RU2375696C2 - Method and device for determination of single component density in fluid multicomponent stream - Google Patents
Method and device for determination of single component density in fluid multicomponent stream Download PDFInfo
- Publication number
- RU2375696C2 RU2375696C2 RU2008103269/28A RU2008103269A RU2375696C2 RU 2375696 C2 RU2375696 C2 RU 2375696C2 RU 2008103269/28 A RU2008103269/28 A RU 2008103269/28A RU 2008103269 A RU2008103269 A RU 2008103269A RU 2375696 C2 RU2375696 C2 RU 2375696C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- stream
- component
- density
- water
- pipeline
- Prior art date
Links
- 239000012530 fluid Substances 0.000 title claims abstract description 41
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims description 24
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 82
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims abstract description 38
- 230000005484 gravity Effects 0.000 claims abstract description 3
- 238000001739 density measurement Methods 0.000 claims description 4
- 238000005259 measurement Methods 0.000 abstract description 4
- 239000000203 mixture Substances 0.000 abstract description 3
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 238000000926 separation method Methods 0.000 description 11
- 239000000463 material Substances 0.000 description 8
- 238000005070 sampling Methods 0.000 description 3
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 2
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 2
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 2
- 239000007791 liquid phase Substances 0.000 description 2
- 239000013049 sediment Substances 0.000 description 2
- 230000033558 biomineral tissue development Effects 0.000 description 1
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 1
- 230000014759 maintenance of location Effects 0.000 description 1
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 1
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 1
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 1
- 239000003129 oil well Substances 0.000 description 1
- 230000000737 periodic effect Effects 0.000 description 1
- 239000012071 phase Substances 0.000 description 1
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 description 1
- 239000004576 sand Substances 0.000 description 1
- 239000010802 sludge Substances 0.000 description 1
- 239000002195 soluble material Substances 0.000 description 1
Images
Landscapes
- Measuring Volume Flow (AREA)
Abstract
Description
1. ОБЛАСТЬ ТЕХНИКИ, К КОТОРОЙ ОТНОСИТСЯ ИЗОБРЕТЕНИЕ1. FIELD OF THE INVENTION
Настоящее изобретение относится к области скважинных измерений параметров потока текучей среды, и конкретно к вычислителям для потока нефти.The present invention relates to the field of downhole measurements of fluid flow parameters, and specifically to calculators for oil flow.
2. ОПИСАНИЕ ПРЕДШЕСТВУЮЩЕГО УРОВНЯ ТЕХНИКИ2. DESCRIPTION OF THE PRIOR ART
Газовые и нефтяные скважины могут иметь многофазный поток, выходящий из оборудования устья скважины. Необходимы измерения полного потока из устья скважины. Для измерения полного потока обычно отделяют поток газа (газовую фазу) от потока жидкости (жидкой фазы), и потоки газа и жидкости измеряют отдельно. Потоки газа и жидкости могут измеряться посредством двух различных массовых расходомеров Кориолиса. Поток жидкости обычно содержит нефть и воду. Для точного измерения количества нефти в потоке жидкости необходимо определить количество воды в потоке жидкости. Для определения количества воды в потоке должна быть определена плотность воды. В настоящее время плотность воды определяется путем периодического взятия пробы воды, выходящей из оборудования устья скважины, и определения ее плотности с использованием ареометра. Такой способ раскрыт в публикации патентной заявки США 2003/0136185 от 24.07.2003. Для осуществлении данного способа система содержит вихревой сепаратор для приема многофазного потока. В данном сепараторе жидкость отделяется от газа. Сепаратор содержит водоотделитель, расположенный в жидкостной зоне для периодического получения пробы воды в жидкой фазе. Плотность воды в водоотделителе может быть определена с использованием гидрометра. Данный способ имеет множество проблем. Одна проблема состоит в том, что плотность воды может изменяться во времени. Если плотность воды изменяется, а используется старое измерение плотности, вычисление количества нефти в потоке становится неточным. Неточность представляет более сложную проблему в потоках с высоким содержанием воды, чем в потоках с низким содержанием воды. Одним способом сведения неточностей к минимуму является частое измерение плотности воды. Однако процесс извлечения пробы из системы и проверки плотности может быть трудоемким и связан с затратами рабочей силы и времени.Gas and oil wells may have a multiphase flow exiting wellhead equipment. Measurements of the total flow from the wellhead are required. To measure the total flow, a gas stream (gas phase) is usually separated from a liquid stream (liquid phase), and gas and liquid flows are measured separately. Gas and liquid flows can be measured by two different Coriolis mass flowmeters. The fluid stream usually contains oil and water. To accurately measure the amount of oil in a fluid stream, it is necessary to determine the amount of water in the fluid stream. To determine the amount of water in the stream, the density of water must be determined. Currently, the density of water is determined by periodically taking a sample of water leaving the wellhead equipment and determining its density using a hydrometer. Such a method is disclosed in US Patent Application Publication 2003/0136185 of July 24, 2003. To implement this method, the system comprises a vortex separator for receiving a multiphase flow. In this separator, the liquid is separated from the gas. The separator contains a water separator located in the liquid zone for periodic sampling of water in the liquid phase. The density of the water in the water separator can be determined using a hydrometer. This method has many problems. One problem is that the density of water can change over time. If the density of water changes and the old density measurement is used, the calculation of the amount of oil in the stream becomes inaccurate. Inaccuracy is a more complex problem in high water streams than in low water streams. One way to minimize inaccuracies is to frequently measure the density of water. However, the process of extracting a sample from the system and checking the density can be time-consuming and involves labor and time.
Следовательно, существует потребность в наличии усовершенствованных системы и способа определения количества нефти в потоке.Therefore, there is a need for an improved system and method for determining the amount of oil in a stream.
КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ СУЩНОСТИ ИЗОБРЕТЕНИЯSUMMARY OF THE INVENTION
Согласно настоящему изобретению предложены способ и устройство для определения плотности одного компонента в многокомпонентном потоке текучей среды в трубопроводе. Многокомпонентный поток текучей среды разделяется на два потока, причем первый поток является, по существу, потоком всего первого компонента. Плотность второго потока измеряется.The present invention provides a method and apparatus for determining the density of a single component in a multicomponent fluid stream in a pipeline. The multi-component fluid stream is divided into two streams, the first stream being essentially the stream of the entire first component. The density of the second stream is measured.
АСПЕКТЫ ИЗОБРЕТЕНИЯAspects of the Invention
Один аспект настоящего изобретения относится к способу для определения плотности одного из компонентов в многокомпонентном потоке, включающему направление в трубопровод потока жидкости, состоящей из, по меньшей мере, первого компонента и второго компонента, отличающемуся тем, что разделяют поток жидкости на первый поток и второй поток, причем расход потока в первом потоке превышает расход потока во втором потоке, и первый поток содержит, по существу, весь первый материал, и измеряют плотность жидкости во втором потоке.One aspect of the present invention relates to a method for determining the density of one of the components in a multicomponent stream, comprising directing a liquid stream into the pipeline, comprising at least a first component and a second component, characterized in that the liquid stream is divided into a first stream and a second stream moreover, the flow rate in the first stream exceeds the flow rate in the second stream, and the first stream contains essentially all of the first material, and the density of the liquid in the second stream is measured.
Первый компонент может быть нефтью.The first component may be oil.
Второй компонент может быть водой.The second component may be water.
Второй компонент может иметь большую плотность, чем первый материал.The second component may have a higher density than the first material.
Предпочтительно измеряют температуру жидкости во втором потоке.Preferably, the temperature of the liquid in the second stream is measured.
Предпочтительно измеряют полный поток компонента через трубопровод и определяют количество первого компонента в трубопроводе частично на основании плотности жидкости во втором потоке.Preferably, the total component flow through the pipeline is measured and the amount of the first component in the pipeline is determined in part based on the density of the liquid in the second stream.
Предпочтительно используется сила тяжести для отделения, по существу, всего первого компонента в первый поток.Preferably, gravity is used to separate essentially the entire first component into the first stream.
Другой аспект настоящего изобретения содержит способ определения плотности одного из компонентов в многокомпонентном потоке, включающий направление в трубопровод потока жидкости, состоящей из, по меньшей мере, нефти и воды, отличающийся тем, что непрерывно отделяют пробу воды от текущей в трубопроводе жидкости и измеряют плотность воды.Another aspect of the present invention comprises a method for determining the density of one of the components in a multicomponent stream, including directing a fluid stream into the pipeline, consisting of at least oil and water, characterized in that the water sample is continuously separated from the fluid flowing in the pipeline and the water density is measured .
Предпочтительно плотность воды измеряют с использованием массового расходомера Кориолиса.Preferably, the density of water is measured using a Coriolis mass flowmeter.
Предпочтительно измерение плотности воды осуществляют непрерывно.Preferably, the density measurement of water is carried out continuously.
Предпочтительно определяют количество протекающей в трубопроводе нефти частично на основании измеренной плотности воды.Preferably, the amount of oil flowing in the pipeline is determined in part based on the measured density of water.
Предпочтительно используют плотность воды для определения содержания воды в жидкости.Preferably, the density of water is used to determine the water content in the liquid.
Следующий аспект настоящего изобретения относится к устройству для определения плотности одного из компонентов в многокомпонентном потоке, содержащему первый трубопровод для жидкости, состоящей из, по меньшей мере, первого компонента и второго компонента, отличающемуся тем, что имеет второй трубопровод, соединенный с первым трубопроводом и выполненный с возможностью отбора пробы второго компонента из жидкости, первый массовый расходомер Кориолиса, соединенный со вторым трубопроводом и выполненный с возможностью измерения плотности пробы второго компонента во втором трубопроводе.A further aspect of the present invention relates to a device for determining the density of one of the components in a multicomponent stream, comprising a first liquid conduit consisting of at least a first component and a second component, characterized in that it has a second conduit connected to the first conduit and made with the possibility of sampling the second component from the liquid, the first Coriolis mass flowmeter connected to the second pipeline and configured to measure density samples of the second component in the second pipeline.
Предпочтительно устройство дополнительно содержит резервуар сепаратора, имеющий верхнюю часть и нижнюю часть, причем первый трубопровод проходит в резервуар сепаратора, и второй трубопровод соединен с нижней частью резервуара сепаратора.Preferably, the device further comprises a separator reservoir having an upper part and a lower part, wherein the first conduit extends into the separator reservoir and the second conduit is connected to the lower part of the separator reservoir.
Предпочтительно устройство дополнительно содержит второй массовый расходомер Кориолиса, присоединенный к первому трубопроводу и выполненный с возможностью измерения плотности жидкости в первом трубопроводе, и процессор, соединенный с первым и вторым расходомерами Кориолиса и выполненный с возможностью определения соотношения первого компонента и второго компонента в жидкости в трубопроводе частично на основании результата измерения плотности первым расходомером Кориолиса.Preferably, the device further comprises a second Coriolis mass flow meter connected to the first pipe and configured to measure the density of the liquid in the first pipe, and a processor coupled to the first and second Coriolis flow meters and configured to partially determine the ratio of the first component and the second component in the liquid in the pipe based on the density measurement result of the first Coriolis flowmeter.
Предпочтительно первый трубопровод имеет первый диаметр, и второй трубопровод имеет второй диаметр, меньший, чем первый диаметр.Preferably, the first conduit has a first diameter, and the second conduit has a second diameter smaller than the first diameter.
Предпочтительно второй диаметр меньше, чем 1/10 первого диаметра.Preferably, the second diameter is less than 1/10 of the first diameter.
Предпочтительно первый трубопровод имеет первый расход потока и второй трубопровод имеет второй расход потока, который меньше первого расхода потока.Preferably, the first conduit has a first flow rate and the second conduit has a second flow rate that is less than the first flow rate.
В другом аспекте изобретение относится к устройству для определения плотности одного из компонентов в многокомпонентном потоке, содержащему трубопровод, содержащий текущую жидкость, состоящую из, по меньшей мере, первого компонента и второго материала, отличающемуся тем, что имеет средство для разделения текущей жидкости на первый поток и второй поток, причем расход потока в первом потоке превышает расход потока во втором потоке, и первый поток содержит по существу весь первый материал, и средство для измерения плотности компонента во втором потоке.In another aspect, the invention relates to a device for determining the density of one of the components in a multicomponent stream, comprising a conduit containing a flowing fluid, consisting of at least a first component and a second material, characterized in that it has means for separating the flowing fluid into a first flow and a second stream, wherein the flow rate in the first stream exceeds the flow rate in the second stream, and the first stream contains essentially all of the first material, and means for measuring the density of the component in torus flow.
КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ ЧЕРТЕЖЕЙBRIEF DESCRIPTION OF THE DRAWINGS
Фиг.1 изображает блок-схему системы для измерения нефти и газа согласно варианту осуществления изобретения.1 is a block diagram of a system for measuring oil and gas according to an embodiment of the invention.
Фиг.2 - вид водоотделителя в другом варианте осуществления изобретения.2 is a view of a water separator in another embodiment of the invention.
Фиг.3 - вид водоотделителя, использующего резервуар сепаратора согласно варианту осуществления изобретения.Figure 3 is a view of a water separator using a separator tank according to an embodiment of the invention.
Фиг.4 - блок-схему способа определения плотности одного из компонентов в многокомпонентном потоке жидкости согласно варианту осуществления изобретения.4 is a flowchart of a method for determining the density of one of the components in a multi-component fluid stream according to an embodiment of the invention.
ПОДРОБНОЕ ОПИСАНИЕ ПРЕДПОЧТИТЕЛЬНОГО ВАРИАНТА ОСУЩЕСТВЛЕНИЯDETAILED DESCRIPTION OF THE PREFERRED EMBODIMENT
Фиг.1-3 и нижеследующее описание представляют конкретные примеры, иллюстрирующие способы создания и использования предпочтительного варианта осуществления изобретения. Для указания изобретательских принципов некоторые традиционные аспекты были упрощены или опущены. Исходя из этих примеров понятны модернизации, которые находятся в объеме изобретения. Понятно, что описанные ниже признаки могут комбинироваться различным образом для получения многих модификаций изобретения. В результате изобретение не является ограниченным конкретными описанными ниже примерами, а только формулой изобретения и ее эквивалентами.1-3 and the following description are specific examples illustrating methods for creating and using a preferred embodiment of the invention. To indicate inventive principles, some traditional aspects have been simplified or omitted. Based on these examples, modernizations that are within the scope of the invention are understood. It is understood that the features described below can be combined in various ways to produce many modifications of the invention. As a result, the invention is not limited to the specific examples described below, but only by the claims and their equivalents.
На фиг.1 показана блок-схема системы 100 для измерения нефти и газа согласно варианту осуществления изобретения. Система 100 соединена с оборудованием 102 устья скважины и содержит сепаратор 104, выпускную трубу 108 для жидкости, выпускную трубу 106 для газа, водоотделитель 110, расходомеры 116, 114, 112, выпускную трубу 118 системы и компьютера 120 для нефти.1 is a block diagram of a system 100 for measuring oil and gas according to an embodiment of the invention. The system 100 is connected to wellhead equipment 102 and includes a separator 104, a fluid outlet pipe 108, a gas outlet pipe 106, a water separator 110, flow meters 116, 114, 112, a system outlet pipe 118 and an oil computer 120.
При использовании оборудование 102 устья скважины выпускает многофазный поток, который может содержать газ, нефть, воду и наносы, например, ил или песок. Многофазный поток направляют на сепаратор 104, где газ отделяется от жидкости. Сепаратор 104 может быть сепаратором любого типа, включая газожидкостный цилиндрический циклонный сепаратор. Выпускная труба 106 для газа выводит газ из верхней части сепаратора 104. Расходомер 112 измеряет количество газа, проходящего через выпускную трубу 106 для газа. Расходомер 112 может быть расходомером любого типа, включая турбинный расходомер, массовый расходомер Кориолиса или тому подобное. Жидкость выводится из сепаратора 104 посредством выпускной трубы 108 для жидкости. Жидкость, текущая в выпускной трубе 108, может содержать нефть и воду. Водоотделитель 110 выполнен с возможностью отделения малого потока воды из выпускной трубы 108. Расходомер 114 измеряет поток жидкости в выпускной трубе 108. В одном варианте осуществления изобретения расходомер 114 является массовым расходомером Кориолиса. Если расходомер 114 является расходомером Кориолиса, он может использоваться для измерения плотности жидкости, протекающей через выпускную трубу 108. Значение содержания воды в жидкости в выпускной трубе 108 может быть определено с использованием значения измеренной плотности жидкости и уравнения 1In use, wellhead equipment 102 releases a multiphase stream, which may contain gas, oil, water, and sediment, such as sludge or sand. Multiphase flow is directed to a separator 104, where the gas is separated from the liquid. The separator 104 may be any type of separator, including a gas-liquid cylindrical cyclone separator. The gas outlet pipe 106 discharges gas from the upper part of the separator 104. A flow meter 112 measures the amount of gas passing through the gas outlet pipe 106. Flowmeter 112 may be any type of flowmeter, including a turbine flowmeter, a Coriolis mass flowmeter, or the like. Liquid is discharged from the separator 104 by means of a liquid outlet pipe 108. The fluid flowing in the exhaust pipe 108 may contain oil and water. The water separator 110 is configured to separate a small stream of water from the exhaust pipe 108. A flow meter 114 measures the fluid flow in the exhaust pipe 108. In one embodiment, the flow meter 114 is a Coriolis mass flow meter. If the flow meter 114 is a Coriolis flowmeter, it can be used to measure the density of the fluid flowing through the exhaust pipe 108. The value of the water content in the fluid in the exhaust pipe 108 can be determined using the measured liquid density value and equation 1
где ρ(смеси) является плотностью жидкости, ρ(нефти) является плотностью нефти в жидкости, и ρ(воды) является плотностью воды в жидкости. Плотность нефти может быть введенной пользователем или измеренной отдельно. Уравнение 1 зависит от плотности воды в жидкости. Плотность воды может изменяться в зависимости от минерализации.where ρ (mixture) is the density of the liquid, ρ (oil) is the density of the oil in the liquid, and ρ (water) is the density of the water in the liquid. The density of the oil can be entered by the user or measured separately. Equation 1 depends on the density of water in a liquid. The density of water may vary depending on salinity.
Расходомер 116 измеряет поток воды в водоотделитель 110. Расходомер 116 является расходомером Кориолиса. Расходомер 116 также измеряет плотность воды в водоотделителе 110. Поток воды из водоотделителя 110 может быть повторно введен в выпускную трубу 108 после расходомера 114 (как показано) или может быть повторно введен перед расходомером 114 (не показано). Когда поток воды из водоотделителя 110 повторно вводится в выпускную трубу 108 прежде расходомера 114, то для измерения потока не требуется использовать расходомер 116, его можно использовать для измерения плотности компонента в водоотделителе 110. Компьютер 120 для нефти управляет расходомерами 112, 114, 116 для определения полного потока через систему. В одном примерном варианте осуществления выходы для газа и жидкости могут быть повторно объединены в одну выпускную трубу 118 системы. В других вариантах осуществления изобретения газ и жидкости могут направляться на раздельные пункты назначения через раздельные системы трубопроводов (не показано).A flow meter 116 measures the flow of water into the water separator 110. The flow meter 116 is a Coriolis flow meter. The flow meter 116 also measures the density of the water in the water separator 110. The flow of water from the water separator 110 can be re-introduced into the exhaust pipe 108 after the flow meter 114 (as shown) or can be re-introduced before the flow meter 114 (not shown). When the flow of water from the water separator 110 is re-introduced into the exhaust pipe 108 before the flow meter 114, it is not necessary to use the flow meter 116 to measure the flow, it can be used to measure the density of the component in the water separator 110. The oil computer 120 controls the flow meters 112, 114, 116 to determine full flow through the system. In one exemplary embodiment, the gas and liquid outlets may be re-combined into one exhaust pipe 118 of the system. In other embodiments, gas and liquids may be directed to separate destinations through separate piping systems (not shown).
Компьютер 120 для нефти осуществляет контроль потока через расходомеры 112, 114, 118. Жидкость в выпускной трубе 108 содержит смесь нефти и воды. Для определения количества нефти, протекающей через выпускную трубу 108, должно быть определено количество воды. Для определения количества воды, протекающей через выпускную трубу 108, должна быть определена плотность воды. Могут использоваться расходомеры Кориолиса для измерения плотности материала, проходящего через измерительный прибор, а также количество материала, проходящего через измерительный прибор. Водоотделитель 110 выполнен с возможностью отделения потока текучей среды, по существу, не имеющего нефти или других углеводородов, от основного потока текучих сред в выпускной трубе 108. Протекающий в водоотделителе поток текучей среды может состоять из воды, осадка и других растворимых в воде материалов, например соли. Изменение в минерализации воды может изменять плотность воды. Расходомер 116 Кориолиса используется для измерения плотности текучей среды, протекающей в водоотделителе 110. Измеренная плотность затем подается назад в блок вычисления количества протекающей в выпускной трубе 108 нефти, определяемого согласно уравнению содержания воды.The oil computer 120 controls the flow through the flow meters 112, 114, 118. The fluid in the exhaust pipe 108 contains a mixture of oil and water. To determine the amount of oil flowing through the exhaust pipe 108, the amount of water must be determined. To determine the amount of water flowing through the exhaust pipe 108, the density of the water must be determined. Coriolis flowmeters can be used to measure the density of the material passing through the meter, as well as the amount of material passing through the meter. The water separator 110 is configured to separate a fluid stream substantially free of oil or other hydrocarbons from the main fluid stream in the exhaust pipe 108. The fluid stream in the water separator may consist of water, sediment, and other water soluble materials, for example salt. A change in the mineralization of water can alter the density of water. Coriolis flowmeter 116 is used to measure the density of the fluid flowing in the water separator 110. The measured density is then fed back to the unit for calculating the amount of oil flowing in the exhaust pipe 108, determined according to the water content equation.
Водоотделитель 110 может быть выполнен несколькими способами для отделения потока текучей среды, по существу, не содержащей нефть или более легкие жидкости, от основного потока текучей среды в выпускной трубе 108. В одном варианте осуществления изобретения выпускная труба 108 является горизонтальной трубой, имеющей достаточную длину по отношению к скорости потока для обеспечения прохождения углеводородов подниматься в верхнюю часть выпускной трубы. Водоотделитель 110 соединен с нижней частью выпускной трубы 108, отбирая только часть более тяжелой текучей среды из выпускной трубы. Водоотделитель 110 может иметь меньший диаметр, чем выпускная труба 108, так что поток в водоотделителе является ограниченным. В одном варианте осуществления изобретения водоотделитель 110 имеет размер, соответствующий 110 от диаметра выпускной трубы 108. Требуется, чтобы только малый поток или проба более тяжелой текучей среды, протекающей в выпускной трубе 108, отбирались в водоотделитель 110. В некоторых случаях наибольшая часть более тяжелой текучей среды остается в выпускной трубе 108.The water separator 110 may be implemented in several ways to separate a fluid stream substantially free of oil or lighter fluids from the main fluid stream in the exhaust pipe 108. In one embodiment, the exhaust pipe 108 is a horizontal pipe having a sufficient length over relative to the flow rate to ensure the passage of hydrocarbons rise in the upper part of the exhaust pipe. A water separator 110 is connected to the bottom of the exhaust pipe 108, taking only part of the heavier fluid from the exhaust pipe. The water separator 110 may have a smaller diameter than the exhaust pipe 108, so that the flow in the water separator is limited. In one embodiment, the water separator 110 has a size corresponding to 110 of the diameter of the exhaust pipe 108. It is only required that a small stream or sample of heavier fluid flowing in the exhaust pipe 108 be taken to the water separator 110. In some cases, the largest part of the heavier fluid the medium remains in the exhaust pipe 108.
На фиг.2 показан другой вариант выполнения водоотделителя. Водоотделитель содержит резервуар 222 сепаратора и отделительную трубу 210. Выпускная труба 208 выходит в резервуар 222 сепаратора.Figure 2 shows another embodiment of a water separator. The water separator comprises a
Выпускная труба выходит из резервуара 222 сепаратора в верхней части резервуара 222 сепаратора или вблизи нее. Отделительная труба 210 выходит в нижней части резервуара 222 сепаратора или вблизи нее. Резервуар сепаратора имеет объем, обеспечивающий достаточное время удержания для расслоения жидкости внутри резервуара. Отделительная труба 210 может иметь диаметр меньше, чем диаметр выпускной трубы 208, так что поток в отделительную трубу 210 является ограниченным. Только малый поток или проба более тяжелой текучей среды, втекающей в резервуар 222 сепаратора, требует отбора в отделительную трубу 210. Во многих случаях наибольшая часть более тяжелых текучих сред выходит из резервуара 222 сепаратора через выпускную трубу 208.An exhaust pipe exits the
На фиг.3 показан еще один вариант выполнения водоотделителя. Он содержит трубу 334 сепаратора и отделительную трубу 310. Выпускная труба 308 содержит трубу 334 сепаратора, проходящую из нижней части выпускной трубы 308. Труба 334 сепаратора может иметь меньший диаметр, чем выпускная труба 308. Труба 334 проходит ниже выпускной трубы 308 на близком расстоянии перед повторным соединением с выпускной трубой 308. Отделительная труба 310 соединена с трубой 334 в нижней ее части. Только малый поток или проба более тяжелой текучей среды, протекающей в трубе 334, требуется для отбора в отделительную трубу 310. Отделительная труба 310 может иметь такой же размер, как и труба 324 сепаратора, или может быть меньше по размеру, чем труба 324 сепаратора. Могут использоваться другие конструкции для отделения малой пробы из многофазной жидкости, протекающей в выпускной трубе, чтобы получить преимущества данного изобретения.Figure 3 shows another embodiment of a water separator. It comprises a
Поскольку плотность протекающей в многофазном потоке воды может измеряться непрерывно, изменения минерализации в воде можно компенсировать в реальном масштабе времени. Это уменьшит неопределенность в измерениях содержания воды. Данное изобретение не ограничивается измерением плотности воды в потоке нефти и воды. Изобретение может использоваться в любом смешанном потоке, где компоненты могут быть отделены во время течения. Могут быть разработаны отделительные части трубопровода для отделения любой более тяжелой жидкости от более легкой жидкости.Since the density of water flowing in a multiphase flow can be measured continuously, changes in salinity in water can be compensated in real time. This will reduce the uncertainty in the measurements of water content. The present invention is not limited to measuring the density of water in a stream of oil and water. The invention can be used in any mixed flow where the components can be separated during the flow. Separation parts of a pipeline may be designed to separate any heavier fluid from a lighter fluid.
На фиг.4 показана блок-схема способа определения плотности одного из компонентов в многокомпонентном потоке. На этапе 402 поток, содержащий, по меньшей мере, первый компонент и второй материал, направляют в трубопровод. На этапе 404 поток жидкости разделяют на первый поток и второй поток, при этом первый поток содержит, по существу, весь первый материал. На этапе 406 измеряют плотность жидкости во втором потоке.Figure 4 shows a flowchart of a method for determining the density of one of the components in a multicomponent stream. At 402, a stream containing at least a first component and a second material is directed into the pipeline. At 404, a fluid stream is divided into a first stream and a second stream, wherein the first stream contains substantially all of the first material. At 406, the density of the liquid in the second stream is measured.
Claims (19)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2008103269/28A RU2375696C2 (en) | 2005-06-29 | 2005-06-29 | Method and device for determination of single component density in fluid multicomponent stream |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2008103269/28A RU2375696C2 (en) | 2005-06-29 | 2005-06-29 | Method and device for determination of single component density in fluid multicomponent stream |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2008103269A RU2008103269A (en) | 2009-08-10 |
| RU2375696C2 true RU2375696C2 (en) | 2009-12-10 |
Family
ID=41048973
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2008103269/28A RU2375696C2 (en) | 2005-06-29 | 2005-06-29 | Method and device for determination of single component density in fluid multicomponent stream |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2375696C2 (en) |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2569180C1 (en) * | 2014-09-18 | 2015-11-20 | Общество с ограниченной ответственностью "Нефтяные и газовые измерительные технологии", ООО "НГИТ" | Method of flow measuring of water part in mixture with hydrocarbon liquid and device for its realisation |
| RU2715724C2 (en) * | 2014-04-22 | 2020-03-03 | ЭсДжиЭс НОРТ АМЕРИКА ИНК. | Condensate-gas ratio of hydrocarbon-containing fluids |
Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4977915A (en) * | 1989-11-08 | 1990-12-18 | Texaco Inc. | Demulsifier control system and method |
| US5654502A (en) * | 1995-12-28 | 1997-08-05 | Micro Motion, Inc. | Automatic well test system and method of operating the same |
| US6032539A (en) * | 1996-10-11 | 2000-03-07 | Accuflow, Inc. | Multiphase flow measurement method and apparatus |
| US20030136185A1 (en) * | 1999-10-28 | 2003-07-24 | Dutton Robert E. | Multiphase flow measurement system |
| RU2002120181A (en) * | 2001-07-25 | 2004-02-20 | Коммиссариат А Л'Энержи Атомик (Fr) | A device for phase separation of a two-phase mixture and its use for determining the physical and / or chemical parameters of this mixture |
-
2005
- 2005-06-29 RU RU2008103269/28A patent/RU2375696C2/en active
Patent Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4977915A (en) * | 1989-11-08 | 1990-12-18 | Texaco Inc. | Demulsifier control system and method |
| US5654502A (en) * | 1995-12-28 | 1997-08-05 | Micro Motion, Inc. | Automatic well test system and method of operating the same |
| US6032539A (en) * | 1996-10-11 | 2000-03-07 | Accuflow, Inc. | Multiphase flow measurement method and apparatus |
| US20030136185A1 (en) * | 1999-10-28 | 2003-07-24 | Dutton Robert E. | Multiphase flow measurement system |
| RU2002120181A (en) * | 2001-07-25 | 2004-02-20 | Коммиссариат А Л'Энержи Атомик (Fr) | A device for phase separation of a two-phase mixture and its use for determining the physical and / or chemical parameters of this mixture |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2715724C2 (en) * | 2014-04-22 | 2020-03-03 | ЭсДжиЭс НОРТ АМЕРИКА ИНК. | Condensate-gas ratio of hydrocarbon-containing fluids |
| RU2569180C1 (en) * | 2014-09-18 | 2015-11-20 | Общество с ограниченной ответственностью "Нефтяные и газовые измерительные технологии", ООО "НГИТ" | Method of flow measuring of water part in mixture with hydrocarbon liquid and device for its realisation |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| RU2008103269A (en) | 2009-08-10 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| CA2613367C (en) | Method and apparatus for measuring the density of one component in a multi-component flow | |
| RU2270981C2 (en) | System and method for measuring multi-phase stream | |
| US5390547A (en) | Multiphase flow separation and measurement system | |
| US7942065B2 (en) | Isokinetic sampling method and system for multiphase flow from subterranean wells | |
| JPH0735980B2 (en) | Improved measurement of two-phase and three-phase flow. | |
| GB2447908A (en) | A system and method for spot check analysis or spot sampling of a multiphase mixture flowing in a pipeline | |
| JP2008107298A (en) | Multiphase flow meter | |
| WO2004106861A2 (en) | Multiphase flowmeter | |
| JPS63500613A (en) | Analysis of multiphase mixtures | |
| NL1004533C1 (en) | Meter for a multiphase damp gas. | |
| Rajan et al. | Multiphase flow measurement techniques—a review | |
| RU2375696C2 (en) | Method and device for determination of single component density in fluid multicomponent stream | |
| EA012854B1 (en) | Tracer measurement in multiphase pipelines | |
| CN101576464A (en) | Method and device for measuring density of fraction in multiunit fractional stream | |
| HK1135179B (en) | Method and apparatus for measuring the density of one component in a multi-component flow | |
| HK1122864B (en) | Method and apparatus for measuring the density of one component in a multi-component flow | |
| RU2578065C2 (en) | Measurement of oil and gas production wells products | |
| RU2759261C2 (en) | Method for measuring two-phase mixture flow and device for its implementation | |
| WO1991005135A1 (en) | Phase fraction meter | |
| KR20080015882A (en) | Method and apparatus for determining density of one component in a multi-component flow | |
| RU2319111C9 (en) | Method and device for measuring phase flows of gas-liquid flow in pipeline with following measurement of flows of liquid phase components | |
| WEGELIN et al. | 2.5 Applications: Multiphase Hydrocarbon Metering | |
| RU132837U1 (en) | INSTALLATION FOR DETERMINING PRODUCT PARAMETERS PRODUCED FROM OIL WELLS | |
| RU2485453C2 (en) | Method to determine working parameters of gas-liquid flow in pipeline and device for its realisation | |
| Andreussi et al. | Field Test Of A Wet Gas Meter |