NO175332B

NO175332B - Method and apparatus for monitoring a multi-phase petroleum stream

Info

Publication number: NO175332B
Application number: NO883802A
Authority: NO
Inventors: Gregory John Hatton
Original assignee: Texaco Development Corp
Priority date: 1987-09-30
Filing date: 1988-08-25
Publication date: 1994-06-20
Also published as: BR8804831A; GB2210461B; GB8819488D0; NO883802L; DK543288D0; NO175332C; GB2210461A; NO883802D0; DK543288A; CA1329271C

Description

Den foreliggende oppfinnelse vedrører fremgangsmåte og anordning for å overvåke en fler-fase petroleumsstrøm som flyter i et rør, og som inneholder bl.a. gass og væske. The present invention relates to a method and device for monitoring a multi-phase petroleum flow that flows in a pipe, and which contains, among other things, gas and liquid.

Ved fremgangsmåten blir tettheten av petroleumsstrømmen avfølt på to steder adskilt med en forutbestemt distanse fra hverandre og tilsvarende avfølte tetthetssignaler tilveiebringes, temperaturen i petroleumstrømen avføles og et temperatursignal tilveiebringes som er representativt for den avfølte temperatur, og trykket i petroleumsstrømmen avføles og et trykksignal tilveiebringes som er representativt for det avfølte trykket. In the method, the density of the petroleum stream is sensed at two locations separated by a predetermined distance from each other and corresponding sensed density signals are provided, the temperature in the petroleum stream is sensed and a temperature signal is provided that is representative of the sensed temperature, and the pressure in the petroleum stream is sensed and a pressure signal is provided that is representative of the sensed pressure.

Anordningen omfatter første og andre tetthetsfølende midler for å avføle tettheten av petroleumsstrømmen på to steder som er adskilt med en forutbestemt distanse fra hverandre og som gir tilsvarende avfølte tetthetssignaler, The device comprises first and second density-sensing means for sensing the density of the petroleum stream at two locations which are separated by a predetermined distance from each other and which provide corresponding sensed density signals,

en temperaturføler for å avføle temperaturen i petroleums-strømmen og gi et temperatursignal som er representativt for den avfølte temperaturen, a temperature sensor to sense the temperature in the petroleum stream and provide a temperature signal that is representative of the sensed temperature,

en trykkføler for å avføle trykket i petroleumsstrømmen og tilveiebringe et trykksignal som er representativt for det avfølte trykket. a pressure sensor to sense the pressure in the petroleum stream and provide a pressure signal representative of the sensed pressure.

Til belysning av den kjente teknikk kan det vises til norsk patent 172011 som beskriver en overvåkningsanordning i hvilket et vesentlig trekk er å bevirke en endring i strømningskarakteristikkene. Denne endring kan utføres på forskjellige måter som alle involverer fysisk inngrep med rørledningen og strømmen i denne, f.eks. ved bruk av en strupeventil. For clarification of the known technique, reference can be made to Norwegian patent 172011 which describes a monitoring device in which an essential feature is to effect a change in the flow characteristics. This change can be carried out in different ways, all of which involve physical intervention with the pipeline and the flow in it, e.g. using a choke valve.

EP 0225741 vedrører bestemmelsen av typen av strømnings-mønster, samt bestemmelse av strømningstakter for gass og væskekomponentene, men kun i tilfellet av væskeplugg eller intermittent strømning. EP 0225741 relates to the determination of the type of flow pattern, as well as the determination of flow rates for gas and the liquid components, but only in the case of liquid plug or intermittent flow.

US patent 4509366 omhandler måling av massestrømningshastig-het for et pulver som føres av en bæregass, en løsning som imidlertid ikke kan anvendes på overvåkning av fler-fase petroleumsstrøm. US patent 4509366 deals with the measurement of mass flow rate for a powder carried by a carrier gas, a solution which, however, cannot be used for monitoring multi-phase petroleum flow.

Den innledningsvis nevnte fremgangsmåte kjennetegnes, ifølge oppfinnelsen, ved å tilveiebringe signaler som er representative for en referansetetthet for nevnte væske, for en referansetetthet for nevnte gass og for overflatespenningen hos nevnte gass, The initially mentioned method is characterized, according to the invention, by providing signals that are representative of a reference density for said liquid, for a reference density for said gas and for the surface tension of said gas,

å utlede hastigheten for store gassbobler fra den kjente distansen og en sammenligning av nevnte avfølte tetthetssignaler med hverandre, deriving the velocity of large gas bubbles from the known distance and a comparison of said sensed density signals with each other,

å korrigere nevnte referansetetthetssignaler for væske og gass i henhold til nevnte avfølte temperatur og trykksignaler, og correcting said reference density signals for liquid and gas according to said sensed temperature and pressure signals, and

å utlede signaler som er representative for væskestrømnings-takten og gasstrømningstakten i petroleumsstrømmen i henhold til et forutbestemt sett av ligninger som relaterer nevnte væske og gasstrømningstakter til nevnte avfølte tettheter, nevnte korrigerte referansetettheter, nevnte overflatespenning og nevnte utledede hastighet for stor gassboble. deriving signals representative of the liquid flow rate and the gas flow rate in the petroleum stream according to a predetermined set of equations relating said liquid and gas flow rates to said sensed densities, said corrected reference densities, said surface tension and said derived large gas bubble velocity.

Anordningen, ifølge oppfinnelsen kjennetegnes ved signalmiddel for å tilveiebringe signaler som er representative for en referansetetthet i nevnte væske av nevnte gass og av overflatespenningen i nevnte gass og The device, according to the invention, is characterized by signal means for providing signals that are representative of a reference density in said liquid of said gas and of the surface tension in said gas and

strømningstaktmiddel som er koblet til nevnte første og andre tetthetsfølende midler, til temperaturføleren, til trykkføleren, og til signalmidlet, og som er virksom til å utlede hastigheten av store gassbobler fra den kjente distansen og en sammenligning av nevnte avfølte tetthetssignaler med hverandre for å korrigere nevnte tetthetssignaler for væske og gass i henhold til nevnte avfølte temperatur og trykksignaler, og å utlede signaler som er representative for væskestrømningstakten og gasstrømnings-takten for petroleumstrømmen i henhold til et forutbestemt flow rate means which is connected to said first and second density sensing means, to the temperature sensor, to the pressure sensor, and to the signaling means, and which is operative to derive the velocity of large gas bubbles from the known distance and a comparison of said sensed density signals with each other to correct said density signals for liquid and gas according to said sensed temperature and pressure signals, and to derive signals representative of the liquid flow rate and the gas flow rate of the petroleum stream according to a predetermined

sett av ligninger som relaterer nevnte væske og gasstrøm-ningstakter til nevnte avfølte tettheter, nevnte korrigerte referansetettheter, nevnte overflatespenning og nevnte utledede hastighet for stor gassboble. set of equations relating said liquid and gas flow rates to said sensed densities, said corrected reference densities, said surface tension and said derived large gas bubble velocity.

Ifølge ytterligere utførelsesform av anordningen er strøm-ningstaktmidlet virksomt til å utlede et signal som er representativt for gassens overflatehastighet i petroleums-strømmen fra de avfølte tetthetssignaler, de korrigerte referansetetthetssignalene, og hastighetssignalet for stor gassboble. According to a further embodiment of the device, the flow pacing means is effective for deriving a signal which is representative of the surface velocity of the gas in the petroleum stream from the sensed density signals, the corrected reference density signals, and the velocity signal for a large gas bubble.

Strømningstaktmidlet er virksomt til å utlede et signal som er representativt for andelen av gass i en væskeslugseksjon, og et signal som er representativt for fraksjonen av gass i en gassbobleseksjon fra de avfølte tetthetssignaler, og å utlede et signal som er representativt for distansen fra enden av en stor gassboble til enden av den neste store gassboblen og et signal som er representativt for lengden av en stor gassboble fra den kjente distansen og en sammenligning av nevnte avfølte tetthetssignaler med hverandre. The flow rate means is operative to derive a signal representative of the fraction of gas in a liquid slug section, and a signal representative of the fraction of gas in a gas bubble section from the sensed density signals, and to derive a signal representative of the distance from the end of a large gas bubble to the end of the next large gas bubble and a signal representative of the length of a large gas bubble from the known distance and a comparison of said sensed density signals with each other.

Dessuten kan strømningstaktmidlet være virksomt til å utlede nevnte gassoverflatehastighetsignal fra nevnte hastighetssignal for stor gassboble, nevnte gassfraksjon i et slugsignal, nevnte gassfraksjon i et bobleseksjonsignal, nevnte distansesignal, og nevnte boblelengdesignal. Moreover, the flow timing means can be effective to derive said gas surface velocity signal from said velocity signal for large gas bubble, said gas fraction in a slug signal, said gas fraction in a bubble section signal, said distance signal, and said bubble length signal.

Som ytterligere fordel ved anordningen, ifølge oppfinnelsen, kan strømningstaktmidlet være operativt til å utlede et signal som er representativt for væskens overflatehastighet i petroleumsstrømmen fra de korrigerte referansetetthetssignalene, hastighetssignalet for stor gassboble, gass-overf latespenningssignalet og gassens overflatehastighetssignal. As a further advantage of the device, according to the invention, the flow rate means can be operative to derive a signal representative of the surface velocity of the liquid in the petroleum stream from the corrected reference density signals, the velocity signal for large gas bubble, the gas transfer voltage signal and the gas surface velocity signal.

I tillegg vil strømningstaktmidlet kunne være virksomt til å utlede nevnte signaler som er representative for væskestrøm-ningstakten og gasstrømningstakten i petroleumsstrømmen fra nevnte overflatehastighetssignal for gass og nevnte overflatehastighet for væske. In addition, the flow rate means could be effective in deriving said signals which are representative of the liquid flow rate and the gas flow rate in the petroleum stream from said surface velocity signal for gas and said surface velocity for liquid.

En utførelsesform av oppfinnelsen skal nå beskrives i eksempels form, med henvisning til de vedlagte tegninger. Fig. 1 er et forenkelt blokkskjema over en flerfase petro-leumsstrømmonitor som er konstruert i henhold til den foreliggende oppfinnelse. Fig. 2 representerer bølgeformer av signaler El og E2 tilveiebragt av detektorene vist i figur 1. Fig. 3 er et flytskjema over trinnene som anvender data-maskinmidlene vist i fig. 1 til å fremkomme til strømnings-takter for gassen og væsken i petroleumsstrømmen. An embodiment of the invention will now be described in the form of an example, with reference to the attached drawings. Fig. 1 is a simplified block diagram of a multiphase petroleum flow monitor constructed in accordance with the present invention. Fig. 2 represents waveforms of signals E1 and E2 provided by the detectors shown in Fig. 1. Fig. 3 is a flowchart of the steps using the computer means shown in Fig. 1 to arrive at flow rates for the gas and liquid in the petroleum stream.

Med henvisning til tegningene, overvåker den viste anordning gasstrømningstakten og væskestrømningstakten for en flerfasepetroleumsstrøm som gjør bruk av bestemte ligninger. Den etterfølgende tabell I relaterer uttrykk i ligningene og deres definisjoner: Referring to the drawings, the device shown monitors the gas flow rate and the liquid flow rate of a multiphase petroleum stream using specific equations. The following Table I relates expressions in the equations and their definitions:

Ligningene som er angitt i A.E. Dukler's kurs vedrørende gassvæskestrømning gitt på University of Houston, Houston, Texas, fører til ligning 1: The equations given in A.E. Dukler's course on gas-liquid flow given at the University of Houston, Houston, Texas, leads to Equation 1:

Ligning 1 kan omskrives som ligning 2 slik: Equation 1 can be rewritten as equation 2 as follows:

Ligning 3 skrevet som følger: Equation 3 written as follows:

Dette gir ligning 4: This gives equation 4:

Fra overflatehastigheten Ugg og Ulct for henholdsvis gassen og væsken, kan strømningstakten for gassen Qg og strømnings-takten Ql for væsken bestemmes fra ligninger 5 og 6, slik: Således i den vertikale strømning som er vist i fig. 1, er der vist en petroleumstrøm 3 som flyter i et rør 7. Innfor petroleumsstrømmen 3 er der gassbobler 11 og dessuten innenfor væskeslugger er der dispergert gass 14. En væskeslugg er den delen av petroleumsstrømmen som er mellom to bobler. From the surface velocity Ugg and Ulct for the gas and liquid respectively, the flow rate for the gas Qg and the flow rate Ql for the liquid can be determined from equations 5 and 6, as follows: Thus in the vertical flow shown in fig. 1, a petroleum stream 3 is shown flowing in a pipe 7. In front of the petroleum stream 3 there are gas bubbles 11 and also within liquid slugs there is dispersed gas 14. A liquid slug is the part of the petroleum stream that is between two bubbles.

I dette bestemte eksempel er der vist kilder 20 og 23 som avgir gammastråleenergi til å gi stråler over petroleum-strømmen 3 hvor de detekteres av detektorer, henholdsvis 28 og 30. Selvom det foreliggende eksempel viser en slugg-detektor sammensatt av en gammastrålekilde med en gammastråledetektor, kan andre typer av sluggdetektorer anvendes til å bestemme tettheten av væsken som strømmer forbi et bestemt punkt. Eksempelvis er røntgenkilder og avfølere, ultralydkilder og avfølere noen. Dessuten er kilder 20 og 23 anbragt i en forutbestemt distanse d fra hverandre. Detektorene 28, 30 tilveiebringer tetthetssignaler, henholdsvis El og E2, til datamaskinmiddel 36. Datamaskinmidlet 36 kan være en universell digital data-maskin . In this particular example, sources 20 and 23 are shown which emit gamma ray energy to provide rays over the petroleum stream 3 where they are detected by detectors 28 and 30 respectively. Although the present example shows a slug detector composed of a gamma ray source with a gamma ray detector , other types of slug detectors can be used to determine the density of the liquid flowing past a particular point. For example, X-ray sources and sensors, ultrasound sources and sensors are some. Moreover, sources 20 and 23 are placed at a predetermined distance d from each other. The detectors 28, 30 provide density signals, respectively E1 and E2, to computer means 36. The computer means 36 can be a universal digital computer.

En trykkavføler 40 og en temperaturavføler 42 avføler henholdsvis trykket og temperaturen i petroleumsstrømmen 3, og tilveiebringer henholdsvis et trykksignal p og et temperatursignal T, til datamaskinmidlet 36. A pressure sensor 40 and a temperature sensor 42 respectively sense the pressure and the temperature in the petroleum flow 3, and provide respectively a pressure signal p and a temperature signal T to the computer means 36.

Dessuten er det i fig. 1, i forklarende hensikt angitt lengden & q som er grafisk definert som lengden av en boble og lengden sl som er distansen fra starten av en boble til starten av den neste påfølgende boble. Moreover, in fig. 1, for explanatory purposes the length & q is graphically defined as the length of a bubble and the length sl which is the distance from the start of a bubble to the start of the next subsequent bubble.

Fig. 2 viser to plottinger av signaler El og E2 av tetthet relativt tid. I den hensikt å forklare forskjellige tidspunkter som anvendes i beskrivelsen, er At vist som tidsforskjellen mellom den fremre kant av en boble som passerer detektoren 30 og dens påfølgende passering av detektoren 28. Det er åpenbart at At med den kjente distanse d kan anvendes til å utlede hastigheten U-p for gassboblen. Dessuten definerer ti tiden for passeringslengden for en gassboble, mens t2 definerer tiden fra starten av en gassboble til starten av den neste påfølgende gassboble. Fig. 2 shows two plots of signals El and E2 of density relative to time. For the purpose of explaining different times used in the description, At is shown as the time difference between the leading edge of a bubble passing the detector 30 and its subsequent passage of the detector 28. It is obvious that At with the known distance d can be used to derive the velocity U-p of the gas bubble. Also, ti defines the time for the passage length of a gas bubble, while t2 defines the time from the start of a gas bubble to the start of the next successive gas bubble.

Med henvisning til flytskjemaet i fig. 3, blir verdier for den laboratoriebestemte tetthet av gassen, tetthet av væsken og overflatespenning for gassen innført i datamaskinmidlet 36. Datamaskinmidlet 36 avføler så tettheten av petroleums-signalene i henhold til signaler El og E2. Trykket av petroleumsstrømmen i henhold til signal p og temperaturen av petroleumsstrømmen i henhold til signal T. Trykksignalet p og temperatursignalet T anvendes til å korrigere tettheten pl og pg som allerede er innført i datamaskinmidlet 36 som vist med blokken 89. Det neste trinnet er å utlede U-p (pr blokk 93) fra den enkle formålstjenelighet å dele distansen d med At . With reference to the flowchart in fig. 3, values for the laboratory determined density of the gas, density of the liquid and surface tension of the gas are entered into the computer means 36. The computer means 36 then senses the density of the petroleum signals according to signals El and E2. The pressure of the petroleum stream according to signal p and the temperature of the petroleum stream according to signal T. The pressure signal p and the temperature signal T are used to correct the density pl and pg already entered into the computer means 36 as shown by block 89. The next step is to derive U-p (per block 93) from the simple expediency of dividing the distance d by At .

I blokk 97 programmeres datamaskinmidlet 36 til å utlede o<ls og cx-j-b • Som anmerket er o^g fraksjonen av gassen i væske-sluggen og a-pB er fraksjonen av gassen i gassboblen. Tetthetssignaler El og E2 anvendes i denne utledning og fremkommer fra tatte kalibreringsdata hvor tettheten av den forskjellige sammensetning av væske og gass i røret bestemmes som lagret i datamaskinmidlets 36 hukommelse. In block 97, the computer means 36 is programmed to derive o<ls and cx-j-b • As noted, o^g is the fraction of the gas in the liquid slug and a-pB is the fraction of the gas in the gas bubble. Density signals El and E2 are used in this derivation and arise from taken calibration data where the density of the different composition of liquid and gas in the pipe is determined as stored in the computer means 36 memory.

Blokk 100 muliggjør utledningen av uttrykk & og Æg som gjennomføres ved hjelp av datamaskinmidlet 36. Ved å kjenne verdien for U-p, kan datamaskinmidler 36 så anvende sin interne klokke til å bestemme £g og £. Blokk 110 vedrører utledningen av gassoverflatehastigheten UgCT under anvendelse av ligning 2. Blokk 114 setter datamaskinmidlet 36 i stand til å utlede væskeoverflatehastigheten ULg. Block 100 enables the derivation of expressions & and Æ to be carried out by computer means 36. Knowing the value of U-p, computer means 36 can then use its internal clock to determine £g and £. Block 110 relates to the derivation of the gas surface velocity UgCT using equation 2. Block 114 enables the computer means 36 to derive the liquid surface velocity ULg.

Det siste trinnet i blokk 120 er å utlede gasstrømningstakten Qg og væskestrømningstakten Ql i henhold til henholdsvis ligningene 5 og 6. Selvom figur 1 ikke viser det, kan datamaskinmidlet 36 tilveiebringe en utmatning til regi-strer ingsmidler for ål registrere dataene. Den foreliggende oppfinnelse kan også anvendes for horisontalstrømning hvor ligning 3 omskrives som The final step in block 120 is to derive the gas flow rate Qg and the liquid flow rate Ql according to equations 5 and 6, respectively. Although Figure 1 does not show it, computer means 36 can provide an output to recording means to record the data. The present invention can also be used for horizontal flow where equation 3 is rewritten as

hvor C er en konstant som har en verdi i området av 1,2 til 1,3, og Uq er en i alt vesentlig konstant hastighet bestemt ved hjelp av laboratoriestrømningskalibrering. where C is a constant having a value in the range of 1.2 to 1.3, and Uq is a substantially constant velocity determined by laboratory flow calibration.

Claims

1. Fremgangsmåte for å overvåke en flerfase petroleumsstrøm som flyter i et rør, og som inneholder hl.a. gass og væske, der tettheten av petroleumsstrømmen avføles på to steder adskilt med en forutbestemt distanse (d) fra hverandre og tilsvarende avfølte tetthetssignaler (El, E2) tilveiebringes, temperaturen i petroleumstrømen avføles og et temperatursignal (T) tilveiebringes som er representativt for den avfølte temperatur, og trykket i petroleumsstrømmen avføles og et trykksignal (p) tilveiebringes som er representativt for det avfølte trykket, karakterisert ved: å tilveiebringe signaler som er representative for en referansetetthet for nevnte væske (pL), for en referansetetthet for nevnte gass (pG) og for overflatespenningen hos nevnte gass (aG), å utlede hastigheten (UT) for store gassbobler fra den kjente distansen (d) og en sammenligning av nevnte avfølte tetthetssignaler (El, E2) med hverandre, å korrigere nevnte referansetetthetssignaler (<p>L,<p>G) for væske og gass i henhold til nevnte avfølte temperatur og trykksignaler (T,p), og å utlede signaler som er representative for væskestrømnings-takten (0L) og gasstrømningstakten (QG) i petroleumsstrømmen i henhold til et forutbestemt sett av ligninger (ligninger 2, 4, 5 og 6) som relaterer nevnte væske og gasstrømningstakter til nevnte avfølte tettheter (El, E2), nevnte korrigerte referansetettheter (pl»Pg slik som korrigert), nevnte overflatespenning (aG) og nevnte utledede hastighet (UT) for stor gassboble.1. Method for monitoring a multiphase petroleum stream flowing in a pipe, which contains hl.a. gas and liquid, where the density of the petroleum stream is sensed at two locations separated by a predetermined distance (d) from each other and corresponding sensed density signals (El, E2) are provided, the temperature in the petroleum stream is sensed and a temperature signal (T) is provided that is representative of the sensed temperature, and the pressure in the petroleum stream is sensed and a pressure signal (p) is provided that is representative of the sensed pressure, characterized by: providing signals that are representative of a reference density for said liquid (pL), for a reference density for said gas (pG) and for the surface tension in said gas (aG), to derive the velocity (UT) of large gas bubbles from the known distance (d) and a comparison of said sensed density signals (El, E2) with each other, to correct said reference density signals (<p>L,<p >G) for liquid and gas according to said sensed temperature and pressure signals (T,p), and to derive signals representative of the liquid flow rate (0L) and gas flow rate (QG) of the petroleum stream according to a predetermined set of equations (equations 2, 4, 5 and 6) which relate said liquid and gas flow rates to said sensed densities (El, E2), said corrected reference densities (pl»Pg as corrected), said surface tension (a G) and said derived velocity (UT) for large gas bubble.

2. Anordning for å overvåke en flerfase petroleumsstrøm (3) som flyter i et rør (7) og som inneholder bl.a. gass og væske, omfattende: første og andre tetthetsfølende midler (20, 23, 28, 30) for å avføle tettheten av petroleumsstrømmen på to steder som er adskilt med en forutbestemt distanse (d) fra hverandre og som gir tilsvarende avfølte tetthetssignaler (El, E2), en temperaturføler (42) for å avføle temperaturen i petro-leumsstrømmen og gi et temperatursignal (T) som er representativt for den avfølte temperaturen, en trykkføler (40) for å avføle trykket i petroleumsstrømmen og tilveiebringe et trykksignal (p) som er representativt for det avfølte trykket, karakterisert ved: signalmiddel (75) for å tilveiebringe signaler som er representative for en referansetetthet i nevnte væske (pL) av nevnte gass (pG) og av overflatespenningen i nevnte gass (o-g) og strømningstaktmiddel (36) som er koblet til nevnte første og andre tetthetsfølende midler (20, 23, 28, 30), til tempera-turføleren (42), til trykkføleren (40), og til signalmidlet (75), og som er virksom til å utlede hastigheten (UT) av store gassbobler fra den kjente distansen (d) og en sammenligning av nevnte avfølte tetthetssignaler (El, E2) med hverandre for å korrigere nevnte tetthetssignaler (pl,p<g>) for væske og gass i henhold til nevnte avfølte temperatur og trykksignaler (T, p), og å utlede signaler som er representative for væskestrømningstakten (QL) og gasstrømningstakten (QG) for petroleumstrømmen i henhold til et forutbestemt sett av ligninger (ligninger 2, 4, 5 og 6) som relaterer nevnte væske og gasstrømningstakter til nevnte avfølte tettheter (El, E2), nevnte korrigerte referansetettheter (pL,PG slik som korrigert), nevnte overflatespenning (aG) og nevnte utledede hastighet (TJT) for stor gassboble.2. Device for monitoring a multiphase petroleum flow (3) that flows in a pipe (7) and that contains, among other things, gas and liquid, comprising: first and second density sensing means (20, 23, 28, 30) for sensing the density of the petroleum stream at two locations which are separated by a predetermined distance (d) from each other and which provide corresponding sensed density signals (El, E2), a temperature sensor (42) for sensing the temperature in the petroleum stream and providing a temperature signal (T) which is representative of the sensed temperature, a pressure sensor (40) for sensing the pressure in the petroleum stream and providing a pressure signal (p) which is representative of the sensed pressure, characterized by: signal means (75) for providing signals representative of a reference density in said liquid (pL) of said gas (pG) and of the surface tension in said gas (o-g) and flow rate means (36) which is connected to said first and second density-sensing means (20, 23, 28, 30), to the temperature sensor (42), to the pressure sensor (40), and to the signaling means (75), and which is effective to derive the speed ( UT) of sto re gas bubbles from the known distance (d) and a comparison of said sensed density signals (El, E2) with each other to correct said density signals (pl,p<g>) for liquid and gas according to said sensed temperature and pressure signals (T , p), and to derive signals representative of the liquid flow rate (QL) and gas flow rate (QG) of the petroleum stream according to a predetermined set of equations (Equations 2, 4, 5 and 6) relating said liquid and gas flow rates to said sensed densities (El, E2), said corrected reference densities (pL,PG as corrected), said surface tension (aG) and said derived velocity (TJT) for large gas bubble.

3. Anordning som angitt i krav 2, karakterisert ved at strømningstaktmidlet (36) er virksomt til å utlede et signal (UGS) som er representativt for gassens overflatehastighet i petroleumsstrømmen fra de avfølte tetthetssignaler (El, E2 ), de korrigerte referansetetthetssignalene (pL,pG slik som korrigert), og hastighetssignalet (UT) for stor gassboble.3. Device as stated in claim 2, characterized in that the flow rate means (36) is effective for deriving a signal (UGS) which is representative of the surface velocity of the gas in the petroleum flow from the sensed density signals (El, E2 ), the corrected reference density signals (pL,pG such as corrected), and the velocity signal (UT) for large gas bubble.

4. Anordning som angitt i krav 3, karakterisert ved at strømningstaktmidlet (36) er virksomt til å utlede et signal (<\s) som er representativt for andelen av gass i en væskeslugseksjon, og et signal (o^) som er representativt for fraksjonen av gass i en gassbobleseksjon fra de avfølte tetthetssignaler (El, E2), og å utlede et signal (Æ)'som er representativt for distansen fra enden av en stor gassboble til enden av den neste store gassboblen og et signal (£G) som er representativt for lengden av en stor gassboble fra den kjente distansen (d) og en sammenligning av nevnte avfølte tetthetssignaler (El, E2) med hverandre.4. Device as stated in claim 3, characterized in that the flow rate means (36) is effective to derive a signal (<\s) which is representative of the proportion of gas in a liquid slug section, and a signal (o^) which is representative of the fraction of gas in a gas bubble section from the sensed density signals (El, E2), and to derive a signal (Æ)' which is representative of the distance from the end of a large gas bubble to the end of the next large gas bubble and a signal (£G) which is representative of the length of a large gas bubble from the known distance (d) and a comparison of said sensed density signals (E1, E2) with each other.

5. Anordning som angitt i krav 4, karakterisert ved at strømningstaktmidlet (36) er virksomt til å utlede nevnte gassoverflatehastighetsignal (UGS) fra nevnte hastighetssignal (UT) for stor gassboble, nevnte gassfraksjon i et slugsignal (ocLS), nevnte gassfraksjon i et bobleseksjonsignal (cXjg), nevnte distansesignal (£), og nevnte boblelengdesignal (ÆG).5. Device as stated in claim 4, characterized in that the flow rate means (36) is effective for deriving said gas surface velocity signal (UGS) from said velocity signal (UT) for a large gas bubble, said gas fraction in a slug signal (ocLS), said gas fraction in a bubble section signal (cXjg ), said distance signal (£), and said bubble length signal (ÆG).

6. Anordning som angitt i krav 5, karakterisert ved at strømningstaktmidlet (36) er operativt til å utlede et signal (ULS) som er representativt for væskens overflatehastighet i petroleumsstrømmen fra de korrigerte referansetetthetssignalene (pl»Pg slik som korrigert), hastighetssignalet (UT) for stor gassboble, gassoverflate-spenningssignalet (ae) og gassens overflatehastighetssignal nu).6. Device as stated in claim 5, characterized in that the flow rate means (36) is operative to derive a signal (ULS) which is representative of the surface velocity of the liquid in the petroleum flow from the corrected reference density signals (pl»Pg as corrected), the velocity signal (UT) for large gas bubble, the gas surface tension signal (ae) and the gas surface velocity signal nu).

7. Anordning som angitt i krav 6, karakterisert ved at strømningstaktmidlet (36) er virksomt til å utlede nevnte signaler (QL,QG) som er representativ for væskestrøm-ningstakten og gasstrømningstakten i petroleumsstrømmen fra nevnte overflatehastighetssignal (UGS) for gass og nevnte overflatehastighet (ULS) for væske.7. Device as stated in claim 6, characterized in that the flow rate means (36) is effective for deriving said signals (QL,QG) which are representative of the liquid flow rate and the gas flow rate in the petroleum stream from said surface velocity signal (UGS) for gas and said surface velocity (ULS) ) for liquid.