Detection of liquid natural gas adulteration

Abstract

A method for determining adulteration of a fluid under test is provided. The method comprises flowing the fluid under test through a sensor, and measuring a viscosity of the fluid under test. A fluid density threshold is stored, wherein the density threshold is derived from the measured viscosity. A density of the fluid under test deviating from the fluid density threshold is measured. An instance of fluid adulteration is determined.

Description

DETECTION OF LIQUID NATURAL GAS ADULTERATIONTECHNICAL FIELD

[0001] The embodiments described below relate to a method of detecting liquid natural gas (LNG) adulteration with a sensor, and a related apparatus.BACKGROUND

[0002] Vibrating conduit sensors, such as Coriolis mass flowmeters and vibrating densitometers, typically operate by detecting motion of a vibrating conduit that contains a flowing material. Properties associated with the material in the conduit, such as mass flow, density and the like, can be determined by processing measurement signals received from motion transducers associated with the conduit. The vibration modes of the vibrating material-filled system generally are affected by the combined mass, stiffness, and damping characteristics of the containing conduit and the material contained therein.

[0003] A typical Coriolis mass flowmeter includes one or more conduits (also called flow tubes) that are connected inline in a pipeline or other transport system and convey material, e.g., fluids, slurries, emulsions, and the like, in the system. Each conduit may be viewed as having a set of natural vibration modes, including for example, simple bending, torsional, radial, and coupled modes. In a typical Coriolis mass flow measurement application, a conduit is excited in one or more vibration modes as a material flows through the conduit, and motion of the conduit is measured at points spaced along the conduit. Excitation is typically provided by a driver, e.g., an electromechanical device, such as a voice coil-type actuator, that perturbs the conduit in a periodic fashion. Mass flow rate may be determined by measuring time delay or phase differences between motions at the transducer locations. Two or more such transducers (or pickoff sensors) are typically employed in order to measure a vibrational response of the flow tube or conduits and are typically located at positions upstream and downstream of the driver. Instrumentation receives signals from the pickoff sensors and processes the signals in order to derive a mass flow rate measurement.

[0004] Coriolis meters are often utilized for custody transfer. One means of transferring LNG utilizes transferring a tank of LNG from a starting location to an ending location.  Some examples include train tanker cars, tanker trucks, or by seagoing vessels having transport tanks therein. In one scenario, LNG is transported from a natural gas liquefaction plant or terminal port with a tanker car to another destination.

[0005] This, in some circumstances, may be an uncontrolled transport, and as such, the LNG tank is vulnerable to adulteration during its journey. A method of adulteration that is somewhat difficult to detect involves removing LNG from the tank and replacing it with liquid nitrogen (LIN) .

[0006] The reason LIN is used as an adulterant is multifaceted. First, the price difference between LIN and LNG is significant. LIN is generally about 20%of the cost of LNG. Taking a twenty ton transport tanker as an example, if two tons of LNG is removed and replaced by LIN, effectively 18 tons of LNG is represented as 20 tons of LNG. The misappropriated LNG may then be resold for a significant profit.

[0007] Secondly, the addition of LIN to LNG is technically feasible. The temperature of LNG under atmospheric pressure is around -162℃, and the temperature of LIN under atmospheric pressure is around -196℃. If one replaces 5%to 10%of the LIN in a tank, the temperature will be reduced to -175～-180℃, and the tank pressure will only increase by about 0.25MPa. Pressure relieving devices on LNG storage tanks typically activate around 0.7MPa. Therefore, activation of the pressure relieving device would not occur.

[0008] What is needed is a flowmeter that can detect fluid adulteration. The present embodiments provide apparatuses and methods for use in, among other applications, custody transfer of cryogens, such as LNG. The embodiments provide a method and apparatus to detect cryogen adulteration, and notably cryogen theft, which impacts buyers, sellers, and end users. As such, advancements in the art are achieved.SUMMARY

[0009] A method for determining adulteration of a fluid under test is provided according to an embodiment. The method comprises flowing the fluid under test through a sensor, and measuring a viscosity of the fluid under test. A fluid density threshold is stored, wherein the density threshold is derived from the measured viscosity. A density of the fluid under test deviating from the fluid density threshold is measured, and an instance of fluid adulteration is determined.

[0010] According to an embodiment, a flowmeter for determining adulteration of a fluid under test configured to receive the fluid under test, the flowmeter comprising meter electronics configured to communicate with the flowmeter. The flowmeter comprises a sensor assembly in communication with meter electronics, further comprising at least one flow conduit configured to receive the fluid under test, at least one driver configured to vibrate the at least one flow conduit, and at least one pickoff for detecting vibrations of the at least one flow conduit, configured to generate corresponding vibratory signals. A temperature sensor is operable to generate a signal corresponding to the temperature of the fluid under test. The meter electronics is configured to measure, using the corresponding vibratory signals, a viscosity of the fluid under test. The meter electronics stores a fluid density threshold derived from the measured viscosity. The meter electronics is further configured to measure, using the corresponding vibratory signals, a density of the fluid under test deviating from the fluid density threshold, and to determine an instance of fluid adulteration.

[0011] ASPECTS

[0012] According to an aspect, a method for determining adulteration of a fluid under comprises flowing the fluid under test through a sensor, and measuring a viscosity of the fluid under test. A fluid density threshold is stored, wherein the density threshold is derived from the measured viscosity. A density of the fluid under test deviating from the fluid density threshold is measured, and an instance of fluid adulteration is determined.

[0013] Preferably, the method comprises measuring a density of the fluid under test deviating from the fluid density threshold comprises the density of the fluid under test being greater than the fluid density threshold, and wherein the step of determining an instance of fluid adulteration comprises setting a tamper flag.

[0014] Preferably, the method comprises storing a fluid viscosity threshold, wherein the step of measuring a viscosity of the fluid under test comprises measuring a viscosity of the fluid under test deviating from the fluid viscosity threshold

[0015] Preferably, the step of measuring a density of the fluid under test deviating from the fluid density threshold comprises the density of the fluid under test being greater than the fluid density threshold, wherein the step of measuring a viscosity of the fluid  under test deviating from the fluid viscosity threshold comprises the viscosity of the fluid under test being greater than the fluid viscosity threshold, and wherein the step of determining an instance of fluid adulteration comprises setting a tamper flag.

[0016] Preferably, the step of measuring a density of the fluid under test deviating from the fluid density threshold comprises the density of the fluid under test being less than the fluid density threshold, wherein the step of measuring a viscosity of the fluid under test deviating from the fluid viscosity threshold comprises the viscosity of the fluid under test being greater than the fluid viscosity threshold, and wherein the step of determining an instance of fluid adulteration comprises setting a tamper flag.

[0017] Preferably, the step of measuring a density of the fluid under test deviating from the fluid density threshold comprises the density of the fluid under test being greater than the fluid density threshold, wherein the step of measuring a viscosity of the fluid under test deviating from the fluid viscosity threshold comprises the viscosity of the fluid under test being less than the fluid viscosity threshold, and wherein the step of determining an instance of fluid adulteration comprises setting a tamper flag.

[0018] Preferably, the method comprises storing a fluid temperature threshold; and measuring a temperature of the fluid under test deviating from the fluid temperature threshold.

[0019] Preferably, the step of measuring a density of the fluid under test deviating from the fluid density threshold comprises the density of the fluid under test being greater than the fluid density threshold, wherein the step of measuring a temperature of the fluid under test deviating from the fluid temperature threshold comprises the temperature of the fluid under test being less than the fluid temperature threshold, and wherein the step of determining an instance of fluid adulteration comprises setting a tamper flag.

[0020] Preferably, the step of measuring a viscosity of the fluid under test deviating from the fluid viscosity threshold comprises the viscosity of the fluid under test being greater than the fluid viscosity threshold.

[0021] Preferably, the sensor comprises a densitometer configured to measure the density of the fluid under test and calculate a viscosity of the fluid under test.

[0022] Preferably, the sensor comprises a viscometer configured to measure the viscosity of the fluid under test and calculate a density of the fluid under test.

[0023] Preferably, the sensor comprises a flowmeter configured to measure the temperature and the viscosity of the fluid under test.

[0024] Preferably, the fluid under test comprises Liquefied Natural Gas.

[0025] Preferably, the tamper flag indicates that LNG is adulterated with a cryogen.

[0026] Preferably, the method comprises determining the adulteration of the fluid under test during custody transfer of the fluid under test.

[0027] According to an aspect, a flowmeter for determining adulteration of a fluid under test configured to receive the fluid under test comprises meter electronics configured to communicate with the flowmeter. The flowmeter further comprises a sensor assembly in communication with meter electronics, further comprising at least one flow conduit configured to receive the fluid under test, at least one driver configured to vibrate the at least one flow conduit, and at least one pickoff for detecting vibrations of the at least one flow conduit, configured to generate corresponding vibratory signals. A temperature sensor is operable to generate a signal corresponding to the temperature of the fluid under test. The meter electronics is configured to measure, using the corresponding vibratory signals, a viscosity of the fluid under test, and store a fluid density threshold derived from the measured viscosity, and further configured to measure, using the corresponding vibratory signals, a density of the fluid under test deviating from the fluid density threshold, and to determine an instance of fluid adulteration.

[0028] Preferably, measuring a density of the fluid under test deviating from the fluid density threshold comprises the density of the fluid under test being greater than the fluid density threshold, and wherein determining an instance of fluid adulteration comprises meter electronics setting a tamper flag.

[0029] Preferably, the meter electronics is further configured to store a fluid viscosity threshold, wherein measuring a viscosity of the fluid under test comprises measuring a viscosity of the fluid under test deviating from the fluid viscosity threshold.

[0030] Preferably, measuring a density of the fluid under test deviating from the fluid density threshold comprises the density of the fluid under test being greater than the fluid density threshold, wherein measuring a viscosity of the fluid under test deviating from the fluid viscosity threshold comprises the viscosity of the fluid under test being greater than the fluid viscosity threshold, and wherein determining an instance of fluid adulteration comprises the meter electronics setting a tamper flag.

[0031] Preferably, measuring a density of the fluid under test deviating from the fluid density threshold comprises the density of the fluid under test being less than the fluid density threshold, wherein measuring a viscosity of the fluid under test deviating from the fluid viscosity threshold comprises the viscosity of the fluid under test being greater than the fluid viscosity threshold, and wherein determining an instance of fluid adulteration comprises the meter electronics setting a tamper flag.

[0032] Preferably, measuring a density of the fluid under test deviating from the fluid density threshold comprises the density of the fluid under test being greater than the fluid density threshold, wherein measuring a viscosity of the fluid under test deviating from the fluid viscosity threshold comprises the viscosity of the fluid under test being less than the fluid viscosity threshold, and wherein determining an instance of fluid adulteration comprises the meter electronics setting a tamper flag.

[0033] Preferably, the meter electronics is further configured to store a fluid temperature threshold, and measure, with the temperature sensor, a temperature of the fluid under test deviating from the fluid temperature threshold.

[0034] Preferably, measuring a density of the fluid under test deviating from the fluid density threshold comprises the density of the fluid under test being greater than the fluid density threshold, wherein measuring a temperature of the fluid under test deviating from the fluid temperature threshold comprises the temperature of the fluid under test being less than the fluid temperature threshold, and wherein determining an instance of fluid adulteration comprises the meter electronics setting a tamper flag.

[0035] Preferably, measuring a viscosity of the fluid under test deviating from the fluid viscosity threshold comprises the viscosity of the fluid under test being greater than the fluid viscosity threshold.

[0036] Preferably, the meter electronics is operable to derive the density threshold from the viscosity of the fluid under test.

[0037] Preferably, the fluid under test comprises Liquefied Natural Gas.

[0038] Preferably, the tamper flag indicates that LNG is adulterated with a cryogen.BRIEF DESCRIPTION OF THE DRAWINGS

[0039] The same reference number represents the same element on all drawings. It should be understood that the drawings are not necessarily to scale.

[0040] FIG. 1 shows a diagram representing a vibratory sensor element in communication with meter electronics;

[0041] FIG. 2 is a diagram of a meter electronics according to an embodiment;

[0042] FIG. 3 is a chart illustrating average LNG compositions based on location;

[0043] FIG. 4A is a flowchart illustrating a method of determining adulteration of a fluid under test;

[0044] FIG. 4B is a flowchart illustrating a method of determining adulteration of a fluid under test;

[0045] FIG. 4C is a flowchart illustrating a method of determining adulteration of a fluid under test;

[0046] FIG. 5 is a graph illustrating the relationship between temperature and viscosity for LNG, LIN, and varying degrees of LIN adulteration;

[0047] FIG. 6A is a flowchart illustrating a method of determining adulteration of a fluid under test;

[0048] FIG. 6B is a flowchart illustrating a method of determining adulteration of a fluid under test;

[0049] FIG. 6C is a flowchart illustrating a method of determining adulteration of a fluid under test;

[0050] FIG. 7 is a graph illustrating the relationship between viscosity and density for LNG, LIN, and varying degrees of LIN adulteration;

[0051] FIG. 8A is a flowchart illustrating a method of determining adulteration of a fluid under test according to an embodiment;

[0052] FIG. 8B is a flowchart illustrating a method of determining adulteration of a fluid under test according to another embodiment;

[0053] FIG. 8C is a flowchart illustrating a method of determining adulteration of a fluid under test according to yet another embodiment;

[0054] FIG. 8D is a flowchart illustrating a method of determining adulteration of a fluid under test according to an additional embodiment; and

[0055] FIG. 8E is a flowchart illustrating a method of determining adulteration of a fluid under test according to a further embodiment.DETAILED DESCRIPTION

[0056] FIGS. 1 -8E and the following description depict specific examples to teach those skilled in the art how to make and use the best mode of the embodiments. For the purpose of teaching inventive principles, some conventional aspects have been simplified or omitted. Those skilled in the art will appreciate variations from these examples that fall within the scope of the present description. Those skilled in the art will appreciate that the features described below can be combined in various ways. As a result, the embodiments described below are not limited to the specific examples described below. Furthermore, the figures may describe a particular fluid utilized in custody transfer, but the embodiments provided are not limited to the particular fluid disclosed, as different fluids are considered.

[0057] FIG. 1 shows a flowmeter 5 according to an embodiment. The flowmeter 5 comprises a sensor assembly 10 and meter electronics 20. The meter electronics 20 is connected to the sensor assembly 10 via leads 100 and is configured to provide measurements of one or more of a density, mass flow rate, volume flow rate, totalized mass flow, temperature, or other measurements or information over a communication path 26. The flowmeter 5 can comprise a Coriolis mass flowmeter or other vibratory flowmeter. It should be apparent to those skilled in the art that the flowmeter 5 can comprise any manner of flowmeter 5, regardless of the number of drivers, pick-off sensors, flow conduits, or the operating mode of vibration.

[0058] The sensor assembly 10 includes a pair of flanges 101 and 101′, manifolds 102 and 102′, a driver 104, pick-off sensors 105 and 105′, and flow conduits 103A and 103B. The driver 104 and the pick-off sensors 105 and 105′are connected to the flow conduits 103A and 103B, and at least one temperature sensor 109.

[0059] The flanges 101 and 101′are affixed to the manifolds 102 and 102′. The manifolds 102 and 102′can be affixed to opposite ends of a spacer 106 in some embodiments. The spacer 106 maintains the spacing between the manifolds 102 and 102′. When the sensor assembly 10 is inserted into a pipeline (not shown) which carries the process fluid being measured, the process fluid enters the sensor assembly 10 through the flange 101, passes through the inlet manifold 102 where the total amount of process fluid is directed to enter the flow conduits 103A and 103B, flows through the flow conduits 103A and 103B and back into the outlet manifold 102′, where it exits the sensor assembly 10 through the flange 101′.

[0060] The process fluid can comprise a liquid. The process fluid can comprise a gas. The process fluid can comprise a multi-phase fluid, such as a liquid including entrained gases and / or entrained solids, for example without limitation. The flow conduits 103A and 103B are selected and appropriately mounted to the inlet manifold 102 and to the outlet manifold 102′so as to have substantially the same mass distribution, moments of inertia, and elastic moduli about the bending axes W-W and W′-W′, respectively. The flow conduits 103A and 103B extend outwardly from the manifolds 102 and 102′in an essentially parallel fashion.

[0061] The flow conduits 103A and 103B are driven by the driver 104 in opposite directions about the respective bending axes W and W′and at what is termed the first out of phase bending mode of the flowmeter 5. The driver 104 may comprise one of many well-known arrangements, such as a magnet mounted to the flow conduit 103A and an opposing coil mounted to the flow conduit 103B. An alternating current is passed through the opposing coil to cause both conduits to oscillate. A suitable drive signal is applied by the meter electronics 20 to the driver 104 via lead 110. Other driver devices are contemplated and are within the scope of the description and claims.

[0062] The meter electronics 20 receives sensor signals on leads 111 and 111′, respectively. The meter electronics 20 produces a drive signal on lead 110 which causes the driver 104 to oscillate the flow conduits 103A and 103B. Other sensor devices are contemplated and are within the scope of the description and claims.

[0063] Meter electronics 20 processes the left and right velocity signals from the pick-off sensors 105 and 105′in order to compute a flow rate, among other things. The communication path 26 provides an input and an output means that allows the meter electronics 20 to interface with an operator or with other electronic systems. The description of FIG. 1 is provided merely as an example of the operation of a flowmeter and is not intended to limit the teaching of the present invention. In embodiments, single tube and multi-tube flowmeters having one or more drivers and pickoffs are contemplated.

[0064] Meter electronics 20 in one embodiment is configured to vibrate the flow conduit 103A and 103B. The vibration is performed by the driver 104. The meter electronics 20 further receives resulting vibrational signals from the pickoff sensors 105 and 105′. The vibrational signals comprise a vibrational response of the flow conduits 103A and 103B.  The meter electronics 20 processes the vibrational response and determines a response frequency and / or phase difference. The meter electronics 20 processes the vibrational response and determines one or more flow measurements, including a mass flow rate and / or density of the process fluid. Other vibrational response characteristics and / or flow measurements are contemplated and are within the scope of the description and claims.

[0065] In one embodiment, the flow conduits 103A and 103B comprise substantially omega-shaped flow conduits, as shown. Alternatively, in other embodiments, the flowmeter can comprise substantially straight flow conduits, U-shaped conduits, delta-shaped conduits, etc. Additional flowmeter shapes and / or configurations can be used and are within the scope of the description and claims.

[0066] FIG. 2 illustrates meter electronics 20 of the flowmeter 5 according to an embodiment of the invention. The meter electronics 20 includes an interface 201 and a processing system 203. The meter electronics 20 receives transducer signals from the sensor assembly 10, such as pickoff sensor 105 and 105’s ignals, for example without limitation. The meter electronics 20 processes sensor signals in order to obtain flow characteristics of the flow material flowing through the sensor assembly 10. For example, the meter electronics 20 can determine one or more of a phase difference, a frequency, a time difference (Δt) , a density, a mass flow rate, a strain, and a volume flow rate from the sensor signals. In addition, other flow characteristics may be determined in some embodiments.

[0067] The interface 201 receives the sensor signals from the transducers via the leads 100 illustrated in FIG. 1. The interface 201 can perform any necessary or desired signal conditioning, such as any manner of formatting, amplification, buffering, etc. Alternatively, some or all of the signal conditioning can be performed in the processing system 203.

[0068] In addition, the interface 201 can enable communications between the meter electronics 20 and external devices, such as through the communication link 26, for example. The interface 201 can be capable of any manner of electronic, optical, or wireless communication.

[0069] The interface 201 in one embodiment includes a digitizer 202, wherein the sensor signal comprises an analog sensor signal. The digitizer 202 samples and digitizes the  analog sensor signal and produces a digital sensor signal. The interface / digitizer 201 / 202 can also perform any needed decimation, wherein the digital sensor signal is decimated in order to reduce the amount of signal processing needed and to reduce the processing time.

[0070] The processing system 203 conducts operations of the meter electronics 20 and processes flow measurements from the sensor assembly 10. The processing system 203 executes one or more processing routines and thereby processes the flow measurements in order to produce one or more flow characteristics.

[0071] The processing system 203 can comprise a general-purpose computer, a microprocessing system, a logic circuit, or some other general purpose or customized processing device. The processing system 203 can be distributed among multiple processing devices. The processing system 203 can include any manner of integral or independent electronic storage medium, such as the storage system 204.

[0072] The processing system 203 is configured to retrieve and execute stored routines in order to operate the flowmeter 5. The storage system 204 can store routines including a general flowmeter routine 205 and an adulteration routine 220. The processing system 203 can determine at least a magnitude, phase difference, time difference, and a frequency of transducer signals. Other measurement / processing routines are contemplated and are within the scope of the description and claims. The storage system 204 can store measurements, received values, working values, and other information. In some embodiments, the storage system 204 may store any one or more of a mass flow  210, a density (ρ) 212, a viscosity (μ) 214, a temperature (T) 216, set points, threshold variables, constants, and other values known in the art, and products thereof, for example without limitation. The flowmeter routine 205 can produce and store fluid and flow measurements. These values can comprise substantially instantaneous measurement values or can comprise totaled or accumulated values and may also comprise databases and lookup tables. For example, the flowmeter routine 205 can generate mass flow measurements and store such measurements in the storage system 204. The flowmeter routine 205 can generate density measurements and store them in the storage system 204. Other measurements are contemplated to be similarly generated and stored in the storage system 204, as will be appreciated by one skilled in the art. The mass flow 210 and density 212 values are determined from the transducer response,  as previously discussed and as known in the art. The mass flow 210 can comprise a substantially instantaneous mass flow rate value, can comprise a mass flow rate sample, can comprise an averaged mass flow rate over a time interval, or can comprise an accumulated mass flow rate over a time interval. The time interval may be chosen to correspond to a block of time during which certain fluid conditions are detected, for example, a liquid-only fluid state, or alternatively a fluid state including liquids and entrained gas. In addition, other mass flow quantifications are contemplated and are within the scope of the description and claims.

[0073] The following relates to LNG as the fluid under test being adulterated with the cryogen LIN. Other fluids under test, besides LNG, are considered. Other adulterants, besides LIN, are considered. Viscometers besides Coriolis mass flowmeters are considered. Viscometers other than flowmeters are considered.

[0074] Turning to FIG. 3, it will be clear that the density of LNG under atmospheric pressure depends on its composition. An inverse relationship exists between methane content and density. That is to say that as the methane content increases, the density decreases. However, the practical range of LNG densities in real-world conditions is about 420 ～ 470 kg / m3. Under atmospheric pressure, the density of LIN is approximately 808kg / m3. If LNG and LIN are mixed in a ratio of 10: 1 by weight, the mixture density is greater than 480 kg / m3, which exceeds the conventional maximum LNG density value of 470 kg / m3. It should be noted that the density of LNG is also a function of liquid temperature: the higher the temperature, the lower the density; the gradient of change is about 1.4 kg / m3 / ℃.

[0075] The temperature of LNG at atmospheric pressure is around -162 ℃, while the temperature of LIN at atmospheric pressure is approximately -196 ℃. If LNG is adulterated with 5-10%, by weight, of LIN, the temperature of the LIN / LNG mixture will be reduced to approximately -175 to -180℃.

[0076] FIGS. 4A, 4B, and 4C are flow charts that illustrate methods 400A, 400B, and 400C to detect LNG adulteration with LIN using temperature and / or density measurements. This may be stored in the storage system 204. This may be stored in the adulteration routine 220. Given the above, mixing LIN into LNG will decrease the temperature of the mixture, and at the same time, the density of the LIN / LNG mixture will increase. During loading and unloading of LNG, the Coriolis flowmeter 5, besides  measuring the mass of material transferred, also inherently measures the temperature and density of the fluid. These two parameters are then utilized to detect the incorporation of LIN into the LNG by comparing with suitable temperature and density thresholds.

[0077] Given the above, appropriate thresholds are determined. In an embodiment, the temperature threshold (Ttd) is set lower than the temperature of LNG at atmospheric pressure. The range of temperatures considered is from -163 ℃ to -195 ℃. In an embodiment, the temperature threshold is set at -165 ℃. In an embodiment, the density threshold (ρtd) range is from 471 kg / m3 to 490 kg / m3. In an embodiment, the density threshold is set at 471 kg / m3. The thresholds are stored in meter electronics 20 or otherwise communicated to meter electronics 20. The thresholds are set by end users in an embodiment. The thresholds are set by the factory in an embodiment. In an embodiment, only a certain range is allowable for input, thus preventing a non-functional value from being used by meter electronics 20. In an embodiment, input thresholds are calculated or amended taking into account process conditions. In an embodiment, thresholds are set under process conditions. In this case, in an embodiment, a temperature range is predetermined, and temperatures outside this range result in an out-of-range indicator.

[0078] In an embodiment, the density threshold is determined under process conditions, as follows: ρtd= (ρmax+F (Tref-Tm ) )

[0079] where:

[0080] ρtd = Density threshold (kg / m3) for fluid mixture;

[0081] ρmax = Maximum density of fluid under test = e.g. 470 kg / m3 for LNG;

[0082] Tref = Reference temperature for maximum density of fluid under test (℃) ;

[0083] Tm = Measured fluid mixture temperature (℃) ; and

[0084] F = Density correction factor = e.g. 1.4 kg /  (m3·℃) for LNG.

[0085] Temperature

[0086] In method 400A, in step 402, any thresholds, such as the temperature threshold, are input into the meter electronics. Note that this step may be performed at the factory,  may be input on-site, or may be calculated during fluid processes. Once stored, step 404 is initiated.

[0087] In step 404, fluid is flowed through the flowmeter 5. This may occur while filling a tank with fluid, emptying a tank of a fluid, both for filling and emptying, or at other times during a custody transfer, depending on the embodiment. The temperature of the fluid is measured. The temperature of the fluid may be instantaneous or average measurements, including rolling averages. In an embodiment, the mass flow of the fluid is also measured by the flowmeter 5 so that the mass of the fluid being transferred is calculated.

[0088] In step 406, the measured temperature (Tm) is compared to the temperature threshold (Ttd) . If the measured temperature is less than the temperature threshold, then a tamper flag is set, as shown in block 408. The tamper flag indicates that the fluid under test has been adulterated. In embodiments, upon setting the tamper flag, one or more events occur. Such events include outputting an alarm, notifying an end user, and automatically halting the transfer. Notifications may include visual indicators on the flowmeter 5 or related electronics, and / or generated alerts sent via wired or wireless communication to interested parties. Halting the transfer may occur when the meter electronics communicates with means for stopping flow, such as electronic valving or via an alert indicating a user is to manually stop flow.

[0089] In step 406, in an embodiment, if the measured temperature is greater than the temperature threshold, the method returns to step 404. In this case the steps are repeated in a loop, thus the flowmeter continuously polls the process fluid measurements to ensure the fluid is not adulterated.

[0090] Temperature with Density

[0091] Turning to FIG. 4B, method 400B utilizes all the same steps as method 400A, however, the arrangement of steps is modified, and a density element is added. In method 400B, in step 402, any thresholds, such as the temperature and density thresholds, are input into the meter electronics Note that this step may be performed at the factory, may be input on-site, or may be calculated during fluid processes. Once stored, step 404 is initiated. In other embodiments, such as in step 410, the measured  temperature of the process fluid is utilized to calculate or re-calculate the density threshold. This step is optional.

[0092] In step 404, fluid is flown through the flowmeter 5. This may occur while filling a tank with fluid, emptying a tank of a fluid, both for filling and emptying, or at other times during a custody transfer, depending on the embodiment. In an embodiment, the mass flow of the fluid is measured by the flowmeter 5 so that the mass of the fluid being transferred is calculated. The temperature of the fluid and the density of the fluid are also calculated. The temperature and the density of the fluid may be instantaneous or average measurements, including rolling averages.

[0093] In step 406, the measured temperature (Tm) is compared to the temperature threshold (Ttd) . If the measured temperature is less than the temperature threshold, then a tamper flag is set, as shown in block 408. The tamper flag indicates that the fluid under test has been adulterated. In embodiments, upon setting the tamper flag, one or more events occur. Such events include outputting an alarm, notifying an end user, and automatically halting the transfer. Notifications may include visual indicators on the flowmeter 5 or related electronics, and / or generated alerts sent via wired or wireless communication to interested parties. Halting the transfer may occur when the meter electronics communicates with means for stopping flow, such as electronic valving or via an alert indicating a user is to manually stop flow.

[0094] In step 406, in an embodiment, if the measured temperature is greater than the temperature threshold, the method continues to step 410. In this step, the density threshold is calculated or re-calculated based on process conditions, including the temperature of the fluid. After the density threshold is calculated or re-calculated, the method proceeds to step 412.

[0095] In step 412, the measured density is compared to the density threshold. If the density is greater than the density threshold, the tamper flag is set, as shown in block 408. If, however, the density is less than the density threshold, then the method returns to step 404. In this case the steps are repeated in a loop, thus the flowmeter continuously polls the process fluid measurements to ensure the fluid is not adulterated.

[0096] By way of example, if the temperature threshold is set at -165 ℃ and the density threshold is 475.6 kg / m3, and the measured temperature is -166 ℃, the tamper flag will  be set without the need to incorporate density comparisons, as the temperature is below the temperature threshold.

[0097] By way of another example, if the temperature threshold is set at -165 ℃ and the density threshold is pre-set to 475 kg / m3, and the measured temperature is -164 ℃, while the measured density is 480 kg / m3, then a tamper flag will be set. In this case, the temperature is within range, but the density exceeds the density threshold.

[0098] Turning to FIG. 4C, method 400C utilizes all the same steps as method 400B, however, the arrangement of steps is modified. In particular, the method 400C proceeds serially through steps 406 and 412. Therefore, both the temperature and the density must be out of range for the tamper flag to be set. The description of the steps for 400C are the same as for 400B, with the arrangement of steps differing.

[0099] The examples illustrated in FIGS 4A, 4B, and 4C utilize temperature and / or density for determining LNG adulteration. In other embodiments, temperature and viscosity are utilized for LNG adulteration detection. Turning to the graph 500 of FIG. 5, the relationship between temperature (C°, x-axis) and viscosity (μPa·s, y-axis) , at atmospheric pressure (1 atm) , is illustrated for LNG, LIN, and varying degrees of LIN adulteration. It will be apparent that LNG viscosity 502 is inversely proportional to temperature. That is to say that as the temperature increases, the viscosity decreases. The viscosity of LIN 504 is much lower than LNG’s viscosity at a given temperature, so the addition of LIN to LNG will reduce the viscosity of the mixture. Example data points are shown that represent an 8: 2 LNG / LIN ratio mass fraction 506 and a 9: 1 LNG / LIN ratio mass fraction 508. When a mixture of LNG and liquid nitrogen has a 9: 1 ratio by mass fraction 508, the viscosity of the mixture is about 4.6%lower than LNG alone at the same temperature. For example, as noted on the graph 500, at 180℃, the viscosity of LNG alone is about 180 μPa·s, while the viscosity of the LIN / LNG mixture is 172 μPa·s.

[0100] FIGS. 6A, 6B, and 6C are flow charts illustrating methods 700A, 700B, and 700C to detect if LNG has been adulterated with LIN. This may be stored in the storage system 204. This may be stored in the adulteration routine 220. During loading and unloading of LNG, the Coriolis flowmeter 5, besides measuring the mass of material transferred, also inherently measures the temperature and viscosity of the fluid. The Coriolis mass flowmeter 5 inherently measures mass flow, density, and temperature.  These are direct measurements. Viscosity may also be measured based on the principle that the damping of the oscillating flow tubes 103A, 103B is affected by the viscosity of the fluid. As the fluid viscosity increases, the greater the damping of flow tube vibrations. Increased damping requires greater energy input to the driver 104 to maintain the tube oscillations at a desired intensity, and thus drive gain is increased to compensate for the damping. Meter electronics 20 detect this change and correlate it to the fluid's viscosity.

[0101] Given the above, mixing LIN into LNG will decrease the temperature of the mixture, and the viscosity of the LIN / LNG mixture will decrease. These parameters are then utilized to detect the incorporation of LIN into the LNG by comparisons with suitable temperature and viscosity thresholds.

[0102] Given the above, appropriate thresholds are determined. In an embodiment, the temperature threshold (Ttd) is set lower than the temperature of LNG at atmospheric pressure. The range of temperatures considered is from -163 ℃ to -195 ℃. In an embodiment, the temperature threshold is set at -165 ℃. In an embodiment, the viscosity threshold (Vtd) is determined based on a polynomial regression model of the relationship between temperature and viscosity for LNG. Other methods for modelling the relationship are utilized in embodiments, including other polynomial regressions, spline interpolations, least squares regression, nonlinear regression, interpolation models, smoothing models, and other curve fitting methods. Using the example data points on the graph 500, the example model 510 of the LNG curve was calculated to be: V= 0.0732*T2 + 21.5928*T + 1,695.1618

[0103] This is only an example, as the coefficient, linear term, and constant term will differ based upon the data set used. Additionally, coefficients and constants may also vary depending on the modelling methodology chosen. If the desired viscosity threshold (Vtd) for LNG is, for example, a 5%lower deviation from LNG viscosity, the calculation, given the modelling methodology noted directly above, would be: Vtd= 95%* (0.0732*T2 + 21.5928*T + 1,695.1618)

[0104] The thresholds are stored in meter electronics 20 or otherwise communicated to meter electronics 20. The thresholds are set by end users in an embodiment. The thresholds are set by the factory in an embodiment. In an embodiment, only a certain range is allowable to input, thus preventing a non-functional value from being used by  meter electronics 20. In an embodiment, input thresholds are amended taking into account process conditions. In an embodiment, thresholds are set using only process conditions. In an embodiment, a temperature range is predetermined, and temperatures outside this range result in an out-of-range indicator. In an embodiment, a viscosity range is predetermined, and viscosities outside this range result in an out-of-range indicator.

[0105] Viscosity

[0106] In method 700A, in step 702, the viscosity threshold (Vtd) , is stored into the meter electronics. Note that this step may be performed at the factory, may be input on-site, or may be calculated during fluid processes. Once stored, step 704 is initiated.

[0107] In step 704, fluid is flowed through the flowmeter 5. This may occur while filling a tank with fluid, emptying a tank of a fluid, both for filling and emptying, or at other times during a custody transfer, depending on the embodiment. In an embodiment, the mass flow of the fluid is measured by the flowmeter 5 so that the mass of the fluid being transferred is calculated. In embodiments, the viscosity of the fluid is calculated and / or measured. The viscosity of the fluid may be instantaneous or average measurements, including rolling averages.

[0108] In step 706, the measured viscosity (Vm) is compared to the viscosity threshold. If the measured viscosity is less than the viscosity threshold, then a tamper flag is set, as shown in block 708. The tamper flag indicates that the fluid under test has been adulterated. In embodiments, upon setting the tamper flag, one or more events occur. Such events include outputting an alarm, notifying an end user, and automatically halting the transfer. Notifications may include visual indicators on the flowmeter 5 or related electronics, and / or generated alerts sent via wired or wireless communication to interested parties. Halting the transfer may occur when the meter electronics communicates with means for stopping flow, such as electronic valving or via an alert indicating a user is to manually stop flow.

[0109] In step 706, in an embodiment, if the measured viscosity is greater than the viscosity threshold, the method returns to step 704. In this case the steps are repeated in a loop, thus the flowmeter continuously polls the process fluid measurements to ensure the fluid is not adulterated.

[0110] By way of example, if at a measured temperature of -164 ℃, the measured viscosity is ～113 μPa·s, and the viscosity threshold is: Vtd= 95%* (0.0732*-1662 + 21.5928*-166 + 1,695.1618) =～117 μPa·s,

[0111] then, ～113 μPa·s< ～117 μPa·s= Vm < Vtd, so the tamper flag is set, as shown in block 708. The tamper flag will be set without the need to incorporate temperature or density comparisons.

[0112] Viscosity with Temperature

[0113] Turning to FIG. 6B, method 700B utilizes all the same steps as method 700A, however, the arrangement of steps is modified, and a temperature element is added. In method 700B, in step 702, any thresholds, such as the temperature and viscosity thresholds, are stored in meter electronics. Note that this step may be performed at the factory or may be input on-site. Once input, in most circumstances, the method may start at step 704 for purposes of flowmeter 5 operation. In other embodiments, such as in step 710, the measured temperature of the process fluid is utilized to calculate the viscosity threshold. This step is optional.

[0114] In step 704, fluid is flowed through the flowmeter 5. This may occur while filling a tank with fluid, emptying a tank of a fluid, both for filling and emptying, or at other times during a custody transfer, depending on the embodiment. In an embodiment, the mass flow of the fluid is measured by the flowmeter 5 so that the mass of the fluid being transferred is calculated. The temperature of the fluid and the viscosity of the fluid are also calculated. The temperature and the viscosity of the fluid may be instantaneous or average measurements, including rolling averages.

[0115] In step 706, the measured viscosity is compared to the viscosity threshold. If the measured viscosity is less than the viscosity threshold, the tamper flag is set, as shown in block 708. The tamper flag indicates that the fluid under test has been adulterated. In embodiments, upon setting the tamper flag, one or more events occur. Such events include outputting an alarm, notifying an end user, and automatically halting the transfer. Notifications may include visual indicators on the flowmeter 5 or related electronics, and / or generated alerts sent via wired or wireless communication to interested parties. Halting the transfer may occur when the meter electronics communicates with means for  stopping flow, such as electronic valving or via an alert indicating a user is to manually stop flow.

[0116] In step 706, in an embodiment, if the measured viscosity is less than the viscosity threshold, the method continues to optional step 710. In this step the viscosity threshold is calculated or re-calculated based on process conditions, including the measured temperature of the fluid. After the viscosity threshold is calculated or re-calculated, the method proceeds to step 712.

[0117] In step 712, the measured temperature (Tm) is compared to the temperature threshold (Ttd) . If the measured temperature is less than the temperature threshold, then the tamper flag is set in block 708.

[0118] If, however, the temperature is greater than the temperature threshold, then the method returns to step 704. In this case the steps are repeated in a loop, thus the flowmeter continuously polls the process fluid measurements to ensure the fluid is not adulterated.

[0119] Although it is illustrated that the order of measurement comparisons proceeds such that viscosity is compared first, and temperature is compared after the viscosity comparison, in embodiments, the temperature is compared first, and the viscosity is compared after the temperature comparison.

[0120] By way of another example, at a measured temperature of -162 ℃, a temperature threshold of -165 ℃, a measured viscosity of ～113 μPa·s, and the viscosity threshold of: Vtd= 95%* (0.0732*-1622 + 21.5928*-162 + 1,695.1618) =～112 μPa·s,

[0121] the result is that ～113 μPa·sis greater than ～112 μPa·s, so Vm > Vtd, so the tamper flag is not set. Turning then to step 712, since the measured temperature (-162 ℃) is greater than the temperature threshold (-165 ℃) , the method proceeds to step 704.

[0122] By way of yet another example, at a measured temperature of -163 ℃, a temperature threshold set to -162 ℃, a measured viscosity of ～115 μPa·s, and the viscosity threshold calculated as: Vtd= 95%* (0.0732*-1632 + 21.5928*-163 + 1, 695.1618) =～114 μPa·s,

[0123] the result is that ～115 μPa·sis greater than ～114 μPa·s, so Vm > Vtd, so the tamper flag is not set. However, turning then to step 712, since the measured temperature (-163 ℃) is less than the temperature threshold (-162 ℃) , the method proceeds to step 708, and the tamper flag is set.

[0124] Turning to FIG. 6C, method 700C utilizes all the same steps as method 700B, however, the arrangement of steps is modified. In particular, the method 700C proceeds serially through steps 706 and 712. Therefore, both the temperature and the viscosity must be out of range for the tamper flag to be set. The description of the steps for 700C are the same as for 700B, with the arrangement of steps differing.

[0125] The examples illustrated in FIGS 6A, 6B, and 6C utilize temperature and / or viscosity for determining LNG adulteration. In other embodiments, density and / or viscosity and / or temperature are utilized for LNG adulteration detection. Turning to the graph 600 of FIG. 7, the relationship between viscosity (μPa·s, x-axis) and density (kg / m3, y-axis) , at atmospheric pressure (1 atm) , is illustrated for LNG, LIN, and varying degrees of LIN adulteration. It will be apparent that LNG density 602 is directly proportional to viscosity. That is to say that as the viscosity increases, the density increases. The density of LIN 604 is much greater than LNG’s viscosity at a given viscosity, so the addition of LIN to LNG will increase the viscosity of the mixture. Example data points are shown that represent an 8: 2 LNG / LIN ratio mass fraction 606 and a 9: 1 LNG / LIN ratio mass fraction 608. When a mixture of LNG and liquid nitrogen has a 9: 1 ratio by mass fraction 608, the density of the mixture is about 4.5%higher than LNG alone at the same viscosity. For example, as noted on the graph 600, at 180 μPa·s, the density of LNG alone is about 443 kg / m3, while the density of the LIN / LNG mixture is 463 kg / m3.

[0126] FIGS. 8A, 8B, and 8C are flow charts illustrating methods 800A, 800B, and 800C to detect if LNG has been adulterated with LIN. This may be stored in the storage system 204. This may be stored in the adulteration routine 220. During loading and unloading of LNG, the Coriolis flowmeter 5, besides measuring the mass of material transferred, also inherently measures the temperature and viscosity of the fluid. The Coriolis mass flowmeter 5 inherently measures mass flow, density, and temperature. These are direct measurements. Viscosity may also be measured based on the principle that the damping of the oscillating flow tubes 103A, 103B is affected by the viscosity of the fluid. As the fluid viscosity increases, the greater the damping of flow tube vibrations. Increased damping requires greater energy input to the driver 104 to maintain the tube oscillations at a desired intensity, and thus drive gain is increased to  compensate for the damping. Meter electronics 20 detect this change and correlate it to the fluid's viscosity.

[0127] Given the above, mixing LIN into LNG will increase the viscosity of the mixture and the density of the LIN / LNG mixture will increase. These parameters are then utilized to detect the incorporation of LIN into the LNG by comparisons with suitable density and viscosity thresholds.

[0128] Given the above, appropriate thresholds are determined. In an embodiment, the density threshold (ρtd) for LNG is set higher than the density of LNG at a given temperature and atmospheric pressure.

[0129] In an embodiment, the density threshold (ρtd) is determined based on a polynomial regression model of the relationship between density and viscosity for LNG. Other methods for modelling the relationship are utilized in embodiments, including other polynomial regressions, spline interpolations, least squares regression, nonlinear regression, interpolation models, smoothing models, and other curve fitting methods. Using the example data points on the graph 600, the example model 610 of the LNG density curve was calculated to be: ρ= 0.0025*V2 + 1.1393*V + 323.1796

[0130] This is only an example, as the coefficient, linear term, and constant term will differ based upon the data set used. Additionally, coefficients and constants may also vary depending on the modelling methodology chosen. If the desired density threshold (ρtd) for LNG is, for example, a 5%higher deviation from LNG density, the calculation, given the modelling methodology noted directly above, would be: ρtd=105%* (0.0025*V2 + 1.1393*V + 323.1796)

[0131] The thresholds are stored in meter electronics 20 or otherwise communicated to meter electronics 20. The thresholds are set by end users in an embodiment. The thresholds are set by the factory in an embodiment. In an embodiment, only a certain range is allowable to input, thus preventing a non-functional value from being used by meter electronics 20. In an embodiment, input thresholds are amended taking into account process conditions. In an embodiment, thresholds are set using only process conditions. In an embodiment, a density range is predetermined, and densities outside this range result in an out-of-range indicator. In an embodiment, a viscosity range is predetermined, and viscosities outside this range result in an out-of-range indicator.

[0132] Density

[0133] In method 800A, in step 802, the density threshold (ρtd) , is stored into the meter electronics. Note that this step may be performed at the factory, may be input on-site, or may be calculated during fluid processes. Once stored, step 804 is initiated.

[0134] In step 804, fluid is flowed through the flowmeter 5. This may occur while filling a tank with fluid, emptying a tank of a fluid, both for filling and emptying, or at other times during a custody transfer, depending on the embodiment. In an embodiment, the mass flow of the fluid is measured by the flowmeter 5 so that the mass of the fluid being transferred is calculated. In embodiments, the viscosity of the fluid is calculated and / or measured. The viscosity of the fluid may comprise instantaneous or average measurements, including rolling averages. In embodiments, the density of the fluid is calculated and / or measured. The density of the fluid may comprise instantaneous or average measurements, including rolling averages.

[0135] In step 806, the measured density (ρ) , is compared to the density threshold (ρtd) , . If the measured viscosity is greater than the viscosity threshold, then a tamper flag is set, as shown in block 808. The tamper flag indicates that the fluid under test has been adulterated. In embodiments, upon setting the tamper flag, one or more events occur. Such events include outputting an alarm, notifying an end user, and automatically halting the transfer. Notifications may include visual indicators on the flowmeter 5 or related electronics, and / or generated alerts sent via wired or wireless communication to interested parties. Halting the transfer may occur when the meter electronics communicates with means for stopping flow, such as electronic valving or via an alert indicating a user is to manually stop flow.

[0136] In step 806, in an embodiment, if the measured density is greater than the density threshold, the method returns to step 804. In this case the steps are repeated in a loop, thus the flowmeter continuously polls the process fluid measurements to ensure the fluid is not adulterated.

[0137] By way of example, at a measured viscosity of 123 μPa·s, the density threshold is ρtd=105%* (0.0025*123 2 + 1.1393*123 + 323.1796) = 447 kg / m3, and if the measured density is 465 kg / m3, then ρ < ρtd, so the tamper flag is set, as shown in  block 808. The tamper flag will be set without the need to incorporate temperature or viscosity comparisons.

[0138] Density with Viscosity

[0139] Turning to FIG. 8B, method 800B utilizes all the same steps as method 800A, however, the arrangement of steps is modified, and a viscosity element is added. In method 800B, in step 802, any thresholds, such as density and viscosity thresholds, are stored in meter electronics. Note that this step may be performed at the factory or may be input on-site. Once input, in most circumstances, the method may start at step 804 for purposes of flowmeter 5 operation. In other embodiments, such as in step 810, the measured viscosity of the process fluid is utilized to calculate the density threshold. This step is optional.

[0140] In step 804, fluid is flowed through the flowmeter 5. This may occur while filling a tank with fluid, emptying a tank of a fluid, both for filling and emptying, or at other times during a custody transfer, depending on the embodiment. In an embodiment, the mass flow of the fluid is measured by the flowmeter 5 so that the mass of the fluid being transferred is calculated. The density of the fluid and the viscosity of the fluid are also calculated. The density and / or the viscosity of the fluid may be instantaneous or average measurements, including rolling averages.

[0141] In step 812, the measured viscosity is compared to the viscosity threshold. If the measured viscosity is greater than the viscosity threshold, then the tamper flag is set in block 808. The tamper flag indicates that the fluid under test has been adulterated. In embodiments, upon setting the tamper flag, one or more events occur. Such events include outputting an alarm, notifying an end user, and automatically halting the transfer. Notifications may include visual indicators on the flowmeter 5 or related electronics, and / or generated alerts sent via wired or wireless communication to interested parties. Halting the transfer may occur when the meter electronics communicates with means for stopping flow, such as electronic valving or via an alert indicating a user is to manually stop flow.

[0142] In step 806, in an embodiment, if the measured viscosity is less than the viscosity threshold, the method continues to optional step 810. In this step the density threshold is calculated or re-calculated based on process conditions, including at least one of the  measured viscosity and measured temperature of the fluid. After the density threshold is calculated or re-calculated, the method proceeds to step 812.

[0143] In step 812, the measured density is compared to the density threshold. If the measured density is greater than the density threshold, the tamper flag is set, as shown in block 808. If, however, the measured density is less than the density threshold, then the method returns to step 804. In this case the steps are repeated in a loop, thus the flowmeter continuously polls the process fluid measurements to ensure the fluid is not adulterated.

[0144] Although it is illustrated that the order of measurement comparisons proceeds such that viscosity is compared first, and density is compared after the viscosity comparison, in embodiments, the density is compared first, and the viscosity is compared after the temperature comparison.

[0145] By way of another example, at a measured viscosity of 127 μPa·s, and a viscosity threshold of 125 μPa·s, the tamper flag would, per step 808, be set since Vm > Vtd, as shown in block 806. The tamper flag will be set without the need to incorporate temperature or viscosity comparisons.

[0146] By way of another example, at a measured viscosity of 123 μPa·s, and a viscosity threshold of 125 μPa·s, a flag would not be set directly after step 806, and instead, in step 812, with the density threshold being ρtd=105%* (0.0025*123 2 +1.1393*123 + 323.1796) = 447 kg / m3, and a measured density being 465 kg / m3, ρ > ρtd, so the tamper flag is set due to density, as shown in block 808.

[0147] Turning to FIG. 8C, method 800C utilizes all the same steps as method 800B, however, the arrangement of steps is modified. In particular, the method 800C proceeds serially through steps 806 and 812. Therefore, both the viscosity and the density must be out of range for the tamper flag to be set. The description of the steps for 800C are the same as for 800B, with the arrangement of steps differing.

[0148] Turning to FIG. 8D, method 800D is a modified version of FIG. 8C. In particular, step 806 requires that three conditions must be true for a flag to be set in step 808. The viscosity, density, and temperature must all be out of range for the tamper flag to be set, such that Vm > Vtd, and ρ > ρtd, and Tm < Ttd.

[0149] Turning to FIG. 8E, method 800E is a modified version of FIG. 8D. In particular, step 806 requires that any one of three conditions must be true for a flag to be  set in step 808. One of the viscosity, density, and temperature must be out of range for the tamper flag to be set, such that Vm > Vtd, or ρ > ρtd, or Tm < Ttd.

[0150] Providing the flowmeter and method described herein solves the problem of adulterated LNG transfer, by detecting the adulterated mixture. Advantageously, this is accomplished at the point of transfer, and there is no need for offsite testing. Both sellers and buyers of LNG benefit, as the buyers receive what they expect to receive, and damage to the seller in terms of liability and / or reputational harm is mitigated. Furthermore, in the case where additional end users utilize the LNG, harm to operations and equipment is mitigated. For example, if adulterated LNG is used in a heavy-duty natural gas vehicle, the power of the vehicle will decrease significantly, and may even fail to operate. In addition, for natural gas with high calorific value requirements, economic losses will be realized when the calorific value does not meet expectations.

[0151] It should be noted that the above description should not be limited to LNG and LIN. Liquid hydrogen, oxygen, methane, argon, helium, fluorine, and other cryogenic adulterants are considered, while other fluids under test, such as methane, ethane, propane, and butane, mixtures thereof, and other cryogens commonly utilized in industry are considered. Therefore, the apparatus and methods presented herein that incorporate LNG are not limited to LNG, as LNG may be substituted for other cryogens, and adjusted for the other cryogens’ physical properties. Thus, the flowmeter 5, methods 400A-C, 700A-C, 800A-E, and the general principles explained herein are the same, no matter the fluid under test or the adulterant, but with particular densities, viscosities, and temperatures different. Table 1 illustrates several cryogens and their respective temperatures, densities, and viscosities at 1 atmosphere pressure.

[0152] Table 1

[0153] Additionally, a Coriolis flowmeter is described, but other meters capable of measuring temperature and density are considered in embodiments. Examples, without limitation, of such meters include fork viscosity meters and vibrating cylinder viscometers. The meter need not measure flow rate. In an embodiment, the meter is placed in a circulation loop for a vessel / tank, instead of or in addition to an inline meter during custody transfer. In an embodiment, the meter is mounted on the vessel and configured to measure the fluid therein-with or without a circulation mechanism.

[0154] The detailed descriptions of the above embodiments are not exhaustive descriptions of all embodiments contemplated by the inventors to be within the scope of the present description. Indeed, persons skilled in the art will recognize that certain elements of the above-described embodiments may variously be combined or eliminated to create further embodiments, and such further embodiments fall within the scope and teachings of the present description. It will also be apparent to those of ordinary skill in the art that the above-described embodiments may be combined in whole or in part to create additional embodiments within the scope and teachings of the present description.

[0155] Thus, although specific embodiments are described herein for illustrative purposes, various equivalent modifications are possible within the scope of the present description, as those skilled in the relevant art will recognize. The teachings provided herein can be applied to other fuel consumption calculations of a fuel and water mixture and not just to the embodiments described above and shown in the accompanying figures.

Claims

1.A method for determining adulteration of a fluid under test, comprising:flowing the fluid under test through a sensor;measuring a viscosity of the fluid under test;storing a fluid density threshold, wherein the density threshold is derived from the measured viscosity;measuring a density of the fluid under test deviating from the fluid density threshold; anddetermining an instance of fluid adulteration.2.The method of claim 1, wherein the step of measuring a density of the fluid under test deviating from the fluid density threshold comprises the density of the fluid under test being greater than the fluid density threshold, and wherein the step of determining an instance of fluid adulteration comprises setting a tamper flag.3.The method of claim 1, comprisingstoring a fluid viscosity threshold, wherein the step of measuring a viscosity of the fluid under test comprises measuring a viscosity of the fluid under test deviating from the fluid viscosity threshold.4.The method of claim 3, wherein the step of measuring a density of the fluid under test deviating from the fluid density threshold comprises the density of the fluid under test being greater than the fluid density threshold;wherein the step of measuring a viscosity of the fluid under test deviating from the fluid viscosity threshold comprises the viscosity of the fluid under test being greater than the fluid viscosity threshold; andwherein the step of determining an instance of fluid adulteration comprises setting a tamper flag.5.The method of claim 3, wherein the step of measuring a density of the fluid under test deviating from the fluid density threshold comprises the density of the fluid under test being less than the fluid density threshold;wherein the step of measuring a viscosity of the fluid under test deviating from the fluid viscosity threshold comprises the viscosity of the fluid under test being greater than the fluid viscosity threshold; andwherein the step of determining an instance of fluid adulteration comprises setting a tamper flag.6.The method of claim 3, wherein the step of measuring a density of the fluid under test deviating from the fluid density threshold comprises the density of the fluid under test being greater than the fluid density threshold;wherein the step of measuring a viscosity of the fluid under test deviating from the fluid viscosity threshold comprises the viscosity of the fluid under test being less than the fluid viscosity threshold; andwherein the step of determining an instance of fluid adulteration comprises setting a tamper flag.7.The method of claim 3, comprisingstoring a fluid temperature threshold; andmeasuring a temperature of the fluid under test deviating from the fluid temperature threshold.8.The method of claim 7, wherein the step of measuring a density of the fluid under test deviating from the fluid density threshold comprises the density of the fluid under test being greater than the fluid density threshold;wherein the step of measuring a temperature of the fluid under test deviating from the fluid temperature threshold comprises the temperature of the fluid under test being less than the fluid temperature threshold; andwherein the step of determining an instance of fluid adulteration comprises setting a tamper flag.9.The method of claim 8, wherein the step of measuring a viscosity of the fluid under test deviating from the fluid viscosity threshold comprises the viscosity of the fluid under test being greater than the fluid viscosity threshold.10.The method of any one of claims 1 to 9, wherein the sensor comprises a densitometer configured to measure the density of the fluid under test and calculate a viscosity of the fluid under test.11.The method of any one of claims 1 to 9, wherein the sensor comprises a viscometer configured to measure the viscosity of the fluid under test and calculate a density of the fluid under test.12.The method of any one of claims 1 to 9, wherein the sensor comprises a flowmeter configured to measure the temperature and the viscosity of the fluid under test.13.The method of any one of claims 1 to 9, wherein the fluid under test comprises Liquefied Natural Gas (LNG) .14.The method of any one of claims 2, 4-6, and 8, wherein the tamper flag indicates that LNG is adulterated with a cryogen.15.The method of claim 1, comprising determining the adulteration of the fluid under test during custody transfer of the fluid under test.16.A flowmeter (5) for determining adulteration of a fluid under test configured to receive the fluid under test, the flowmeter (5) comprising meter electronics (20) configured to communicate with the flowmeter (5) , wherein the flowmeter (5) comprises:a sensor assembly (10) in communication with meter electronics (20) , further comprising:at least one flow conduit (103A, 103B) configured to receive the fluid under test;at least one driver (104) configured to vibrate the at least one flow conduit (103A, 103B) ;and at least one pickoff (105, 105’) for detecting vibrations of the at least one flow conduit (103A, 103B) , configured to generate corresponding vibratory signals; anda temperature sensor (109) operable to generate a signal corresponding to the temperature of the fluid under test; andwherein the meter electronics (20) is configured to measure, using the corresponding vibratory signals, a viscosity of the fluid under test, and store a fluid density threshold derived from the measured viscosity, and further configured to measure, using the corresponding vibratory signals, a density of the fluid under test deviating from the fluid density threshold, and to determine an instance of fluid adulteration.17.The flowmeter (5) of claim 16, wherein measuring a density of the fluid under test deviating from the fluid density threshold comprises the density of the fluid under test being greater than the fluid density threshold, and wherein determining an instance of fluid adulteration comprises meter electronics (20) setting a tamper flag.18.The flowmeter (5) of claim 16, wherein the meter electronics (20) is further configured to store a fluid viscosity threshold, wherein measuring a viscosity of the fluid under test comprises measuring a viscosity of the fluid under test deviating from the fluid viscosity threshold.19.The flowmeter (5) of claim 18, wherein measuring a density of the fluid under test deviating from the fluid density threshold comprises the density of the fluid under test being greater than the fluid density threshold;wherein measuring a viscosity of the fluid under test deviating from the fluid viscosity threshold comprises the viscosity of the fluid under test being greater than the fluid viscosity threshold; andwherein determining an instance of fluid adulteration comprises the meter electronics (20) setting a tamper flag.20.The flowmeter (5) of claim 18, wherein measuring a density of the fluid under test deviating from the fluid density threshold comprises the density of the fluid under test being less than the fluid density threshold;wherein measuring a viscosity of the fluid under test deviating from the fluid viscosity threshold comprises the viscosity of the fluid under test being greater than the fluid viscosity threshold; andwherein determining an instance of fluid adulteration comprises the meter electronics (20) setting a tamper flag.21.The flowmeter (5) of claim 18, wherein measuring a density of the fluid under test deviating from the fluid density threshold comprises the density of the fluid under test being greater than the fluid density threshold;wherein measuring a viscosity of the fluid under test deviating from the fluid viscosity threshold comprises the viscosity of the fluid under test being less than the fluid viscosity threshold; andwherein determining an instance of fluid adulteration comprises the meter electronics (20) setting a tamper flag.22.The flowmeter (5) of claim 18, wherein the meter electronics (20) is further configured to store a fluid temperature threshold; andmeasure, with the temperature sensor (109) , a temperature of the fluid under test deviating from the fluid temperature threshold.23.The flowmeter (5) of claim 22, wherein measuring a density of the fluid under test deviating from the fluid density threshold comprises the density of the fluid under test being greater than the fluid density threshold;wherein measuring a temperature of the fluid under test deviating from the fluid temperature threshold comprises the temperature of the fluid under test being less than the fluid temperature threshold; andwherein determining an instance of fluid adulteration comprises the meter electronics (20) setting a tamper flag.24.The flowmeter (5) of claim 23, wherein measuring a viscosity of the fluid under test deviating from the fluid viscosity threshold comprises the viscosity of the fluid under test being greater than the fluid viscosity threshold.25.The flowmeter (5) any one of claims 16 to 24, wherein the meter electronics is operable to derive the density threshold from the viscosity of the fluid under test.26.The flowmeter (5) of any one of claims 16 to 24, wherein the fluid under test comprises Liquefied Natural Gas (LNG) .27.The flowmeter (5) of any one of claims 17, 19-21, and 23, wherein the tamper flag indicates that LNG is adulterated with a cryogen.

Images