PL191413B1

PL191413B1 - Sposób korekcji wskazań przepływomierza typu coriolisa dla przepływu wielofazowego

Info

Publication number: PL191413B1
Application number: PL346931A
Authority: PL
Inventors: Robert E. Dutton
Original assignee: Micro Motion
Priority date: 1998-09-30
Filing date: 1999-09-09
Publication date: 2006-05-31
Also published as: USRE40095E1; HK1042546B; KR20010075515A; WO2000019175A1; EP1117976A1; KR100505955B1; CN1179198C; AR021495A1; DE69928422T2; JP3547708B2; ID28717A; PL346931A1; CN1328636A; AU6244699A; MY122061A; JP2002525623A; US6327914B1; HK1042546A1; EP1117976B1; CA2344830A1

Abstract

1. Sposób korekcji wskazan przeplywomie- rza typu coriolisa dla przeplywu wielofazowego, w którym wprowadza sie w drgania co najmniej jedna rure przeplywowa przeplywomierza typu coriolisa z czestotliwoscia podstawowa, odpo- wiadajaca gestosci materialu plynacego przez te co najmniej jedna rure przeplywowa, wytwa- rza sie sygnaly odbiorcze, reprezentujace ruch tej co najmniej jednej rury przeplywowej, gdy material plynie przez te co najmniej jedna rure przeplywowa i okresla sie gestosc materialu plynacego przez te co najmniej jedna rure przeplywowa na podstawie co najmniej jednego z sygnalów odbiorczych, znamienny tym, ze kontroluje sie wzmocnienie napedzania w tej co najmniej jednej rurze przeplywowej dla zmiany wartosci przy okresleniu, czy material ma prze- plyw wielofazowy i jezeli material ma przeplyw wielofazowy, okresla sie gestosc materialu na podstawie co najmniej jednej zapamietanej wartosci gestosci. PL PL PL

Description

Opis wynalazku

Przedmiotem wynalazku jest sposób korekcji wskazań przepływomierza typu coriolisa dla przepływu wielofazowego, zwłaszcza przepływomierza masowego typu coriolisa, który ma własny układ diagnostyczny do poprawy dokładności mierników przy pomiarze natężenia przepływu dwufazowego, w tym mieszanin gazu i cieczy lub przy identyfikacji pomiarów, na które może oddziaływać osadzanie się kamienia kotłowego lub wosku w mierniku.

Znane przepływomierze typu coriolisa mierzą bezpośrednio wartość masowego natężenia przepływu przez przewód. W opisach patentowych USA nr 4 491 025 i Re 31 450 ujawnione przepływomierze mają jedną lub więcej rur przepływowych o prostej lub zakrzywionej konfiguracji, z których każda ma zespół stanów drgań własnych, na przykład z prostym wygięciem, skrętny lub sprzężony. Płyn płynie do przepływomierza z przewodu rurowego po stronie wlotowej, jest kierowany przez rurę lub rury przepływowe i wypływa przez stronę wylotową przepływomierza. Stany drgań własnych dla systemu drgającego, wypełnionego cieczą są określone przez złożoną masę rur przepływowych i płynu w rurach przepływowych, a każdy przewód przepływowy jest napędzany w celu wywołania drgań w rezonansie w jednym ze stanów własnych.

Gdy nie ma żadnego przepływu przez przepływomierz, wszystkie punkty wzdłuż rury przepływowej drgają z identyczną fazą. Gdy płyn zaczyna płynąć, przyspieszenia coriolisa powodują, że każdy punkt wzdłuż rury przepływowej ma różną fazę. Faza po stronie wlotowej rury przepływowej opóźnia napędzanie, podczas gdy faza po stronie wylotowej wyprzedza napędzanie. Na rurze przepływowej są umieszczane czujniki do wytwarzania sygnałów sinusoidalnych, reprezentujących ruch rury przepływowej. Różnica faz między dwoma sygnałami czujnikowymi jest proporcjonalna do masowego natężenia przepływu płynu przez rurę przepływową. Czynnikiem komplikującym w tym pomiarze jest to, że gęstość typowych płynów w procesie zmienia się, a zmiany gęstości powodują, że częstotliwości stanów własnych zmieniają się. Jeżeli układ sterowania przepływomierzem utrzymuje rezonans, w odpowiedzi zmienia się częstotliwość drgań, a masowe natężenie przepływu w tej sytuacji jest proporcjonalne do współczynnika różnicy faz i częstotliwości drgań.

Opis patentowy USA nr Re 31 450 ujawnia przepływomierz typu coriolisa, który zapobiega konieczności pomiaru zarówno różnicy faz, jak i częstotliwości drgań. Różnica faz jest określona przez pomiar opóźnienia czasu pomiędzy przecięciami poziomów dwóch sygnałów sinusoidalnych. Gdy ta metoda jest stosowana, zmiany częstotliwości drgań kasują się i masowe natężenie przepływu jest proporcjonalne do mierzonego czasu opóźnienia. Ta metoda pomiaru jest następnie omawiana jako pomiar czasu opóźnienia.

Problemem w bieżąco dostępnym urządzeniu do pomiaru przepływu typu coriolisa jest ograniczona przydatność zastosowania gazu. Gazy mają mniejszą gęstość niż ciecze i w wyniku tego, przy takich samych prędkościach przepływu są wytwarzane mniejsze przyspieszenia coriolisa. Ta sytuacja wymaga zastosowania przepływomierza o większej czułości. Alternatywnie jest stosowany przepływomierz o standardowej czułości, jeżeli szybkość przepływu jest zwiększana dla uzyskania takich samych przyspieszeń coriolisa, jednak czułość nie jest stała.

Problemy z przepływem gazu przez przepływomierze typu coriolisa są zwiększone w systemach z wielofazowym przepływem cieczy i gazu, gdyż gaz tłumi system ze skutkiem zmniejszenia czułości pomiaru, a nawet brakiem możliwości wykonania pomiarów przepływu. Sytuacje powodujące zastosowanie przepływomierzy typu coriolisa do pomiaru przepływu wielofazowego powstają często w przemyśle naftowym, gdzie odwierty naftowe dają ropę naftową, gaz i wodę. Podobnie odwierty gazowe dają gaz, skropliny i wodę.

Znany jest z opisu patentowego USA nr 5 654 502 system badania odwiertów, gdzie jest wykorzystany przewód rurowy rozgałęziony do przepływu wybranego produktu przez separator badawczy, który rozdziela produkty z odwiertu na poszczególne części zawierające gaz, ropę naftową lub skropliny i wodę. Przepływomierz typu coriolisa jest stosowany do pomiaru masowego natężenia przepływu poszczególnych składników, ropy naftowej i wody. Dokładność pomiarów przepływomierza jest zwiększona przez zastosowanie pomiaru frakcji wody dostarczanej elektronicznie dla korekcji mierzonej gęstości oddzielonej fazy ropy naftowej dla resztkowej zawartości wody. Ten proces korekcji jest trudny lub niemożliwy do zastosowania w pewnych sytuacjach, ponieważ nie wszystkie odwierty są połączone z separatorem badawczym. Jest czasami pożądany pomiar przepływu bezpośrednio z odwiertu i bez zastosowania lub nakładów na separator badawczy. W tych sytuacjach obecność gazu

PL 191 413 B1 w systemie jest czynnikiem ograniczającym krytycznie przy dokładności pomiarów, które są otrzymywane z miernika.

Znane jest z opisu patentowego USA nr 5 029 482 zastosowanie otrzymywanych doświadczalnie współzależności, które są otrzymywane przez przepływ złożonych strumieni gazu i cieczy o znanych zawartościach procentowych masy poszczególnych składników, gazu i cieczy, przez miernik typu coriolisa. Otrzymywane doświadczalnie współzależności są następnie stosowane do obliczania zawartości procentowej gazu i zawartości procentowej cieczy w złożonym strumieniu o nieznanych zawartościach gazu i cieczy w oparciu o bezpośredni pomiar typu coriolisa całkowitego masowego natężenia przepływu, bez zapobiegania skutkom tłumienia gazu w systemach pomiarowych, chociaż to tłumienie ma wpływ na współzależności doświadczalne.

Znany jest z opisu patentowego USA nr 5 594 180 przepływomierz typu coriolisa, mający miernik elektroniczny do pomiaru masowego natężenia przepływu materiału płynącego przez dwie rury przepływowe. Miernik elektroniczny wytwarza sygnał sterujący dostarczany do sterownika wywołującego drgania rur przepływowych i odbiera sygnały ruchu z czujników zamocowanych w różnych miejscach wzdłuż rur przepływowych. Miernik elektroniczny zawiera procesor do kontroli mocy napędowej w rurach przepływowych drgających z częstotliwością podstawową, odpowiadająca gęstości materiału płynącego przez rury przepływowe dla wykrywania zmian wartości tej gęstości, żeby określić występowanie przepływu wielofazowego przez rury przepływowe i procesor dostarcza skorygowane natężenie przepływu materiału w reakcji na wykrycie występowania wielofazowego przepływu w rurach przepływowych, a skorygowane masowe natężenie przepływu oblicza się przez odzyskiwanie danych reprezentujących poprzednie pomiary natężenia przepływu z pamięci związanej z procesorem i oblicza się średnią wartość natężenia przepływu.

Sposób według wynalazku charakteryzuje się tym, że kontroluje się wzmocnienie napędzania w tej co najmniej jednej rurze przepływowej dla zmiany wartości przy określeniu, czy materiał ma przepływ wielofazowy i jeżeli materiał ma przepływ wielofazowy, określa się gęstość materiału na podstawie co najmniej jednej zapamiętanej wartości gęstości.

Korzystnie kontroluje się wzmocnienie napędzania dla określenia, czy materiał nie ma już przepływu wielofazowego i jeżeli materiał nie ma już przepływu wielofazowego, określa się gęstość materiału na podstawie sygnałów odbiorczych.

Korzystnie podczas kontroli wzmocnienia napędzania porównuje się wzmocnienie napędzania z pierwszą wartością progową dla określenia, czy wzmocnienie napędzania przekracza pierwszą wartość progową, przez co określa się, czy materiał ma przepływ wielofazowy.

Korzystnie podczas porównywania ustala się pierwszą wartość progową, reprezentującą przepływ wielofazowy gazu i cieczy.

Korzystnie podczas porównywania ustala się drugą wartość progową, reprezentującą przepływ wielofazowy cieczy i ciała stałego i porównuje się wzmocnienie napędzania z tą drugą wartością progową, przez co określa się, czy wzmocnienie napędzania przekracza drugą wartość progową.

Korzystnie podczas określenia gęstości materiału na podstawie co najmniej jednej zapamiętanej wartości gęstości uśrednia się poprzednie pomiary gęstości w danym okresie czasu, przez co określa się tę gęstość.

Korzystnie podczas uśredniania poprzednich pomiarów gęstości analizuje się statystycznie poprzednie pomiary gęstości i eliminuje się lub realizuje się pomiary niepożądane.

Korzystnie podczas określenia gęstości materiału na podstawie co najmniej jednej zapamiętanej wartości gęstości przetwarza się pomiary gęstości otrzymane z pomiarów doświadczalnych, przez co określa się tę gęstość.

Korzystnie podczas określenia gęstości materiału na podstawie co najmniej jednej zapamiętanej wartości gęstości przetwarza się korelacje, przez co określa się tę gęstość.

Korzystnie po określeniu przepływu wielofazowego zamyka się zawór i przerywa się test odwiertu cieczy.

Korzystnie po określeniu przepływu wielofazowego włącza się alarm.

Zaletą wynalazku jest zapewnienie przepływomierza typu coriolisa, który jest mniej czuły na wpływy tłumienia gazu przy pomiarach gęstości podczas przepływu wielofazowego, przy zastosowaniu mierników elektronicznych ze specjalnym przetwarzaniem.

Przepływomierz typu coriolisa według wynalazku jest zdolny do szerokiego zastosowania jako gęstościomierz wibracyjny w środowisku przepływu wielofazowego, zawierającym kombinacje gazu i cieczy, gazu i ciał stałych lub ciał stałych i cieczy.

PL 191 413 B1

Przedmiot wynalazku jest uwidoczniony w przykładach wykonania na rysunku, na którym fig. 1 przedstawia przepływomierz typu coriolisa, fig. 2 - schemat blokowy mierników elektronicznych w przepływomierzu typu coriolisa, fig. 3 - schemat blokowy drgającej sprężyny i układu ważenia, fig. 4 - schemat blokowy drgającej sprężyny i układu ważenia, podobnych do pokazanych na fig. 3, lecz dodatkowo zawierających układ tłumienia gazu, który jest analogiczny do gazu w wielofazowym systemie przepływowym, fig. 5 - wykres przepuszczalności właściwej w funkcji częstotliwości drgań, w tym porównanie hipotetycznego układu ciekłego i hipotetycznego układu ciekłego, który jest tłumiony przez dodanie składowej gazowej do przepływu wielofazowego, fig. 6 - wykres wzmocnienia sterowania w funkcji czasu podczas występowania pęcherzyków przejściowych, fig. 7 -sieć działań przy sterowaniu procesem, określającą sposób zapobiegania występowaniu pęcherzyków przejściowych z fig. 6 i fig. 8 - schemat blokowy układu badania odwiertu, zawierającego obwód sterowania do realizacji sposobu z fig. 7.

Figura 1 przedstawia przepływomierz typu coriolisa 5 zawierający zespół przepływomierza 10 i miernik elektroniczny 20, który jest połączony z zespołem przepływomierza 10 przez doprowadzenia dla dostarczania na wyjściu informacji o gęstości, masowym natężeniu przepływu, objętościowym natężeniu przepływu, całkowitym natężeniu przepływu i innej informacji w torze 26.

Zespół przepływomierza 10 zawiera parę kołnierzy 101 i 101 ¢, rurę rozgałęźną 102 oraz rury przepływowe 103A i 103B. Do rur przepływowych 103A i 103B są dołączone zasilacz 104 i czujniki odbiorcze 105 i 105\ Pręty usztywniające 106 i 106¢ służą do określania osi W i Wj wokół których drga każda rura przepływowa 103A i 103B.

Gdy zespół przepływomierza 10 jest wstawiony do układu przewodów rurowych (niepokazanego), który przenosi badany materiał, to materiał wchodzi do zespołu przepływomierza 10 przez kołnierz 101, przechodzi przez rurę rozgałęźną 102, gdzie materiał jest kierowany do wejścia rur przepływowych 103A i 103B, płynie przez rury przepływowe 103A i 103B i z powrotem do rury rozgałęźnej 102, gdzie wychodzi z zespołu przepływomierza 10 przez kołnierz 101 ¢.

Rury przepływowe 103A i 103B są zamontowane do rury rozgałęźnej tak, że mają taki sam rozkład masy, momenty bezwładności i moduły sprężystości podłużnej wokół osi zagięcia W-W i W'-W'. Rury przepływowe wychodzą na zewnątrz z rury rozgałęźnej w sposób równoległy.

Rury przepływowe 103A i 103B są zasilane przez zasilacz 104 w przeciwnych kierunkach wokół poszczególnych osi zagięcia W i W', co jest nazywane stanem pierwszego zagięcia przepływomierza. Zasilacz 104 zawiera jeden z wielu znanych układów, takich jak magnes zamontowany do rury przepływowej 103A i przeciwległa cewka zamontowana do rury przepływowej 103B. Przez przeciwległą cewkę prąd przemienny przepływa dla spowodowania drgań obu rur. Właściwy sygnał sterujący jest dostarczany przez miernik elektroniczny 20 poprzez doprowadzenia 110 do zasilacza 104. Można również zastosować inne rodzaje przepływomierzy typu coriolisa, w tym przepływomierze pojedyncze, jak również mające wiele czujników i wiele zasilaczy.

Miernik elektroniczny 20 odbiera prawy i lewy sygnały prędkości, które występują na doprowadzeniach 111 i 111 ¢ Miernik elektroniczny 20 wytwarza sygnał sterujący na doprowadzeniu 110, powodując, że zasilacz 104 wywołuje drgania rur przepływowych 103A i 103B. Miernik elektroniczny 20 przetwarza lewy i prawy sygnały prędkości dla obliczania masowego natężenia przepływu. Tor 26 umożliwia sprzężenie miernika elektronicznego 20 z operatorem.

Figura2 przedstawia schemat blokowy elementów miernika elektronicznego 20, które realizują procesy związane z wynalazkiem. Tory 111 i 111 ¢ transmitują lewy i prawy sygnały prędkości z zespołu przepływomierza 10 do miernika elektronicznego 20. Sygnały prędkości są odbierane przez przetwornikanalogowo-cyfrowy A-C 203 w mierniku elektronicznym 20. Przetwornik analogowo-cyfrowy AC 203 przetwarza lewy i prawy sygnały prędkości w sygnały cyfrowe stosowane przez procesor 201 i transmituje sygnały cyfrowe torem 213 do magistrali we-wy 210. Sygnały cyfrowe są przenoszone przez magistralę we-wy 210 do procesora 201. Sygnały sterujące są transmitowane przez magistralę we-wy 210 do toru 212, który dostarcza sygnały do przetwornika cyfrowo-analogowego C-A 202. Sygnały analogowe z przetwornika cyfrowo-analogowego 202 są transmitowane do zasilacza 104 przez tor 110. Tor 26 jest dołączony do magistrali we-wy 210 oraz przenosi sygnały do elementów wejściowych i wyjściowych (nie pokazanych), które umożliwiają odbiór przez miernik elektroniczny 20 danych i przenoszenie danych do operatora.

Procesor 201 odczytuje instrukcje do realizacji różnych funkcji przepływomierza, dotyczących, lecz nie ograniczonych do obliczania masowego natężenia przepływu materiału, obliczania objętościowego natężenia przepływu materiału i obliczania gęstości materiału z pamięci stałej ROM 220

PL 191 413 B1 przez tor 221. Dane, jak również instrukcje do realizacji różnych funkcji, są przechowywane w pamięci o dostępie bezpośrednim RAM 230. Procesor 201 realizuje operacje odczytu i zapisu w pamięci RAM 230 przez tor 231. W szerszym sensie mierniki elektroniczne 20 zawierają dodatkowe przyrządy sterujące i inne procesory, które mogą być opcjonalnie dołączone do mierników elektronicznych 20 w torze 26.

Figura 3 przedstawia nietłumiony, dynamiczny zespół sprężynowy 300, który działa na tych samych zasadach fizycznych, jak rury przepływowe 103A i 103B przepływomierza typu coriolisa 5 z fig. 1 w przepływomierzu pojedynczym. Sprężyna 302 jest dołączona do kotwicy 304 i masy 306. Masa 306 porusza się ruchem postępowo-zwrotnym lub drga w torze równoległym do strzałki 308 z dwoma grotami. Częstotliwość własna fn zespołu 300 jest:

-1 Ks

2π V m (1) gdzie Ks jest stałą sprężystości sprężyny 302 i m jest masą 306. W przypadku przepływomierza typu coriolisa 5, m jest złożonym ciężarem rur przepływowych 103A i 103B wraz z masą materiału wewnątrz rur.

Gdy równanie (1) jest stosowane do rury przepływowej 103A lub 103B, staje się:

ρ = TAT - B (2) gdzie A i B są stałymi kalibracji określonymi w konwencjonalny sposób dla przepływomierzy typu coriolisa, r jest gęstością środka płynącego przez rurę przepływową i fn jest częstotliwością własną. Zatem znając częstotliwość własną można określić gęstość płynu.

Przepływomierze typu Coriolisa mierzą masowe natężenia przepływu przez pomiar skręcania Coriolisa drgającej rury czujnika, na przykład jednej z rur przepływowych 103A i 103B z fig. 1. Drgania rury czujnika mają skutek zmiany momentu pędu płynu lub płynów płynących wewnątrz rury. Siła skręcania Coriolisa jest stosunkowo mała, a rury przepływowe są stosunkowo sztywne. W celu wywołania drgań rur przepływowych 103A i 103B o wystarczającej amplitudzie, aby umożliwić wykrycie siły skręcania Coriolisa, mierniki elektroniczne 20 dostarczają napięcie sterujące do cewki sterującej 104, która wprowadza w drgania rury przepływowe 103A i 103B z częstotliwością własną. Zatem procesor 201 z fig. 2 dostarcza sygnał wyjściowy, który w sposób ciągły zwiększa do maksimum współczynnik przepuszczalności właściwej lub wzmocnienie sterowania w sposób konwencjonalny dla przepływomierzy typu Coriolisa. Dla przykładu, napięcie sterujące jest zwykle zwiększone, gdy współczynnik przepuszczalności lub wzmocnienie sterowania maleje. W tym samym czasie napięcie sterujące nie może być zwiększone poza pewną maksymalną wartość ograniczającą lub inaczej napięcie stanie się ewentualnie za duże, powodując, że miernik zostaje uszkodzony przez nadmierne napięcie lub nadmierne amplitudy drgań.

Figura 4 przedstawia tłumiony, dynamiczny zespół sprężynowy i masowy 400, który działa na takich samych zasadach fizycznych, jak rury przepływowe 103A i 103B przepływomierza typu Coriolisa 5 z fig. 1, przy wielofazowym przepływie fazowym zawierającym gaz i ciecz. Figura 4 różni się od fig. 3 przez dodanie tłumika drgań 402, który ma skutek redukcji amplitudy drgań wzdłuż toru 308. Równania (1) i (2) nadal dotyczą układu pokazanego na fig. 4, lecz całkowita wartość drgań jest mniejsza w wyniku działania tłumika drgań 402.

Figura 5 jest wykresem hipotetycznych danych, przedstawiającym praktyczny wpływ tłumienia gazu na odpowiedź częstotliwościową rur przepływowych 103A i 103B w przepływomierzu typu Coriolisa 5 z fig. 1. Log (Tr) przepuszczalności właściwej jest wykreślone w funkcji częstotliwości napięcia przemiennego, dostarczanego do cewki sterującej 104, na przykład przy częstotliwościach f0, f1 i f2. Współczynnik przepuszczalności właściwej Tr jest równy odbieranemu sygnałowi wyjściowemu, dzielonemu przez wejściowy sygnał sterujący, to jest Tr jest wzmocnieniem sterowania:

WYJŚCIE V_ac CEWKA ODBIORCZA

T =--=—- (3) ^r WEJŚCIE Vac CEWKA STERUJĄCA

PL 191 413 B1 gdzie V_ac cewki odbiorczej jest napięciem przemiennym na doprowadzeniach 111 i 111 elementów odbiorczych 105 i 105¢ oraz V_ac cewki sterującej jest napięciem przemiennym na doprowadzeniu 110 cewki sterującej 104. Te napięcia mogą być regulowane proporcjonalnie przez stałą kalibracji dla uwzględniania różnic w skali pomiędzy cewką sterującą 104 i elementami odbiorczymi 105 i 105\ Pierwsza krzywa 500 odpowiada nietłumionemu układowi z równania (1) i fig. 3, to jest żaden gaz nie występuje w mierzonym płynie. Druga krzywa 502 odpowiada tłumionemu układowi z równania (3). Obie krzywe 500 i 502 mają optymalną wartość 504 i 504' przy częstotliwości własnej fn. Obszar 506 krzywych 500 i 502 na lewo od częstotliwości własnej fn reprezentuje sytuację, w której rury przepływowe 103A i 103B z fig. 1drgają w fazie. Obszar 508 krzywych 500 i 502 na prawo od częstotliwości własnej fn reprezentuje sytuację, w której rury przepływowe 103A i 103B z fig. 1 drgają poza fazą. Optymalny punkt 504¢ jest trudniejszy do wykrycia niż optymalny punkt 504 w związku ze zmniejszoną amplitudą optymalnego punktu 504\ Gdy amplituda maleje w związku z tłumieniem gazu, przepływomierz typu coriolisa 5 z fig. 1 nie może już przeprowadzać skutecznych pomiarów przepływu, zależnych od czułości przepływomierza.

Mierniki elektroniczne 20 są przeznaczone do kontroli wzmocnienia sterowania lub przepuszczalności właściwej i optymalizacji amplitudy przepuszczalności właściwej na podstawie stosunku napięcia na cewce odbiorczej do napięcia na cewce sterującej. Ta optymalizacja jest dokonywana w oparciu o analizę nachylenia krzywej 500. Dla przykładu, pierwsza różnica funkcji progresywna, pobrana z nowych danych wytworzonych przez większą częstotliwość drgań na cewce sterującej, daje nachylenie mające wartość zero czyli stan optymalny, wartość ujemną w obszarze 508 lub wartość dodatnią w obszarze 506. Wówczas mierniki elektroniczne dostarczają drgania szybsze lub wolniejsze, w razie potrzeby, jak wskazano przez nachylenie danych, aż do uzyskania optymalnej przepuszczalności właściwej. Figura 6 jest wykresem hipotetycznych danych, pokazującym związek pomiędzy wzmocnieniem sterowania i czasem na zdarzenie 600, podczas którego pęcherzyk przejściowy wchodzi do przepływomierza typu coriolisa5 z fig. 1 w czasie 602 i wychodzi w czasie 604.

Na fig. 6 wzmocnienie sterowania jest wyrażone jako wartość procentowa i wykreślone w funkcji czasu w okresach czasu t1, t2 i t3. Procesor 201 z fig. 2 ma poziom progowy 606 na podstawie wzmocnienia sterowania lub przepuszczalność właściwą. Gdywzmocnienie sterowania lub przepuszczalność właściwa krzywej 608 przekracza poziom progowy 606, procesor 201 przestaje stosować wartość gęstości obliczoną w sposób konwencjonalny zgodnie z równaniem (2). Następnie procesor 201 realizuje obliczanie gęstości zgodnie z siecią działań pokazaną na fig. 7.

Zjawiska pokazane na fig. 5-6 są podobne do zjawisk przepływu wielofazowego, zawierającego ciecze i ciała stałe, na przykład parafinę, piasek lub kamień w cieczy lub kamień aktualnie wytworzony na ścianach wewnętrznych rury przepływowej lub rur przepływowych 103A i 103B. Zatem układ zdolny do wykrywania wielofazowego przepływu gazu i cieczy jest także zdolny do wykrywania, stosując takie same zasady, przepływu wielofazowego, zawierającego gaz i ciała stałe, ciecz i ciała stałe lub kamień wewnątrz rur przepływowych. Jest zawsze zalecane zastosowanie pomiarów otrzymywanych zgodnie z równaniem (2) dla sygnałów wyjściowych miernika, obejmujących wartości gęstości, jednak nie jest zawsze możliwe zastosowanie równania (2) w związku ze szkodliwymi zjawiskami tłumienia gazu przy przepływie wielofazowym.

Figura 7 przedstawia proces P700 zapobiegania zmianom gęstości, gdy pęcherzyk przejściowy wchodzi do przepływomierza typu coriolisa 5 ze skutkiem tłumienia gazu w układzie. Proces P700 został przeprowadzony zgodnie z przesłanką, że chociaż tłumienie gazu może spowodować trudności pomiarów w czasie rzeczywistym, następną najlepszą wartością gęstości otrzymywaną z przepływomierza typu coriolisa jest ostatnio zmierzona gęstość. Poszczególne etapy procesu P700 są opisane w kontekście numerów odniesienia również występujących na fig. 6.

W etapie P702 procesor 201 określa, czy wzmocnienie sterowania przekroczyło poziom progowy 606 w wyniku krzywej 608 przecinającej wartość progową 606 w czasie 602. W związku z faktem, że część krzywej 608 poprzedzająca czas 602 może wykazywać pewien szum związany z pęcherzykiem, który właśnie wchodzi do miernika, podczas etapu P704 procesor 201 przegląda wstecznie określony okres czasu 610 względem czasu uśredniania 612. Okres uśredniania 612 może odpowiadać pojedynczemu punktowi danych, lecz korzystnie zawiera okres zawierający wielokrotne punkty danych w celu wygładzania niepożądanych pomiarów 614, które mogą wychodzić do góry bez przekraczania poziomu progowego 606.

W etapie P706 procesor 201 określa, czy dowolny z pomiarów w okresie uśredniania 612 przekracza poziom progowy 606. Jeżeli tak, w etapie P708 wielokrotność lub ułamek okresu przeglądania

PL 191 413 B1 wstecznego 610 mogą być zastosowane przy obliczeniach dla uzyskania nowego okresu uśredniania 612 przez powtarzanie etapu P704. Jeżeli powtarzane próby w etapie P706 nie powodują dojścia do okresu 612 nie mającego żadnych punktów większych niż poziom progowy 606, wówczas niepożądane pomiary, na przykład pomiar 614, zawierający większe niż poziom progowy 606, może być wyeliminowany przez analizę statystyczną. Ta analiza statystyczna może obejmować obliczanie standardowego odchylenia i ignorowanie wszystkich liczb poza standardowym odchyleniem lub ignorowanie wszystkich liczb większych niż poziom progowy 606, o ile pewne pomiary w okresie uśredniania 612 są mniejsze niż poziom progowy 606. Alternatywnie procesor 201 może być zaprogramowany do dostarczania na wyjściu wybraną wartość gęstości, jaka może być otrzymana z pomiarów doświadczalnych.

Etap P710 zawiera uśrednianie wartości gęstości w okresie uśredniania 612 dla dostarczania wartości średniej reprezentującej wartość gęstości odpowiadającą okresowi uśredniania 612. Wartości, które są stosowane do obliczania tej wartości średniej mogą być regulowane w wyniku analizy statystycznej, jak omówiona powyżej w związku z etapem P706. W warunkach, w których diagnostyka miernika wykazuje, że przepływomierz nie działa prawidłowo do przeprowadzenia pomiaru masowego natężenia przepływu w związku z tłumieniem gazu, sygnał wyjściowy miernika dla masowego natężenia przepływu może być także uśredniany zgodnie z tymi samymi zasadami.

Zgodnie z etapem P712, procesor 201 dostarcza jako sygnał wyjściowy miernika średnią wartość gęstości otrzymywaną w etapie P710, aż taki czas, jak krzywa 608 spadnie poniżej poziomu progowego 606 w czasie 604. Zgodnie z tym proces P700 kończy się w etapie P714, a procesor 201 pozostawia tryb zapobiegania pęcherzykom przejściowym i powraca do dostarczania sygnałów wyjściowych miernika, składających się z pomiarów realizowanych zgodnie z równaniem (2).

Dokładne poziomy lub czasy trwania poziomu progowego 606, okresu przeglądu wstecznego 610 i okresu uśredniania 610 są związane z typem i wymiarem miernika, jak również z zamierzonym środowiskiem zastosowania. Dla przykładu, te wartości są różne dla mierników zainstalowanych w odwiercie dostarczającym tysiąc baryłek ropy naftowej dziennie w porównaniu z odwiertem dostarczającym jedną baryłkę ropy naftowej. W praktyce operator określa poziom progowy 606, przy którym przepływomierz typu coriolisa 5 działa bez pęcherzyków. To określenie jest dokonywane w wyniku połączenia doświadczenia, prób i błędów, zaleceń wytwórcy lub rejestracji w czasie w zamierzonym środowisku zastosowania. Operator wprowadza tę wartość do miernika elektronicznego 20 jako wartość zadaną do zastosowania w procesie P700. Miernik elektroniczny ciągle kontroluje poziom wzmocnienia sterowania. Zastosowania technologii zapobiegania pęcherzykom przejściowym nie są ograniczone do zastosowań przemysłu naftowego i obejmują każdą sytuację, w której może wystąpić przepływ wielofazowy zawierający gaz i ciecze.

Te same zasady tłumienia pokazane na fig. 5, jak porównanie krzywych 500 i 502, dotyczą sytuacji, w których przepływ wielofazowy zawiera ciała stałe i ciecze, chociaż w mniejszym stopniu. Przepływ wielofazowy może także zawierać mieszaninę gazu, cieczy i ciał stałych. W środowiskach zastosowania przemysłu naftowego, te sytuacje powstają, gdy przepływający strumień zawiera gaz ziemny, ropę naftową lub skropliny, wodę, parafinę, piasek i/lub łupek. Zatem zasady z fig. 6 i 7 mogą być zastosowane do zapobiegania niepożądanym pomiarom gęstości lub masowego natężenia przepływu w wyniku wielofazowego przepływu zawierającego ciała stałe i ciecze lub gaz i ciała stałe, jak również gaz i ciecze.

Opisane powyżej elementy procesu są złożone z instrukcji, które są zapamiętane na nośniku pamięciowym. Instrukcje mogą być odzyskane i wykonane przez procesor. Niektórymi przykładami instrukcji są oprogramowanie, kod programowy i oprogramowanie układowe. Niektórymi przykładami nośnika pamięciowego są przyrządy, taśmy, dyski, obwody scalone pamięciowe i serwery. Instrukcje są operacyjne przy wykonywaniu przez procesor dla sterowania procesorem w celu działania według wynalazku. Termin „procesor” odnosi się do pojedynczego urządzenia przetwarzającego lub grupy współpracujących urządzeń przetwarzających. Niektórymi przykładami procesorów są obwody scalone, komputery i obwody logiczne. Specjaliści w tej dziedzinie są zaznajomieni z instrukcjami, procesorami i nośnikami pamięciowymi.

Przepływomierze typu coriolisa i związane z nimi mierniki elektroniczne, które są przeznaczone do realizacji omówionych powyżej zasad zapobiegania pęcherzykom przejściowym, są stosowane w dowolnym środowisku zawierającym przepływ wielofazowy, a mierniki pracują szczególnie dobrze dla zapobiegania przejściowej mgle i drobnym pęcherzykom. W tym kontekście stan przejściowy oznacza stan przepływu, który występuje czasowo lub okresowo. Mierniki pracują także dopuszczalnie dobrze do zapobiegania oddziaływaniu gazu w stanach przepływu osadu, chociaż obliczone objęto8

PL 191 413 B1 ściowe natężenia przepływu są mniej niezawodne wtych stanach przepływu niż w stanach przepływu mgły. Specyficzne zastosowania obejmują procesy chemiczne z pochodzeniem gazowym w reaktorze lub linii przebiegu procesu, retortową obróbkę żywności, procesy mikrobiologiczne z pochodzeniem gazowym i dowolny inny układ z płynami wielofazowymi, taki jak odwierty w przemyśle naftowym, gdzie separator nie został zainstalowany przed miernikiem.

Na fig. 8 system 800 zawiera rurę rozgałęźną 802 mającą wiele uruchamianych elektronicznie zaworów 803, 803¢ i 803 głowic odwiertu, z których każdy zapewnia wielofazowy przepływ zawierający gaz, ciecz i ciała stałe do przewodów rurowych 804. Zawory 803, 803¢ i 803 są korzystnie trójdrogowymi, pobudzanymi elektronicznie, uruchamianymi pneumatycznie zaworami, takimi jak zawór wyłączający odwiert z urządzeniem uruchamiającym. Zawory 803, 803¢ i 803 zapewniają selektywnie przepływ wielofazowy z jednego odwiertu w danym czasie w rurze rozgałęźnej 802 i linii badawczej 804 do przepływomierza typu coriolisa 806, który może być taki sam, jak przepływomierz typu coriolisa 5. Materiał z odwiertu, płynący przez przepływomierz 806, jest badany pod względem objętościowej szybkości przepływu dla określania jej wkładu do całkowitej sprzedaży. Pozostały materiał z zaworów 803, 803¢ i 803 płynie do linii zbiorczej 808 dla przejścia przez drugi miernik 810, który może być miernikiem sprzedaży. Materiał płynący przez przepływomierz typu coriolisa 806 rozładowuje się do linii wyładowczej 812 miernika i wchodzi do miernika 814frakcji wody. Przepływ jest następnie łączony z przepływem w linii zbiorczej 808 dla pomiaru w drugim mierniku 810.

System 800 zawiera komputer 816, który odbiera dane i ma oprogramowanie do programowania, które wytwarza sygnały alarmowe, wskazujące nienormalne stany badania odwiertu, reprezentujące uszkodzenia mechaniczne, które są potencjalnie niebezpieczne. Komputer 816 steruje programowaniem za pomocą sterownika 818 zdalnych operacji, który zawiera wiele sterowników i interfejsów, umożliwiających współdziałanie komputera 816 ze zdalnymi elementami systemu 800. Sterownik 818 może być także zaprogramowany z oprogramowaniem do ułatwiania wykonania instrukcji sterowania z komputera 816.

Doprowadzenia sterujące 820, 820¢ i 820 zaworami łączą sterownik 818 z elektronicznie uruchamianymi zaworami 803, 803¢ i 803 do selektywnego sterowania zaworami. Doprowadzenie 822 łączy sterownik 818 z nadajnikiem ciśnienia 824. Doprowadzenie 826 łączy sterownik 818 z miernikiem 814 frakcji wody. Funkcje sterownika 818, nadajnika 824 i komputera 816 mogą być łączone w pojedynczym procesorze, takim jak procesor 201 miernika elektronicznego 20 z fig. 2.

System 800 działa jak następuje. Rura rozgałęźna 802 powoduje, że materiał płynący przez zawór 803, 803¢ lub 803 pojedynczego odwiertu płynie przez przepływomierz typu coriolisa 806 dla badania odwiertu lub dostarczania informacji o masowym natężeniu przepływu, dotyczącej odwiertu, podczas gdy pozostały materiał z odwiertu płynie do linii zbiorczej 808 dla złożonej sprzedaży określanej przez drugi miernik 810. Przepływomierz typu coriolisa 806 dostarcza informacje o gęstości i masowym natężeniu przepływu jako sygnały wyjściowe miernika dla nadajnika 824, który z kolei dostarcza sygnały do sterownika 818 w doprowadzeniu 822. Jeden spośród komputera 816 , sterownika 818, nadajnika 824 lub przepływomierza typu coriolisa 806 (zwykle komputer 816 ) wykonuje obliczenia całkowitego objętościowego natężenia przepływu Qezgodniez równaniem (4):

^Me

Q =— ^e D_e (4) gdzie De jest pomiarem masowego natężenia przepływu typu Coriolisa, otrzymanego z całkowitego, złożonego strumienia ropy naftowej i wody oraz De jest gęstością całkowitego, złożonego strumienia ropy naftowej, gazu, wody i ciał stałych w temperaturze pomiarowej T.

Objętościowe natężenie przepływu ropy naftowej jest obliczane według równania (5):

Qo = Qe(1-Xw) (5) gdzie Qo jest objętościowym natężeniem przepływu ropy naftowej, Xw jest ułamkowym natężeniem przepływu wody i pozostałe zmienne są określone powyżej .

Objętościowe natężenie przepływu wody jest obliczane zgodnie z równaniem (6):

Qw = Qc * X wc (6)

PL 191 413 B1 gdzie Qw jest objętościowym natężeniem przepływu wody, a pozostałe zmienne są określone powyżej.

Wartości objętościowego natężenia przepływu QOi Qw mogą być skorygowane do standardowej temperatury odniesienia Tr w wyniku pomnożenia wartości objętościowych natężeń przepływu przez gęstość w temperaturze pomiarowej i podzielenie przez gęstość w temperaturze odniesienia, na przykład jak w równaniu (7):

Qo = Q.t * DD (7) ^DO gdzie Qo jest objętościowym natężeniem przepływu ropy naftowej w standardowej temperaturze odniesienia Todn, QO,T jest objętościowym natężeniem przepływu ropy naftowej, mierzonym w temperaturze T i obliczanym zgodnie z równaniem (5), DO jest mierzoną gęstością ropy naftowej z pomiarów laboratoryjnych w temperaturze odniesienia Todn i DO,T jest gęstością ropy naftowej mierzonej w temperaturze T.

Ułamkowe natężenie przepływu wody jest obliczane jako :

^De ^Po,T ^PW,T ^{— P}o,T (8) gdzie De jest gęstością całkowitego, złożonego strumienia ropy naftowej lub skroplin i wody w temperaturze pomiarowej T, ro,T jest gęstością fazy czystej ropy naftowej lub skroplin, nie zawierającejżadnej resztkowej zawartości wody w wydzielonej ropie naftowej, pW,T jest gęstością fazy czystej wody, a pozostałe zmienne są określone powyżej.

Wartość XW jest pomiarem frakcji wody, który jest ważnym wynikiem pomiarów badawczych odwiertów. Termin „frakcja wody jest tutaj określony jako dowolny współczynnik, który reprezentuje związek pomiędzy objętością ropy naftowej i objętością wody w ropie naftowej oraz mieszaniny cieczy z wodą. Miernik 814 frakcji wody stosuje pojemność, rezystancje, promieniowanie mikrofalowe lub inne pomiary do kwalifikowania frakcji wody. W pewnych okolicznościach objętość wody jest tak duża, że przekracza wartości graniczne oprzyrządowania. Dla przykładu, układy kontrolne pojemności lub rezystancji zapewniają dopuszczalnie dokładne pomiary frakcji wody tylko wtedy, gdy objętość wody jest mniejsza niż około 20% do 30% całkowitego strumienia. Górna wartość graniczna dokładności 30% jest znacznie poniżej poziomu, który jest obserwowany z wielu odwiertów. Dla przykładu, całkowita objętość wytwarzanej cieczy z odwiertu ropy naftowej może wynosić 99% wody. Niektóre układy kontrolne frakcji wody są zatem przeznaczone do określania frakcji wody w składowej ropy naftowej, która ma małą zawartość wody. Układy kontrolne frakcji wody najczęściej nie mogą być stosowane do określania zawartości wody w materiale, który płynie z separatora dwufazowego, ponieważ całkowita składowa ciekła ma zawartość wody, która przekracza górną wartość graniczną dokładności 30%. Zgodnie z tym równanie (8) zapewnia sposób obliczania frakcji wody i objętościowego natężenia przepływu wody i ropy naftowej lub skroplin. Wartości ro,T 6 , i rW,Tmożna otrzymać na podstawie konwencjonalnych pomiarów doświadczalnych wytwarzanych płynów z poszczególnego odwiertu.

Gdy wartość XW jest w zakresie osiągów i dokładności miernika 814 frakcji wody, gęstość ropy naftowej może być skorygowana dla zawartości wody jak następuje:

Po,T

Pt ^PW,T ^WC

1-WC (9) gdzie ro,T jest gęstością ropy naftowej korygowanej wodą w temperaturze T, rt jest całkowitą gęstością złożonej cieczy z frakcją wody, mierzonej przez przepływomierz typu coriolisa 806 w temperaturze T, rW jest gęstością składnika w postaci wody, ustaloną przez pomiar doświadczalny lub konwencjonalną, doświadczalną współzależnością temperatura-zasolenie w temperaturze T i WC jest frakcjąwody mierzoną przez układ kontrolny 814 frakcji wody.

Przetworzenie pomiarów cieczy miernika z masowych natężeń przepływu na objętościowe natężenia przepływu jest potrzebne dla celów sprzedaży, ponieważ produkty naftowe są sprzedawane

PL 191 413 B1 objętościowo. Do realizacji przemiany z masowego natężenia przepływu na objętościowe natężenia przepływu są stosowane wartości gęstości. Ułamkowe natężenia przepływu wody i ropy naftowej są określane przez bezpośredni pomiar frakcji wody, lecz ta metoda nie zawsze działa ze względu na ograniczenia związane z oprzyrządowaniem, właściwe dla mierników frakcji wody. Bezpośredni pomiar frakcji wody jest także stosowany do kalibracji miernika dla zmiany wartości gęstości ropy naftowej podczas okresu wykorzystywania odwiertu. Frakcja wody jest określana na podstawie pomiaru gęstości, jeżeli poszczególne gęstości wody i ropy naftowej są znane z innych źródeł. Tłumienie gazu w systemie zakłóca te obliczenia zgodnie z równaniami (8) i (9), ponieważ tłumienie może być tak poważne, że miernik przestaje zapewniać dokładne odczyty gęstości materiału płynącego przez przepływomierze lub ponieważ mierzona gęstość reprezentuje wystarczającą zawartość gazu dla zakłócenia przyjęcia przepływu dwufazowego zgodnego z równaniami (8) i (9). Natężenie przepływu gazu jest określone na przykład przez współzależności doświadczalne.

Wynika stąd, że komputer 816 lub sterownik 818 z fig. 8 mają opcję przetwarzania przy zastosowaniu wartości gęstości lub masowego natężenia przepływu, otrzymaną zgodnie z fig. 7, gdy pęcherzyk przejściowy jest wykrywany w przepływomierzu 806. Alternatywnie, jeżeli nie jest wymagane zastosowanie wartości średniej z okresu 612, alternatywne opcje obejmują przerwanie badania odwiertu lub wskazanie alarmu w celu interwencji przez operatora. Jeszcze inną opcją dla komputera

816 jest sygnalizowanie sterownikowi 818 częściowego zamknięcia wybranego spośród zaworów 803,

803¢ lub 803 dla zwiększenia ciśnienia wstecznego w odwiercie. W przypadku odwiertu naftowego, to ciśnienie wsteczne może wtłoczyć wydzielony gaz z powrotem do roztworu, skutkiem czego całkowicie lub częściowo pokonuje skutki tłumienia gazu w przepływomierzu typu coriolisa 806 przez całkowite lub częściowe wyeliminowanie gazu z płynu produkcyjnego.

Równania (8) i (9) szczególnie odnoszą się do ropy naftowej i wody, lecz bardziej szeroko odnoszą się do dowolnego dwufazowego układu niemieszalnych cieczy, na przykład dowolnego roztworu koloidalnego, na który także oddziałuje się przez gaz jako trzecią fazę. Niepożądane oddziaływanie gazu na te układy obejmuje więcej niż zwykłe tłumienie, ponieważ wartości XW obliczone przy zastosowaniu gęstości z równania (8), korygowanego przez równanie (9), mają błąd związany ze zmniejszoną wartością gęstości De, gdy równania były rozwiązane przy założeniu dwufazowych, niemieszalnychcieczy, bez brania pod uwagę gazu.

Claims

1. Sposób korekcji wskazań przepływomierza typu coriolisa dla przepływu wielofazowego, w którym wprowadza się w drgania co najmniej jedną rurę przepływową przepływomierza typu coriolisa z częstotliwością podstawową, odpowiadającą gęstości materiału płynącego przez tę co najmniej jedną rurę przepływową, wytwarza się sygnały odbiorcze, reprezentujące ruch tej co najmniej jednej rury przepływowej, gdy materiałpłynie przez tę co najmniej jedną rurę przepływową i określa się gęstość materiału płynącego przez tę co najmniej jedną rurę przepływową na podstawie co najmniej jednego z sygnałów odbiorczych, znamienny tym, że kontroluje się wzmocnienie napędzania w tej co najmniej jednej rurze przepływowej dla zmiany wartości przy określeniu, czy materiał ma przepływ wielofazowy i jeżeli materiał ma przepływ wielofazowy, określa się gęstość materiału na podstawie co najmniej jednej zapamiętanej wartości gęstości.

2. Sposób według zastrz. 1, znamienny tym, że kontroluje się wzmocnienie napędzania dla określenia, czy materiał nie ma już przepływu wielofazowego i jeżeli materiał nie ma już przepływu wielofazowego, określa się gęstość materiału na podstawie sygnałów odbiorczych.

3. Sposób według zastrz. 1, znamienny tym, że podczas kontroli wzmocnienia napędzania porównuje się wzmocnienie napędzania z pierwszą wartością progową dla określenia, czy wzmocnienie napędzania przekracza pierwszą wartość progową, przez co określa się, czy materiał ma przepływ wielofazowy.

4. Sposób według zastrz. 3, znamienny tym, że podczas porównywania ustala się pierwszą wartość progową, reprezentującą przepływ wielofazowy gazu i cieczy.

5. Sposób według zastrz. 4, znamienny tym, że podczas porównywania ustala się drugą wartość progową, reprezentującą przepływ wielofazowy cieczy i ciała stałego i porównuje się wzmocnienie napędzania z tą drugą wartością progową, przez co określa się, czy wzmocnienie napędzania przekracza drugą wartość progową.

PL 191 413 B1

6. Sposób według zastrz. 1, znamienny tym, że podczas określenia gęstości materiału na podstawie co najmniej jednej zapamiętanej wartości gęstości uśrednia się poprzednie pomiary gęstości w danym okresie czasu, przez co określa się tę gęstość.

7. Sposób według zastrz. 6, znamienny tym, że podczas uśredniania poprzednich pomiarów gęstości analizuje się statystycznie poprzednie pomiary gęstości i eliminuje się lub realizuje się pomiary niepożądane.

8. Sposób według zastrz 1, znamienny tym, że podczas określenia gęstości materiału na podstawie co najmniej jednej zapamiętanej wartości gęstości przetwarza się pomiary gęstości otrzymane z pomiarów doświadczalnych, przez co określa się tę gęstość.

9. Sposób według zastrz. 1, znamienny tym, że podczas określenia gęstości materiału na podstawie co najmniej jednej zapamiętanej wartości gęstości przetwarza się korelacje, przez co określa się te gęstość.

10. Sposób według zastrz. 1, znamienny tym, że po określeniu przepływu wielofazowego zamyka się zawór i przerywa się test odwiertu cieczy.

11. Sposób według zastrz. 1, znamienny tym, że po określeniu przepływu wielofazowego włącza się alarm.