Многофазный ультразвуковой расходомер для трубопроводов

1. Система для определения плотностей и пропорций фаз в потоке многофазной текучей среды (ПМТС), который может содержать нефтяную фазу, водную фазу и газовую фазу из скважины, при этом система содержит:
первый плотномер, который измеряет, в реальном времени, множество профилей первой плотности ПМТС в первом местоположении, где фазы ПМТС являются разделенными в течение по меньшей мере коротких интервалов времени;
второй плотномер, который измеряет множество профилей второй плотности ПМТС во втором местоположении, где ПМТС является перемешанной смесью по меньшей мере нефтяной фазы, водной фазы и газовой фазы;
третий плотномер, который измеряет, в реальном времени, множество профилей третьей плотности ПМТС в третьем местоположении, где газовая фаза отделена от смешанной жидкой части ПМТС, которая содержит по меньшей мере водную фазу и нефтяную фазу; и
один или более процессоров для выполнения одной или более программ для определения плотности нефтяной фазы, плотности водной фазы, плотности газовой фазы и пропорций фаз, в том числе обводненности и объемной доли газа, на основе по меньшей мере множества профилей первой, второй и третьей плотности.
2. Система по п. 1, в которой ПМТС поступает из скважины высокого давления, которая представляет собой одно или более из газовой скважины, нефтяной скважины и нефтегазовой скважины.
3. Система по п. 1, в которой
первое местоположение первого плотномера находится выше по потоку от фазового смесителя-гомогенизатора,
второе местоположение второго плотномера находится на выходе фазового смесителя-гомогенизатора, который гомогенизирует ПМТС в перемешанную смесь, и
третье местоположение третьего плотномера находится ниже по потоку от фазового смесителя-гомогенизатора, где сохраняется смешивание между по меньшей мере водной фазой и нефтяной фазой смешанной жидкой части.
4. Система по п. 1,
в которой по меньшей мере первый и третий плотномеры, которые измеряют плотность в реальном времени, включают в себя, каждый, по меньшей мере один узел акустического волновода,
при этом узел акустического волновода содержит:
волноводный стержень, имеющий проксимальный конец и дистальный конец, при этом по меньшей мере часть волноводного стержня предназначена для погружения в ПМТС; и
волноводный датчик, соединенный с дистальным концом волноводного стержня, для измерения множества времен прохождения акустических сигналов, отраженных от по меньшей мере проксимального конца волноводного стержня,
при этом одно из множества времен прохождения акустических сигналов используют для определения профиля плотности первой жидкой части ПМТС, и
волноводный стержень погружен в первую жидкую часть, когда волноводный датчик измеряет одно из множества времен прохождения акустических сигналов.
5. Система по п. 4,
в которой волноводный стержень имеет первое поперечное сечение на дистальном конце и второе поперечное сечение на проксимальном конце,
при этом часть волноводного стержня погружают в ПМТС,
волноводный датчик измеряет первое время прохождения первой части акустического сигнала, которая достигает конца волноводного стержня с первым поперечным сечением и отражается назад к волноводному датчику, и измеряет второе время прохождения второй части акустического сигнала, которая достигает конца волноводного стержня со вторым поперечным сечением и отражается назад к волноводному датчику, и
один или более процессоров также предназначены для сравнения первого времени прохождения и второго времи прохождения для определения профиля плотности.
6. Система по п. 5, в которой узел акустического волновода выполнен с возможностью монтажа на трубопроводе, который переносит ПМТС высокого давления.
7. Система по п. 5,
в которой второй плотномер измеряет, в реальном времени, множество профилей второй плотности,
второй плотномер содержит по меньшей мере один узел акустического волновода, и
еще одна программа, выполняемая на одном или более процессорах, предназначена для анализа множества профилей второй плотности с использованием анализа переходных процессов для определения средней плотности ПМТС.
8. Система по п. 1, дополнительно содержащая:
по меньшей мере один датчик расхода, который измеряет скорость перемешанной смеси,
при этом один или более процессоров для выполнения одной или более программ также предназначены для определения выходного количества нефтяной фазы, выходного количества водной фазы и выходного количества газовой фазы на основе по меньшей мере плотности нефтяной фазы, плотности водной фазы, плотности газовой фазы, пропорций фаз и скорости перемешанной смеси; и
интерфейс для вывода пользователю по меньшей мере одного из выходного количества нефтяной фазы, выходного количества водной фазы и выходного количества газовой фазы.
9. Система по п. 8, в которой по меньшей мере один датчик расхода содержит:
акустический датчик расхода, который измеряет по меньшей мере время прохождения акустических волн, распространяющихся против направления потока ПМТС, и время прохождения акустических волн, распространяющихся по направлению потока ПМТС.
10. Система по п. 1, в которой одна или более программ, выполняемых на одном или более процессорах, включает в себя:
первую программу для анализа множества профилей первой плотности, с использованием анализа переходных процессов, для определения плотности нефтяной фазы, плотности водной фазы и плотности газовой фазы,
вторую программу для определения средней плотности ПМТС на основе по меньшей мере одного из множества профилей второй плотности,
третью программу для анализа множества профилей третьей плотности, с использованием анализа переходных процессов, для определения плотности смешанной жидкой части,
четвертую программу для определения обводненности на основе плотности смешанной жидкой части, плотности нефтяной фазы и плотности водной фазы, и
пятую программу для определения объемной доли газа на основе плотности газовой фазы и средней плотности.
11. Способ определения плотностей и пропорций фаз в потоке многофазной текучей среды (ПМТС), которая может включать в себя нефтяную фазу, водную фазу и газовую фазу из скважины, при этом способ включает:
измерение, в реальном времени, множества профилей первой плотности ПМТС с использованием первого плотномера в первом местоположении, где фазы ПМТС являются разделенными по меньшей мере в течение коротких интервалов времени;
измерение множества профилей второй плотности ПМТС с использованием второго плотномера во втором местоположении, где ПМТС является перемешанной смесью по меньшей мере нефтяной фазы, водной фазы и газовой фазы;
измерение, в реальном времени, множества профилей третьей плотности ПМТС с использованием третьего плотномера в третьем местоположении, причем третье местоположение находится там, где газовая фаза ПМТС отделена от смешанной жидкой части ПМТС, которая включает в себя по меньшей мере водную фазу и нефтяную фазу;
анализ по меньшей мере множества профилей первой плотности, с использованием анализа переходных процессов, и определение плотности нефтяной фазы, плотности водной фазы и плотности газовой фазы; и
определение пропорций фаз, в том числе обводненности и объемной доли газа, на основе множества профилей первой, второй и третьей плотности.
12. Способ по п. 11, в котором упомянутое определение пропорций фаз, в том числе обводненности и объемной доли газа, дополнительно включает:
определение средней плотности ПМТС на основе по меньшей мере одного из множества профилей второй плотности,
определение плотности смешанной жидкой части ПМТС на основе анализа переходных процессов множества профилей третьей плотности,
определение обводненности смешанной жидкой части ПМТС на основе плотности смешанной жидкой части, плотности водной фазы ПМТС и плотности нефтяной фазы,
определение объемной доли газа на основе по меньшей мере средней плотности и плотности газовой фазы.
13. Способ по п. 11, дополнительно включающий:
размещение первого плотномера в первом местоположении, которое находится выше по потоку от фазового смесителя-гомогенизатора, где фазы являются разделенными;
размещение второго плотномера во втором местоположении, которое находится на выходе фазового смесителя-гомогенизатора, который гомогенизирует ПМТС в перемешанную смесь; и
размещение третьего плотномера в третьем местоположении, которое находится ниже по потоку от фазового смесителя-гомогенизатора, причем третье местоположение находится там, где сохраняется смешивание между по меньшей мере водной фазой и нефтяной фазой смешанной жидкой части.
14. Способ по п. 13, в котором упомянутое измерение множества профилей первой и второй плотности в реальном времени дополнительно включает:
подачу акустического сигнала вдоль по волноводному стержню с первым поперечным сечением на дистальном конце и вторым поперечным сечением на проксимальном конце;
измерение первого времени прохождения первой части акустического сигнала, которая достигает конца первого поперечного сечения и отражается обратно к волноводному датчику;
измерение второго времени прохождения второй части акустического сигнала, которая достигает конца второго поперечного сечения и отражается обратно к волноводному датчику;
сравнение первого времени прохождения и второго времени прохождения для определения одного или более из множества профилей первой плотности и множества профилей третьей плотности; и
итеративное повторение упомянутой подачи акустического сигнала и упомянутого измерения первого и второго времен прохождения для получения одного или более из множества профилей первой плотности и множества профилей второй плотности,
при этом часть волноводного стержня погружена в ПМТС.
15. Способ по п. 14, дополнительно включающий:
подачу акустического сигнала вдоль по волноводному стержню с помощью преобразователя,
при этом внутренняя часть волноводного стержня выполнена с возможностью выдерживать воздействие среды с высоким давлением внутри трубопровода, который содержит ПМТС, и
соединитель высокого давления соединяет трубопровод и волноводный стержень и образует уплотнение высокого давления между внутренней частью волноводного стержня, которая расположена внутри трубопровода, и внешней частью волноводного стержня, которая расположена снаружи трубопровода, при этом датчик прикреплен к волноводному стержню.
16. Способ по п. 13, дополнительно включающий:
измерение скорости перемешанной смеси с помощью по меньшей мере первого датчика расхода, где первый датчик расхода расположен на выходе фазового смесителя-гомогенизатора.
17. Способ по п. 16, в котором фазовый смеситель-гомогенизатор смешивает фазы ПМТС так, чтобы скорости потока нефтяной фазы, водной фазы и газовой фазы имели одинаковые значения.
18. Способ по п. 16, в котором упомянутое измерение скорости дополнительно включает:
измерение времени прохождения акустических волн, распространяющихся против направления потока ПМТС,
измерение времени прохождения акустических волн, распространяющихся по направлению потока ПМТС, и
вычисление скорости ПМТС на основе, по меньшей мере частично, времени прохождения акустических волн против направления потока и времени прохождения акустических волн по направлению потока ПМТС,
при этом первый датчик расхода является акустическими датчиком расхода.
19. Способ по п. 16, дополнительно включающий:
вычисление выходных количеств индивидуальных фаз, в том числе выходного количества нефтяной фазы, выходного количества водной фазы и выходного количества газовой фазы, на основе, по меньшей мере частично, обводненности, объемной доли газа, средней плотности ПМТС, плотности нефтяной фазы, плотности водной фазы и плотности газовой фазы,
причем плотность нефтяной фазы, плотность водной фазы и плотность газовой фазы основаны на анализе переходных процессов множества профилей первой плотности.
20. Система для определения выходных количеств фаз в потоке многофазной текучей среды (ПМТС), который может содержать нефтяную фазу, водную фазу и газовую фазу из скважины, путем определения плотностей и пропорций фаз в ПМТС, при этом система содержит:
первый плотномер, который измеряет, в реальном времени, множество профилей первой плотности ПМТС в первом местоположении, где фазы ПМТС являются разделенными в течение по меньшей мере коротких интервалов времени;
второй плотномер, который измеряет множество профилей второй плотности ПМТС во втором местоположении, где ПМТС является перемешанной смесью по меньшей мере нефтяной фазы, водной фазы и газовой фазы, при этом второе местоположение второго плотномера находится на выходе фазового смесителя-гомогенизатора, который гомогенизирует ПМТС в перемешанную смесь;
третий плотномер, который измеряет, в реальном времени, множество профилей третьей плотности ПМТС в третьем местоположении, где газовая фаза отделена от смешанной жидкой части ПМТС, которая включает в себя по крайней мере водную фазу и нефтяную фазу;
по меньшей мере один датчик расхода, который измеряет скорость перемешанной смести; и
один или более процессоров для выполнения одной или более программ для определения плотности нефтяной фазы, плотности водной фазы, плотности газовой фазы и пропорций фаз на основе, по меньшей мере, множества профилей первой, второй и третьей плотности,
причем один или более процессоров для выполнения одной или более программ предназначены также для определения и выдачи пользователю одного или более из выходного количества нефтяной фазы, выходного количества водной фазы и выходного количества газовой фазы на основе по меньшей мере скорости перемешанной смеси, плотности нефтяной фазы, плотности водной фазы, плотности газовой фазы и пропорций фаз.