автореферат диссертации по приборостроению, метрологии и информационно-измерительным приборам и системам, 05.11.13, диссертация на тему:Оценка покомпонентного состава газонефтеводяной смеси в промысловом трубопроводе

На правах рукописи

ЛЕВАШОВ Дмитрий Сергеевич

ОЦЕНКА ПОКОМПОНЕНТНОГО СОСТАВА ГАЗОНЕФТЕВОДЯНОЙ СМЕСИ В ПРОМЫСЛОВОМ ТРУБОПРОВОДЕ

Специальность 05.11.13 - Приборы и методы контроля

природной среды, веществ, материалов и изделий

Автореферат диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

□034883(А

САНКТ-ПЕТЕРБУРГ 2009

003488374

Работа выполнена в государственном образовательном учревдении высшего профессионального образования Санкт-Петербургском государственном горном институте имени Г.В.Плеханова (техническом университете).

Научный руководитель -

доктор технических наук, профессор

Проскуряков P.M.

Официальные оппоненты:

доктор технических наук, профессор

Катушкин В.П.,

доктор технических наук, профессор

Балюбаш В.А.

Ведущее предприятие - ГНЦ России «ЦНИИ робототехники и технической кибернетики» (ЦНИИ РТК).

Защита диссертации состоится 23 декабря 2009 г. в 16 ч 30 мин на заседании диссертационного совета Д 212.224.07 при Санкт-Петербургском государственном горном институте имени Г.В.Плеханова (техническом университете) по адресу: 199106 Санкт-Петербург, 21-я линия, д.2, ауд.7212.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке Санкт-Петербургского государственного горного института.

Автореферат разослан 20 ноября 2009 г.

УЧЕНЫЙ СЕКРЕТАРЬ диссертационного совета д-р техн. наук, профессор

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность работы. ГОСТ Р 8.615-2005 устанавливает общие метрологические и технические требования к измерениям количества сырой нефти и нефтяного газа, извлекаемых из недр на территории РФ, а также нормы погрешности измерений с учетом параметров сырой нефти и нефтяного газа.

Сложность измерения расходов компонентов продукции нефтяных скважин обусловлена тем, что жидкость и газ в потоке движутся с разными скоростями, при этом физико-химические свойства нефтегазовой смеси изменяются в широких пределах.

В настоящее время для измерения расхода продукции нефтяных скважин поток скважинной жидкости подвергается предварительной подготовке: разделению его на газ и жидкость или гомогенизации с последующим применением традиционных методов измерения расхода жидкости и газа.

Для реализации этих способов необходимо применение громоздкого, дорогостоящего и металлоемкого оборудования, при этом не удается получить требуемой точности измерений (допускаемая основная относительная погрешность измерений должна быть не более ±5 %) для всех гидродинамических структур потока продукции нефтяных скважин.

Из бессепарационных методов измерений наиболее перспективным является радиоизотопный, позволяющий осуществлять одновременную фиксацию и оценку величины расхода нескольких компонентов (вода, газ, нефть) в едином потоке. При этом на точность показаний радиоизотопных приборов не влияет наличие свободного газа, а также они не чувствительны к форме эпюры скоростей потока, что характерно для других известных бессепарационных приборов. Однако для получения заданной точности измерений не достаточно вести учёт прямого и рассеянного излучения. Полученную таким образом информацию необходимо интерпретировать соответствующей моделью для выделения достоверной информации о величине покомпонентного расхода скважинной жидкости в промысловом трубопроводе, что требует проведения дополнительных теоретических исследований, лабораторных и производственных экспе-

риментов.

Цель работы: выявление функциональных закономерностей изменения величины прямого и рассеянного излучения при прохождении через поток газонефтеводяной смеси для количественной оценки её покомпонентного состава в промысловом трубопроводе.

Идея работы: количество гамма-квантов прямого и рассеянного излучения, прошедших через поток газонефтеводяной смеси, и их соотношение, фиксируемое в вертикальном сечении промыслового трубопровода, детерминировано отражает его покомпонентный состав и с заданной ГОСТ точностью позволяет оценить мгновенное соотношение сырой нефти, нефтяного газа и воды в потоке в любой момент времени.

Для реализации поставленной цели необходимо решить следующие задачи исследования:

• провести анализ существующих методов контроля структуры и параметров гомогенных и негомогенных потоков;

• обосновать выбор радиоизотопного метода для покомпонентного измерения расхода газонефтеводяного потока;

• разработать математическую модель, учитывающую зависимость изменения количества гамма-квантов рассеянного излучения при его прохождении через нефтегазовый поток от обводненности и газосодержания;

• разработать макет трубопроводной системы и градуировочного стенда;

• разработать поверочные средства измерений и рекомендации по их использованию;

• разработать метод и реализующую его измерительную систему определения газосодержания и обводненности нефти;

• оценить погрешность и вклад каждого компонента в общую погрешность системы, а также оценить точность измерительной системы в целом;

• разработать инженерную методику градуировки прибора для раздельного определения компонентов газонефтеводяного потока.

Защищаемые научные положения:

• Выявлена функциональная зависимость изменения интенсивности потока гамма-излучения при прохождении его через газо-нефтеводяную смесь в вертикальном сечении промыслового трубопровода, которая является квадратичной функцией от обводненности с изменяемыми коэффициентами а, Ь и с, определяемыми экспериментально; при этом для трубопровода

325 мм значения а, Ь и с аппроксимированы квадратичными функциями от аргумента (1-ср); где ср - газосодержание смеси.

• Для обеспечения точности измерений содержания нефти в потоке газонефтеводяной смеси с погрешностью не более ±5 % отн. в условиях промышленной эксплуатации промыслового трубопровода необходимо ввести в алгоритм системы измерения выявленные функциональные зависимости изменения величины потока рассеянного и прямого излучения от обводненности и газосодержания смеси.

Методы исследований. В работе использовались экспериментально-теоретические методы исследований, включавшие в себя анализ литературных источников, использование математических методов обработки результатов измерений, гидродинамики газожидкостных систем, теории погрешностей, а также экспериментальные исследования на стендах и в производственных условиях на реальных нефтепроводах.

Научная новизна работы:

- предложена функциональная зависимость величины энергии прямого и рассеянного излучения, прошедшего через поперечное сечение трубопровода, от состава нефтегазоводяной смеси;

- разработана многопараметрическая математическая модель потока, учитывающая величину и соотношение прямого и рассеянного излучения гамма-квантов, фиксируемого радиоизотопным датчиком.

Обоснованность и достоверность выводов и рекомендаций

базируется на численных методах решения уравнений, результатах математического моделирования, удовлетворительной сходимости аналитических расчетов и результатов экспериментальных исследований на стенде и на реальном нефтепроводе, результатах стендовых и промышленных испытаний прибора на дожимной насосной станции.

Практическая ценность работы заключается в следующем:

• даны рекомендации к построению системы контроля параметров нефтяных потоков, обеспечивающей заданную ГОСТ точность измерений негомогенных потоков при нефтедобыче;

• разработана измерительная система для определения количества свободного газа и доли воды в потоках нефти в трубопроводе;

• разработаны рекомендации по обработке первичной измерительной информации при определении газосодержания и обводненности нефти радиоизотопным методом;

• изготовлен стенд для градуировки и поверки средств измерения параметров газонефтеводяных потоков, а также разработана методика градуировки данного стенда.

Реализация выводов и рекомендаций работы. Результаты диссертационной работы переданы ООО "ЛУКОЙЛ-Коми" (г. Усинск) для использования при проектировании средств измерения расхода и количества нефти в промысловых трубопроводах на месторождениях нефти.

Личный вклад автора:

• обоснована возможность применения радиоизотопного метода для контроля расхода и определения газосодержания и обводненности нефти в промысловых трубопроводах для повышения точности учета ее количества;

• разработан экспериментальный стенд для снятия градуировоч-ных характеристик прибора для измерения количества газа и воды в нефти в трубопроводах диаметром 325 мм;

• выполнены экспериментальные исследования работоспособности образца измерительной системы на лабораторном стенде, а

6

также в условиях реального трубопровода; • предложена методика выполнения измерения содержания свободного газа и воды в потоках нефтегазоводяных смесей.

Апробация работы. Основные положения и результаты работы докладывались и получили положительную оценку на конференциях "Полезные ископаемые России и их освоение" в 2006, 2007 и 2008 г.г. в СПГГИ (ТУ) и на международной конференции "Коммерческий учёт энергоносителей" в 2007 г.

Публикации. По теме диссертационной работы опубликованы 4 печатные работы, в том числе две в изданиях, входящих в список рекомендуемых ВАК Минобрнауки России, и получен 1 патент.

Структура и объем работы. Диссертация состоит из введения, 4 глав и заключения, изложенных на 122 страницах. Содержит 15 рисунков, 9 таблиц и список литературы из 81 наименования.

Во введении дана общая характеристика работы, обоснована ее актуальность, сформулирована идея диссертационной работы, на основании которой поставлены цель и основные задачи исследования, а также определены научная новизна и практическая ценность результатов работы.

В главе 1 проведен обзор и анализ существующих методов и технических средств контроля параметров газоводонефтяных потоков и даны их сравнительные характеристики. Сформулированы задачи исследования. Произведен выбор области применения инструментальных средств контроля, определены информативные параметры, влияющие на значения измеряемых величин.

В главе 2 обоснован выбор радиоизотопного преобразователя для измерений параметров газонефтеводяных потоков, описаны принципиальные метрологические возможности радиоизотопных преобразователей и структура радиоизотопной измерительной системы, показаны возможности радиоизотопных приборов при измерении газосодержания и обводненности потоков нефти. Проведен обзор теории многофазных потоков.

В главе 3 проведены исследования погрешности радиоизотопных первичных преобразователей, описаны их поверочные средства. Дано описание устройства, принципа действия и погрешности эталонов газонефтеводяных потоков 1-го и 2-го разрядов.

В главе 4 приведены методика градуировки и результаты экспериментально-производственных испытаний радиоизотопных первичных преобразователей.

Заключение отражает обобщенные выводы по результатам исследований в соответствии с поставленной целью и решенными задачами.

ЗАЩИЩАЕМЫЕ НАУЧНЫЕ ПОЛОЖЕНИЯ

Положение 1.

Выявлена функциональная зависимость изменения интенсивности потока гамма-излучения при прохождении его через газонеф-теводяную смесь в вертикальном сечении промыслового трубопровода, которая является квадратичной функцией от обводненности с изменяемыми коэффициентами а, Ь и с, определяемыми экспериментально; при этом для трубопровода Т)у 325 мм значения а, Ъ и с аппроксимированы квадратичными функциями от аргумента (1-<р); где <р - газосодержание смеси.

Исходя из необходимости бесконтактности и бессепарационно-сти измерения фазового и компонентного состава нефти в промысловых трубопроводах, целесообразно для этого использовать радиоизотопный метод, разработав соответствующую методику и программное обеспечение процесса измерений. Разделение измеряемой информации и снижение погрешности измерений необходимо осуществить в режиме пульсаций потока.

Горизонтальный трубопровод с потоком нефти облучается одним узким пучком прямого гамма-излучения радионуклида 137Св, направленным снизу вверх по диаметру сечения потока.

Первичным измерительным преобразователем системы служит радиоизотопный датчик плотности, расположенный на противопо-

ложном источнику излучения конце диаметра трубопровода. Он предназначен для регистрации ослабленного скважинной жидкостью узкого пучка прямого гамма-излучения, направленного вверх по диаметру поперечного сечения потока, а так же рассеянного излучения, образовавшегося в результате комптоновского рассеивания на атомах контролируемого вещества узкого пучка прямого гамма-излучения. Формирование сигналов измерительной информации, получаемой от регистрации прямого и рассеянного гамма-излучения, также происходит в датчике плотности.

Метод измерения отличается от традиционного тем, что разделение полезной информации и дальнейшее её преобразование основаны на закономерностях пульсаций потоков, вызванных наличием и количеством компонентов в потоке.

Измерительная система состоит из блока источника ионизирующего излучения, контролируемой среды, блока детектирования, преобразующего воздействующее на него ионизирующее излучение в электрический сигнал, вторичного преобразователя и блока регистрации.

Измерительную систему приводят во взаимодействие с объектом измерения путем пропускания через объект измерения потока ионизирующего излучения. Источник испускает поток излучения Ф0. Излучение ослабляется контролируемой средой. В результате приемник регистрирует поток излучения Ф. По степени ослабления излучения и характеру пульсаций сигнала в определенном энергетическом спектре можно оценить измеряемый параметр среды, которая в данном случае является поглотителем излучения.

В качестве источников излучения используются стандартные блоки источников гамма-излучения (например, БГИ-бОА), которые позволяют получать узкие пучки прямого гамма-излучения с малым углом рассеяния.

При взаимодействии гамма-квантов в энергетическом диапазоне 400-800 кэВ с веществом происходит уменьшение потока в узком пучке измеряемого гамма-излучения, проходящего через вещество, под действием фотоэлектрического поглощения гамма-квантов и выхода из узкого пучка при комптоновском рассеянии.

При взаимодействии узкого пучка прямого гамма-излучения с материалом стенок трубопровода и с протекающей по нему газонеф-теводяной смесью происходит ослабление потока гамма-излучения в основном за счет комптоновского рассеяния гамма-квантов на атомах вещества ослабителя. При рассеянии меняется не только энергия гамма-кванта, но и его направление. В результате этого, помимо ослабленных пучков прямого излучения, образуются потоки рассеянного излучения, распространяющиеся в среде во всех направлениях.

Таким образом, информацию о контролируемой среде несут прямое и рассеянное излучение.

В соответствии с законом Гуго-Ламберто-Бера поток узкого пучка прямого гамма-излучения, прошедшего сквозь среду с постоянными во времени свойствами, толщиной (I (м), определяется из соотношения:

N = N0 •ехр(-//0= -ехр{-ц-р-й), (1)

где До, N - математические ожидания числа гамма-квантов, регистрируемых приемником при отсутствии и при наличии контролируемой среды соответственно;

/4?, ц - линейный и массовый коэффициенты ослабления, м'1, м2/кг; р-плотность вещества, кг/м3.

Для рассеянного излучения характерно то, что оно распространяется во всем объеме контролируемой среды, многократно взаимодействуя с атомами вещества.

Для выяснения стабильности работы первичных измерительных преобразователей системы, диапазона и погрешности измерений плотности жидкости и объемного содержания свободного газа, чувствительности к изменению химического состава контролируемых веществ прибор был исследован на исследовательском стенде.

Теоретическая зависимость количества отсчетов прямого излучения Агпр от плотности среды выражается экспоненциальной зависимостью (1). Для рассеянного излучения (А^) эта зависимость на-

много сложнее, и ее было решено определить в результате эксперимента на трубопроводе диаметра £)у=325 мм.

Экспериментальный образец был смонтирован на измерительном участке трубопровода. Участок установлен горизонтально и закрыт с обеих сторон фланцами, снабженными кранами для слива жидкости (рис. 1).

Рис. 1. Измерительный участок трубопровода

При градуировке в качестве имитатора контролируемой среды использовались контрольные жидкости различного химического состава и различной плотности в диапазоне от 0.780 до 1.090 г/см3 (пластовая вода, нефть, водонефтяная эмульсия). Требуемое содержание свободного газа создавалось путем отливания из измерительного участка определенных объемов жидкости.

Нами разработана следующая методика градуировки:

- при постоянном значении одного фактора {(р=сопзг) снимаем экспериментально характеристики N„p=f(W)\í,=coml и \9=СОть

- таким образом снимаем массив статистических данных для различных фиксированных значений <р\

- по набранной статистике строим семейство кривых ^рас-ЦЩ^сот! и аппроксимируем их квадратичной зависимостью типа Npac=ЛW)\v=coлsl=aW2+bW+c;

♦ 1-9=0,743 ■ 1-9=0,641

* 1-9=0,25 х 1-9=0,218

* 1-<р=0,5

• 1-9=0,398

N =5 О.ЭУ!/2 - + 27 В* = 0,89

-N = 1,9^-3,6«/+ 22,3 Я2 = 0,99

N = О.ЭУ^ - 3,8\У + 26,7 И2 » 0,93

Рис 2. Семейство кривых И-рз^ДМ^сопзг

- так как интенсивность рассеянного излучения зависит от ^ и И7, т.е. коэффициенты этих функций являются общими для обеих зависимостей, то строим графики зависимостей а, Ь и с от <р;

25 ■

о хГ <в

15

10

-5 -10

с = -12,1(1-ф) + 27,1 В? = 0,99

= 13,9(1-9)-16,6(1-9)+ 6,2 й2 = 0,47

>5 0,45 0,55 0,65 0,75

Ь = -6,2(1-9)г + 4,4{1-9)-4,2

1^ = 0,74

Рис. 3. Зависимость коэффициентов а,Ьяс от газосодержания

12

- таким образом, объединяя полученные зависимости, мы имеем зависимость отсчетов рассеянного излучения Л^ от двух взаимозависимых аргументов (<р и

Ытеор=аУ/2+Ь\У+с,

где а= 13,9( 1 16,6( 1 -^)+6,2; ¿=-6,2(1-^)2+4,4(1-р)-4,2; с=-12,1(1-р)+27,1.

В окончательном виде обобщенная зависимость для Ытеор\

^ =[13,9(1 ~<Р)г-16,6(1-^+6,2]^ -- [б,2(1 -<р)2 - 4,4(1 - <р)+4,2]- ^ - [12,1(1 - (р)-27,1]

(2)

(3)

Для подтверждения правильности полученных результатов по формуле (3) был создан массив отсчетов Ышор, и эти данные были сравнены с практическими результатами эксперимента (рис. 4). 23

18 20 Ыэксп

Рис. 4. Результаты теоретических расчетов и эксперимента

На рисунке 4 теоретический массив аппроксимирован прямой с величиной достоверности аппроксимации Д2=0,99.

Таким образом, результаты проведенных исследований подтвердили, что зависимость отсчета гамма-излучения по рассеянному каналу от обводненности и газосодержания газонефтеводяной смеси

аппроксимируется квадратичной зависимостью с большой достоверностью.

Положение 2.

Для обеспечения точности измерений содержания нефти в потоке газонефтеводяной смеси с погрешностью не более ±5 % отн. в условиях промышленной эксплуатации промыслового трубопровода необходимо ввести в алгоритм системы измерения выявленные функциональные зависимости изменения величины потока рассеянного и прямого излучения от обводненности и газосодержания смеси.

В период с июня по июль 2006 года в ООО "ЛУКОЙЛ-Коми" (г. Усинск) были проведены работы на центральной дожимной насосной станции (ЦДНС) "Харьяга" с применением индикаторов "Нефтемер". Целью этих работ являлось получение оценок погрешности измерений индивидуальных расходов нефти, пластовой воды и попутного нефтяного газа в потоках нефтегазоводяных смесей индикатором "Нефтемер".

В качестве оценок погрешностей измерений на ЦДНС "Харьяга" использовались разности между показаниями индикаторов "Нефтемер" и показаниями средств измерений, установленными в трубопроводах, по которым однофазные потоки нефти, воды и газа выходят из ЦДНС. Индикаторы "Нефтемер" устанавливались на трубопроводах, по которым нефтегазоводяная смесь поступает на ЦДНС (рис. 5).

При таком способе оценки погрешностей измерений было необходимо на ЦДНС выполнить следующие условия. Приведённые к нормальным условиям истинные количества нефти, воды и газа в потоках нефтегазоводяных смесей, контролируемых индикаторами "Нефтемер" на входе, должны быть соответственно равны приведённым к нормальным условиям количествам нефти, воды и газа в однофазных потоках, контролируемых средствами измерений на выходе.

Рис. 5. Схема эксперимента на ЦДНС «Харьяга».

НрНз - индикаторы «Нефтемер»; РрРз - однофазные расходомеры

Индивидуальные расходы нефти, воды и газа в потоках нефтега-зоводяных смесей в трубопроводах индикатором "Нефтемер" измеряются по методу "площадь-скорость". То есть объёмный расход жидкости определяется как произведение скорости жидкости на площадь части поперечного сечения трубопровода, занятой жидкостью. Аналогично объёмный расход газа определяется как произведение скорости газа на площадь части поперечного сечения трубопровода, занятой газом. Скорости жидкости и газа определяются меточным методом. В качестве естественных меток используются пузырьки свободного газа, которые всегда имеются в потоках продукции нефтяных скважин в выкидных трубопроводах. По средней скорости всех имеющихся в потоке пузырьков можно судить о средней скорости газа. По скорости пузырьков, размеры которых меньше некоторого критического значения, можно судить о скорости жидкости.

Площади частей поперечного сечения трубопровода, занятых жидкостью (£;, м2) и газом м2), определяются как произведения площади поперечного сечения трубопровода 5 (м2) на объёмные доли жидкости и газа в нефтегазоводяной смеси:

5, =5(1-4

Массовый расход жидкости т\ (кг/с) определяется как произведение площади поперечного сечения трубопровода на скорость жидкости (м/с) и на среднюю плотность нефтегазоводяной смеси рсм (кг/м3):

Массовые расходы нефти тоП (кг/с) и воды т^ (кг/с) определяются как произведения массового расхода жидкости на массовые доли нефти и воды \У в жидкости:

теи = Щ '(1 .

Плотность нефтегазоводяной смеси, объёмные доли жидкости и газа в нефтегазоводяной смеси, массовые доли нефти и воды в жидкости определяются по ослаблению нефтегазоводяной смесью двух потоков гамма-излучения. Один поток - это поток в "узком" пучке прямого гамма-излучения, а другой поток в "широком" пучке рассеянного гамма-излучения.

При разработке прибора были учтены ограничения на свойства потоков контролируемой среды и параметры трубопровода:

Содержание свободного газа в нефти, об. % от 5 до 75

Содержание воды в нефти, об. % от 0 до 100

Скорость потока контролируемой среды, м/с от 0,02 до 2

Материал стенки трубопровода сталь

Наружный диаметр трубопровода, мм 325

Толщина стенки трубопровода, мм 8

Проверка работоспособности прибора на реальных потоках га-зонефтеводяной смеси включала в себя проведение эксперимента на ЦДНС. Прибор с заложенной в него программой с градуировочной характеристикой был установлен на входящих в ЦДНС потоках нефтегазоводяной смеси, а показания прибора проверялись с использованием средств измерений, установленных на выходе насосной станции, где потоки гомогенные, так как скважинная жидкость сепарирована. Средняя погрешность измерения параметров потоков на ЦДНС составляет 0,15 %.

□ Узел учета нефго в Нефгемер

Рис. 6. Показания учета нефти индикатором «Нефтемер» и однофазным расходомером нефти, установленным на выходе ЦЦНС

В результате проведенных экспериментов по определению количества нефти в газонефтеводяном потоке погрешность прибора не превышала более ±5 % отн.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

В диссертации, представляющей собой законченную научно-квалификационную работу, на базе выполненных теоретических и экспериментальных исследований была решена актуальная научно-практическая задача - разработана методика оценки покомпонентного состава газонефтеводяной смеси в промысловом трубопроводе с точностью, не менее установленной ГОСТ, на коммерческих и оперативных узлах учета нефти, что имеет существенное значение

для нефтедобывающей промышленности.

На основании проведенных исследований сделаны следующие выводы:

1. Установлена зависимость изменения интенсивности потока гамма-излучения при прохождении его через газонефтеводяную смесь в вертикальном сечении промыслового трубопровода

325 мм от обводненности и газосодержания.

2. Для бесконтактного и бессепарационного экспресс-анализа многофазных и многокомпонентных потоков нефти в трубопроводе целесообразно применять радиоизотопный метод на основе комплексного использования прямого и рассеянного гамма-излучения в режиме пульсаций потока.

3. Использование информационно-измерительной системы с первичным преобразователем расхода негомогенных потоков позволяет с удовлетворительной для практики относительной погрешностью (до ±5 % отн.) определить количество нефти в потоке.

4. Разработана инженерная методика градуировки прибора для раздельного определения компонентов газонефтеводяного потока.

5. Результаты работы переданы ООО "ЛУКОЙЛ-Коми" (г. Усинск) для создания прибора бесконтактного измерения покомпонентного расхода сырой нефти.

Основное содержание диссертационной работы содержится в следующих опубликованных работах:

1. Николаев А.К. Исследование кинематических характеристик в горизонтальном пульповоде. / А.К. Николаев, В.И. Маларев, Д.С.Левашов. // Гидравлика и пневматика (ГиП) №11-12, 2003, С. 28-31.

2. Левашов Д.С. Компьютерное моделирование радиоизотопного измерителя плотности и фазового состава потока нефти. И Записки Горного института, т. 167, часть 1. СПб: РИЦ СПГГИ, 2006, С. 178179.

3. Кратиров В.А. Комплекс эталонных и рабочих средств измерения производительности нефтяных эксплуатационных скважин

раздельно по нефти, воде и газу /Кратиров В.А., Левашов Д.С., Люб-чик А.Н. // Сборник трудов 25 международной конференции «Коммерческий учёт энергоносителей», СПб, Борей-Арт, 2007, С. 475480.

4. Левашов Д.С. Особенности градуировки приборов для измерения количества компонентов в многофазных потоках. // Записки Горного института, т. 182. СПб: РИЦ СПГГИ, 2009, С. 91-92.

РИЦ СПГГИ. 19.11.2009. 3.618. Т. 100 экз. 199106 Санкт-Петербург, 21-я линия, д.2

Введение.

Глава I. Газонефтеводяной поток как объект контроля параметров многокомпонентного многофазного потока.

1.1 Критический обзор и анализ существующих методов контроля газонефтеводяного потока.

1.1.1 Турбинные счетчики.

1.1.2 Объемные (камерные) счетчики.

1.1.3 Силовые (массовые) расходомеры.

1.1.4 Ультразвуковые расходомеры.

1.1.4.1 Основные реализации метода.

1.1.4.2 Временные расходомеры.

1.1.4.3 Фазовые методы.

1.1.4.4 Частотные методы.

1.1.4.5 Допплеровские расходомеры.

1.1.4.6 Массовые ультразвуковые расходомеры.

1.1.5 Лазерный метод.

1.1.6 Диэлькометрический метод измерения.

1.1.7 Измерение расхода методом контрольных "меток".

1.1.8 Радиоизотопный метод измерения.

1.1.9 Датчики плотности (плотномеры).

1.1.10 Бесконтактные расходомеры для однородных жидкостей.

1.1.11 Идентификаторы гидродинамической структуры потока.

1.1.12 Измерители свободного газа в жидкости.

1.1.13 Многокомпонентные бессепарационные расходомеры.

1.2 Потоки нефтегазоводяных смесей как физический объект.

1.2.1 Разновидности многофазных потоков.

1.2.2 Основные характеристики многофазных потоков.

1.2.3 Структура многофазных потоков.

Глава II. Первичный преобразователь в системе радиоизотопных измерений газонефтеводяных потоков.

2.1 Структура радиоизотопной измерительной системы для контроля

I параметров газонефтеводяных потоков.

2.2 Разработка имитационной математической модели сигнала

I радиоизотопного преобразователя плотности на потоке товарной нефти.

2.2.1 Физические основы радиоизотопного метода измерения.

2.1.1.1 Прямое и рассеянное гамма излучение.

2.1.1.2 Законы ослабления гамма-излучения контролируемой средой.

2.1.1.3 Ослабление прямого гамма-излучения. г 2.1.1.4 Ослабление рассеянного гамма-излучения. 2.2.2 Применение радиоизотопного метода для измерения газосодержания в и потоке жидкости.

2.2.2.1 Ослабление гамма-излучения потоком жидкости, содержащей свободный газ.

2.2.2.2 Определение содержания свободного газа в потоке жидкости по показаниям радиоизотопного преобразователя плотности.

2.2.3 Разработка имитационной математической модели сигнала радиоизотопного преобразователя на потоке товарной нефти, содержащей свободный газ.

2.2.3.1 Априорная информация о гидродинамической структуре потоков товарной нефти и их особенностях.

2.2.3.2 Постановка задачи моделирования.

2.2.3.3 Разработка имитационной математической модели.

2.2.3.4 Моделирование случайного процесса изменения газосодержания в потоке газожидкостной смеси.

2.2.3.5 Моделирование случайного процесса изменения плотности чистой жидкости.

2.2.3.6 Определение длительности чередующихся интервалов протекания чистой жидкости и газожидкостной смеси.

2.2.4 Исследование качества разработанной имитационной математической модели.

2.2.4.1 Постановка задачи.

2.2.4.2 Метод исследования.

2.2.4.2.1 Критерии для проверки состоятельности оценок.

2.2.4.2.2 Критерий для проверки несмещенности оценки плотности распределения.

2.2.4.2.3 Критерий для проверки несмещенности оценки экспоненциальной АКФ.

2.2.4.2.4 Критерий для проверки состоятельности и несмещенности оценки АКФ белого шума.

2.2.4.3 Эффективность методики моделирования.

Глава III. Поверочные средства радиоизотопных первичных преобразователей и поверочные схемы.

3.1 Средства и методы градуировки и поверки расходоизмерительных систем

3.1.1 Образцовые расходомерные установки, принцип действия, конструктивные и метрологические особенности.

3.1.2 Статические и динамические расходомерные установки.

3.1.3 Специальные установки для воспроизведения больших значений расхода.

3.1.4 Образцовые установки для воспроизведения расхода газообразных сред.

3.1.5 Метрологическая аттестация образцовых расходомерных установок

3.1.6 Градуировка и поверка расходомеров.

3.1.6.1 Градуировка расходомеров.

3.1.6.2 Поверка расходомеров.

3.2 Эталоны газонефтеводяных потоков 1-го и 2-го разрядов: устройство, принцип действия, погрешность.

Глава IV. Экспериментально-производственные испытания радиоизотопного первичного преобразователя.

4.1 Принцип действия индикатора "Нефтемер".

4.2 Устройство и работа индикатора "Нефтемер".

4.3 Ограничения на свойства потоков контролируемой среды и параметры трубопровода.

4.4 Метрологические характеристики.

4.5 Общие требования к размещению измерительного первичного преобразователя.

4.6 Градуировка приборов в лабораторных и производственных условиях

28 декабря 2005 года приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии № 411-ст был введен в действие ГОСТ Р 8.6152005. Данный стандарт устанавливает общие метрологические и технические требования к измерениям количества сырой нефти и нефтяного газа, извлекаемых из недр на территории РФ, а также нормы погрешности измерений с учетом параметров сырой нефти и нефтяного газа.

Продукция на устье нефтяной эксплуатационной скважины представляет собой поток смеси нефти, попутного нефтяного газа в свободном состоянии и пластовой воды. В сравнительно небольшом количестве в потоке присутствуют твердые частицы.

Расходы каждого из основных компонентов потока, в первую очередь нефти и воды являются очень важными технологическими параметрами процесса добычи нефти. Важным фактором для нефтедобычи является соотношение между количеством воды, газа и нефти в этой смеси. Данное соотношение определяет методику разработки месторождения, а также его рентабельность.

В тех случаях, когда продукция нескольких скважин, принадлежащих разным владельцам, поступает в общий коллектор, расходы ее компонентов являются также и коммерческими параметрами, так как по ним можно определить долю каждого, владельца в конечном продукте. Это особенно актуально для скважин, расположенных на морском шельфе и эксплуатируемых с платформ.

Таким образом, в настоящее время в нефтедобывающей промышленности существует необходимость определения производительности нефтяных скважин раздельно по нефти, воде и газу. При этом средства измерения должны быть бессепарационными и обладать высокой оперативностью.

Измерение расходов компонентов продукции нефтяных скважин - сложная задача, обусловленная тем, что жидкость и газ в потоке движутся с разными скоростями. Кроме того, физико-химические свойства нефтегазовой смеси изменяются в широких пределах (от свойств свободного газа до свойств воды и нефти).

Обычно для измерения расхода продукции нефтяных скважин она подвергается предварительной подготовке потока: разделению его на газ и жидкость или тщательному перемешиванию — гомогенизации — для получения неф-теводяной эмульсии и последующим применением традиционных методов измерения расхода жидкости и газа. В настоящее время этот способ измерения считается мало перспективным

Этот способ требует применения громоздкого, дорогого и металлоемкого оборудования, при этом цель (полное разделение потока на жидкость и газ или получение гомогенной смеси) полностью не достигается, из-за чего не удается получить требуемой точности (не более 5 %) измерений для всех гидродинамических структур потока продукции нефтяных скважин.

Более перспективными являются бессепарационные методы измерения многофазных потоков. Эти методы ориентированы на специфические свойства многокомпонентных потоков продукции нефтяных скважин и не требуют предварительной подготовки потока.

Одновременную фиксацию и определение расхода нескольких компонентов (вода, газ, нефть) в едином потоке позволяет осуществить радиоизотопный метод. Однако получение требуемой при измерениях информации о состоянии потока и точное (до 5 %) измерение каждого из них предполагает создание первичного преобразователя расхода негомогенных потоков для системы измерения, что требует проведения дополнительных теоретических исследований и лабораторных и производственных экспериментов.

Цель данной работы - выявление функциональных закономерностей изменения величины прямого и рассеянного излучения при прохождении через поток газонефтеводяной смеси для количественной оценки её покомпонентного состава в промысловом трубопроводе.

Идея работы заключается в следующем - количество гамма-квантов прямого и рассеянного излучения, прошедших через поток газонефтеводяной смеси, и их соотношение, фиксируемое в вертикальном сечении промыслового трубопровода, детерминировано отражает его покомпонентный состав и с заданной ГОСТ точностью позволяет оценить мгновенное соотношение сырой нефти, нефтяного газа и воды в потоке в любой момент времени.

Для реализации поставленной цели необходимо решить следующие задачи исследования:

• провести анализ существующих методов контроля структуры и параметров гомогенных и негомогенных потоков;

• обосновать выбор радиоизотопного метода для покомпонентного измерения расхода газонефтеводяного потока;

• разработать математическую модель, учитывающую зависимость изменения количества гамма-квантов рассеянного излучения при его прохождении через нефтегазовый поток от обводненности и газосодержания;

• разработать макет трубопроводной системы и градуировочного стенда;

• разработать поверочные средства измерений и рекомендации по их использованию;

• разработать метод и реализующую его измерительную систему определения газосодержания и обводненности нефти;

• оценить погрешность и вклад каждого компонента в общую погрешность системы, а также оценить точность измерительной системы в целом;

• разработать инженерную методику градуировки прибора для раздельного определения компонентов газонефтеводяного потока.

Научная новизна работы:

- предложена функциональная зависимость величины энергии прямого и рассеянного излучения, прошедшего через поперечное сечение трубопровода, от состава нефтегазоводяной смеси;

- разработана многопараметрическая математическая модель потока, учитывающая величину и соотношение прямого и рассеянного излучения гамма-квантов, фиксируемого радиоизотопным датчиком.

Практическая ценность работы заключается в следующем:

• даны рекомендации к построению системы контроля параметров нефтяных потоков, обеспечивающей заданную ГОСТ точность измерений негомогенных потоков при нефтедобыче;

• разработана измерительная система для определения количества свободного газа и доли воды в потоках нефти в трубопроводе;

• разработаны рекомендации по обработке первичной измерительной информации при определении газосодержания и обводненности нефти радиоизотопным методом;

• изготовлен стенд для градуировки и поверки средств измерения параметров газонефтеводяных потоков, а также разработана методика градуировки данного стенда.

6. Результаты работы переданы ООО "ЛУКОЙЛ-Коми" (г. Усинск) для создания прибора бесконтактного измерения покомпонентного расхода сырой нефти.

Заключение

В диссертации, представляющей собой законченную научно-квалификационную работу, на базе выполненных теоретических и экспериментальных исследований была решена актуальная научно-практическая задача -разработана методика оценки покомпонентного состава газонефтеводяной смеси в промысловом трубопроводе с точностью, не менее установленной ГОСТ, на коммерческих и оперативных узлах учета нефти, что имеет существенное значение для нефтедобывающей промышленности.

На основании проведенных исследований сделаны следующие выводы:

1. Разработана математическая модель, обеспечивающая возможность моделирования случайного процесса изменения газосодержания с негауссовским законом распределения и экспоненциальной АКФ.

2. Установлена зависимость изменения интенсивности потока гамма-излучения при прохождении его через газонефтеводяную смесь в вертикальном сечении промыслового трубопровода £)у 325 мм от обводненности и газосодержания.

3. Для бесконтактного и бессепарационного экспресс-анализа многофазных и многокомпонентных потоков нефти в трубопроводе целесообразно применять радиоизотопный метод на основе комплексного использования прямого и рассеянного гамма-излучения в режиме пульсаций потока.

4. Использование информационно-измерительной системы с первичным преобразователем расхода негомогенных потоков позволяет с удовлетворительной для практики относительной погрешностью (до ±5 % отн.) определить количество нефти в потоке.

5. Разработана инженерная методика градуировки прибора для раздельного определения компонентов газонефтеводяного потока.

1. Автоматизация и метрологическое обеспечение измерений в нефтяной и газовой промышленности. Сборник Н.Т. — Уфа, 1984

2. Алиев Т. М., Тер-Хачатуров А. А. Измерительная техника. Учебное пособие для вузов. М.: Высшая школа. 1991, 384 с.

3. Беляков В.Л. Автоматический контроль нефтяных эмульсий. М.: Недра, 1992, 204 с.

4. Бурдун Г.Д., Марков В.И. Основы метрологии М.: Изд-во стандартов, 1985, 256 с.

5. Бурсиан Э.В. Физические приборы. М.: Мир. 1984, 271 с.

6. В.А. Большаков, А. В. Горелкин «Сборник задач по гидравлике» Изд. «Бу-дивильник» Киев, 1964 г.

7. Веников В.А., Иванов-Смоленский A.B. Физическое моделирование электрических систем. — М: Госэнергоиздат, 1956

8. Газин Д.И., Кратиров В. А. Проблема обнаружения свободного газа в товарной нефти и пути ее решения. СПГПУ, ФТК. Микропроцессорные средства измерений. Сборник трудов. Вып. III. СПб.: Нестор, 2003

9. Гарт Г. Радиоизотопное измерение плотности жидкости и бинарных систем: пер. с нем. -М: Атомиздат, 1975, 184 с.

10. Голъдин M.JI. Теоретические основы измерительной техники фотонного излучения. М.: Энергоатомиздат, 1985, 161 с.

11. Гордеев ОТ., Гареев М.М., Кратиров В.А. О совершенствовании учета нефти при ее транспортировке. «Трубопроводный транспорт нефти. АК «Транснефть».№ 3, 1999.

12. Двухфазные моно- и полидисперсные течения газа с частицами / под. ред. JI.E. Стернина. -М., Машиностроение,,!981, 172 с.

13. Зингер Н.О., Савина Т.Е. Результаты анализа первичных измерительных преобразователей для отраслевых АСУ ТП с целью их унификации. — М.:

14. ВНИИОЭНГ, РНТС Автоматизация и телемеханизация нефтяной промышленности, 1980, № 6

15. И.Н.Ермолов, Ю.Я.Останин. Методы и средства неразрушающего контроля качества: Учеб. пособие для инженерно-техн. спец. вузов. М.: Высшая школа, 1988, 368 с.

16. Ибрагимов Г.З. Технология добычи нефти и газа. М.: МГОУ, 1992, 244 с

17. Ибрагимов Г.З., Артемьев В.Н., Иванов А.И., Кононов В.М. Техника и технология добычи и подготовки нефти и газа. М.: Изд-во МГОУ, 2005, 243 с.

18. Казаков А.Н., Козлов A.B., Кратиров В.А., Путилов A.A. Радиоизотопный метод контроля обводненности нефтеводяных потоков в трубопроводах. — М.: ВНИИОЭНГ, РНТС Автоматизация и телемеханизация нефтяной промышленности, 1982, № 4

19. Казаков А.Н., Кратиров В.А., Козлов A.B. Способ определения параметров газожидкостного потока1. A.c. 1402842, Опубл. в Б.И., 15.06.1988., № 22

20. Кендалл М., Стъюарт А. Теория распределений, 1966, 566 с.

21. Кивилис С.С. Плотномеры. — М.: Энергия, 1980, 280 с.

22. Кратиров В.А., Гареев М.М. Способ измерения параметров газожидкостного потока. Патент на изобретение № 2141640

23. Кратиров В.А., Гареев М.М., Кондратьев A.C. Испытательно-поверочный комплекс средств измерений объемной доли свободного газа в жидкости. Совершенствование измерений расхода жидкости, газа и пара: Материалы 12-ой научно-практической конференции, 2002

24. Кратиров В.А., Казаков А.Н., Козлов A.B., Кашкет Ж.М., Николаев В.Н., Надеин В.А. Способ измерения объемного газосодержания в газожидкостных потоках. A.c. 1022002, Опубл в Б.И.,1983, № 21

25. Кратиров В.А., Казаков А.Н., Малыхина Г.Ф., Гареев М.М. Способ измерения параметров газожидкостного потока. Патент на изобретение № 2086955, 10.08.1997., Бюл. № 22

26. Кратиров В.А., Кратиров Д.В., Гареев М.М. «Учет реального фазового и компонентного состава энергоносителей при их учете». Материалы 11-й Международной научно-практической конференции. Коммерческий учет энергоносителей. С-Пб, Апр. 2000

27. Кратиров В.А., Орлов Д.С. Массовый расходомер газожидкостного потока. Патент на изобретение № 2128328, 27.03.1999

28. Кремлевский 77.77. Измерение расхода многофазных потоков. Л.: Машиностроение. Ленингр. отделение, 1982, 216 с.

29. Кремлевский 77.77. Перспективы развития расходомеров переменного перепада давления // Измер. расх. жидк., газа и пара. М.: 1965I

30. Кремлевский 77.77. Расходомеры и счетчики количества: Справочник.-4-e изд., перераб. и доп.-JI.: Машиностроение. Ленингр. отделение, 1989

31. КунцеХ. Методы физических измерений. М.: Мир. 1989, 220 с.

32. Кутателадзе С.С., Стырикович М.А. Гидродинамика газожидкостных систем. М., Энергия, 1976, 296 с.

33. Левашов Д. С. Особенности градуировки приборов для измерения количества компонентов в многофазных потоках. // Записки Горного института, т. 182. СПб: РИЦ СПГГИ, 2009

34. Леей И.И. Моделирование гидравлических явлений. JI, Энергия, 1963, 210 с.

35. Левшина Е.С., Новицкий П.В. Электрические измерения физических величин. Измерительные преобразователи. Л.: Энергоатомиздат, 1983, 320 с.

36. Липцер Р. Ш., Ширяев А.Н. Статистика случайных процессов. М., 1974, 696 с.

37. Лиу К.Т., Коуба Г.И. Преимущества использования кориолисова вычислителя чистой нефти. Переведено с англ. из OLL & GAS, 1994

38. Мамаев В.А., Одишария Г.Э. и др. Гидродинамика газо-жидкостных смесей в трубах. М: Недра, 1969, 208 с.

39. Мамаев В.А., Одишария Г.Э., Клапчук О.В., Точигин A.A. Движение газожидкостных смесей в трубах. М., Недра, 1978, 271 с.

40. Методы и средства измерения плотности нефти / В.Л. Беляков и др. / Обзорная информация

41. О повышении эффективности использования коммерческих узлов учета нефти / Ф.Р. Сейм, В. Т. Дробах, М.А. Слепян и dp. // Автоматизация и телемеханизация нефтяной промышленности. -М., 1982. Вып. 3

42. Оборудование для добычи нефти и газа: Учеб. пособие / Ивановский В.Н., Дарищев В.И., Каштанов B.C. и др. М.: РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2002, 768 с.

43. ЛевашовД.С. Компьютерное моделирование радиоизотопного измерителя плотности и фазового состава потока нефти. // Записки Горного института, т. 167, часть 1. СПб: РИЦ СПГГИ, 2006, С. 178-179

44. Основы метрологии и электрические измерения: Учебник для вузов / Под ред. Е. М. Душина. JL: Энергоатомиздат, 1987

45. Перспективы применения радиоизотопных преобразователей в нефтяной промышленности. Обзорная информация. М. 1983. (серия "Автоматизация и телемеханизация в нефтяной промышленности", выпуск 11)

46. Прибор бесконтактного измерения гидродинамических параметров гетерогенных сред. Отчет о научно-исследовательской работе НИТИ им. А.П. Александрова, № гос. регистрации 01.99.00.07979, 1999

47. Приборы и устройства для контроля и регулирования технологических процессов. Вып.4, 1984

48. Птевлоцкий КС., Нижегородцев П.В. Радиоизотопный метод измерения средней плотности потока гидросмеси. Л., 1976

49. Пугачев A.B. и др. Радиоизотопный контроль объемной массы материалов. -М.: Энергоатомиздат, 1983, 57 с.

50. Пугачев A.B. Контроль и автоматизация процессов переработки сыпучих материалов. М: Атомиздат, 1989, 150 с.

51. Рабинович С.Г. Погрешность измерений. Л.: Энергия, 1978, 262 с.

52. Разработка нефтяных месторождений / Под ред. Н.И. Хисамутдинова, Г.З. Ибрагимова.ВНИИОЭНГ, 1994, 240 с.

53. Синайский Э.Г. Разделение двухфазных многокомпонентных смесей в нефтегазопромысловом оборудовании. М.: Недра, 1990, 272 с.

54. Спиваковский А.О., Смолдырев A.B., Зубакин Ю.С. Автоматизация трубопроводного транспорта. Изд. «Недра», 1972, 338 с.

55. Способ измерения истинного объемного газосодержания в газожидкостных потоках. Кратиров В.А., Казаков А.Н., Козлов A.B., Кашкет Ж.М., Николаев В.Н., Надеин В.А. A.c. № 1022002

56. Тарасов Г.П. Статистические методы обработки информации в системах измерения ионизирующего излучения. — М: Атомиздат, 1980, 207 с.

57. Николаев А.К., Маларев В.И., Левашов Д.С. Исследование кинематических характеристик в горизонтальном пульповоде. // Гидравлика и пневматика (ГиП) №11-12, 2003, С. 28-31

58. Тартаковсшй Д.Ф., Ястребов A.C. Метрология, стандартизация и технические средства измерения. М.: 2002, 205 с.

59. Тилъ Р. Электрические измерения неэлектрических величин. М.: Энер-гоиздат, 1987, 191 с.

60. Тюрин Н.И. Введение в метрологию. -М.: Изд-во стандартов, 1976, 304 с.

61. Уоллис Г. Одномерные двухфазные течения. Пер. с англ. М., Мир, 1972, 440 с.

62. Фатхутдинов А.Ш. Метрологическая аттестация и поверка трубопорш-невых поверочных установок. Обзорная информация. М.: ВНИИОЭНГ, 1987, 44 с.

63. Фатхутдинов А.Ш. Метрологическое обеспечение средств измерений нефти и нефтепродуктов // Автоматизация и телемеханизация нефтяной промышленности. М., 1977. — Вып. 9

64. Фатхутдинов А.Ш., Слепян М.А., Ханов H.H., Золотухин Е.А., Немиров М.С., Фатхутдинов Т.А. Автоматизированный учет нефти и нефтепродуктов при добыче, транспорте и переработке. М.: ООО «Недра-Бизнес-центр», 2002, 417 с.

65. Фокин Б.С. Разработка методов расчета пульсационных и осредненных характеристик двухфазного потока на основе принципа минимума диссипации энергии. Автореферат на соискание ученой степени доктора технических наук. СПб, 1992

66. Ханов Н.И. и др. Измерение количества и качества нефти и нефтепродуктов при сборе, транспортировке, переработке и коммерческом учете. СПб.: Изд-во СПбУЭФ, 2000, 270 с.

67. Чарный И. А. Неустановившееся движение реальной жидкости в трубах. М.: Недра, 1975, 296 с.

68. Черняев А.П. Взаимодействие ионизирующего излучения с веществом. — М.: Физматлит, 2004, 152 с.

69. Шабалин С.А. Измерения для всех. М.: Наука, 1991, 560 с.

70. Штеренлихт Д. В. Гидравлика: Учеб. для вузов. -— В 2-х кн. — М.: Энер-гоатомиздат, 2008

71. Экспериментальное определение метрологических характеристик турбинных преобразователей и трубопоршневых установок при поверке / А.Ш. Фатхутдинов и др. // Автоматизация и телемеханизация нефтяной промышленности. М., 1988. - Вып. 6

72. A. W. Jamieson. Multiphase metering — the challenge of implementation, North Sea Flow Measurement Workshop, Gleneagles, Scotland, 1998

73. G. Roach, T.S. Whitaker. Long term use and experience of multiphase flow metering, North Sea Flow Measurement Workshop, Gleneagles, Scotland, 1998

74. H. Toral, S. Cai, E. Akartuna, K. Stothard, A.W. Jamieson. Field1 tests of the ESMER multiphase flow meter, North Sea Flow Measurement Workshop, Gleneagles, Scotland, 1998

75. Kennedy, I. Simm. Use of a subsea multiphase flow meter in the West Brae/Sedgwick joint development, North Sea Flow Measurement Workshop, Gleneagles, Scotland, 1998

76. V.Kratirov, D.Orlov. On one source of environment pollution with simultaneous casing-head gas. INTERNATIONAL CONFERENCE INSTRUMENTATION in ECOLOGY and HUMAN SAFETY. PROCEEDINGS. October-November, 1996, St.Petersburg

77. W.J. Priddy. BP multiphase meter application experience, North Sea Flow Measurement Workshop, Gleneagles, Scotland, 1998.