устройство для измерения массы углеводорода и устройство для измерения содержания воды

Формула изобретения

1. Устройство для измерения массы углеводорода в потоках добываемых сырой нефти или природного газа, включающих в себя фракции сырой нефти, воды и газа, содержащее средства для формирования измерительной секции с трубопроводом для пропускаемой смеси, смонтированные в измерительной секции средства для измерения температуры T, диэлектрической постоянной e_mix и плотности _mix смеси, сигнальные выходы которых подключены к соответствующим входам многофазного измерительного средства, выполненного в виде решающего узла, отличающееся тем, что многофазное измерительное средство выполнено с возможностью определения в смеси объемного содержания воды V_w, объемного содержания V_hyd и плотности _hyd углеводорода путем решения системы уравнений

l = V_w + V_hyd;

_mix = _wV_w + _hydV_hyd;

e_mix= f(e_w, _hyd, V_w, V_hyd);

e_hyd= f(_hydT),

где последнее уравнение представляет собой предопределенную зависимость диэлектрической постоянной e_hyd углерода от его плотности _hyd, с учетом откорректированных по температуре T диэлектрической постоянной воды e_w и плотности воды _w, а также с возможностью определения массы углеводорода как произведения V_hydhyd.

2. Устройство по п. 1, отличающееся тем, что дополнительно содержит смонтированное в измерительной секции средство для измерения расхода смеси, а многофазное измерительное средство выполнено с возможностью определения массового расхода углеводорода.

3. Устройство для измерения содержания воды в потоках добываемых жидких сырой нефти или природного газа, содержащее средства для формирования измерительной секции с трубопроводом для пропускаемой жидкой смеси, смонтированные в измерительной секции средства для измерения температуры T, диэлектрической постоянной e_mix и плотности _mix смеси, сигнальные выходы которых подключены к соответствующим входам многофазного измерительного средства, выполненного в виде решающего узла, отличающееся тем, что многофазное измерительное средство выполнено с возможностью определения в смеси объемного содержания воды V_w, объемного содержания V_hyd и плотности _hyd углеводорода путем аналогичного решения указанной выше системы уравнений.

4. Устройство по п. 3, отличающееся тем, что дополнительно содержит смонтированное в измерительной секции средство для измерения расхода смеси, а многофазное измерительное средство выполнено с возможностью определения массового расхода углеводорода.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к области измерительных приборов, и в частности к измерительным приборам для непрерывного измерения состава и расхода смесей, включающих углеводороды.

Предлагается и используется много типов измерительных устройств для непрерывного измерения содержания воды, плотности или состава углеводорода или смесей из углеводорода и воды. Но большинство из них имеет недостатки, связанные с рядом ограничений, вызванных трудностями при измерении смесей, содержащих жидкость и газ, или с трудностями, связанными с разнообразием удельного веса предназначенного для измерения углеводорода. Измерение состава смеси из масла, воды и газа является одним из таких примеров. Измерительные приборы для этого обычно относятся к многофазным измерительным приборам состава (патенты США 4458524 и 4760742 и патент Великобритании N 2210461).

Существующая практика в нефтяной промышленности для измерения количества сырой нефти, воды и газа, добавляемых на данной скважине или группе скважин, заключается в том, чтобы отделить компоненты в сепараторе и измерить компоненты по отдельности. Сепараторы громоздки, дороги, их техническое обслуживание напряжено, и обычно они обеспечивают информацию о добыче только с длительными промежутками. При наличии непрерывных многофазных измерительных приборов, заменяя сепараторы, нефтедобытчики резко улучшают процесс добычи сырой нефти и природного газа, в частности на прибрежной добыче.

Большинство предлагаемых многофазных измерительных приборов для состава спроектированы для непрерывного измерения объемной доли добываемых сырой нефти, воды и газа. Измерительные приборы для состава можно комбинировать с расходомером таким образом, чтобы можно было подсчитать производительность для трех компонентов. Один вариант из предлагаемых многофазных измерительных приборов для состава комбинирует средства для измерения диэлектрической постоянной со средствами измерения плотности (патент США N 4458524). Эти приборы используют преимущества разных диэлектрических постоянных и плотностей сырой нефти, воды и газа соответственно для измерения их объемных долей. Датчики температуры и давления включены в измерительный блок для облегчения этих расчетов.

Для того чтобы они могли выполнять свои функции должным образом, они должны быть способны вычислять диэлектрические постоянные и/или трех отдельных компонентов в условиях измерения. Но это невозможно. Некоторые из углеводородных компонентов с низкой плотностью (среди них этан, пропан, бутан и пентан) могут существовать либо в жидком, либо в газообразном состоянии при давлении 20 - 250 атм. Следовательно, фундаментальные методики и уравнения, применяемые этими измерительными приборами для определения состава потока многофазной добычи, несостоятельны. В действительности нет возможности точно определить объемные доли сырой нефти, воды и газа, не зная, сколько каждой углеводородной составляющей находится в жидкой или газообразной фазе в любой данный момент времени. Такая информация не доступна на базе длительного действия.

Другой важной проблемой измерения в нефтедобывающей промышленности является точное измерение содержания воды в потоке жирной сырой нефти. Содержание воды непосредственно влияет на стоимость сырой нефти. Было разработано много приборов для непрерывного измерения содержания воды (патенты США N 3498112 и 4862060). Наиболее распространенные измерительные устройства для этого являются емкостными измерительными устройствами, которые измеряют диэлектрическую постоянную смеси для определения содержания в ней воды. Многие измерительные приборы, помимо емкостных измерительных приборов, используют диэлектрические измерительные содержания воды в сырой нефти, включая различные микроволновые измерительные приборы. Общая проблема для всех этих устройств состоит в том, что плотность и диэлектрическая постоянная сырой нефти переменны по времени. Эти измерения в результате приводят непосредственно к значительным ошибкам измерения.

В основу изобретения положена задача исключить эти проблемы, ассоциированные с измерением многофазного потока, в котором физические свойства жидкого и газообразного углеводорода не могут быть определены, естественно будет предположить, что углеводородные жидкости и газы являются монокомпонентом с неизвестной плотностью. Подходящий измерительный прибор для многофазного состава будет тогда измерять объемную фракцию и плотность углеводорода, т.е. массу углеводородного материала в многофазной смеси и содержание воды в смеси. Вооруженный этой информацией плюс информацией о расходе, пользователь может более точно определить, сколько нефти и газа добывается при стандартных условиях.

Следовательно, подразумевается, что желательно иметь измерительный прибор для многофазной углеводородной массы, который можно использовать на линиях многофазной добычи сырой нефти или природного газа. Один пример осуществления изобретения сочетает в себе средства диэлектрического измерения, средства измерения плотности и средства измерения температуры для измерения мгновенного расхода углеводородной массы через измерительный прибор. Поставленная задача решается тем, что использует неизвестное до этого соотношение между плотностью углеводорода, будь то жидкость, газ или их комбинации, и его диэлектрической постоянной.

Что касается измерительного прибора для многофазной углеводородной массы, то улучшенный измеритель для измерения содержания воды (т.е. измеритель фракции воды), который состоит из комбинации средств диэлектрического измерения, средств измерения плотности и средств измерения температуры, позволяет непрерывно корректировать измеритель фракции воды под изменения диэлектрических свойств нефти. Комбинация этого улучшенного измерителя фракции воды и расходомера дает дополнительную возможность непрерывно подводить итог производительности нефти и воды в отдельности, по объему или по массе в единицу времени, непрерывно измерять качество сырой нефти, которое непосредственно соотносится с ее плотностью. Этот улучшенный измеритель водной фракции применим для сырой нефти, газовых конденсаторов и жидкотекучих природных газов.

Изобретение позволяет создать улучшенное устройство многофазного измерения для измерения мгновенного расхода и массы углеводорода на линии добычи сырой нефти или природного газа, содержащей первичную нефть, воду и газ, устройство, которое включает измерительные средства для измерения диэлектрической постоянной, плотности и температуры смеси, устройство для определения мгновенной массы углеводорода, находящейся в устройстве, в соответствии с измеренными диэлектрической постоянной, плотностью и температурой, устройство, которое включает измерительный прибор мгновенной углеводородной массы и расходомер, устройство для определения массового расхода углеводорода в соответствии с измеренными мгновенной массой углеводорода и его расхода.

Изобретение позволяет измерять водную фракцию при непрерывном измерении содержания воды и плотности жидкого углеводорода на линии добычи сырой нефти или жидкотекучего природного газа, содержащей первичный жидкий углеводород и воду.

Изобретение позволяет создать устройство для определения мгновенной плотности углеводорода и содержания воды, находящихся в устройстве, в соответствии с измеренными диэлектрической постоянной, плотностью и температурой, чтобы устройство, которое непрерывно саморегулируется по изменениям диэлектрической постоянной жидкого углеводорода так, чтобы с большей точностью измерить содержание воды в жидком углеводороде, устройство, которое сочетает в себе самоблокирующийся измеритель водной фракции и расходомер, устройство для определения объемной производительности, или массового расхода, жидкого углеводорода и воды в соответствии с измеренными содержанием воды, плотности жидкого углеводорода и расходом.

На фиг. 1 и 2 представлены диаграммы корня квадратного из диэлектрической постоянной по плотности углеводорода для жидких углеводородов и смесей углеводородов с газом; на фиг. 3 - блок-схема многофазного измерительного прибора массы углеводорода, спроектированного в соответствии с изобретением; на фиг. 4 - бок-схема массового расходомера углеводорода; на фиг. 5 - блок-схема улучшенного измерителя водной фракции, сконструированного согласно изобретению; на фиг. 6 - блок-схема массового расходомера нефти и воды, сконструированного в соответствии с изобретением.

Вариант наилучшего осуществления изобретения.

Известные многофазные измерительные приборы для фракции, которые содержат устройство для измерения диэлектрической постоянной и плотности смеси, реализуют следующие соотношения для измерения объемных фракций нефти, воды и газа:

1=V_W + V_O + V_g (1)

_mix = _wv_w + _ov_o + _qv_q (2)

e_mix = f/e_w, e_o, e_g, V_W, V_O/ (3)

где

W - обозначение для воды;

о - обозначение для нефти;

g - обозначение для газа;

mix - обозначение для многофазной смеси;

V - объемная фракция;

- плотность;

e - диэлектрическая постоянная.

Уравнение 3 представляет собой любое из ряда уравнений, которые описывают соотношение между диэлектрической постоянной смеси и диэлектрическими постоянными и объемными фракциями компонентов. Например, оно может использовать смешанное соотношение Люнга:

e_mix = (v_we¹_w^/3+ v_oe¹_o^/3+ v_qe¹_q^/3)³

В этих уравнениях объемные фракции V_W, V_o V_g следует вычислять по измеренным плотностям _mix смеси и диэлектрической постоянной e_mix. Диэлектрическая постоянная и плотность трех компонентов изменяются по температуре и давлению. Следовательно, соответствующие значения должны быть рассчитаны при температуре и давлении измерения, если эта процедура должна быть выполнена. Это можно сделать, если физические свойства нефти, воды или газа, взятые по отдельности, не изменяются по температуре и давлению непредсказуемым образом. Но не так происходит в данном случае. Некоторые из углеводородных компонентов могут быть либо в жидком, либо в газообразном состоянии при повышенных давлениях, следовательно, плотности нефти и газа и диэлектрические постоянные при высоком давлении неизвестны.

Способ и устройство по изобретению отличаются от стандартных подходов благодаря тому, что нефтяные и газовые компоненты подразумеваются как моноуглеродный материал с неизвестными плотностью и диэлектрической постоянной. Изобретение использует тот принцип, что диэлектрическая постоянная и плотность углеводородов, добываемых на нефтяной скважине, могут быть непосредственно отнесены друг от друга. Это действительно так, если углеводород является жидкостью, газом или их комбинацией. Этот принцип проиллюстрирован на фиг. 1 и 2.

Фиг. 1 показывает корень квадратный из измеренной диэлектрической постоянной по плотности для разнообразия углеводородных жидкостей при температуре 15^oC. Профиль линейной кривой также показан на чертеже. Углеводород с наименьшей плотностью является пентаном с плотностью приблизительно 0,67 г/мл. Углеводород с наивысшей плотностью представляет собой сырую нефть, имеющую плотность приблизительно 0,92 г/мл. Среди других углеводородов на фиг. 1 показаны сырые нефтемасла, газовые конденсаторы и отдельные фракции углеводородов. Как показано на фиг. 1, корень квадратный из диэлектрической постоянной и плотность жидких углеводородов имеют линейную зависимость с нулевой плотностью, обрывающейся на 1. Другими словами, если плотность оказывается нулевой, то диэлектрическая постоянная оказывается 1, которая является диэлектрической постоянной для вакуума, плотность которого составляет 0.

Фиг. 2 показывает корень квадратный из диэлектрической постоянной как функцию плотности для сырой нефти, смешанной с переменным количеством газа. Объемная фракция газа составляет 0 - 55%.

Здесь также соотношение между корнем квадратным из диэлектрической постоянной и плотностью линейно, и нулевая плотность прерывается на 1. В этом случае диэлектрическая постоянная газа приблизительно равна 1,0005.

Профили линейных кривых на фиг. 1 и 2 фактически идентичны. На практике наклон этих кривых несколько изменяется в зависимости от температуры. Это показывает тот важный принцип, что плотность углеводорода, будь то жидкость, газ или их комбинация, могут в точности соответствовать их диэлектрической постоянной. Именно этот принцип является фундаментом изобретения. Этот принцип до сих пор не был признан в научной литературе и не использовался в конструкции многофазных измерительных приборов или измерителей фракции воды.

Соотношение между диэлектрической постоянной и плотностью углеводорода можно использовать для того, чтобы исключить проблемы, связанные с измерением жидких и газообразных фракций при высоком давлении. Вместо измерения нефтяной, водной и газовой фракций многофазный измерительный прибор может измерять углеводородную и водную фракции и плотность углеводорода, т.е. многофазный измерительный прибор углеводородной массы непрерывно измеряет массу углеводорода, который добывается. Вместо использования уравнений 1-3 многофазный измеритель массы углеводорода будет использовать процедуру измерения, представленную следующими соотношениями:

1 = V_w + V_hyd (4)

_mix = _wv_w + _hydv_hyd (5)

e_mix = f/e_w, e_hyd, V_W, V_hyd/ (6)

где

hyd - обозначение для углеводорода.

Уравнение (4) может быть любым из ряда уравнений, которые описывают соотношение между диэлектрической постоянной смеси и диэлектрической постоянной и объемными фракциями ее компонентов. Следующее соотношение может быть использовано для примера:

e_mix = [v_we¹_w^/3+ v_hyde^1/3_hyd]³

В уравнениях 4-6 имеется три неизвестных: V_hyd, _hyd и e_hyd. Но диэлектрическая постоянная и плотность водорода могут быть соотнесены с использованием принципа, проиллюстрированного на фиг. 1 и 2, а именно:



где

A - постоянная, которая является функцией температуры.

Для одной специфической температуры A является наклоном кривых, приведенных на фиг. 1 и 2.

Благодаря этому соотношению соотношения трех компонентов сокращаются до следующих трех уравнений:

1 = V_w + V_hyd (8)



Таким образом, путем измерения диэлектрической постоянной (e_mix) смеси и плотности (_mix) смеси и вычислению диэлектрической постоянной (e_W) и плотности (_w) воды при температуре измерения, можно определить углеводородную фракцию (V_hyd) и углеводородную плотность (_hyd) в смеси. Именно это лежит в основе измерительного прибора многофазного измерения массы углеводорода, который измеряет и мгновенную массу углеводорода, содержащегося в многофазной смеси, и содержание воды в смеси. Мгновенная масса равна v_{hyd hyd} . Этот измерительный прибор, если он скомбинирован еще с расходомером, позволяет измерять массовый расходомер углеводорода и воды соответственно.

Принцип самоблокирующегося измерительного прибора для водной фракции во многом такой же. Измерители фракции воды, которые выполнены на основе измерения диэлектрических свойств жидких смесей из углеводорода и воды для определения содержания воды, выполнены на основе закона диэлектрического смещения, такого, как уравнение 3, но упрощенного для двух компонентов. Тогда имеем:

e_mix = F/e_w, e_o, V_W, V_o/ (11)

где

W - обозначение для воды;

о - обозначения для нефти;

mix - обозначение для многофазной смеси;

V - объемная фракция;

e - диэлектрическая постоянная.

Уравнение 11 может представлять любое из ряда уравнений для диэлектрического смещения, например в таком виде

e_mix = (v_we¹_w^/3+ v₀e¹₀^/3)³

Для того чтобы принцип был принят в точности, диэлектрическая постоянная жидкого углеводорода должна оставаться постоянной по времени. К сожалению, это не всегда так. Диэлектрическая постоянная добываемого жидкого углеводорода на отдельных скважинах разная. Положение даже более сложное, если измеряемая жидкость представляет собой смешанный от различных во многом скважин поток. Диэлектрическая постоянная углеводорода для смешанного потока в значительной степени изменяется так же, как изменяется производительность разных питающих трубопроводов. Эта проблема (среди прочих) означает, что существующие измерительные приборы для водной фракции не обеспечивают удовлетворительной точности для большинства из наиболее решительных употреблений в нефтяной промышленности.

Чтобы облегчить эту проблему, можно воспользоваться близким соотношением между плотностью углеводорода и диэлектрической постоянной, как показано на фиг. 2. Комбинируя средства измерения плотности со средствами измерения диэлектрической постоянной и средствами измерения температуры, можно откорректировать изменения диэлектрической постоянной углеводорода путем длительного определения его плотности. Имеем следующие соотношения:

1 = V_w + V_o (12)

_mix = _wv_w + _ov_o (13)

e_mix = f(e_w, e_o, V_w, V_o



где

A - постоянная, которая является функцией температуры.

Путем комбинации средств измерения плотности, средств диэлектрического измерения и при использовании этих соотношений улучшенное измерение фракции воды позволяет использовать информацию о плотности для регулирования диэлектрической постоянной сырой нефти по мере того, как она изменяется по времени. Другими словами, путем одновременного решения уравнений для плотности водной фракции и смеси, как это выражено в уравнениях 13 и 14, улучшенный измеритель фракции воды сам калибруется по изменению диэлектрических свойств нефти по времени. И это именно так, что называется с помощью самоблокирующего измерителя фракции воды.

Многофазный измеритель массы углеводорода и массового расхода

Новое соотношение между плотностью углеводорода и его диэлектрической постоянной, как показано в вышеприведенном теоретическом разделе, используется в этом примере осуществления изобретения в качестве средств определения массы углеводорода и массового расхода. Согласно фиг. 3, поток добычи, состоящий из воды, сырой нефти и газа, проходит многофазный измеритель массы углеводорода, образованный позицией 10. Устройство 10 включает трубопровод 20 протекающей жидкости, через который проходит смесь. Смесь, предназначенная для измерения, может проводиться по трубопроводу 20 на длительной основе, и трубопровод 20 может содержать часть передающей смесь трубопроводной линии. Средства 30 измерения температуры измеряют температуру Т смеси. Факультативные средства 40 измерения давления измеряют давление P смеси. Устройство 10 включает диэлектрические средства 50 измерения для измерения диэлектрических свойств "е" смеси. Диэлектрические средства 50 измерения могут быть любым прибором из множества приборов для измерения диэлектрических свойств текучих материалов, таким, например, как емкостной измеритель или микроволновый измеритель. Устройство 10 содержит измерительные средства 60 плотности, которые измеряют плотность Д смеси. Измерительные средства 60 плотности могут быть в виде любого устройства, способного измерять плотность многофазных смесей. Одним из таких устройств может быть гамма-денситометр.

Измерительные средства 30 температуры, измерительные средства 40 давления, диэлектрические измерительные средства 50 и измерительные средства плотности 60 подсоединены к многофазным измерительным средствам 70 массы углеводорода и обеспечивают сигналы, соответствующие измеренным Т, P, е и Д значениям. Многофазные измерительные средства 70 массы углеводорода вычисляют поправочные плотность и диэлектрическую постоянную для воды по измерительной температуре (и давлению). По этим значениям, в также по е и Д многообразные измерительные средства 70 массы углеводорода обеспечивают индикацию объемного содержания воды, объемного содержания углеводородов и плотности углеводорода. Произведение плотности углеводорода на объемное содержание углеводорода равно массе М углеводорода.

Согласно фиг. 4, многофазный измеритель 80 массы углеводорода подсоединен к измерительным средствам 110 расхода с помощью трубопроводной секции 100. Комбинированное устройство представляет собой многофазный расходомер массы углеводорода и обозначен позицией 120. Многофазная смесь может свободно протекать многофазный расходомер 120 массы углеводорода. Измерительные средства 110 расхода измеряют расход V смеси по мере ее прохождения и обеспечивают соответствующий расходу сигнал на многофазные измерительные средства 90 массы углеводорода. Многофазные измерительные средства 90 массы углеводорода обеспечивают индикацию массового расхода углеводорода в соответствии с принятым сигналом V и измеренным значением М.

В рамках изобретения могут быть проведены многочисленные варианты и модификации. Например, могут быть использованы многие типы измерительных средств температуры, измерительных средств давления, измерительных средств диэлектрический постоянной, измерительных средств плотности или измерительных средств расхода в качестве составляющих многофазного измерителя массы углеводорода. Более того, конструкция измерительных средств 70 и 90 может принимать любые формы. Могут быть использованы различные комбинации преобразователей из аналоговых сигналов в цифровые, преобразователей цифровых в аналоговые, компараторов, поисковых таблиц, микропроцессоров и т.д. для определения мгновенных массы углеводорода и массового расхода по входным сигналам. Соответственно любому специалисту в данной области техники будет понятно, что изобретение предоставлено в основном по существу и не ограничивается по объему изобретения до любых измерительных средств специфических составляющих в пределах объема и существа прилагаемой формулы изобретения.

Самоблокирующий измеритель водной фракции.

Новое соотношение между плотностью углеводорода и его диэлектрической постоянной, как это показано в теоретической части, используется в этом примере осуществления изобретения в качестве средств для определения водной фракции, откорректированной для изменяющейся диэлектрической постоянной жидкого углеводорода. Кроме того, это соотношение позволяет непрерывно определять плотность углеводорода, откорректированную по содержанию воды, и его массовый расход. При описании этого примера осуществления следует обратиться к фиг. 5 и 6.

Согласно фиг. 5, поток добычи, состоящий из воды и жидкости углеводорода, таких, как сырая нефть, жидкие природные газы или жидкие нефтяные газы, протекают через самоблокирующий измеритель фракции воды, обозначенный позицией 210. Устройство 210 включает трубопровод 220 текущей жидкости, через который протекает смесь. Смесь, предназначенную для измерения, можно проводить через трубопровод 220 на непрерывной основе, и трубопровод 220 может содержать часть передающей смесь трубопроводной линии. Измерительные средства 230 температуры измеряют температуру Т смеси. Факультативные средства 240 давления измеряют давление P смеси. Устройство 210 включает также диэлектрические измерительные средства 250 для измерения диэлектрических свойств "е" смеси. Диэлектрические измерительные средства 250 могут быть любым прибором из разнообразия приборов для измерения диэлектрических свойств текучих материалов, таких, как емкостной измеритель или микроволновый измеритель. Устройство 210 включает также измерительные средства 260 плотности, которые измеряют плотность Д смеси. Измерительные средства плотности 260 могут быть в виде любого прибора, способного измерять плотность многофазной смеси. Измерительные средства плотности могут быть в виде гамма-денситометра, измерителя кориолисова параметра или камертоновый денситометр, например.

Измерительные средства 230 температуры, измерительные средства 240 давления, диэлектрические измерительные средства 250 и измерительные средства 260 плотности подсоединены к измерительным средствам 270 водной фракции и обеспечивают сигналы, соответствующие измеренным значениям Т, Р, е и Д. Измерительные средства 270 водной фракции вычисляют поправочные плотность и диэлектрические свойства для воды по измеренной температуре ( и давлению). По этим значениям, а также по значениям е и Д измерительные средства 270 фракции воды обеспечивают индикацию мгновенной плотности W фракции воды и плотности B углеводорода в трубопроводе 220.

Согласно фиг. 6, измеритель водной фракции 280 соединен к средствам 310 измерения расхода с помощью трубопроводной секции 300. Скомбинированное устройство представляет собой массовый расходомер нефти и воды и обозначен позицией 320. Смесь воды и нефти может свободно протекать через массовый расходомер сырой нефти 300. Измерительные средства 310 расходомера измеряют расход V смеси по мере ее протекания и обеспечивают соответствующий расходу сигнал на измерительные средства 290 водной фракции. Измерительные средства 290 водной фракции обеспечивают индикацию массового расходомера углеводорода в соответствии с принятым сигналом V и с измерительными значениями W и B. В действительности массовый расходомер углеводорода представляет собой произведение в виде V B (1 - W).

Не выходя за рамки изобретения, можно привести многочисленные варианты и модификации. Например, могут быть использованы многие типы измерительных средств температуры, измерительных средств давления, диэлектрических измерительных средств, измерительных средств плотности или расходных измерительных средств в качестве составных элементов массового расходомера для углеводорода. Более того, конструкция измерительных средств 270 и 290 может принять любые формы. Много различных комбинаций из преобразователей аналоговых сигналов в цифровые или преобразователей цифровых сигналов в аналоговые, компараторов, поисковых таблиц, микропроцессоров и т.д. может быть использовано для определения мгновенной массы углеводорода и мгновенного расхода по входным сигналам. Базовая концентрация для использования сигнала плотности, чтобы откорректировать изменение диэлектрической постоянной одного из основных компонентов смеси, может быть использована для определения состава любой смеси, содержащей материал с высокой диэлектрической постоянной, такой, как вода, в материале с низкой диэлектрической постоянной, таком, как нефть. Соответственно для любого специалиста в данной области техники будет понятно, что изобретение представлено в основном по существу и объем изобретения не ограничивается любыми измерительными средствами специфических составляющих, включенных в объем и существо прилагаемой формулы изобретения.