например, от оператора. Скорости звуковых величин могут храниться или программироваться в соответствующих хранилищах.
На стадии 203 вибрирует компоновочный узел измерителя потока вибрационного измерителя потока. Только единственный вибрационный измеритель потока требуется согласно этому варианту осуществления изобретения. Компоновочный узел измерителя потока может вибрировать в одной или более частотах.
В одном варианте осуществления компоновочный узел измерителя потока вибрирует при единой частоте управления. Единая частота управления может генерировать вибрационный ответный сигнал, включая первый компонент частоты и, по меньшей мере, второй компонент частоты, поскольку вибрация компоновочного узла измерителя в единой частоте управления может стимулировать многочисленные компоненты частоты ответного сигнала. Например, шум, созданный потоком, проходящим через измеритель потока, создаст вибрацию в компоновочном узле измерителя потока при, по меньшей мере, второй частоте. Этот, по меньшей мере, второй компонент частоты обычно будет частотой, отличной от частоты управления. Этот, по меньшей мере, второй компонент частоты вибрационного ответного сигнала, конечно, будет намного меньшим в амплитуде, чем первый компонент частоты. Однако этот, по меньшей мере, второй компонент частоты может быть усилен и обработан иначе. Первый ответный сигнал частоты вибрации и, по меньшей мере, второй ответный сигнал частоты вибрации могут впоследствии быть обработаны на стадиях, приведенных ниже.
В другом варианте осуществления компоновочный узел измерителя потока единственного измерителя потока вибрирует при первой частоте управления и также вибрирует при, по меньшей мере, второй частоте управления. По меньшей мере, вторая частота управления является частотой, отличной от первой частоты управления. Например, первая частота управления может составить приблизительно 100 герц (Гц), и вторая частота управления может составить приблизительно 450 Гц. Следует понимать, что эти частоты управления даны только для иллюстрации, и изобретение не ограничивается никакими отдельными частотами управления. Следует понимать, что единственный вибрационный измеритель потока, возможно, должен быть калиброван и для первой частоты управления, и для, по меньшей мере, второй частоты управления. Единственный вибрационный измеритель потока может быть калиброван, используя как воздух, так и, например, воду.
В одном варианте осуществления компоновочный узел измерителя потока вибрирует при первой частоте управления и затем при, по меньшей мере, второй частоте управления (то есть, вибрация происходят попеременно). В качестве альтернативы, измеритель потока может одновременно вибрировать и при первой частоте управления, и при, по меньшей мере, второй частоте управления (поэтому сигнал управления может содержать соединение двух или более частот управления). В результате, вибрационный ответный сигнал измерителя потока включает в себя, по меньшей мере, два компонента частоты.
Во всех вышеупомянутых вариантах осуществления единственный вибрационный измеритель потока производит и первый ответный сигнал частоты вибрации, и, по меньшей мере, второй ответный сигнал частоты вибрации. Первый ответный сигнал частоты вибрации и второй ответный сигнал частоты вибрации могут впоследствии быть обработаны на стадиях, приведенных ниже.
На стадии 204 вибрационный ответный сигнал получен от единственного вибрационного измерителя потока. Вибрационный ответный сигнал может включать в себя первый компонент частоты и, по меньшей мере, второй компонент частоты. По меньшей мере, второй компонент частоты является частотой, отличной от первого компонента частоты. Например, по меньшей мере, второй компонент частоты может содержать более высокую частоту, чем первый компонент частоты.
На стадии 205 вибрационный ответный сигнал обработан так, чтобы получать первый компонент частоты и, по меньшей мере, второй компонент частоты. Обработка может содержать разделение вибрационного выходного сигнала на первый компонент частоты и, по меньшей мере, второй компонент частоты. Обработка может содержать фильтрацию вибрационного ответного сигнала на первый компонент частоты и, по меньшей мере, второй компонент частоты, как, например, через применение полосовых фильтров.
На стадии 206 сгенерировано первое измерение плотности трехфазного потока. Первое измерение плотности сгенерировано с использованием первой частоты, полученной из первого компонента частоты.
На стадии 207 сгенерировано, по меньшей мере, второе измерение плотности трехфазного потока. По меньшей мере, второе измерение плотности сгенерировано с использованием, по меньшей мере, второй частоты, по меньшей мере, второго компонента частоты. Как ранее обсуждалось, по меньшей мере, вторая частота является частотой, отличной от первой частоты. Следовательно, из-за вибрации материалов трехфазного потока при различных частотах, и получившихся эффектов сжимаемости (см. описание ниже), первое измерение плотности и, по меньшей мере, второе измерение плотности будут отличаться. Различия могут быть использованы для определения других параметров потока.
На стадии 208 один или более параметров потока определен из различия между первым и вторым измерениями плотности (см. описание ниже). Первое и второе измерения плотности могут использоваться для определения газовых составляющих и первой и второй жидких составляющих трехфазного потока. Например, для трехфазного потока, содержащего нефтяную продукцию, первое и второе измерения плотности могут использоваться для определения газового паросодержания (GVF) и обводненности в трехфазном потоке.
Как только станут известны три фазовые составляющие, они могут быть умножены на объемную скорость потока, чтобы определить, например, объем воды и объем нефти, которые производятся. Кроме того, удельный массовый расход может быть вычислен путем умножения объемной скорости потока на плотность компонентов.
Эффекты сжимаемости газа и сжимаемости жидкости были исследованы в измерителе Coriolis и вибрационных ареометрах. Сжимаемость может привести к существенным погрешностям в измерениях потока из-за эффектов на взвешенную плотность материала потока. Эффекты сжимаемости могут быть вызваны вибрационными измерителя потока, в котором сильные вибрации могут вызвать сжатие и жидкостных, и газовых фаз в многофазном потоке. Однако сжимаемость смеси является главным эффектом.
Этот эффект сжимаемости противоречит некоторым из предположений, которые были сделаны в выведенных уравнениях для массового потока и измерений плотности. Известно, что измерения с низкой частотой управления вообще не отражают этих явлений, поскольку более низкий измеритель потока частоты в соответствии с проектом разместит более низкие силы в материале потока. В результате низкая частота вибрационных измерителей потока вызывает меньшие силы сжимаемости на трех потоках фазы. Более высокая частота измерителей потока, напротив, вызывает более высокие силы в материале потока и, следовательно, вызовет большее сжатие для всех компонентов фазы трехфазного потока. Эффект сжимаемости создает как массовый поток, так и погрешности плотности в вибрационном измерителе потока. Может быть полезно произвести вибрационные ответные сигналы как с, так и без измеряемых эффектов сжимаемости. Определение количества эффектов сжимаемости на трехфазном потоке может использоваться, кроме прочего, для определения плотности и фазовых составляющих потока.
Если скорости звука для газа и двух жидких фаз известны, и если измерение плотности получено как из низкочастотного измерения, так и из высокочастотного измерения, может быть представлено дополнительное уравнение для решения проблемы трехфазного потока. Измеритель потока можно единственным образом вести в двух формах; в низкочастотной форме (такой как, например, стандартный способ управления) и в высокочастотной форме. Погрешность, полученная при дифференцировании этих двух измерений плотности, может быть использована как недостающее третье уравнение.
Решение проблемы трехфазного потока нетривиально. Третье уравнение призвано разложить измерение потока на три компонента. Два известных уравнения показаны ниже:
нефти
воды
газа
Φ+Φ+Φ=1 (1)
ρ
ρ
ρ
ρ
нефти
нефти
воды
воды
газа
газа
смеси
Ф+ Ф+ Ф=, (2)
ρ
ρ
ρ
, ρ
, ρ
ρ
ρ
, ρ
ρ
смеси
нефти
воды
газа
газа
нефти
воды
газа
нефти
воды
газа
где член уравнения (Φ) содержит объемную составляющую фазы и член уравнения () содержит плотность. В этих двух уравнениях общая (то есть, трехфазная) плотность смеси () может быть точно измерена вибрационным измерителем потока или системой вибрационного измерителя потока. Кроме того, плотности каждого компонента () могут быть допущены. Например, они могут быть введены пользователем или могут быть запрограммированы и сохранены электроникой для измерения 20 или системой обработки 707 (см. ФИГ.7), или другим эквивалентным компонентом. Следует отметить, что газовая плотность () является сильной функцией центра давления. Следовательно, есть два уравнения и три неизвестные Φ, Φ и Φ (то есть, каждая объемная составляющая фазы). Другое уравнение требуется для вычисления плотностей компонентов  и .
Источник третьего уравнения был найден путем изучения поведения плотности при работе высокочастотных измерителей в присутствии вовлеченного воздуха. Было найдено, что высокочастотные измерители потока генерируют неожиданно высокие значения плотности, когда воздух введен в поток потока. Это не вполне логично, поскольку добавляемый к жидкости воздух делает жидкость легче и менее плотной. Однако этот неожиданный результат полностью объясняется скоростью звуковой модели и эффектами сжимаемости, когда вовлеченный воздух понижает скорость звука трехфазного потока и повышает эффекты сжимаемости. Снятые высокоплотные показания, испытанные высокочастотными измерениями потока для увеличения паросодержания, следуют из разбрызгивающего эффекта во время вибрации, когда газовые пузыри не перемещаются с жидкостью потока полностью.
Известно, что низкочастотные измерители, напротив, такие как измерители потока, работающие при меньше чем 200 Гц, произвели очень хорошие оценки плотности. Это также соответствует скорости звуковой теории, поскольку низкочастотный измеритель проявит минимальные эффекты сжимаемости при трехфазном потоке. Более медленные скорости вибрации вызывают меньшее сжатие и меньшее разбрызгивание.
Используя теорию скорости звука, которая была проверена как при низкочастотных, так и при высокочастотных измерениях, может быть сделан прогноз оценки плотности и для низкочастотных, и для высокочастотных способов путем использования единственного вибрационного измерителя потока. В качестве альтернативы может использоваться более одного измерителя потока.
α
α
, α
α
смеси
газа
воды
нефти
Выведение третьего необходимого уравнения начинается с уравнений скорости звука. Эти уравнения определяют скорости звука смеси () для трехфазного потока, которая основана на отдельных составляющих свойствах ( и ).
α
f
K
M
K
смеси
жидкости
Скорость звука смеси () может использоваться для определения постоянной акустической волны в трубе потока. Частота () акустической стационарной волны, которая хорошо известна, относится к квадратному корню жесткости () относительно массы (). Тогда этими отношениями можно управлять для оценки жесткости жидкости (), которая не является слишком большой благодаря сжимаемости жидкости.
D
f
α
ρ
D
смеси
смеси
где  - внутренний диаметр трубы для потока, и () - частота вибрации. Эти результаты затем могут быть вставлены в задачу на нахождение собственных значений, которая определяет отношение между высокочастотной формой управления, скоростью смеси звука (), плотностью смеси () и диаметром трубы ().
ρ
где  - скорость перемещения потока в трубе, и  -коэффициент ускорения трубы потока. Когда задача на нахождение собственных значений решена, может быть определена форма частоты как функция всех параметров. Предполагаемая плотность () этой формы тогда определяется уравнением плотности:
α
где () - калибровочная постоянная плотности. Решение этих уравнений приводит к заключительному третьему уравнению,
где:
ρ
ρ
ρ
высокая
низкая
воды
где () и () - измеренные плотности при высокой управляющей вибрации/форме и низкой управляющей вибрации/форме соответственно, и () - известное значение плотности воды. Это уравнение может быть добавлено к другим двум для выведения следующего матричного уравнения:
Это матричное уравнение может тогда быть преобразовано к конечной форме.
газа
воды
нефти
Уравнение (14) может быть решено для определения составляющих объема Φ, Φ и Φ. В общем, пользователь измерителя потока захочет узнать обводненность и газовую составляющую объема трехфазного потока. Уравнения для этих величин, основанных на известных составляющих компонентах, приведены ниже:
газа
Составляющая газового объема = СГО=Ф
Используя уравнения (15) и (16), пользователь может получить оценку газового паросодержания. Вибрационный измеритель потока (или система измерителя потока), таким образом, не требует отдельного газового измерения составляющей. Используя уравнения (15) и (16), пользователь может получить оценку обводненности. Вибрационный измеритель потока (или система измерителя потока), таким образом, не требует определения отдельного измерителя обводнености. Определение составляющих фазовых компонентов может в дальнейшем использоваться для обеспечения дополнительной диагностики. Например, может быть сгенерирована тревога, если СГО или значения СВ превышают предварительно определенные пороги.
ФИГ.3 показывает схему 300 для генерации первой частоты и, по меньшей мере, второй частоты в соответствии с вариантом осуществления изобретения. Этот вариант осуществления используется с единственным вибрационным измерителем потока, и поэтому схема 300 соединена с единственным тензодатчиком 105/105' вибрационного измерителя потока 5. Схема 300 может содержать часть электроники измерения 20. В качестве альтернативы, схема 300 может содержать часть обрабатывающей системы 707. Схема 300 включает в себя фильтры 302A и 302B, преобразования Гильберта 304A и 304B, и блоки анализа 306A и 306B. Фильтр 302 фильтрует первый компонент частоты (то есть, "низкую форму" в некоторых вариантах осуществления) из тензочувствительного датчика 105/105', в то время как фильтр 302B отфильтровывает, по меньшей мере, второй компонент частоты (то есть, высокочастотный способ в некоторых варианта осуществления). Поэтому фильтры 302A и 302B создают две отдельных ветви обработки. Больше чем две ветви обработки могут формироваться, при желании, в случае, когда используется больше чем две вибрационные частоты.
В одном варианте осуществления фильтрация может содержать полосовую фильтрацию, сосредоточенную вокруг ожидаемой фундаментальной частоты измерителя потока. Фильтрация может включать в себя фильтрацию для удаления шума и нежелательные сигналы. Кроме того, могут быть выполнены другие операции создания условий, такие как увеличение, буферизация и т.д. Если сигналы датчика содержат аналоговые сигналы, этот блок может в дальнейшем содержать любой порядок взятия замеров, преобразования в цифровую форму, и прореживание, представленные для того, чтобы производить цифровые сигналы датчика.
В некоторых вариантах осуществления формы фильтров 302A и 302B содержат цифровые многофазные прореживающие фильтры конечной импульсной характеристики (КИХ). Фильтры могут быть воплощены в устройстве обработки или программе обработки электроники измерения 20 или системе обработки 707. Эти фильтры обеспечивают оптимальный способ для фильтрации и прореживания тензочувствительного сигнала датчика, с фильтрацией и прореживанием, выполняемым в то же хронологическое время и по той же норме прореживания. В качестве альтернативы, фильтры 302A и 302B могут содержать фильтры бесконечной импульсной характеристики (БИХ) или другие подходящие цифровые фильтры или фильтрующие обработки. Однако следует понимать, что другие фильтрующие обработки и/или фильтрующие варианты осуществления рассмотрены как в описаниях, так и в пунктах формулы изобретения.
Фаза преобразования Гильберта 304А сдвигает первый компонент частоты примерно на девяносто градусов, и фазы преобразования Гильберта 304B сдвигают, по меньшей мере, второй компонент частоты примерно на девяносто градусов. Операция сдвига фазы генерирует I и Q компоненты (то есть, совпадающая по фазе и поперечные компоненты) соответствующих компонентов частоты. Однако следует понимать, что изменение фазы на 90 градусов может быть выполнено в любом порядке изменения фазы механизма или работы.
A
B
A
B
I и компоненты Q получены и обработаны блоками анализа 306A и 306B. Обработка производит первую частоту f и, по меньшей мере, вторую частоту f. Первая частота f и, по меньшей мере, вторая частота f могут использоваться для того, чтобы генерировать первую плотность и, по меньшей мере, вторую плотность.
Частота, согласно изобретению, легко вычисляется из 90-градусного изменения фазы. Частота в одном варианте осуществления использует 90-градусное изменение фазы и соответствующий сигнал датчика, из которого получено 90-градусное изменение фазы (то есть, от I и Q компонентов). Частота, таким образом, получена без необходимости в независимом сигнале репера частоты. Частота получена из единственного 90-градусного изменения фазы в очень быстрой операции. Получившаяся частота обладает высокой степенью точности.
ФИГ.4 показывает детали части блоков преобразования Гильберта 304A и 304B в соответствии с вариантом осуществления изобретения. В показанном варианте осуществления блоки преобразования Гильберта 304A и 304B каждый включает в себя блок задержки 411 параллельно с блоком фильтра 412. Блок задержки 411 вводит задержки взятия замеров. Поэтому блок задержки 411 выбирает цифровые сигналы взятия замеров, которые хронологически более поздние во времени, чем цифровые сигналы взятия замеров, которые параллельно фильтруются блоком фильтра 412. Фильтрационный блок 412 выполняет 90-градусное изменение фазы на введенном цифровом сигнале взятия замеров.
Блоки преобразования Гильберта 304A и 304B производят варианты перемещения фазы тензочувствительных (ТЧ) сигналов на 90 градусов, то есть, они производят поперечный (Q) компонент оригинала, совпадающего в фазе (I) сигнала. Результат вычисления блоков преобразования Гильберта 304A и 304B поэтому обеспечивает новые поперечные (Q) компоненты ТЧ Q и ТЧ Q для первых и, по меньшей мере, вторых вибрационных ответных сигналов, наряду с оригиналом, совпадающими по фазе (I) компонентами сигнала для первых и, по меньшей мере, вторых вибрационных ответных сигналов. Входы в блок преобразования Гильберта 304A или 304B могут быть представлены как:
ТЧ
А
ωt
тч
=  cos() (17)
Используя преобразование Гильберта, результат становится:
ТЧ
А
ωt
Гильберта
тч
= sin() (18)
Объединение основных понятий с результатом преобразования Гильберта приводит к:
ТЧ
А
ωt
i
ωt
А
e
тч
тч
j(ωt)
= [cos()+ sin()]=(19)
ФИГ.5 представляет собой блок-схему блока анализа 306A или 306B в соответствии с вариантом осуществления изобретения. Блок анализа 306A или 306B принимает сигнал от единственного сигнала тензочувствительного (ТЧ) датчика. Блок анализа 306A или 306B в показанном варианте осуществления включает в себя блок соединения 501, комплексно-блок сопряжения 502, блок взятия замеров 503, блок комплексного умножения 504, фильтрационный блок 505, блок угловой фазы 506, блок постоянной 507 и блок деления 508.
s
Блок соединения 501 принимает как совпадающие по фазе (I), так и поперечные (Q) компоненты специфического вибрационного ответного сигнала и передает их. Блок сопряжения 502 выполняет комплексное сопряжение на вибрационном ответном сигнале и формирует обратное заполнение воображаемого сигнала. Блок задержки 503 вводит задержку взятия замеров в блок анализа 306A или 306B и выбирает для этого цифровой сигнал взятия замеров, который хронологически произведен раньше по времени. Этот более ранний цифровой сигнал взятия замеров умножается с текущим цифровым сигналом в блоке комплексного умножения 504. Блок комплексного умножения 504 умножает ТЧ сигнал и ТЧ сопряженный сигнал, образуя уравнение (20), показанное ниже. Фильтрационный блок 505 осуществляет цифровую фильтрацию, такую как описанную ранее фильтрацию КИХ. Фильтрационный блок 505 может содержать многофазный прореживающий цифровой фильтр, который используется для устранения гармонического спектра из совпадающих по фазе (I) и поперечных (Q) компонентов сигнала датчика, так же как и для прореживания сигнала. Коэффициенты фильтра могут быть выбраны так, чтобы обеспечивать прореживание введенного сигнала, такое как, например, прореживание фактором 10. Блок угловой фазы 506 определяет угол фазы от совпадающих по фазе (I) и поперечных (Q) компонентов ТЧ сигнала. Блок угловой фазы 506 обеспечивает часть уравнения (21) ниже. Блок постоянной 507 обеспечивает фактор, содержащий показатель частоты замеров F, делится на 2π, как показано в уравнении (22). Блок деления 508 выполняет операцию деления уравнения (22).
Блок анализа 306A или 306B делает возможным следующее уравнение:
Угол между двумя последовательными образцами поэтому:
который является круговой частотой вибрационного ответного сигнала. Переводя в Гц:
где "Fs" - коэффициент блока преобразования Гильберта 304A или 304B. В некоторых вариантах осуществления "Fs" составляет приблизительно 2 кГц. ФИГ.6 показывает схему 300 для генерации первой частоты и, по меньшей мере, второй частоты в соответствии с вариантом осуществления изобретения. Компоненты вместе с другими вариантами осуществления разделяют номера ссылок. Этот вариант осуществления отличается от предыдущего варианта осуществления 300 тем, что в дальнейшем включает в себя усредняющий фильтр 609.
Этот вариант осуществления аналогичным образом принимает вибрационный ответный сигнал от единственного тензочувствительного датчика 105/105'. Однако единственный вибрационный измеритель потока в этом варианте осуществления может вибрировать в только единой частоте, для которой шум в измерителе потока производит второй вибрационный ответный сигнал, как описано ранее. Поэтому схема 300 пользуется шумом в системе потока. Так как небольшие количества шума потока будут стимулировать формы датчика, самоиндуцированную более высокую форму вибрационного ответного сигнала будет возможно обнаружить, даже если не будет обеспечен сигнал управления. Это означает, что требуется только один сигнал управления.
Этот способ требует намного больше фильтрации, начиная с более высокого сигнала способа (который не усиливается двигателем), будет в намного более низкой амплитуде. Поскольку приблизительный частотный диапазон этой более высокой формы вибрационного ответного сигнала известен, более низкая амплитуда не является существенной проблемой. Кроме того, другая проблема заключается в том, что из-за более низкой амплитуды измерение плотности будет также намного более шумным. Пока возможно короткое время ответного сигнала, эта проблема может быть устранена, усредняя многие замеры после того, как произошло измерение частоты. Для этого фильтр усреднения 609 может усреднить, по меньшей мере, вторую частоту для того, чтобы улучшить определение частоты и уменьшить шум и погрешности в результате.
ФИГ.7 показывает систему вибрационного измерителя потока 700 для измерения параметров трехфазного потока в соответствии с вариантом осуществления изобретения. Система вибрационного измерителя потока 700 включает в себя первый измеритель потока 5A и, по меньшей мере, второй измеритель потока 5B. Измерители потока 5A и 5B связаны в трубопроводе 711. Оба измерителя потока 5A и 5B измеряют трехфазных поток, который течет в трубопроводе 711. Система вибрационного измерителя потока 700 в дальнейшем содержит систему обработки 707. Система обработки 707 соединена с первым измерителем потока 5A и, по меньшей мере, вторым измерителем потока 5B. Система обработки 707 принимает первый вибрационный ответный сигнал от первого измерителя потока 5A и принимает, по меньшей мере, второй вибрационный ответный сигнал от, по меньшей мере, второго измерителя потока 5B. Система обработки 707 может определить первую плотность, по меньшей мере, вторую плотность и дополнительные параметры потока, как описано ранее и как описано ниже, касательно ФИГ.8.
ФИГ.8 представляет собой блок-схему 800 способа для измерения параметров трехфазного потока в соответствии с вариантом осуществления изобретения. На стадии 801 получены плотности для каждого из трех компонентов фазы, как описано ранее.
На стадии 802 скорость звуковых величин получена для каждого из трех компонентов фазы, как описано ранее.
На стадии 803 вибрирует первый вибрационный измеритель потока и, по меньшей мере, второй вибрационный измеритель потока. Первый вибрационный измеритель потока вибрирует при первой частоте и генерирует первый вибрационный ответный сигнал. По меньшей мере, второй вибрационный измеритель потока вибрирует при, по меньшей мере, второй частоте и генерирует, по меньшей мере, второй вибрационный ответный сигнал.
Два или более вибрационных измерителя потока могут использоваться в соответствии с этим вариантом осуществления изобретения. Следует понимать, что могут присутствовать более чем два вибрационных измерителя потока и могут быть получены более чем два вибрационных ответных сигнала.
Могут использоваться многочисленные вибрационные ответные сигналы и могут в дальнейшем усовершенствоваться плотность и вычисления параметров потока.
Следует понимать, что многочисленные вибрационные измерители потока должны воздействовать на общее течение трехфазного потока. Кроме того, течение потока должно проходить при приблизительно том же давлении в каждом из многочисленных вибрационных измерителей потока.
На стадии 804 первый вибрационный ответный сигнал и, по меньшей мере, второй вибрационный ответный сигнал получены от первого вибрационного измерителя потока и, по меньшей мере, второго вибрационного измерителя потока. По меньшей мере, второй вибрационный ответный сигнал содержит частоту, отличную от первого вибрационного ответного сигнала, как описано ранее. На стадии 805 произведено первое измерение плотности трехфазного потока, как описано ранее.
На стадии 806 произведено, по меньшей мере, второе измерение плотности трехфазного потока, как описано ранее.
На стадии 807 определены один или более параметров потока из разницы между первыми и вторыми измерениями плотности, как описано ранее.