BRPI0607931A2 - método para otimizar a utilização de produtos quìmicos - Google Patents
método para otimizar a utilização de produtos quìmicos Download PDFInfo
- Publication number
- BRPI0607931A2 BRPI0607931A2 BRPI0607931-8A BRPI0607931A BRPI0607931A2 BR PI0607931 A2 BRPI0607931 A2 BR PI0607931A2 BR PI0607931 A BRPI0607931 A BR PI0607931A BR PI0607931 A2 BRPI0607931 A2 BR PI0607931A2
- Authority
- BR
- Brazil
- Prior art keywords
- chemicals
- water
- emulsion
- fluid
- separator
- Prior art date
Links
- 239000000126 substance Substances 0.000 title claims abstract description 38
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 29
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 28
- 239000000839 emulsion Substances 0.000 claims abstract description 23
- 239000006260 foam Substances 0.000 claims abstract description 15
- 230000000694 effects Effects 0.000 claims abstract description 10
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims abstract description 10
- 239000002518 antifoaming agent Substances 0.000 claims abstract description 7
- 238000005259 measurement Methods 0.000 claims abstract description 6
- 239000003208 petroleum Substances 0.000 claims description 9
- 239000004088 foaming agent Substances 0.000 claims description 2
- 238000005457 optimization Methods 0.000 abstract 1
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 10
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 7
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 6
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 5
- 238000000926 separation method Methods 0.000 description 5
- 239000003112 inhibitor Substances 0.000 description 4
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 description 3
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 2
- 206010057362 Underdose Diseases 0.000 description 1
- 230000003254 anti-foaming effect Effects 0.000 description 1
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 1
- 238000005260 corrosion Methods 0.000 description 1
- 230000007797 corrosion Effects 0.000 description 1
- 230000001419 dependent effect Effects 0.000 description 1
- 231100000673 dose–response relationship Toxicity 0.000 description 1
- 230000006698 induction Effects 0.000 description 1
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 1
- 230000005855 radiation Effects 0.000 description 1
Classifications
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01N—INVESTIGATING OR ANALYSING MATERIALS BY DETERMINING THEIR CHEMICAL OR PHYSICAL PROPERTIES
- G01N33/00—Investigating or analysing materials by specific methods not covered by groups G01N1/00 - G01N31/00
- G01N33/26—Oils; Viscous liquids; Paints; Inks
- G01N33/28—Oils, i.e. hydrocarbon liquids
- G01N33/2835—Specific substances contained in the oils or fuels
- G01N33/2847—Water in oils
-
- B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
- B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
- B01D—SEPARATION
- B01D17/00—Separation of liquids, not provided for elsewhere, e.g. by thermal diffusion
- B01D17/02—Separation of non-miscible liquids
- B01D17/04—Breaking emulsions
-
- B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
- B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
- B01D—SEPARATION
- B01D17/00—Separation of liquids, not provided for elsewhere, e.g. by thermal diffusion
- B01D17/02—Separation of non-miscible liquids
- B01D17/0208—Separation of non-miscible liquids by sedimentation
- B01D17/0214—Separation of non-miscible liquids by sedimentation with removal of one of the phases
-
- B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
- B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
- B01D—SEPARATION
- B01D19/00—Degasification of liquids
- B01D19/0063—Regulation, control including valves and floats
-
- B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
- B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
- B01D—SEPARATION
- B01D19/00—Degasification of liquids
- B01D19/02—Foam dispersion or prevention
- B01D19/04—Foam dispersion or prevention by addition of chemical substances
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
- C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
- C10G33/00—Dewatering or demulsification of hydrocarbon oils
- C10G33/04—Dewatering or demulsification of hydrocarbon oils with chemical means
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01N—INVESTIGATING OR ANALYSING MATERIALS BY DETERMINING THEIR CHEMICAL OR PHYSICAL PROPERTIES
- G01N33/00—Investigating or analysing materials by specific methods not covered by groups G01N1/00 - G01N31/00
- G01N33/26—Oils; Viscous liquids; Paints; Inks
- G01N33/28—Oils, i.e. hydrocarbon liquids
Landscapes
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
- Health & Medical Sciences (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- General Chemical & Material Sciences (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- General Health & Medical Sciences (AREA)
- Pathology (AREA)
- Analytical Chemistry (AREA)
- Biochemistry (AREA)
- Food Science & Technology (AREA)
- General Physics & Mathematics (AREA)
- Immunology (AREA)
- Medicinal Chemistry (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Thermal Sciences (AREA)
- Toxicology (AREA)
- Dispersion Chemistry (AREA)
- Degasification And Air Bubble Elimination (AREA)
- Investigating Or Analyzing Non-Biological Materials By The Use Of Chemical Means (AREA)
- Feeding, Discharge, Calcimining, Fusing, And Gas-Generation Devices (AREA)
- Physical Or Chemical Processes And Apparatus (AREA)
Abstract
MéTODO PARA OTIMIZAR A UTILIZAçãO DE PRODUTOS QUìMICOS. Um método para otimizar a utilização de produtos químicos, em particular a otimização de agentes anti-formação de espuma e rompedores de emulsão para fluido gás/petróleo/água em instalações de processamento de petróleo no fundo do mar, na costa e fora da costa. Os produtos químicos são utilizados com base no efeito que eles têm na espessura da camada de espuma e camada de emulsão, respectivamente, do fluido. O fluido pode ser vantajosamente suprido para, e separado em, um separador (1); a medição das camadas de emulsão e espuma é realizada por meio de um dispositivo de medição (3) que emite sinais para um dispositivo de controle (4) que controla a operação de bombas (5, 6) das quais, por sua vez, bombeiam todo o tempo a quantidade medida de produto químico para o fluido a ser separado.
Description
"MÉTODO PARA OTIMIZAR A UTILIZAÇÃO DE PRODUTOS QUÍMICOS"
A presente invenção é relativa a um método para otimizar autilização de produtos químicos, em particular a utilização de agentes anti-formação de espuma e rompedores de emulsão em instalações deprocessamento de petróleo no fundo do mar, na costa e fora da costa.
Produtos químicos auxiliares, tais como agentes anti-formaçãode espuma e rompedores de emulsão devem, virtualmente, ser utilizadossempre no processamento de petróleo onde separação de gás, petróleo e água,é uma operação principal.
Hoje tais produtos químicos auxiliares são dosadosmanualmente por meio de bombas, que são ajustadas para cima e para baixocom base nas velocidades através da instalação e o grau de formação deespuma e de problemas de separação no processo, acessado visualmente esubjetivamente com base na situação de operação na instalação. O métodocomum de adicionar produtos químicos auxiliares é ajustar a dosagem quandoproblemas são descobertos. Muitas vezes se passam dias entre ajustamentos.Psicologicamente é mais fácil aumentar a dosagem quando problemas sãoexperimentados, do que reduzi-la. Uma vez que encontrar o ponto ótimo levaao mesmo tempo a reduzir e aumentar a dosagem por tentativa e erro, esta éuma operação que é muito difícil de realizar. Uma companhia de produtosquímicos é, portanto, muitas vezes seção chamada e, por exemplo, estacompanhia descobre um novo produto químico.
Tal prática é imprecisa, e muitas vezes conduz a superdosagemde produtos químicos auxiliares, produtos químicos que são muitas vezescaracterizados como danosos ao ambiente.
A presente invenção representa um método para dosarprodutos químicos que produz adição precisa de produtos químicos, e assimreduz os custos de tais produtos químicos e poupa o ambiente de descargasdesnecessárias e danosas.
A presente invenção é caracterizada pelo fato de os produtosquímicos serem dosados com base no efeito que eles têm na espessura dacamada de espuma e da camada de emulsão, respectivamente, do fluido comodefinido na reivindicação 1 anexa.
Reivindicações dependentes 2 a 4 definem aspectos vantajososda presente invenção.
A presente invenção será descrita em mais detalhe no quesegue com referência aos desenhos anexos, onde:
A Figura 1 mostra um diagrama que ilustra uma relação típicade dosagem/efeito.
A Figura 2 mostra um diagrama de um tanque separador, comum diagrama associado que ilustra a composição das diversas camadas notanque.
A Figura 3 mostra um diagrama do método de acordo com apresente invenção,
A Figura 4 mostra uma configuração alternativa da soluçãomostrada na Figura 3, e
A Figura 5 mostra uma curva de dosagem típica do método deacordo com a presente invenção.
Até hoje tem sido comum utilizar somente sensores simples denível e de interface mais medidores de temperatura e pressão em separadores,por exemplo, separadores para separação de água de petróleo.
Contudo, nos últimos anos tornou-se mais comum instalar umou mais medidores de perfil de densidade, os quais, em adição à superfícieliquida e à interface óleo/água, também registram o perfil de densidadeatravés do separador. Isto proporciona informação qualitativa sobre as fasesintermediárias em um separador, tal como a fase espuma a fase emulsão (verFigura 2).Existem atualmente diversos princípios no mercado, que sãoutilizados em medidores comerciais de perfil de densidade:
Medidores que são baseados em radiação gama de diversosníveis (fontes e detectores).
Medidores que são baseados em medição de capacitância dediversos níveis.
Medidores que são baseados em medição de indução emdiversos níveis.
Em adição a medidores de perfil de densidade, medidores decorte de água, isto é, medidores que medem a quantidade de água no petróleoem um escoamento fluido de petróleo/água estão se tornando parte dainstrumentação padrão de separadores.
A idéia principal da invenção apresentada é controlar adosagem de produtos químicos, em particular agentes anti-formação deespuma e rompedores de emulsão, com base no efeito que eles têm naespessura da camada de espuma e na camada de emulsão, respectivamente, noseparador.
O efeito dos produtos químicos é genericamente dependentesda dosagem. A maior parte de produtos químicos têm uma dosagem ótimaque produz o efeito máximo em um ponto de utilização como mostrado naFigura 1. O eixo vertical na Figura 1 mostra a efetividade de um produtoquímico, enquanto o eixo horizontal mostra a dosagem. Como as Figurasmostram, ambas, superdosagem e subdosagem irão produzir um efeitoreduzido. Portanto, é importante dosar corretamente todo o tempo.
A Figura 2 mostra um exemplo diagramático de um separadorde gás/petróleo/água, no qual o conteúdo do separador pode ser do topo para ofundo: gás, espuma, petróleo, emulsão (de água e petróleo) e água. A direitado separador está um diagrama correspondente que ilustra a relação entrealtura e densidade, para as diversas camadas.O método de acordo com a presente invenção envolvecontrolar a dosagem de produtos químicos, em particular agentes anti-formação de espuma e rompedores de emulsão, com base no efeito que elestêm na espessura da camada de espuma e camada de emulsão,respectivamente, no separador. A Figura 3 mostra um diagrama do método,no qual a presente invenção é baseada. Gás/petróleo/água são supridos paraum tanque separador 1 a partir de um poço ou similar (não mostrado) atravésde uma linha de suprimento 2. Diversas camadas de gás, espuma, petróleo,emulsão e água são formadas no tanque. Um dispositivo de medição 3 registrao estado das diversas camadas, e emite um sinal para um dispositivo decontrole 4, o qual, por sua, vez controla bombas 5 e 6. Estas bombasbombeiam uma quantidade necessária de produto químico agente anti-formação de espuma ou rompedor de emulsão, a partir dos reservatório 7, 8para a linha de suprimento 2 através das linhas 9, 10, com base nos sinais apartir do dispositivo de controle 4.
Os critérios de controle para o método de acordo com apresente invenção podem, por exemplo, com base no que está mostrado naFigura 3, envolver:
- minimizar a espessura das camadas de espuma e emulsão,isto é, maximizar a separação possível no separador com base na adição deprodutos químicos, e
- atingir requisitos máximos para a espessura das camadas deespuma e emulsão no separador, isto é, minimizar a utilização de produtosquímicos com base na capacidade de separação do sistema de separação.
O método requer medição, utilizando o dispositivo de medição3, do perfil de densidade sobre a altura do separador, que mostra a espessuradas camadas de espuma e emulsão.
A Figura 4 mostra uma solução alternativa, na qual o medidorde corte de água 11 é arranjado na linha de saída 14 para medir a quantidadede água na fase petróleo separada, e um medidor de água em que petróleo 12é arranjado na linha de saída 15 para medir a concentração de petróleo na faseágua separada que escoa a partir do separador 1. Estas medições podem, comvantagem, ser introduzidas em algoritmos de ajustamento no dispositivo decontrole 4 para melhorar a precisão do método de controle.
Contudo, as dosagens reais requeridas para o produto químicoanti-formação de espuma ou rompedor de emulsão, variam de maneiracontínua com propriedades principais e parâmetros de processo tais como:
A interface química (interfaces gás/líquido e petróleo/água) éum resultado de todos os surfactantes no petróleo ou nas fases petróleo éágua. Produtos químicos auxiliares, tais como inibidores de depósitos,inibidores de hidrato, inibidores de cera e inibidores de corrosão, são todosmais ou menos tenso-ativos e mudanças em suas dosagem afetam acomposição química das interfaces gás/líquido e petróleo/água. Em adição, acomposição química também será afetada pelo corte de água e a relaçãogás/líquido no escoamento de processo (uma vez que a concentração deinterface é a quantidade de surfactante dividida pela área de interface nosistema. Outros parâmetros principais que afetam a química da interface sãopressão do sistema, temperatura do sistema, e composição do poço, uma vezque a composição do petróleo pode variar no reservatório.
A área de interface consiste das áreas de interface gás/líquido epetróleo/água, isto é, o total das superfícies de gota e bolha, respectivamente.
A área de interface da fase espuma é também determinada pela vazão, relaçãogás/líquido e a distribuição de dimensão de bolha. A área de interface para afase de emulsão é também determinada pela vazão, o corte de água e adistribuição de dimensão de gota.
As propriedades e parâmetros que determinam a dosagemrequerida para agentes anti-formação de espuma e rompedores de emulsão sãonumerosas e muito complicadas (muitas vezes impossível) de medir. Portanto,uma prática para ajustamento manual da dosagem foi estabelecidaanteriormente.
O método de dosagem proposto irá otimizar de forma contínuao efeito global de todos os parâmetros e as propriedades como descrito acima,e o método de acordo com a presente invenção irá, portanto, assegurardosagem perfeita todo o tempo.
A economia em produtos químicos ao utilizar o método deacordo com a presente invenção pode ser significativa, como sugerido naFigura 5, na qual o diagrama mostra dosagem em um processo de separaçãopetróleo/água durante um período de tempo. A linha tracejada mostra a adiçãode produtos químicos utilizando o método de ajustamento manual comumenteutilizado atualmente, enquanto a linha contínua mostra a dosagem para oprocesso correspondente utilizando o método de acordo com a presenteinvenção.
Claims (5)
1. Método para otimizar a utilização de produtos químicos, emparticular a utilização de agentes anti-formação de espuma e rompedores deemulsão, para fluido gás/petróleo/água em instalações de processamento depetróleo no fiindo do mar, na costa ou fora da costa, caracterizado pelo fato de:os produtos químicos serem utilizados com base no efeito queeles têm na espessura da camada de espuma e da camada de emulsão,respectivamente, do fluido.
2. Método de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelofato de os produtos químicos serem um agente anti-formação de espuma e/ouum rompedor de emulsão.
3. Método de acordo com a reivindicações 1 e 2, no qual fluidoé suprido através de uma linha de suprimento (2) para um separador (1) e éseparado no separador (1), caracterizado pelo fato de:a medição das camadas de emulsão e espuma ser realizada porum dispositivo de medição (3) que emite sinais para um dispositivo decontrole (4) que controla a operação de bombas (5, 6) as quais, por sua vez,bombeiam todo o tempo a quantidade medida de produto químico para ofluido a ser separado.
4. Método de acordo com a reivindicação 3, caracterizado pelofato de os produtos químicos serem adicionados na linha de suprimento (2).
5. Método de acordo com as reivindicações 3 e 4,caracterizado pelo fato de um medidor de corte de água (11) na linha de saída(14) medir a quantidade de água na fase petróleo separada, e um medidor depetróleo em água (12) na linha de saída (15) medir a concentração de petróleona fase água separada que escoa a partir do separador (1); estas mediçõessendo utilizadas nos algoritmos de ajustamento no dispositivo de controle (4)para melhorar a precisão do método de controle.
Applications Claiming Priority (3)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
NO20050680A NO20050680D0 (no) | 2005-02-09 | 2005-02-09 | Metode for a optimalisere bruk av kjemikalier |
NO20050680 | 2005-02-09 | ||
PCT/NO2006/000052 WO2006085772A1 (en) | 2005-02-09 | 2006-02-08 | Method for the optimalization of the supply of chemicals |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
BRPI0607931A2 true BRPI0607931A2 (pt) | 2010-10-19 |
Family
ID=35229568
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
BRPI0607931-8A BRPI0607931A2 (pt) | 2005-02-09 | 2006-02-08 | método para otimizar a utilização de produtos quìmicos |
Country Status (9)
Country | Link |
---|---|
US (1) | US20080142414A1 (pt) |
AU (1) | AU2006213126B2 (pt) |
BR (1) | BRPI0607931A2 (pt) |
CA (1) | CA2597276A1 (pt) |
GB (1) | GB2437683B (pt) |
MX (1) | MX2007008144A (pt) |
NO (1) | NO20050680D0 (pt) |
RU (1) | RU2417310C2 (pt) |
WO (1) | WO2006085772A1 (pt) |
Families Citing this family (5)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
FR2995538B1 (fr) * | 2012-09-18 | 2015-04-10 | Wintech Global | Installation de traitement d'un fluide multiphasique et procede de caracterisation en ligne dudit fluide |
US10030498B2 (en) * | 2014-12-23 | 2018-07-24 | Fccl Partnership | Method and system for adjusting the position of an oil-water interface layer |
RU2632744C2 (ru) * | 2015-12-15 | 2017-10-09 | Владимир Иванович Шаталов | Способ оптимизации дозирования деэмульгатора |
WO2019094454A1 (en) | 2017-11-10 | 2019-05-16 | Ecolab Usa Inc. | Use of siloxane polymers for vapor pressure reduction of processed crude oil |
US11331600B2 (en) * | 2019-05-09 | 2022-05-17 | Saudi Arabian Oil Company | Managing foam in gas processing systems |
Family Cites Families (13)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US3796318A (en) * | 1972-08-31 | 1974-03-12 | Sun Oil Co | Automatic emulsion control |
US3856677A (en) * | 1972-12-18 | 1974-12-24 | Exxon Production Research Co | Proportional chemical injection system |
US4737265A (en) * | 1983-12-06 | 1988-04-12 | Exxon Research & Engineering Co. | Water based demulsifier formulation and process for its use in dewatering and desalting crude hydrocarbon oils |
US4581134A (en) * | 1984-09-28 | 1986-04-08 | Texaco Inc. | Crude oil dehydrator/desalter control system |
DE4208598A1 (de) * | 1991-03-30 | 1992-10-01 | Volkswagen Ag | Einrichtung zur verhinderung des ueberschaeumens eines bades |
US5375459A (en) * | 1993-12-13 | 1994-12-27 | Henkel Corporation | Defoamer testing apparatus |
DE19503062A1 (de) * | 1995-02-01 | 1996-08-08 | Henkel Kgaa | Verwendung von Alkoxylierungsprodukten epoxydierter Fettstoffe als Entschäumer |
US5734098A (en) * | 1996-03-25 | 1998-03-31 | Nalco/Exxon Energy Chemicals, L.P. | Method to monitor and control chemical treatment of petroleum, petrochemical and processes with on-line quartz crystal microbalance sensors |
US6121602A (en) * | 1998-06-18 | 2000-09-19 | Nalco/Exxon Energy Chemicals, L.P. | Method for monitoring foam and gas carry under and for controlling the addition of foam inhibiting chemicals |
GB9822301D0 (en) * | 1998-10-14 | 1998-12-09 | Ici Plc | Level measurement systems |
US6461414B1 (en) * | 1999-10-29 | 2002-10-08 | Baker Hughes Incorporated | Foam monitoring and control system |
JP2002069460A (ja) * | 2000-08-25 | 2002-03-08 | Yokogawa Electric Corp | 脱塩器制御システム |
US6927846B2 (en) * | 2003-07-25 | 2005-08-09 | Baker Hughes Incorporated | Real-time on-line sensing and control of emulsions in formation fluids |
-
2005
- 2005-02-09 NO NO20050680A patent/NO20050680D0/no unknown
-
2006
- 2006-02-08 US US11/884,018 patent/US20080142414A1/en not_active Abandoned
- 2006-02-08 MX MX2007008144A patent/MX2007008144A/es active IP Right Grant
- 2006-02-08 CA CA002597276A patent/CA2597276A1/en not_active Abandoned
- 2006-02-08 BR BRPI0607931-8A patent/BRPI0607931A2/pt not_active IP Right Cessation
- 2006-02-08 WO PCT/NO2006/000052 patent/WO2006085772A1/en active Application Filing
- 2006-02-08 AU AU2006213126A patent/AU2006213126B2/en not_active Ceased
- 2006-02-08 RU RU2007133504/03A patent/RU2417310C2/ru not_active IP Right Cessation
- 2006-02-08 GB GB0715826A patent/GB2437683B/en active Active
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
RU2417310C2 (ru) | 2011-04-27 |
MX2007008144A (es) | 2007-08-22 |
RU2007133504A (ru) | 2009-03-20 |
CA2597276A1 (en) | 2006-08-17 |
GB0715826D0 (en) | 2007-09-26 |
AU2006213126B2 (en) | 2010-11-18 |
GB2437683B (en) | 2010-12-08 |
GB2437683A (en) | 2007-10-31 |
NO20050680D0 (no) | 2005-02-09 |
US20080142414A1 (en) | 2008-06-19 |
WO2006085772A1 (en) | 2006-08-17 |
AU2006213126A1 (en) | 2006-08-17 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
CA2386468C (en) | Foam monitoring and control system | |
BRPI0607931A2 (pt) | método para otimizar a utilização de produtos quìmicos | |
US5608170A (en) | Flow measurement system | |
US20090234593A1 (en) | Determination of density for metering a fluid flow | |
US7133786B1 (en) | Method and apparatus for measuring nonhomogeneous flow phase velocities | |
NO172611B (no) | Apparat for overvaakning av en petroleumstroem | |
AU5536200A (en) | Multiphase venturi flow metering method | |
US20180245463A1 (en) | Method for determining a water cut of an oil-water mixture produced from an oil well | |
US7257985B2 (en) | Apparatus and method for real time determination of density and related parameters in manufacturing processes | |
Miller et al. | Drift of drops in density gradient columns | |
GB2307300A (en) | A wet gas multiphase meter | |
US5190103A (en) | Metering of two-phase fluids using flow homogenizing devices and chemicals | |
RU2328518C1 (ru) | Способ регулирования уровня раздела фаз нефть-вода в герметизированных проточных емкостях и устройство для его осуществления | |
RU2299321C2 (ru) | Способ измерения дебита продукции нефтяных скважин в системах герметизированного сбора и устройство для его осуществления "мера-охн" | |
US7674624B2 (en) | Method for real-time determination of volume fractions of a production fluid in a hydrocarbon reservoir | |
CN101228492A (zh) | 控制工艺中发泡的方法 | |
Zhao et al. | New hyperbolic tangent formula for mixing layer in vegetated flow | |
RU2565611C1 (ru) | Способ регулирования отвода жидкой и газообразной фаз из емкости сепаратора скважинного флюида | |
Cmelik | A Controlled Environment For Measurements In Multi Phase Vertical Flow | |
RU35824U1 (ru) | Сепараторная установка для измерения дебита нефтяных скважин | |
RU206801U1 (ru) | Устройство для измерения расхода газожидкостной смеси | |
RU129554U1 (ru) | Устройство для определения параметров нефтегазоводяного потока | |
Shibata et al. | The void fraction and frictional pressure drop of upward two-phase flow under high pressure brine condition | |
RU72722U1 (ru) | Устройство для измерения дебита продукции нефтяных скважин "спутник-силовой массомер" ("спутник-см") | |
CN109945941B (zh) | 一种矿浆标定装置 |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
B06G | Technical and formal requirements: other requirements [chapter 6.7 patent gazette] |
Free format text: SOLICITA-SE A REGULARIZACAO DA PROCURACAO, UMA VEZ QUE BASEADO NO ARTIGO 216 1O DA LPI, O DOCUMENTO DE PROCURACAO DEVE SER APRESENTADO EM SUA FORMA AUTENTICADA; OU SEGUNDO PARECER DA PROCURADORIA MEMO/INPI/PROC/NO 074/93, DEVE CONSTAR UMA DECLARACAO DE VERACIDADE, A QUAL DEVE SER ASSINADA POR UMA PESSOA DEVIDAMENTE AUTORIZADA A REPRESENTAR O INTERESSADO, DEVENDO A MESMA CONSTAR NO INSTRUMENTO DE PROCURACAO, OU NO SEU SUBSTABELECIMENTO. |
|
B07A | Application suspended after technical examination (opinion) [chapter 7.1 patent gazette] | ||
B08F | Application dismissed because of non-payment of annual fees [chapter 8.6 patent gazette] |
Free format text: REFERENTE A 9A ANUIDADE. |
|
B08K | Patent lapsed as no evidence of payment of the annual fee has been furnished to inpi [chapter 8.11 patent gazette] |
Free format text: REFERENTE AO DESPACHO 8.6 PUBLICADO NA RPI 2308 DE 31/03/2015. |