МНОГОФАЗНЫЙ РАСХОДОМЕР СТРАТИФИЦИРОВАННОГО ПОТОКА Российский патент 2020 года по МПК G01F3/22 G01F1/42 

ПЕРКРЕСТНАЯ ССЫЛКА НА РОДСТВЕННЫЕ ЗАЯВКИ

В данной международной заявке испрашивается приоритет по предварительной заявке на патент Великобритании № 1520708.7, поданной 24 ноября 2015 года, полное содержание которой включено в данный документ посредством ссылки.

УРОВЕНЬ ТЕХНИКИ

Варианты осуществления данного изобретения относятся к области измерения многофазного потока текучих сред в продуктивном пласте углеводородов, скважине или трубе. Более конкретно, варианты осуществления данного изобретения могут обеспечивать устройство, которое измеряет многофазный поток текучих сред в эксплуатационной трубе на поверхности, соединенное с такими продуктивными пластами углеводородов. Кроме того, изобретение относится к способу измерения многофазного потока текучих сред, добываемых в продуктивном пласте углеводородов или из него.

Измерение величин расхода многофазного потока нефти, газа и воды, протекающих по трубопроводу в продуктивном пласте углеводородов, является важным фактором для управления добычей скважины. Способы измерения таких величин расхода в целом хорошо известны и существует два типа хорошо известных подходов к измерению величины расхода многофазного потока.

Один из известных способов состоит в том, чтобы измерять поток как хорошо перемешанную смесь разных фаз (преимущественно жидкости и газа), в которых для определения величин расхода измеряются такие основные параметры как плотность и скорость смеси. Для газовой фазы, которая обычно движется быстрее, чем жидкости, с целью оценки ее скорости используется соотношение межфазного взаимного проникновения. Типичным примером такого типа является промышленный многофазный расходомер Vx производства компании Schlumberger, который сочетает радиоизотопные измерения фазовой фракции с использованием измерения перепада давления трубкой Вентури для определения величины расхода многофазной жидкости.

Второй способ заключается в разделении фаз в соответствии с их плотностями, так чтобы к каждой из отдельных фаз могли быть применены отдельные измерения скорости и объемного содержания фаз в многофазном потоке. При таком способе, часто с помощью вихревого генератора, многофазный поток разделяется на кольцевой поток с центральной зоной из газа и внешним кольцом из жидкости. Для измерения величины расхода и скорости жидкой фракции могут быть использованы ультразвуковые методы, а из этих измерений может быть получена скорость потока жидкой фазы. Затем объемное содержание жидкости в многофазном потоке и скорость, измеренные ультразвуковым способом, могут быть объединены с измерением перепада давления по расходомеру Вентури для получения расхода газа.

Однако вихревой расходомер имеет несколько ограничений, а именно, процесс отделения газа от жидкости подвержен воздействию захваченных слоем жидкости микроразмерных пузырьков газа, которые трудно удалить, особенно когда жидкость является вязкой. Из этого следует, что наличие микроразмерных газовых пузырьков затрудняет распространение ультразвука через жидкий слой, что приводит к ошибочным измерениям объемного содержания жидкости в многофазном потоке и ее скорости.

Более того, точность ультразвукового измерения объемного содержания жидкости в многофазном потоке на основе принципа измерения времени прохождения является ограниченной неизвестной скоростью звука в жидкой фазе. Кроме того, рабочий диапазон расходомера ограничен отношением максимальной производительности к минимальной, которое обычно составляет около трех (3). Нижний предел диапазона достигается, когда скорость потока жидкости падает до уровня, который больше не несет в себе достаточного импульса для создания вихря, а верхний предел ограничен общим перепадом давления на счетчике, который может быть в несколько раз больше, чем у трубки Вентури, когда вихрь не используется. Этот большой перепад давления может быть проблемой для сферы применения, где давление может использоваться для управления потоком смеси.

КРАТИКОЕ ОПИСАНИЕ СУЩНОСТИ ИЗОБРЕТЕНИЯ

Варианты осуществления данного изобретения направлены на создание расходомера, в котором устройство выполнено с возможностью создания стратифицированного потока многофазной текучей среды и его объединения со средствами измерения скорости и объемного содержания жидкости в многофазном потоке, которые применяются к отдельным фазам газа, нефти и воды. Более того, технические способы измерения на основе ультразвука могут быть использованы для измерения объемного содержания жидкости в многофазном потоке, объемного содержания нефти, расхода жидкости и расхода газа, а использование датчика объемного содержания воды на основе электрической емкости может обеспечивать отдельное определение расхода нефти и воды, обеспечивая полный нефтепромысловый трехфазный расходомер.

В вариантах осуществления данного изобретения предлагается гидравлический накопитель, который является неотъемлемой частью системы измерения величины расхода многофазного потока для обеспечения стратифицированного потока. Регулятор потока снабжен впускным отверстием, которое выполнено по размерам и форме с возможностью приема впускной трубы из системы газовой и нефтяной скважины. Он также снабжен камерой, содержащей выпускное отверстие для пропускания проточной смеси к следующей емкости. В предпочтительном аспекте самая нижняя точка впускного отверстия расположена в нижней точке или даже в самой нижней точке на боковой стенке гидравлического накопительа, что создает благоприятные условия для плавного потока текучей среды из трубы в гидравлический накопитель.

Выпускное отверстие может быть предусмотрено либо на той же боковой стенке гидравлического накопителя, либо, что более предпочтительно, на другой, возможно, противоположной боковой стенке гидравлического накопителя. В некоторых аспектах высота самой нижней части выпускного отверстия находится выше самой нижней точки впускного отверстия. Таким образом, многофазная текучая среда, поступающая в гидравлический накопитель, не будет мгновенно вытекать из гидравлического накопителя в выпускную емкость, то есть будет иметь достаточно времени для оседания, и различные фазы смогут соответствующим образом разделиться.

Камера гидравлического накопителя в предпочтительном варианте осуществления изобретения дополнительно содержит фазовый распределитель на внутренней стороне гидравлического накопителя около впускного отверстия. Фазовый распределитель работает таким образом, что поток, поступающий из впускной трубы, будет соответствующим образом направлен таким образом, что различные фазы могут отделяться, а поток жидких фаз остается вблизи дна гидравлического накопителя. При этом поток газа перемещается вверх в сторону более высокой части гидравлического накопителя. Это также способствует созданию стратифицированного потока. Кроме того, в гидравлическом накопителе присутствует устройство сопротивления, при этом это устройство сопротивления расположено рядом с выпускным отверстием. При помощи расположения устройства сопротивления вблизи выпускного отверстия может быть сведен к минимуму эффект перемежающегося потока, так как накопитель будет надлежащим образом удерживать поступающую многофазную текучую среду и позволять газовой и жидкой фазам надлежащим образом стабилизироваться.

Структура фазового распределителя представляет собой устройство, в котором предусмотрена центральная труба, гидравлически соединенная с отверстием, через которое проходит многофазная текучая среда. Труба снабжена серией боковых прорезей, по меньшей мере одной из них. Боковые прорези расположены так, чтобы стимулировать жидкую часть многофазной текучей среды проходить через стороны и входить в нижнюю часть гидравлического накопителя. Для того, чтобы направлять поток жидкости от центральной трубы, на поверхности трубы предусмотрен ряд ребер, при этом ребра обычно уменьшаются в размере по мере того как давление жидкости во внутренней трубе падает. Такое уменьшение размера ребер на поверхности трубы способствует распределению жидкости внутри гидравлического накопителя. В предпочтительном варианте конец трубы гидравлического накопителя глушится, так как это гарантирует, что жидкость не проходит сразу через трубу и заканчивается в гидравлическом накопителе без надлежащей направленности, что способствует разделению фаз. В верхней части трубы предусмотрена одна или большее количество прорезей, чтобы позволять газовой фазе надлежащим образом отделяться и входить в верхнюю часть гидравлического накопителя. Предпочтительной конструкцией для верхней прорези является T-образная конфигурация, при этом боковые части T-образной конфигурации поддерживают поток газа во внешнюю и верхнюю части гидравлического накопителя, тем самым улучшая создание стратифицированного потока.

Устройство сопротивления выходному потоку на выпускном отверстии гидравлического накопителя помогает уменьшить количество немедленного оттока текучей среды как из гидравлического накопителя, так и в емкость для измерения или в выпускную емкость. Устройство сопротивления предпочтительно содержит в себе ряд элементов в виде пластин, которые удерживаются параллельно друг другу. Зазор между этими пластинами можно отрегулировать так, чтобы соответствующим образом регулировать поток жидкости, выходящий из гидравлического накопителя, а также еще больше замедлить слив для того, чтобы создавать условия для стратифицированного потока с отдельными фазами и генерировать его. В предпочтительном варианте осуществления пластины ориентированы так, что их элементы проходят вдоль нормали к выпускному отверстию.

В некоторых вариантах осуществления данного изобретения предусмотрены дополнительные пластины, как правило, расположенные под углом 90° к первым пластинам устройства сопротивления. Эти дополнительные пластины не только помогают усилить устройство сопротивления, но также способствуют как замедлению потока текучей среды, так и приведению к еще более ровному стратифицированному потоку на выходе. В предпочтительном варианте осуществления угол между этими двумя наборами пластин составляет 90° плюс или минус 5°.

Другое устройство сопротивления может быть обеспечено с помощью использования жесткой преграды, сквозь которую предусмотрено несколько прямых отверстий. Эти прямые отверстия способствуют прохождению потока текучей среды обычным способом через устройство сопротивления и далее к выпускному отверстию гидравлического накопителя.

Для того чтобы облегчить создание стратифицированного потока, объем емкости может быть большим по сравнению с впускной трубой, входящей в гидравлический накопитель. В предпочтительном варианте осуществления площадь поперечного сечения гидравлического накопителя является по меньшей мере в два раза больше площади поперечного сечения впускной трубы и предпочтительно даже больше по размеру. Кроме того, длина гидравлического накопителя может быть по меньшей мере в два раза больше диаметра впускного отверстия или по меньшей мере в два раза больше его более длинной стороны, если впускное отверстие не должно быть круглым. Таким образом, в вариантах осуществления данного изобретения гидравлического накопитель имеет достаточно большой размер, в результате чего поток в гидравлический накопитель не будет полностью заполнять гидравлический накопитель, и будет давать возможность нескольким фазам разделяться, и тем самым будет обеспечиваться стратифицированный поток в выпускном отверстии.

В некоторых вариантах осуществления настоящего раскрытия предусмотрена система измерения величины расхода многофазного потока, которая на участке впуска содержит вышеописанный гидравлический накопитель. В некоторых вариантах осуществления данного изобретения на выпускном отверстии гидравлического накопителя выпускная емкость образована при помощи наклонного измерительного сосуда, который проходит наружу от выпускного отверстия и направлен, как правило, в сторону от гидравлического накопителя. Наклон измерительного сосуда, как правило, направлен вниз от выпускного отверстия гидравлического накопителя таким образом, что второй конец измерительного сосуда, который является наиболее удаленным от гидравлического накопителя, находится ниже самой нижней точки выходного отверстия гидравлического накопителя. Наличие наклонного измерительного сосуда обеспечивает непрерывный стратифицированный поток и дальнейшее разделение фаз потока текучей среды, выходящего из гидравлического накопителя.

В некоторых вариантах осуществления данного изобретения является предпочтительным, что измерительный сосуд системы измерений имеет по отношению к поверхности земли или горизонтали угол наклона, который находится в пределах от 0 до 75°. Предпочтительно, что этот диапазон находится между 0 и 50°, или 0 и 30°, или более предпочтительно в пределах от 0 до 15° или даже от 0 до 10° и даже более предпочтительно в пределах от 0 до 5°.

Для того чтобы дальше поддерживать и продолжать движение стратифицированного потока через измерительный сосуд, площадь поперечного сечения измерительного сосуда предпочтительно может быть больше, чем площадь поперечного сечения впускного отверстия и впускной трубы в гидравлический накопитель. Однако в некоторых аспектах данного изобретения площадь поперечного сечения измерительного сосуда может быть такой же или не намного меньше, чем площадь поперечного сечения впускного отверстия и впускной трубы в гидравлический накопитель для того, чтобы обеспечить поддержание стратифицированного потока. Кроме того, в некоторых вариантах осуществления площадь поперечного сечения измерительного сосуда меньше, чем площадь поперечного сечения гидравлического накопителя, что, как следствие, означает, что в таких вариантах осуществления величина поперечного сечения измерительного сосуда находится между величинами поперечного сечения гидравлического накопителя и впускной трубы.

Длина измерительного сосуда полезна для поддержания и продвижения стратифицированного потока, и она может быть по меньшей мере в три раза больше диаметра измерительного сосуда или по меньшей мере самой длинной его стороны, если измерительный сосуд не должен быть круглым. Кроме того, в некоторых вариантах осуществления максимальная длина измерительного сосуда приблизительно равна 50-кратному диаметру или самой длинной стороны измерительного сосуда. В некоторых предпочтительных вариантах осуществления максимальная длина измерительного сосуда приблизительно равна 20-кратному диаметру или самой длинной стороны измерительного сосуда. Эта пропорция обеспечивает, что поток текучей среды не вызывает значительного замедления или возврата текучей среды в гидравлический накопитель.

Для того, чтобы проводить измерения на стратифицированной многофазной текучей среде вдоль измерительного сосуда может быть расположено некоторое количество датчиков. В частности, так как система может создавать известный стратифицированный поток через измерительный сосуд, в некоторых вариантах осуществления настоящего раскрытия изобретения предпочтительно располагать датчики в районе измерительного сосуда, что обеспечит наиболее стабильный и эффективный поток для проведения точного измерения. В вариантах осуществления данного изобретения размер гидравлического накопителя, угол наклона измерительного сосуда, а также выбор и относительное расположение измерительных датчиков могут регулироваться в соответствии с различными условиями применения, так чтобы система могла справляться с различными величинами расхода на впуске и свойствами текучей среды многофазного потока текучей среды. Путем регулирования этих свойств расходомера, может быть обеспечен стратифицированный поток в конкретной точке измерительного сосуда, в результате чего расположение датчиков внутри этой точки и вокруг нее приведет к точному и отвечающему требованию воспроизводимости измерению.

В вариантах осуществления данного изобретения датчики для проведения измерений потока через измерительный сосуд могут быть расположены либо внутри, либо на наружной стороне измерительного сосуда. Предпочтительные конструкции содержат в себе встраивание датчиков с внешней стороны измерительного сосуда и прикрепление их к измерительному сосуду в съемном исполнении. При таком подходе можно легко перемещать датчики в случае, если в системе меняется характер потока текучей среды и если также меняется местоположение стабильного стратифицированного потока.

В рамках системы датчиков может быть предусмотрено ряд различных датчиков. Например, могут быть предусмотрены ультразвуковые датчики скорости потока газа, причем они предпочтительно находятся в верхней части измерительного сосуда, где ожидается, что поток газа в стратифицированном потоке будет преобладать. Аналогичным образом ультразвуковые датчики жидкой фракции и скорости могут быть предусмотрены в нижней части измерительного сосуда, где ожидается, что будет преобладать поток жидкой текучей среды. Также могут быть предусмотрены дополнительные датчики, такие как датчики температуры и датчики давления для того, чтобы сделать возможным проведение соответствующих измерений расхода текучей среды и жидкости.

В процессе эксплуатации не исключено, что вода является частью многофазной текучей среды, поступающей в измерительную систему. Как правило, вода является самой плотной фазой многофазной текучей среды и в связи с этим она образует самый нижний слой в стратифицированном многофазном потоке. Для того, чтобы определить объем или высоту слоя воды, может быть предусмотрен датчик уровня воды. В вариантах осуществления данного изобретения этот датчик воды содержит в себе датчик измерения емкостного сопротивления, который имеет конфигурацию щупа для измерения уровня или погружного кольца и изолированный проводник. Измеряется емкостное сопротивление между водой, протекающей через измерительный сосуд, и изолированным проводником, в результате чего можно определить высоту слоя воды. Возможность расположения этого датчика в известной области стратифицированного потока текучей среды особенно выгодна в соответствии с вариантами осуществления настоящего раскрытия изобретения, так как предыдущие попытки измерения высоты слоя или объема воды в таких скважинах оказались трудными по отношению к смеси воды и углеводородных текучих сред и жидкостей.

Во избежание обратного потока текучей среды, особенно жидкости, из конца измерительного сосуда, нарушающего поток стратифицированной жидкости, в некоторых вариантах осуществления настоящего раскрытия изобретения может быть предусмотрен второй расположенный ниже по потоку гидравлический накопитель. Наличие этого гидравлического накопителя на нижнем или дальнем конце измерительного сосуда позволяет текучей среде, выходящей из измерительного сосуда, надлежащим образом собираться и успешно проходить через отверстие в заднем по ходу конце расположенного ниже по потоку гидравлического накопителя обратно в обычный трубопровод внешней системы подачи текучей среды. Путем обеспечения положения нижней части расположенного ниже по потоку гидравлического накопителя ниже, чем выпуск измерительного сосуда, можно получить дополнительный объем накопленной текучей среды, который затем предотвратит обратный поток жидкости в измерительный сосуд. Это дополнительно усиливается тем, что выпускное отверстие расположенного ниже по потоку гидравлического накопителя в выпускную трубу расположено приблизительно в нижней части боковой стенки расположенного ниже по потоку гидравлического накопителя, что как следствие означает, что жидкость может легко вытекать из выпускной трубы.

Для того чтобы дополнительно поддерживать стратифицированный поток в измерительном сосуде, может быть установлен также выпрямитель потока на выпуске из измерительного сосуда и, в частности, внутри объема расположенного ниже по потоку гидравлического накопителя. Расположенный ниже по потоку выпрямитель потока может иметь такую же конфигурацию, что и расположенный выше по потоку выпрямитель потока, подобно тому, как он был раскрыт выше, и он будет дополнительно гарантировать, что стратифицированный поток сохраняется внутри измерительного сосуда.

Как описано выше, варианты осуществления настоящего раскрытия изобретения обеспечивают механизм, при помощи которого система измерения может быть включена в обычную сеть трубопроводов, в которой линейное включение системы измерения и ее конструкции обеспечивает, что стратифицированный поток генерируется в измерительном сосуде, позволяя измерять расход многофазного потока текучей среды. Комбинация расположенных выше и ниже по потоку гидравлических аккумуляторов обеспечивает то, что поступающий поток многофазной текучей среды может надлежащим образом собираться и разделяться. В результате этого газ и жидкость, протекающие через измерительный сосуд, оказываются разделенными и стратифицированными.

Следует отметить, что система может быть снабжена стандартными компонентами, такими как стандартные трубопроводы и прокладки для соединения и формирования каждого из двух гидравлических аккумуляторов и наклонного измерительного сосуда, при этом они могут быть легко закреплены болтами в секцию трубопровода. С этой целью в вариантах осуществления настоящего раскрытия изобретения система может быть добавлена в существующую сеть трубопроводов в нужном месте, а угол наклона и объем гидравлического накопителя соответствующим образом определяются для гарантии того, что внутри измерительного сосуда обеспечивается стратифицированный поток.

КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ ГРАФИЧЕСКИХ МАТЕРИАЛОВ

Настоящее раскрытие изобретения описано в сочетании с прилагаемыми графическими материалами. Следует подчеркнуть, что в соответствии со стандартной практикой в отрасли различные элементы изображения не являются вычерченными в масштабе. Фактически, размеры различных элементов изображения могут быть произвольно увеличены или уменьшены для ясности обсуждения.

На фиг. 1 проиллюстрирован генератор стратифицированного потока и ультразвуковые системы измерения расхода газа и жидкости, емкостные датчики объемного содержание воды с дополнительными измерениями P, T, ΔP, ультразвукового измерения протока газа, измерения солености и встроенное устройство отбора проб жидкости в соответствии с некоторыми варианты осуществления настоящего раскрытия изобретения.

На фиг. 2 проиллюстрирован расположенный выше по потоку гидравлический накопитель потока/уловитель жидкостных пробок с дополнительным устройством для отклонения потока, фазовым распределителем и устройством сопротивления выходному потоку, а также его выпускная граница с наклоненной вниз трубой в соответствии с некоторыми вариантами осуществления настоящего раскрытия изобретения.

На фиг. 3 проиллюстрирован входной и выходной расход потока устройства разделения фаз с пульсирующим (закупоривающим) входным потоком для двух значений R_o, составляющих 120 и 250, исходя из того, что L=0,3 м, D=0,17 м и h₂(0)=0,035 м (т. е. некоторое количество жидкости в трубе при t=0) с входным потоком первоначально при 150 баррелях в сутки, пульсируя до 300 баррелей в сутки в течение 50~53 секунд и снова до 450 баррелей в сутки между 67 и 72 с, из системы расходомера в соответствии с некоторыми вариантами осуществления настоящего раскрытия.

На фиг. 4 проиллюстрированы виды в поперечном разрезе ультразвуковых датчиков для измерения газа и жидкости, демонстрирующие измеренные профили скорости и энергии в жидкой фазе на основании данных группы датчиков измерения на основе доплеровского сдвига частоты с импульсным управлением диапазоном, а также отклонений от таких профилей для поверхностей раздела фаз «газ - жидкость» и «нефть - вода»; на фиг. 4 также проиллюстрирован дополнительный ультразвуковой датчик для измерения протока газа для использования в расходомере в соответствии с некоторыми вариантами осуществления настоящего раскрытия изобретения.

На фиг. 5 проиллюстрирован датчик емкостного сопротивления уровня воды с изолированным проводником (щуп для измерения уровня или погружное кольцо) в качестве первого электрода и водой в качестве второго электрода для преобразования значения длины погруженного в воду участка первого электрода в значение емкостного сопротивления для использования в расходомере в соответствии с некоторыми вариантами осуществления настоящего раскрытия изобретения.

На фиг. 6 проиллюстрирована типовая структура системы измерения величины расхода многофазного потока, выполненная с возможностью измерения расхода трехфазных стратифицированных потоков, содержащих газ, нефть и воду в нефтепромысловых трубах на основе комбинации системы измерения скорости газа, ультразвуковых доплеровских датчиков потока жидкости, емкостного датчика уровня жидкости, датчика давления газа, а также дополнительных датчиков, таких как датчик плотности жидкости DP и электромагнитных датчиков объемного расхода воды относительно общего объемного расхода жидкости (нефти и воды) WLR для увеличения резервирования и для того, чтобы справляться с особыми ситуациями, такими как эмульсии нефти и воды в жидкой фазе в соответствии с некоторыми вариантами осуществления данного изобретения.

На фиг. 7 проиллюстрированы альтернативные способы измерения WLR, включающие:

a) использование электромагнитного измерительного датчика WLR в зоне смешения жидкости в расположенном ниже по потоку регуляторе потока, где расстояние y2 предназначено для обеспечения достаточного смешения нефти и воды; и

b) создание обогащенного жидкостью потока в вертикальной секции, следующей за расположенным ниже по потоку регуляторе потока, который служит в качестве сепаратора газа и жидкости, и который использует датчик содержания воды или датчик WLR, например, индуктивный или микроволновый датчик для определения WLR в этой вертикальной секции;

каждый из которых может быть использован в расходомере в соответствии с некоторыми вариантами осуществления настоящего раскрытия изобретения.

На фиг. 8 проиллюстрированы альтернативные способы измерения скорости газа:

a) использование одного или большего количества датчиков измерения локальной скорости, таких как расходомер турбинного типа (например, миниатюрный вертушечный расходомер), V-образный расходомер, трубка Пито, анемометр с проволокой, нагреваемой электрическим током или датчик измерения теплопередачи горячего тела и т.д.; и

b) использование системы измерения скорости потока на основе отбрасывания вихревого потока с вихревым датчиком на основе ультразвука, термоэлемента или частоты колебаний давления потока

каждый из которых может быть использован в расходомере в соответствии с некоторыми вариантами осуществления настоящего раскрытия изобретения.

На фиг. 9 проиллюстрированы способы получения проб газообразной, нефтяной и водной фаз путем объединения системы измерения трехфазного уровня поверхности раздела фаз с пробоотборником с несколькими входами с выборочным управлением местами отбора проб на вертикальной оси и подключением соответствующей трубки для взятия пробы к соответствующему сосуду для отбора проб в соответствии с некоторыми вариантами осуществления данного изобретения.

На фиг. 10 проиллюстрирована конструкция регулятора потока/гидравлического накопителя потока/сепаратора потока, на основе крестообразного патрубка в соответствии с некоторыми вариантами осуществления данного изобретения.

На фиг. 11 проиллюстрирована калибровка измерений расхода жидкости на трехфазном контуре потока, где продемонстрирован измеренный расход потока жидкости по сравнению с эталонным контуром потока для диапазона объемного расхода жидкости (нефти и воды) WLR 0,39-0,61 и диапазона объемной доли газа GVF от 0,47 до 0,95; данные получены с помощью ультразвукового доплеровского датчика с одним с фиксирующим хомутом, установленного на нижней стороне трубы и приводимого в действие промышленным ультразвуковым доплеровским устройством для профилирования скорости с импульсным управлением диапазоном для расходомера в соответствии с вариантами осуществления настоящего раскрытия изобретения.

На фиг. 12 проиллюстрирована калибровка измерений расхода газа (слева) и скорости газа (справа) на трехфазном контуре потока для значения WLR 1 и диапазона GVF от 0,54 до 0,97; данные получены с помощью промышленного ультразвукового время-импульсного газового расходомера и с передачей импульсов вдоль траектории 45° (относительно направления оси) поперек трубы (внутренний диаметр 120 мм) на 20 мм выше центра трубы (эталонная скорость, полученная из эталонного расхода газа и измеренного расхода газа через площадь сечения при помощи ультразвукового доплеровского метода с накладным расходомером) для расходомера в соответствии с вариантами осуществления данного изобретения.

На фиг. 13 проиллюстрированы потери давления на расходомере в соответствии с вариантами осуществления данного изобретения для потоков «газ - вода» (слева) и «газ - нефть» (справа), измеренные по контуру потока (абсолютное давление 1,4 бар (140 кПа).

В прилагаемых графических материалах аналогичные компоненты и/или элементы изображения могут иметь одно и то же ссылочное обозначение. Кроме того, различные компоненты одного и того же типа можно отличить, следуя ссылочному обозначению путем штриховой линии и второго обозначения, которое различает аналогичные компоненты. Если в спецификации используется только первое ссылочное обозначение, то описание применимо к любому из аналогичных компонентов, имеющих одно и то же ссылочное обозначение независимо от второго ссылочного обозначения.

ПОДРОБНОЕ ОПИСАНИЕ СУЩНОСТИ ИЗОБРЕТЕНИЯ

Следующее описание только дает предпочтительный примерный вариант (варианты) и не предназначено для ограничения объема, применимости или внешней формы изобретения. Скорее всего, следующее описание предпочтительного примерного варианта (вариантов) предоставит специалистам в данной области техники описание дающее возможность реализации предпочтительного иллюстративного варианта осуществления изобретения. При этом предполагается, что в функции и относительное расположение элементов могут быть внесены различные изменения, не выходящие за рамки объема изобретения по прилагаемой формуле изобретения.

В нижеследующем описании приведены конкретные подробности для того, чтобы обеспечить полное понимание вариантов осуществления данного изобретения. Однако специалисту обычной квалификации в данной области техники будет понятно, что варианты осуществления могут быть применены на практике без этих конкретных подробностей. Например, схемы могут быть проиллюстрированы на блок-схемах для того, чтобы не затруднять понимание вариантов осуществления ненужными деталями. В иных случаях хорошо известные схемы, процессы, алгоритмы, структуры и способы могут быть проиллюстрированы без лишних подробностей, чтобы не затруднять понимание вариантов осуществления.

Кроме того, следует отметить, что варианты осуществления данного изобретения могут быть описаны как процесс, который изображен как: схема процесса, схема последовательности операций, диаграмма потока данных, структурная диаграмма или блок-схема. Несмотря на то, что схема процесса может описывать операции как последовательный процесс, многие из операций могут выполняться параллельно или одновременно. Кроме того, порядок операций может быть перестроен. Процесс завершается, когда его операции завершены, но он может иметь дополнительные этапы, не включенные в графическое изображение. Процесс может соответствовать способу, функции, процедуре, части стандартной программы, подпрограмме и т.д. Когда процесс соответствует функции, ее завершение соответствует возврату функции к вызывающей функции или основной функции.

Кроме того, как раскрыто в данном документе, термин «среда для хранения данных» может представлять собой одно или большее количество устройств для хранения данных, включая: постоянное запоминающее устройство (ПЗУ), оперативное запоминающее устройство (ОЗУ), энергонезависимое ОЗУ, запоминающее устройство на магнитных сердечниках, запоминающее устройство на магнитных дисках, оптическое запоминающее устройство, устройства флэш-памяти и/или другие машиночитаемые носители для хранения информации. Термин «машиночитаемый носитель» включает в себя, помимо прочего, портативные или стационарные запоминающие устройства, оптические запоминающие устройства, беспроводные каналы и различные другие среды, способные хранить, содержать или переносить команду (команды) и/или данные.

К этому можно добавить, что варианты осуществления данного изобретения могут быть реализованы с помощью: аппаратного обеспечения, программного обеспечения, встроенного программного обеспечения, программного обеспечения промежуточного уровня, микрокода, языков описания аппаратных средств или любой их комбинации. При реализации программного обеспечения, встроенного программного обеспечения, программного обеспечения промежуточного уровня или микрокода, программный код или сегменты кода для выполнения необходимых задач могут храниться на машиночитаемом носителе, таком как среда для хранения данных. Процессор (процессоры) могут выполнять необходимые задачи. Сегмент кода может представлять собой: процедуру, функцию, подпрограмму, программу, стандартную программу, часть стандартной программы, модуль, программный пакет, класс или любую комбинацию команд, структур данных или операторов программы. Сегмент кода может быть связан еще с одним сегментом кода или аппаратной схемой путем передачи и/или приема информации, данных, аргументов, параметров или содержимого памяти. Информация, аргументы, параметры, данные и т.д. могут передаваться, пересылаться или отправляться с помощью любых подходящих средств, включая разделение памяти, передачу сообщений, эстафетную передачу, передачу по сети и т.д.

Должно быть понятно, что следующее раскрытие данного изобретения предоставляет большое количество различных вариантов осуществления или примеров для реализации различных отличительных признаков различных вариантов осуществления. Конкретные примеры компонентов и вариантов их относительного расположения описаны ниже для упрощения данного изобретения. Это, конечно, просто примеры и они не предназначены быть ограничивающими. Кроме того, данное изобретение может повторять номера позиций и/или буквы в различных примерах. Это повторение предназначено для простоты и ясности и само по себе не диктует связь между различными обсуждаемыми вариантами осуществления и/или внешними формами. Более того, формирование первого отличительного признака на основе или исходя из второго отличительного признака в последующем описании может включать в себя варианты осуществления, в которых первый и второй признаки сформированы в прямой связи, а также могут включать в себя варианты осуществления, в которых могут быть сформированы дополнительные отличительные признаки, располагаясь между первыми и вторыми отличительными признаками, в результате чего первый и второй отличительные признаки могут не находиться в прямой связи.

Варианты осуществления данного изобретения могут включать в себя два важных отличительных признака: первый представляет собой компактную систему подачи и регулирования потока текучей среды, которая генерирует стратифицированный поток в измерительном участке трубы, а вторая объединяет эту систему стратификации с различными подходящими средствами измерения, которые измеряют скорость и объемное содержание в многофазном потоке отдельных фаз газа, жидкости, нефти и воды, которые разделяются указанной системой стратификации. Дальнейшая комбинация измерений дает требуемые выходные данные многофазного расходомера газа, нефти и воды. Дальнейшая комбинация измерений дает требуемые выходные данные многофазного расходомера газа, нефти и воды. Примеры измерительных средств для измерения скорости газа включают в себя различные ультразвуковые времяпролетные измерители скорости потока газа, зонд с термопреобразователем на основе измерения теплопередачи, миниатюрный вертушечный датчик скорости турбинного типа, трубку Пито и систему измерения скорости потока на основе отбрасывания вихревого потока для измерения скорости жидкости, воды и нефти. К их числу относятся системы, основанные на ультразвуковых доплеровских и время-импульсных (включая взаимную корреляцию) методах измерения объемного содержания жидкости и воды, ультразвуковые датчики, датчики перепада давления и датчики электромагнитного излучения, такие как микроволновые датчики, импедансные или емкостные датчики, и индуктивные датчики на основе эффекта вихревого тока.

В вариантах осуществления данного изобретения надлежащее регулирование потока может преобразовывать снарядный режим потока в стратифицированный поток, тем самым распространяя стратифицированный режим потока на весь диапазон расходов потока, с которыми сталкивается расходомер.

На фиг.1 проиллюстрирована схема многофазной системы 1 измерения расхода в соответствии с некоторыми вариантами осуществления данного изобретения. На фиг. 1 система 1 потока содержит выпрямитель потока, расположенный вверх по потоку, преимущественно в виде регулирующего гидравлического накопителя 2, за которым следуют наклоненный вниз измерительный сосуд 30, показанный в виде участка трубы, в котором генерируется преимущественно стратифицированный поток газа, нефти и воды, и за которым вниз по потоку следует гидравлический накопитель потока 40, содержащий две фланцевые плиты 45А и 45В. Расположение входов и выходов для жидкости, к двум гидравлическим накопителям и из них являются важными конструктивными особенностями этого варианта осуществления.

Как проиллюстрировано на фиг. 2, расположенный выше по потоку регулирующий поток гидравлический накопитель 2 может быть реализован путем использования достаточно большого объема, например, участка трубы с диаметром d2, который значительно больше диаметра d1 входной трубы 5, и длины L2, которая также больше, чем d1. В некоторых аспектах изобретения L2 составляет величину от 0,1 до 1 метра. В некоторых вариантах осуществления данного изобретения этот объем накопления может содержать участок трубы, соединительный патрубок Т-образной формы или крестообразный соединительный патрубок, которые легкодоступны на рынке в больших количествах в диапазоне от 4 до 12 дюймов номинального диаметра.

Внутри объема в некоторых вариантах осуществления данного изобретения два внутренних компонента используются для улучшения характеристик улавливания и разделения фаз расположенного выше по потоку регулятора 2 потока. Первый из них представляет собой фазовый распределитель 10, как проиллюстрировано на фиг. 1, при этом его функция заключается в распределении жидкой и газовой фаз туда, где они должны находиться в объеме гидравлического накопителя 2, не вызывая чрезмерного смешивания между фазами во время такого процесса. Как правило, это реализуется с помощью конструкции, основанной на соответствующей сети трубопроводов и направляющих перегородках 12 (фиг. 2).

В этом примере конструкция позволяет удалять из потока большую часть газа и отводить его в верхнюю часть камеры 3 регулирующего гидравлического накопителя, когда многофазная смесь сначала поступает в него и замедляет жидкую фазу путем ее более равномерного распределения в соответствующую часть зоны жидкости в объеме, например, к боковым стенкам камеры 3 или к двум поперечно ориентированным отводам, если в качестве гидравлического накопителя 2 используется крестообразный патрубок, что позволяет обеспечить достаточное время пребывания нефти и воды для их разделения.

Второй внутренний компонент представляет собой устройство сопротивления 20 выходному потоку, функция которого заключается в том, чтобы противостоять вытеканию из гидравлического накопителя 2, благодаря которому внезапное увеличение расхода жидкости на впуске в связи с образованием жидкостных пробок из-за пульсации потока, преобразуется в увеличение уровня жидкости в гидравлическом накопителе 2, и поток из объема в измерительный сосуд 30 регулируется для выравнивания импульсов расхода потока. Это устройство сопротивления 20 может быть реализовано выпрямителем потока 20 с прямыми отверстиями или с помощью сборки параллельных пластин, как показано на фиг. 2. Устройство сопротивления 20 также служит в качестве выпрямителя потока, в результате чего требуемая длина зоны перед датчиками в измерительный сосуд 30 может быть значительно уменьшена.

Следующая модель демонстрирует, что такой гидравлический накопитель 2 в соответствии с некоторыми вариантами осуществления данного изобретения будет значительно выравнивать пульсацию потока жидкости, превращать закупорку в колебания уровня жидкости в гидравлическом накопителе 2 и, следовательно, действовать как уловитель жидкостных пробок.

В вариантах осуществления данного изобретения, предполагается, что:

1) выходной расход потока зависит от уровня жидкости выше нижнего отводящего отверстия 6, h₂ и сопротивления потока на выходе R_x, и

2) уровень жидкости близок к центру гидравлического накопителя 2, а длина уровня L_x после гидравлического скачка сильно не меняется во время процесса умеренной пульсации, поэтому площадь поперечного сечения раздела «жидкость - газ» при h₂ почти постоянна, т.е.

Тогда из этих допущений следует

где ρ - плотность жидкости, g - ускорение свободного падения, и

Из закона сохранения массы следует, что задаваемый в приращениях объем жидкости в гидравлическом накопителе 2 представляет собой разность между входным и выходным потоками жидкости:

т.е.

При условии, что входной поток является периодической функцией с отличным от нуля средним значением, например

где: Q - расход входного потока установившегося состояния перед любой пульсацией.

Пример функции q_i(t) с показан красной кривой на фиг. 3.

Решение уравнения (5) для приведенной выше входной функции дает:

где:

является постоянной времени этой динамической системы первого порядка, h₂(0) является уровнем жидкости при t=0.

Эффект гидравлического накопителя 2 зависит от постоянной времени T которая, учитывая размер гидравлического накопителя 2, а A является функцией элемента сопротивления R_o. При условии, что L_x=0,3 м, D=0,17 м и h₂(0)=0,035 м, и два случая R_o=120 и R_o=250 (в единицах в соответствии с уравнением (3)), выходной расход может быть рассчитан с использованием уравнения (7). Результаты нанесены в синем цвете на фиг. 3.

На Фиг. 3 проиллюстрировано, что импульсы потока входной жидкости из-за закупорок жидкостными пробками были выровнены эффектом низкочастотной фильтрации гидравлического накопителя 2. На фиг. 3 может наблюдаться значительное влияние элемента сопротивления R_o. Без добавленного устройства сопротивления 20 в гидравлическом накопителе 2 значение R_o будет зависеть от вязкостных и турбулентных потерь потока в гидравлическом накопителе 2; добавление устройства сопротивления 20 обеспечит дополнительную степень контроля эффекта пропускания жидкостных пробок.

В результате гравитации наклон изменит объемное содержание фаз в многофазном потоке различных фаз по поперечному сечению. Например, в стратифицированном потоке нефти и воды слой воды в нижней части трубы в результате действия силы тяжести перемещается быстрее, чем нефть; для того же расхода потока более быстрый движущийся слой должен иметь меньшее поперечное сечение, а медленный слой - более толстое поперечное сечение. Для нефтепромыслового расходомера расход нефти более интересен, чем расход воды. В наклонной трубе увеличенная толщина слоя с медленнее текущей нефтью помогает уменьшить неопределенность измерения объемного содержание фаз в многофазном потоке, что является полезным эффектом расходомера в соответствии с вариантами осуществления данного изобретения.

Гидравлический накопитель 2, описанный в данном изобретении, обеспечивает наклон вниз измерительного сосуда или участка трубы 30 путем подъема вверх положения поверхности раздела фаз этого участка к гидравлическому аккумулятору 2 до соответствующей высоты смещения y1 над нижней линией приточной трубы 5, и путем удержания другого конца участка трубы 30 измерительного сосуда на гораздо меньшей высоте смещения y2 над нижней линией выпускной трубы 44. Угол отклонения θ определяется как y1-y2 и длиной измерительного сосуда или трубы 30. Как правило, значение угла наклона вниз θ устанавливается в пределах от 0 до 75 градусов; более предпочтительно, θ устанавливается в диапазоне от 0 до 5 градусов. Две концевые плиты или боковые стенки гидравлического накопителя 8 на каждом конце камеры 3 обеспечивают соединения между гидравлическим накопителем 2, впускной трубой 5 и измерительным сосудом 30 с входом потока около нижней части гидравлического накопителя 2 и выходом жидкости на высоте, поднятой на y1.

Из-за того, что выходной уровень жидкости в расположенном выше по потоку гидравлическом накопителе 2 поднимается смещением вверх измерительного сосуда или участка трубы 30, уровень жидкости в гидравлическом накопителе 2 увеличивается от уровня во впускной трубе 5, с h1 до h2 (см. фиг. 2). В вариантах осуществления данного изобретения пульсирующий входящий поток жидкости вследствие этого преобразуется во флуктуацию уровня жидкости на переполненном выходе гидравлического накопителя 2.

В общем, для того, чтобы справиться с жидкостными пробками входящего потока, устройства для увеличения сопротивления выходу жидкости и для распределения фаз потока или направления или отклонения потока предпочтительно устанавливаются внутри расположенного выше по потоку накопителя 2. Как проиллюстрировано на фиг. 2, выходное устройство сопротивления 20 может состоять из ряда плоских предпочтительно тонких пластин 21, установленных параллельно друг другу в пакете, с соответствующим зазором между горизонтальными или вертикально ламинированными пластинами, для пропускания через них текучей среды; при этом размеры каждой пластины 21 (как например, L_r на фиг. 2), размер зазора между пластинами 21 и общее количество пластин 21 в пакете могут быть сконструированы в соответствии с требуемым эффектом выравнивания или пропускания для пульсирующего потока. Соответствующие размеры и форма поперечного сечения устройства направления и отклонения потока или фазового распределителя 10 могут быть выбраны для обеспечения эффективного распределения или отклонения потока в боковом направлении, чтобы уменьшить вертикальное или горизонтальное смешивание различных фаз жидкости во время образования жидкостных пробок.

В некоторых вариантах осуществления данного изобретения диаметр d3 измерительного сосуда или участка трубы 30 больше, чем диаметр впускной трубы 5, d1, и меньше, чем диаметр d2 гидравлического накопителя 2. Примером может служить d1=3 дюйма (7,62 см), d2=8 дюймов (20,32 см) и d3=4 ~ 5 дюймов (10 ~ 13 см). В некоторых вариантах осуществления данного изобретения длина измерительного сосуда 30 может быть в от 5 до 20 раз больше, чем d3.

В некоторых вариантах осуществления данного изобретения расположенный ниже по потоку гидравлический накопитель 40, который обычно меньше по размеру, чем расположенный выше по потоку гидравлический накопитель 2, может быть использован для регулирования выходного потока из измерительного сосуда или участка трубы 30, благодаря чему никакие жидкости не могут перемещаться назад в измерительный сосуд 30 в результате явления запирания меньшего размера выпускной трубы 44 после измерителя. Это обеспечивает то, что уровень жидкости внутри измерительного сосуда 30 не меняется значительно в разных местах по оси вдоль одного и того же участка трубы или сосуда. В предпочтительном варианте осуществления изобретения расположенный ниже по потоку гидравлический накопитель/регулятор 40 устанавливает соответствующие вертикальные смещения (при помощи y2, показанного на фиг. 1) для измерительного сосуда 30 на его входе и на границе с выпускной трубой 44 на его выходе, так что уровень поверхности раздела газ-жидкость вблизи нижнего по потоку конца измерительного сосуда 30 оказывается выше верхней части выпускной трубы. Это минимизирует обратный поток в измерительный сосуд 30.

В вариантах осуществления данного изобретения измерительные системы, установленные на участке измерительной трубы, могут содержать:

1. Узел ультразвукового измерения скорости потока газа или датчики 31, установленные вокруг или выше средней высоты измерительного сосуда 30, предпочтительно в верхней половине сосуда 30 для того, чтобы избежать влияния жидкой фазы;

2. Узел ультразвукового измерения жидкой фракции и скорости или датчики 32, установленные по окружности измерительного сосуда 30, в основном вокруг и ниже средней высоты сосуда 30;

3. Датчик уровня воды 35 на основе принципа емкостного сопротивления;

4. По меньшей мере один, предпочтительно два датчика давления 34, измеряющих давление газа, и блок обработки сигналов, получающий значение перепада давления между верхней стороной и нижней стороной трубы,

5. По меньшей мере один датчик температуры 33, измеряющий температуру текучей среды либо на участке измерительного сосуда 30, либо на одном из гидравлических аккумуляторов 2, 40.

В некоторых вариантах осуществления данного изобретения скорость потока газа может быть измерена предпочтительно ультразвуковыми времяпролетными датчиками скорости 31 на верхней половине измерительного сосуда 30. Подводя итог всему вышесказанному, времяпролетный способ включает в себя отправку ультразвукового импульса из первого измерительного преобразователя, прием его во втором измерительном преобразователе в местоположении ниже по потоку от передатчика, и измерение первого времени t1 прохождения ультразвукового импульса в направлении потока; затем изменение направления пары «передатчик - приемник» и получение второго времени t2 прохождения ультразвукового импульса в направлении против потока. Это позволяет определить скорость потока газа:

А также скорости звука в газе:

где: L - расстояние между передатчиком и приемником, β - угол между осью трубы и траекторией ультразвукового луча (см. фиг. 4). Ультразвуковые измерительные преобразователи могут быть вставного типа, которые непосредственно контактируют с газом, или с фиксирующими хомутами, которые установлены вне измерительного сосуда 30.

Мгновенный сигнал жидкой фракции из ультразвуковой доплеровской системы 32 с импульсным управлением диапазоном, установленной по окружности измерительного сосуда 30, используется для определения мгновенной площади поперечного сечения потока газа с использованием известных способов. Затем значение этой площади объединяется с измеренной скоростью газа, измеренным давлением газа, а также с измеренной температурой газа для выполнения расчета расхода газа в соответствии с:

где: A_liq - площадь поперечного сечения жидкой фазы, измеренная ультразвуковыми доплеровскими датчиками с импульсным управлением диапазоном, A_p - поперечное сечение трубы, V_g - скорость газовой фазы, T_s и P_s - температура и давление при нормальных условиях, например, 293K и 1 бар соответственно, T_g и P_g - температура и давление при условиях линии потока.

Ультразвуковая доплеровская система с импульсным управлением диапазоном вместе с группой датчиков 32, предпочтительно с фиксирующими хомутами, также определяет профили скорости по нескольким траекториям в поперечном сечении жидкой фазы. Это схематически показано на фиг. 4.

Если нефть и вода разделяются на стратифицированные слои, то уровни раздела фаз газ-жидкость и нефть-вода могут определяться ультразвуковой системой доплеровского сканирования, системой ультразвукового сканирования импеданса и/или подобными системами. Более надежный и предпочтительный метод измерения толщины слоя воды основан на принципе электрического емкостного сопротивления. Ряд примеров этого показан на фиг. 5, где изолированный проводник 36 погружен в воду. Этот проводник 36 образует первый электрод конденсатора, в то время как проводящая вода образует второй электрод, который отделен от первого проводника 36 известным слоем изоляции первого проводника 36. Электрическое соединение между водой и цепью измерения электрического емкостного сопротивления может быть выполнено через металлический сосуд, который несет поток воды, или через специально изготовленную контактную трубу, которая вставляется в трубу с нижней стороны. Первый проводник 36 может принимать различные формы. Два примера показаны на фиг. 5. Первый представляет собой простой изолированный провод с цилиндрическим поперечным сечением, который может быть установлен вдоль вертикального диаметра отверстия сосуда. Измеренная емкость является просто пропорциональной уровню воды L:

где: a - радиус проводника, b/a - толщина изоляции и ε - диэлектрическая проницаемость изоляции. Второй пример представляет собой изолированный кольцевой электрод, который может быть выполнен равным свободному проходному сечению трубы и, таким образом, не является погружным. При условии, что ширина электрода в осевом направлении намного больше, чем толщина изоляции, выражение для определения емкостного сопротивления имеет вид:

где: w - ширина электрода в осевом направлении (по потоку), δ - толщина изоляции, ε - диэлектрическая проницаемость изоляции и L_x - периметр смоченной поверхности сечения потока воды. Уровень воды может быть получен с учетом формы поперечного сечения трубы.

С установленными границами раздела фаз газ-жидкость и нефть-вода точки доплеровской скорости, падающие на поперечные сечения слоев нефти и воды, могут быть соответствующим образом интегрированы для получения расхода нефти и воды.

Если нефть и вода образуют смесь или эмульсию, то для определения объемного расхода воды относительно общего объемного расхода жидкости (нефти и воды) (WLR) можно использовать несколько методов. Это может быть сделано: с помощью емкостного датчика, погруженного в жидкую фазу расположенного выше по потоку гидравлического накопителя 2, через акустический импеданс жидкости, измеренный в режиме утечки в стенке, или через устройство для отбора проб жидкости и измерения. При получении WLR доплеровские профили скорости по всему поперечному сечению жидкости интегрируются для получения скорости потока жидкой фазы Q_liq. Расход потока нефти определяется выражением:

а расход потока воды выражением:

На фиг. 6 проиллюстрирована структура описанного выше варианта осуществления системы измерения расхода. Она является многофазной системой измерения расхода, специально адаптированной к измерению трехфазных потоков стратифицированных газа, нефти и воды в нефтепромысловых трубах. Основная конфигурация системы объединяет в себе: датчик скорости газа 31 или систему измерения расхода газа, датчик 34 давления газа для контроля состояния линии потока, ряд ультразвуковых доплеровских датчиков 32 потока жидкости, которые обеспечивают измерение объемного содержания жидкости, скорости и расхода потока, емкостный датчик 35 уровня воды, который обеспечивает измерение объемного содержания воды. Выходные сигналы этих датчиков или подсистем объединены в вычислительный блок для получения величин расхода нефти, газа и воды. Дополнительные датчики или подсистемы, такие как датчик плотности жидкости DP, подсистема отбора проб жидкости и подсистема измерения WLR и/или электромагнитный датчик WLR, могут быть добавлены в разные места, как показано на фиг. 1 для того, чтобы добавить избыточность измерений и для того, чтобы справляться с особыми ситуациями, такими как эмульсии нефти и воды в жидкой фазе. Эти дополнительные или необязательные датчики и подсистемы дополнительно обсуждаются в следующем разделе.

Другие методы измерения WLR могут использоваться в соответствии с некоторыми вариантами осуществления данного изобретения.

Например, в случае эмульсии образец жидкости может быть отобран из участка, содержащего большое количество жидкости в измерителе (см. фиг. 1) через линию отбора проб жидкости, а WLR может быть измерен с помощью встроенного датчика WLR, работающего, например, на основе электромагнитных принципов, или с помощью денситометров или автономного анализатора WLR.

Для другого альтернативного измерения WLR может быть использован перепад давления ΔP=P2 - P1, как показано на фиг. 1, в сочетании с высотой h_l поверхности раздела фаз газ-жидкость, измеренной с помощью ультразвуковых датчиков уровня жидкости для получения объемного содержания воды в жидкости. Затем:

где: ρ_mix является средней плотностью жидкой фазы. Если жидкость представляет собой эмульсию нефти и воды, то

где: ρ_w является плотностью воды, а ρ_o является плотностью нефти, которые могут быть определены путем обора проб и калибровкой. Путем объединения уравнений (16) и (17), получается

Если нефть и вода разделены на два разных слоя, ΔP может быть объединен с измеренным ультразвуковым временем прохождения T между стенкой трубы и поверхностью раздела фаз газ-жидкость для получения толщины слоя воды h_w, и толщины слоя нефти h_o. Связь между T,h_w и h_o имеет вид

где: c_w и c_o представляют собой значения скорости звука в воде и нефти, которые известны.

Уравнение (16) также может быть переписано как

где: g является ускорением свободного падения, а ρ_w и ρ_o также известны. Таким образом, в результате двух измерений T и ΔP могут быть получены два неизвестных значения толщины путем совместного решения уравнений (19) и (20).

Другим методом определения WLR является использование электромагнитного датчика водной фракции, который может быть размещен на участке, где вода и нефть хорошо смешиваются между собой. Примеры показаны на фиг. 7а и 7b. На фиг. 7a расширение после измерительной части обеспечивает зону смешения нефти и воды, где для измерения WLR может быть использован электромагнитный датчик на основе электрического импеданса, индуктивности или микроволн. На фиг. 7b модифицированная конструкция расположенного ниже по потоку выпрямителя потока создает содержащий большое количество жидкости вертикальный участок, где датчик содержания воды может быть установлен для измерения хорошо перемешанного вертикального потока нефти и воды. Так как в вертикальном потоке распределение воды и нефти должно быть более однородным, чем в горизонтальном потоке, то датчик WLR или датчик содержания воды, независимо от того выполняется ли измерение локально или охватывает все поперечное сечение трубы, дает более показательный результат.

В качестве альтернативы ультразвуковому измерению скорости газа на основе времени прохождения, который был рассмотрен выше, другие типы датчиков скорости могут быть установлены в верхней части измерительного сосуда 30 для измерения скорости газовой фазы. Они могут включать один или несколько зондов с термопреобразователем на основе измерения теплопередачи, трубку Пито, вертушечный расходомер или турбинный счетчик (счетчики), расходомер на основе отбрасывания вихревого потока, как показано на фиг. 8.

Альтернативные способы измерения высоты границы раздела фаз «газ - жидкость» могут включать использование датчика уровня измерительного щупа на основе теплопередачи или управляемой ультразвуковой волны, такой как волны Лэмба, которая покрывает вертикальную высоту трубы, или бесконтактный ультразвуковой измерительный преобразователь, установленный на верхней стороне трубы (см. фиг. 1 и 4). Для бесконтактного измерения ультразвуковой измерительный преобразователь должен иметь свое акустическое сопротивление, соответствующее акустическому сопротивлению газа, что позволяет передавать достаточную энергию ультразвука через газовый слой для достижения поверхности раздела фаз «газ - жидкость», которая расположена ниже. Измеряется время прохождения отраженного импульсного сигнала в прямом и обратном направлении от измерительного преобразователя до границы раздела «газ - жидкость» T_g, и толщина жидкого слоя h_l определяется по формуле

где: D - диаметр измерительного сосуда 30 и c_g - скорость звука в газовой фазе, которая получается с помощью времяпролетной системы измерения скорости газа, как показано уравнением (10).

В некоторых вариантах осуществления данного изобретения также возможны отборы проб трехфазной текучей среды и измерения свойств текучей среды. Расположенный выше по потоку выпрямитель потока 2 по своему устройству представляет собой трехфазный сепаратор или газожидкостный сепаратор в случае эмульсии.

На фиг. 9 проиллюстрирован фазовый пробоотборник, который можно запускать в работу параллельно с датчиком уровня раздела фаз для того, чтобы выборочно отбирать пробы водной, нефтяной и газовой фаз. Датчик уровня раздела фаз может быть выполнен на основе ультразвукового датчика отраженного импульса или многоэлектродного емкостного указателя уровня. Пробоотборник, который состоит из нескольких трубок для взятия проб, имеет несколько отверстий, расположенных вдоль вертикальных высот. Используя информацию о вертикальном распределении трех фаз, полученную с помощью датчика уровня раздела фаз, можно управлять соответствующими клапанами для отбора проб из впускных отверстий на соответствующих высотах.

В некоторых вариантах осуществления данного изобретения датчики свойств текучей среды, такие как датчики проводимости или солености воды, вязкости жидкости, плотности, состава газа также могут быть установлены на мини-сепараторе для измерения требуемых свойств. Измерение проводимости или солености воды будет особенно полезно в качестве средства калибровки для электромагнитных датчиков WLR, особенно в случае измерения эмульсий с непрерывной водной фазой, когда на выходной сигнал датчика всегда влияют как WLR, так и проводимость воды. В вариантах осуществления данного изобретения может быть установлен датчик измерения свойств воды для доступа к участку, содержащему большое количество воды в измерителе, например, около нижней стороны расположенного выше по потоку гидравлического накопителя 2 на фиг. 1. Датчик проводимости подходящего типа, например, на основе микроволн, электродов с прямым контактом или на основе принципа вихревых токов, может использоваться в сочетании с измеренной температурой жидкости для измерения или получения солености воды.

В некоторых вариантах осуществления данного изобретения конструкция регулятора потока, проиллюстрированная на фиг. 1, выполнена на основе участка прямой трубы с относительно большим диаметром. Для увеличения объема накопления могут также использоваться другие формы трубных систем, таких как тройники и поперечные элементы. Ориентация поперечного отвода или отводов в тройнике или крестовине может быть изменена в соответствии с конкретными случаями применения, несмотря на то, что две отвода крестовины на фиг. 10 показаны ориентированными горизонтально. Поперечные отводы могут вмещать отведенные в них текучие среды, тем самым увеличивая время пребывания текучих сред в гидравлическом накопителе до того, как они в конечном итоге выйдут в измерительную секцию.

Система, проиллюстрированная на фиг. 1, была испытана на трехфазном кольцевом контуре потока. Результаты испытаний показывают, что для вариантов осуществления данного изобретения газ и жидкость многофазного потока хорошо разделяются в стратифицированном потоке, несмотря на наличие расходомера. Также достигается разделение нефти и воды. Стратификация слоев нефти и воды может быть достигнута путем дальнейшей модификации уловителя жидкостных пробок и геометрии измерительной секции. Предварительные результаты измерения расхода жидкости и газа проиллюстрированы на фиг. 11 и 12.

Падение давления в расходомере также было измерено в процессе испытаний в кольцевом контуре потока, а результаты показаны на фиг. 13. Максимальные потери в расходомере в верхнем диапазоне расхода составляют около 0,02 бар (2 кПа).

Некоторыми предпочтительными преимуществами системы в соответствии с вариантами осуществления данного изобретения являются:

Почти горизонтальная установка с генерацией наклонного стратифицированного потока из потоков с жидкостными пробками на впуске

Разделение фаз в широком диапазоне расходов потока и объемных долей газа

Направленный вниз наклонный поток увеличивает толщину слоя нефти, обеспечивая точность измерения Q_oil

Отсутствие колебаний по высоте и изгибов, которые связаны с вертикальным измерительным устройством, что дает снижение затрат и понижение давления

Низкий перепад давления (не более 0,5 фунт/кв.дюйм (3,45 кПа), продемонстрированный в нашем испытании)

комплект ультразвуковых расходомеров с фиксирующими хомутами для жидкостного потока позволяет выполнять доплеровское цифровое сканирование

Отсутствие окон позволяет устанавливать хомут непосредственно на стальную трубу

Периферический цифровой режим (калибровка не требуется)

Допускает пузырьки газа в жидкости

Не требует точного знания скорости звука

Мгновенные сигналы величин объемного содержания жидкости в многофазном потоке и расхода потока

Возможность измерения WLR, если нефть и вода разделены, что позволяет обнаруживать границы раздела фаз

Возможность измерения WLR, если нефть и вода перемешаны, с помощью измерений акустического или полного электрического сопротивления

Ультразвуковое измерение скорости газа на отдельной части трубы

Высокое отношение максимальной производительности установки к минимальной

Неинтрузивные преобразователи смонтированные заподлицо на стенке трубы

Отработанная техника измерений, коммерчески доступные системы

Емкостный датчик 35 уровня и объемного содержания воды позволяет выполнять более надежное и точное измерение уровня воды, чем ультразвуковой

Дополнительные измерения, например, WLR на основе величины ΔP, и электромагнитные измерения WLR и солености

Простота оснащения пробоотборниками и датчиками свойств жидкости, расположенными выше и ниже по потоку регуляторов потока, где могут быть обнаружены разделенные или смешанные фазы.

Варианты осуществления данного изобретения могут предусматривать, помимо всего прочего, комбинацию генератора стратифицированного потока с различными средствами измерения скорости и объемного содержания фаз в многофазном потоке для того, чтобы определять расходы потоков отдельных стратифицированных фаз, таких как газ и жидкость, а также внутри жидкой фазы, нефти и воды, что является значительным преимуществом по сравнению с предшествующими уровнями техники, которые не используют стратификацию потока. Более конкретно, это изобретение может предусматривать комбинирование генерации потока стратифицированного газа или жидкости, и/или газа, нефти и воды на участке трубы 7 с некоторыми или со всеми следующими системами датчиков или измерений, которые могут измерять связанные с потоком параметры отдельно для конкретных фаз, а именно с датчиками или системами для измерений:

скорости потока газообразной фазы,

скорости потока жидкой фазы,

скорости потока нефтяной фазы,

скорости потока водной фазы,

объемного содержания жидкой фазы или объемного содержания газообразной фазы,

объемного содержания воды или соотношения «вода - жидкость»,

проводимости воды.

В некоторых вариантах осуществления данного изобретения измерения скорости и объемного содержания фаз в многофазном потоке могут выполняться в одном и том же поперечном сечении стратифицированного потока газа, нефти или воды. В некоторых вариантах осуществления данного изобретения предпочтительные технические способы измерения могут включать в себя ультразвуковые датчики 31, 32 газового и жидкостного потока, которые часто могут быть использованы при наружном монтаже, а также емкостные датчики уровня воды.

Варианты осуществления данного изобретения кроме всего прочего могут предусматривать:

Объединение регулирующего поток гидравлического накопителя 2 с участком трубы 7 направленного вниз наклонного потока для достижения достаточного уровня фазового расслоения между газом, нефтью и водой;

Использование расположенного выше по потоку объема регулирования потока соответствующего размера (например, большего, чем средний размер жидкостной пробки), который обеспечивает достаточно большое поперечное расширение до входного потока; при этом в случае круглого поперечного сечения диаметр гидравлического накопителя 2 предпочтительно больше чем по меньшей мере в 2 раза диаметра входной трубы 5 для того, чтобы обеспечить значительное замедление входного потока и улучшить разделение газа и жидкости внутри гидравлического накопителя. Для обеспечения этого объема гидравлического накопителя могут использоваться стандартные трубные элементы, включая тройники и крестовины.

Для типового расположенного выше по потоку регулятора потока/гидравлического накопителя 2, использование отклонителя потока/фазового распределителя 10, и устройства 20 сопротивления потоку около выхода для уменьшения смешения фаз, улучшает разделение фаз, а также усиливает эффект выравнивания жидкостных пробок и уменьшает колебания расхода в секции измерения; при этом конструкции пакета пластин (с пластинами 21 в вертикальной плоскости, пластинами 23 с горизонтальной ориентацией или их комбинацией) для устройства 20 сопротивления потоку, которое может быть установлено на одном или обоих концах измерительного участка трубы 7, выполняет функцию выпрямителей потока.

Создание направленного вниз наклонного потока в трубе, в которой выполняются измерения объемного содержания фаз в многофазном потоке, скорости и расхода потока, с подходящим углом наклона предпочтительно от 0 до 75 градусов, еще более предпочтительно от 0 до 5 градусов.

Выбор соответствующего диаметра d3 для измерительного участка трубы 7, например, предпочтительно больше, чем диаметр входной трубы 5, в результате чего поддерживается удовлетворительная степень стратификации внутри измерительной секции с предпочтительной длиной трубы от 3 до 20 раз больше, чем d3.

Для измерительного участка трубы 7 может быть использовано отличное от круглого поперечное сечение, включая квадратную и прямоугольную формы.

Расположение входа потока в расположенный выше по потоку гидравлический накопитель 2 по направлению к нижней стороне гидравлического накопителя 2, при этом предпочтительно расположить нижнюю часть впускной трубы 5 так, чтобы она находилась ниже границы раздела «газ - жидкость» и «нефть - вода» внутри гидравлического накопителя 2.

Использование расположенного ниже по потоку регулятора потока 40 для уменьшения эффекта обратного потока и обеспечения удовлетворительной степени стратификации внутри измерительной секции; при этом предпочтительно, что расположенный ниже по потоку регулятор потока 40 устанавливает соответствующие вертикальные смещения по отношению к измерительному участку трубы 7 на своем входе и на границе c выпускной производственной трубой на своем выходе, так что уровень раздела фаз «газ - жидкость» вблизи нижнего по потоку конца измерительной секции выше, чем верхняя часть выходной трубы, что сводит к минимуму обратный поток в измерительную секцию.

Использование выпрямителей потока 20 на любом конце или на обоих концах наклонного измерительного участка трубы 7 для регулирования потоков жидкости и газа.

Варианты осуществления данного изобретения помимо всего прочего могут предусматривать:

Систему измерения объемного содержания жидкости, скорости и расхода потока на основе ультразвуковых измерительных преобразователей 31, 32 с фиксирующими хомутами, размещенных вокруг трубы 7, выполняющих измерения на основе эффекта Доплера с импульсным управлением диапазоном (предшествующий уровень техники [4]), которые позволяют вычисление объемных содержаний газа, нефти и воды, а также скоростей нефти и воды, в первую очередь путем определения границы раздела между газом и жидкой фазой, а также между нефтью и водой, измерения профилей скоростей в слоях нефти и воды и объединения этих профилей для определения расхода потока нефти и воды; также могут использоваться другие ультразвуковые методы измерения границы раздела фаз и скорости вместо измерений на основе эффекта Доплера, которые могут включать в себя измерения импульсного отражения для измерения высот границы раздела фаз и метод времени прохождения или метод взаимной корреляции для измерения скорости потока.

Датчик 35 уровня воды, основанный на принципе емкостного сопротивления, который использует один изолированный проводник в конфигурации щупа для измерения уровня или погружного кольца, измеряет емкость между указанным проводником (электрод 1) и электропроводной водной фазой (электрод 2) и использует соотношение между погруженной в воду длиной электрода 1 и измеренным значением емкостного сопротивления для получения толщины слоя воды и объемного содержания воды в многофазном потоке.

Систему измерения скорости газа и скорости звука на основе измерения времени прохождения ультразвука, выполняемого по подходящей траектории через газовый слой, главным образом через верхнюю часть поперечного сечения трубы; альтернативные датчики измерения скорости газа, такие как турбины, V-образные расходомеры, трубки Пито и т. д., могут использоваться вместо вышеупомянутого ультразвукового метода.

Сочетание измеренной площади поперечного сечения газа и скорости газа, а также измеренной температуры и давления газа для получения расхода газа.

Сочетание ультразвуковых измерений с датчиками на основе других физических принципов для измерения жидкой фазы, содержащей эмульсию нефти и воды в стратифицированном потоке газа и жидкости, в том числе:

Определение WLR жидкости путем измерения акустического сопротивления жидкости с использованием ультразвуковых датчиков волны утечки с фиксирующими хомутами;

Сочетание измеренного уровня поверхности жидкости с измерением перепада давления, выполненным между верхней поверхностью и нижней стороной участка измерительной трубы для получения WLR; или

Использование линии отбора жидких проб для извлечения образца жидкости на участке, содержащем большое количество жидкости внутри трубопровода расходомера, и использование датчика WLR (например, плотномера или на основе диэлектрического материала), установленного на линии пробы для измерения и определения WLR.

Использование линий отбора проб газа, жидкости, воды и нефти в сочетании с датчиком измерения уровня поверхности раздела фаз для отбора проб отделенных фаз из регулятора/гидравлического накопителя потока, расположенного выше по потоку.

Использование датчиков свойств жидкости, таких как датчик проводимости воды для измерения свойств разделенных фаз.

Дополнительный датчик WLR в расположенном ниже по потоку регуляторе потока, измеряющий жидкость в зоне хорошего смешивания нефти с водой или дополнительный датчик WLR на вертикальном участке ниже по потоку от упомянутого регулятора для измерения WLR и сочетания с измеренной проводимостью воды для получения точного значения WLR.

Устройство для отбора проб жидкости с впускным отверстием в расположенном ниже по потоку регуляторе потока для отбора проб текучей среды в зоне смешивания, создаваемой гидравлическим скачком в направлении выпускного отверстия регулятора, чтобы затем определять WLR из таких образцов.

Объединение WLR, измеренного с измеренным расходом жидкости, для определения значений расхода нефти и воды.

В некоторых вариантах осуществления данного изобретения дополнительные измерения могут предусматривать:

Ультразвуковой измерительный преобразователь, установленный на верхней стороне измерительного участка трубы 7, который передает ультразвуковые импульсы через слой газа для измерения уровня раздела фаз «газ - жидкость» и, возможно, скорости межфазной поверхности;

Ячейку/датчик измерения солености воды с доступом к участку с большим содержанием воды внутри измерительной трубы, которая измеряет проводимость воды и определяет соленость;

Возможность отбора проб жидкости для получения проб, смеси фаз или разделенных фаз для автономного анализа.

В некоторых вариантах осуществления данного изобретения общая структура измерительной системы может объединять все измерения, перечисленные выше, в вычислительном блоке для получения величин расхода потока нефти, воды и газа и других параметров, как показано на рисунке 6.

Вышеизложенное описывает особенности нескольких вариантов осуществления, так что специалисты в данной области техники могут лучше понять аспекты данного изобретения. Специалистам в данной области должно быть понятно, что они могут легко использовать настоящее раскрытие изобретения в качестве основы для разработки или модификации других процессов и структур для выполнения тех же целей и/или достижения тех же преимуществ вариантов осуществления, представленных в данном документе. Специалистам в данной области также следует понимать, что такие эквивалентные конструкции не отступают от сущности и объема данного изобретения и что они могут вносить различные изменения, замены и поправки в данный документ без отступления от объема данного изобретения.

Изобретение относится к стабилизирующему поток коллектору для использования в системе измерения многофазного потока. Стабилизирующий поток коллектор включает камеру, которая имеет впускное отверстие, соединенное с концом впускной трубы, и выпускное отверстие, соединенное с концом выпускной емкости. Самая нижняя точка впускного отверстия находится на нижней части боковой стенки камеры или вблизи нее. Выпускное отверстие расположено в боковой стенке камеры, где самая нижняя точка выпускного отверстия является смещенной в вертикальном направлении и находится выше самой нижней точки впускного отверстия, когда камера находится в рабочем положении. Камера содержит фазовый распределитель, расположенный вслед за впускным отверстием и выполненный с возможностью распределять жидкие и газообразные фазы входящего потока многофазной смеси из впускной трубы внутри камеры. Устройство сопротивления выходному потоку снижает или сопротивляется оттоку жидкости из камеры. Технический результат – повышение точности измерения расхода. 3 н. и 23 з.п. ф-лы, 13 ил.

1. Стабилизирующий поток коллектор (2) для системы измерения многофазного потока для системы измерения многофазного потока (1), при этом стабилизирующий поток коллектор(2) содержит:

камеру (3), содержащую боковые стенки,

впускное отверстие (4) в одной из боковых стенок для приема конца впускной трубы (5) и

выпускное отверстие (6) в одной из боковых стенок для приема конца выпускной емкости (7), при этом камера (3) дополнительно содержит:

фазовый распределитель (10), прилегающий к впускному отверстию (4) и выполненный с возможностью распределять жидкие и газообразные фазы входящего потока многофазной смеси из впускной трубы (5) внутри камеры (3); и

устройство сопротивления выходному потоку (20) прилегающее к выпускному отверстию (6) и выполненное с возможностью снижать отток жидкости из камеры (3) или сопротивляться ему.

2. Стабилизирующий поток коллектор (2) по п. 1, отличающийся тем, что

самая нижняя точка впускного отверстия (4) находится на нижней части камеры (3) или вблизи нее; и

самая нижняя точка выпускного отверстия (6) является смещенной в вертикальном направлении и находится выше самой нижней точки впускного отверстия (4) когда камера (3) находится в ее рабочем положении.

3. Стабилизирующий поток коллектор (2) по п. 1 или 2, отличающийся тем, что камера (3) дополнительно содержит верхнюю часть и нижнюю часть.

4. Стабилизирующий поток коллектор (2) по любому из предшествующих пунктов, отличающийся тем, что камера (3) выполнена в форме трубы, имеющей преимущественно круглое поперечное сечение между боковыми стенками.

5. Стабилизирующий поток коллектор (2) по п. 4, отличающийся тем, что расстояние между боковыми стенками длиннее, чем средний диаметр поперечного сечения камеры (3).

6. Стабилизирующий поток коллектор (2) по любому из предшествующих пунктов, отличающийся тем, что средняя площадь поперечного сечения камеры (3) больше, чем средняя площадь поперечного сечения выпускной емкости (7) и средняя площадь поперечного сечения впускной трубы (5).

7. Стабилизирующий поток коллектор (2) по любому из предшествующих пунктов, отличающийся тем, что фазовый распределитель (10) содержит:

трубу (11) с размером и формой, соответствующими размеру и форме впускного отверстия (4) корпуса, одну или большее количество первых прорезей (12), предусмотренных по длине трубы (11) и проходящих через стенку трубы для гидравлического соединения внутренней части трубы (11) с ее наружной стороной, при этом указанные одна или большее количество первых прорезей (12) расположены с боков трубы (11), когда фазовый распределитель (10) находится в своем рабочем положении;

одно или большее количество ребер (13), расположенных на наружной стороне трубы (11) и расположенных рядом с указанными одним или большим количеством первых прорезей (12) и между ними, при этом указанное одно или большее количество ребер (13) имеет большую площадь поперечного сечения, чем труба (11), и выходит из наружной части трубы (11) для того, чтобы направлять жидкую фазу, протекающую через трубу (11), наружу и из трубы (11); и

одну или большее количество вторых прорезей (14), предусмотренных по длине трубы (11) и проходящих через стенку трубы для гидравлического соединения внутренней части трубы (11) с ее наружной стороной, при этом указанные одна или большее количество вторых прорезей (14) расположены на верхней стороне трубы (11), когда фазовый распределитель (10) находится в своем рабочем положении, при этом одна или большее количество вторых прорезей (14) обеспечивают обеднение и отведение газообразной фазы из потока в верхнюю часть камеры (3), при этом указанные одна или большее количество вторых прорезей (14) имеют приблизительно Т-образную форму, причем нижняя часть находится в гидравлической связи с внутренней частью трубы (11), а боковые отводы Т-образных прорезей выполнены с возможностью направлять газообразную фазу наружу в направлении стенок камеры (3).

8. Стабилизирующий поток коллектор (2) по п. 7, отличающийся тем, что прорези также являются открытыми на верхней стороне Т-образной прорези для направления части газа в направлении к верхней части/потолку камеры стабилизирующего поток коллектора.

9. Стабилизирующий поток коллектор (2) по любому из предшествующих пунктов, отличающийся тем, что устройство сопротивления выходному потоку (20) содержит одну или большее количество основных плоских пластин (21), установленных более или менее параллельно по отношению друг к другу и предпочтительно проходящих или вертикально, или горизонтально, при этом плоская часть пластинчатой формы (22) основных пластин (21) располагается в одну линию с нормалью к выпускному отверстию (6) для того, чтобы снижать расход выходного потока жидкости и выравнивать ее поток.

10. Стабилизирующий поток коллектор (2) по п. 9, отличающийся тем, что одна или большее количество параллельных плоских вторичных пластин (23), которые предусмотрены в устройстве сопротивления выходному потоку (20), повернуты по отношению к основным плоским пластинам (21), при этом предпочтительное угловое смещение между основными плоскими пластинами (21) и вторичными плоскими пластинами (23) составляет 90° ± 5°.

11. Стабилизирующий поток коллектор (2) по любому из предшествующих пунктов, отличающийся тем, что устройство сопротивления выходному потоку (20) содержит выпрямитель потока (24), в котором предусмотрены одно или большее количество цилиндрических отверстий (25), при этом цилиндрические отверстия (25) предпочтительно располагаются в одну линию с нормалью к выпускному отверстию (6).

12. Стабилизирующий поток коллектор (2) по любому из предшествующих пунктов, отличающийся тем, что площадь поперечного сечения камеры (3), взятое по нормали к впускному отверстию (4), по меньшей мере в два раза больше площади поперечного сечения впускного отверстия (4), а длина камеры (3) по меньшей мере в два раза больше диаметра впускного отверстия (4) или длины самой длинной стороны впускного отверстия (4), если оно не круглое.

13. Система (1) измерения многофазного потока, содержащая стабилизирующий поток коллектор (2) по любому из предшествующих пунктов и дополнительно содержащая:

наклонный измерительный сосуд (30), проходящий от выпускного отверстия (6) и направленный в сторону, противоположную камере (3), при этом первый конец (31) наклонного измерительного сосуда (30) находится около выпускного отверстия (6) и расположен выше, чем второй конец (32) измерительного сосуда (30), который является концом измерительного сосуда (30), отключенным от выпускного отверстия (6), в результате чего измерительный сосуд (30) оказывается наклоненным сверху вниз от первого конца (31) ко второму концу (32) в его рабочем положении.

14. Система измерения многофазного потока (1) по п. 13, отличающаяся тем, что угол наклона, измеренный от горизонтали измерительного сосуда (30) в процессе его применения, находится в пределах от 0° до 75°; более предпочтительно в пределах от 0° до 50°; более предпочтительно в пределах от 0° до 30°; более предпочтительно в пределах от 0° до 15°; более предпочтительно в пределах от 0° до 10°; более предпочтительно в пределах 0° до 5°.

15. Система измерения многофазного потока (1) по п. 13 или 14, отличающаяся тем, что площадь поперечного сечения измерительного сосуда (30) не меньше, чем площадь поперечного сечения впускного отверстия (4), и меньше, чем площадь поперечного сечения камеры (30), и предпочтительно, что длина измерительного сосуда (30) в 3 раза больше диаметра измерительного сосуда (30) или самой длинной стороны его поперечного сечения, если измерительный сосуд (30) не является круглым; и более предпочтительно, что длина измерительного сосуда (30) до 50 раз больше диаметра измерительного сосуда (30) или самой длинной стороны его поперечного сечения, если измерительный сосуд (30) не является круглым.

16. Система измерения многофазного потока (1) по любому из пп. 13-15, отличающаяся тем, что измерительный сосуд (30) содержит один или большее количество датчиков, расположенных в положении вдоль измерительного сосуда (30), которое, основываясь на геометрии системы измерения многофазного потока (1) и ожидаемого потока текучей среды через систему измерения многофазного потока (1), соответствует положению, в котором будет получен стратифицированный поток текучих сред, проходящий через измерительный сосуд (30).

17. Система измерения многофазного потока (1) по любому из пп. 13-15, отличающаяся тем, что измерительный сосуд (30) содержит один или большее количество датчиков, которые предусмотрены на наружной стороне измерительного сосуда (30) и которые выполнены с возможностью подвижного крепления к наружной стороне измерительного сосуда (30).

18. Система измерения многофазного потока (1) по п. 16 или 17, отличающаяся тем, что указанные один или большее количество датчиков содержат один или большее количество из:

a) ультразвуковые датчики скорости потока газа (31), которые установлены вокруг или выше центральной вертикальной точки измерительного сосуда (30);

b) ультразвуковые датчики жидкой фракции и скорости (32), которые установлены вокруг или ниже центральной вертикальной точки измерительного сосуда (30);

c) датчики температуры (33); и/или

d) датчики давления (34), расположенные по всему вертикальному диапазону высоты измерительного сосуда (30).

19. Система измерения многофазного потока (1) по любому из пп. 13-18, дополнительно содержащая датчик уровня воды (34) на основе измерения емкостного сопротивления, при этом датчик уровня воды (34) содержит изолированный проводник (35) в конфигурации щупа для измерения уровня или погружного кольца, который выполнен с возможностью измерения емкостного сопротивления между изолированным проводником (35) и водой в измерительном сосуде (30) для определения высоты слоя воды при его наличии.

20. Система измерения многофазного потока (1) по любому из пп. 13-18, отличающаяся тем, что система измерения многофазного потока (1) дополнительно содержит:

расположенный ниже по потоку стабилизирующий поток коллектор (40), который расположен на нижнем конце измерительного сосуда (30), при этом расположенный ниже по потоку стабилизирующий поток коллектор (40) содержит:

камеру (41) расположенного ниже по потоку стабилизирующего поток коллектора, которая имеет впускное отверстие (42) расположенного ниже по потоку стабилизирующего поток коллектора для приема нижнего конца измерительного сосуда (30) и выпускное отверстие (43) расположенного ниже по потоку стабилизирующего поток коллектора для приема конца выпускной трубы (44), при этом самая нижняя точка впускного отверстия (42) расположенного ниже по потоку стабилизирующего поток коллектора смещена в вертикальном направлении и находится выше нижней части боковой стенки (45) камеры (41) расположенного ниже по потоку стабилизирующего поток коллектора, а выпускное отверстие (43) расположенного ниже по потоку стабилизирующего поток коллектора расположено в боковой стенке (45В) или в другой боковой стенке (45В) камеры (41) расположенного ниже по потоку стабилизирующего поток коллектора, причем самая нижняя точка выпускного отверстия (43) расположенного ниже по потоку стабилизирующего поток коллектора расположена на или вблизи нижней части боковой стенки (45В) камеры (41) расположенного ниже по потоку стабилизирующего поток коллектора в ее рабочем положении для того, чтобы свести к минимуму обратный поток текучей среды в измерительный сосуд (30).

21. Система измерения многофазного потока (1) по любому из пп. 13-20, отличающаяся тем, что расположенный ниже по потоку стабилизирующий поток коллектор (40) содержит:

выпрямитель потока (4 6), граничащий с впускным отверстием (42) расположенного ниже по потоку стабилизирующего поток коллектора для того, чтобы регулировать поток, входящий в расположенный ниже по потоку стабилизирующего поток коллектор (40), чтобы регулировать поток внутри измерительного сосуда (30) и поддерживать стратифицированный поток, а также выпрямитель потока (4 6) содержит одну или большее количество плоских третичных пластин (47), установленных параллельно по отношению друг к другу и проходящих или вертикально, или горизонтально, при этом плоская часть пластинчатой формы (48) третичных пластин (47) располагается в одну линию с нормалью к впускному отверстию (42), расположенному ниже по потоку стабилизирующего поток коллектора для того, чтобы выравнивать входной поток жидкости; при этом одна или большее количество параллельных плоских четверичных пластин (48), которые предусмотрены в выпрямителе потока (46), повернуты по отношению к плоским третичным пластинам (47), причем предпочтительное угловое смещение между плоскими третичными пластинами (47) и плоскими четверичными пластинами (48) составляет 90° ± 5°.

22. Способ регулирования смеси многофазного потока для системы измерения многофазного потока (1), включающий:

поступление смеси многофазного потока в накопительный сосуд через впускное отверстие в одной из боковых стенок накопительного сосуда;

разделение жидкой и газообразной фаз смеси многофазного потока в накопительном сосуде;

истечение разделенных жидкой и газообразной фаз смеси многофазного потока из накопительного сосуда через выпускное отверстие в одной из боковых стенок накопительного сосуда и

использование устройства сопротивления выходному потоку для снижения величины потока жидкой фазы или для сопротивления потоку жидкой фазы смеси многофазного потока наружу из выпускного отверстия.

23. Способ по п. 22, отличающийся тем, что в процессе использования выпускное отверстие имеет конфигурацию расположения в вертикальном направлении в накопительном сосуде выше, чем впускное отверстие.

24. Способ по п. 22 или 23, отличающийся тем, что устройство сопротивления выходному потоку снижает расход жидкой фазы из камеры до величины меньше чем максимальный расход потока многофазной смеси в камеру.

25. Способ измерения многофазного потока, включающий: использование способа регулирования потока по п. 22 или 23 для регулирования потока многофазной смеси;

стратификацию потока улучшенной многофазной смеси путем поступления улучшенной многофазной смеси сверху вниз через наклонный измерительный сосуд; и

измерение свойств стратифицированного потока улучшенной многофазной смеси в измерительном сосуде.

26. Способ по п. 25, дополнительно включающий:

истечение стратифицированного потока улучшенной многофазной смеси из измерительного сосуда в расположенный ниже по потоку накопительный сосуд.