DK173538B1 - Fremgangsmåde til registrering af multi-fasestrømme gennem et transportsystem - Google Patents
Fremgangsmåde til registrering af multi-fasestrømme gennem et transportsystem Download PDFInfo
- Publication number
- DK173538B1 DK173538B1 DK199001286A DK128690A DK173538B1 DK 173538 B1 DK173538 B1 DK 173538B1 DK 199001286 A DK199001286 A DK 199001286A DK 128690 A DK128690 A DK 128690A DK 173538 B1 DK173538 B1 DK 173538B1
- Authority
- DK
- Denmark
- Prior art keywords
- acoustic
- medium
- signal
- structural detail
- signals
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 28
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims abstract description 22
- 238000001514 detection method Methods 0.000 claims description 29
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims description 23
- 238000001228 spectrum Methods 0.000 claims description 20
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims description 13
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims description 11
- 239000002245 particle Substances 0.000 claims description 7
- 230000008878 coupling Effects 0.000 claims description 5
- 238000010168 coupling process Methods 0.000 claims description 5
- 238000005859 coupling reaction Methods 0.000 claims description 5
- 239000002244 precipitate Substances 0.000 claims description 5
- 230000003628 erosive effect Effects 0.000 claims description 4
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 4
- 239000000835 fiber Substances 0.000 claims description 2
- 230000001902 propagating effect Effects 0.000 claims description 2
- 150000004677 hydrates Chemical class 0.000 claims 1
- 230000003287 optical effect Effects 0.000 claims 1
- 239000013049 sediment Substances 0.000 claims 1
- 239000011343 solid material Substances 0.000 claims 1
- 238000004458 analytical method Methods 0.000 abstract description 16
- 238000012545 processing Methods 0.000 abstract description 5
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 26
- 239000004576 sand Substances 0.000 description 14
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 8
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 6
- 238000013461 design Methods 0.000 description 5
- 238000012544 monitoring process Methods 0.000 description 5
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 5
- 241000191291 Abies alba Species 0.000 description 3
- 238000004364 calculation method Methods 0.000 description 3
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 3
- 230000003595 spectral effect Effects 0.000 description 3
- 238000010219 correlation analysis Methods 0.000 description 2
- 230000001419 dependent effect Effects 0.000 description 2
- 238000001914 filtration Methods 0.000 description 2
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 2
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 2
- 239000003129 oil well Substances 0.000 description 2
- 230000008054 signal transmission Effects 0.000 description 2
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 2
- 230000001133 acceleration Effects 0.000 description 1
- 235000009120 camo Nutrition 0.000 description 1
- 244000213578 camo Species 0.000 description 1
- 230000015556 catabolic process Effects 0.000 description 1
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 1
- 230000006378 damage Effects 0.000 description 1
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 1
- 238000004836 empirical method Methods 0.000 description 1
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 1
- 239000002360 explosive Substances 0.000 description 1
- 239000006260 foam Substances 0.000 description 1
- 210000003953 foreskin Anatomy 0.000 description 1
- 230000006870 function Effects 0.000 description 1
- 230000001939 inductive effect Effects 0.000 description 1
- 230000007774 longterm Effects 0.000 description 1
- 238000013178 mathematical model Methods 0.000 description 1
- 238000012806 monitoring device Methods 0.000 description 1
- 230000001151 other effect Effects 0.000 description 1
- 230000000644 propagated effect Effects 0.000 description 1
- 238000000611 regression analysis Methods 0.000 description 1
- 230000035945 sensitivity Effects 0.000 description 1
- 230000003068 static effect Effects 0.000 description 1
Classifications
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01N—INVESTIGATING OR ANALYSING MATERIALS BY DETERMINING THEIR CHEMICAL OR PHYSICAL PROPERTIES
- G01N29/00—Investigating or analysing materials by the use of ultrasonic, sonic or infrasonic waves; Visualisation of the interior of objects by transmitting ultrasonic or sonic waves through the object
- G01N29/02—Analysing fluids
- G01N29/036—Analysing fluids by measuring frequency or resonance of acoustic waves
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B47/00—Survey of boreholes or wells
- E21B47/10—Locating fluid leaks, intrusions or movements
- E21B47/107—Locating fluid leaks, intrusions or movements using acoustic means
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01F—MEASURING VOLUME, VOLUME FLOW, MASS FLOW OR LIQUID LEVEL; METERING BY VOLUME
- G01F1/00—Measuring the volume flow or mass flow of fluid or fluent solid material wherein the fluid passes through a meter in a continuous flow
- G01F1/05—Measuring the volume flow or mass flow of fluid or fluent solid material wherein the fluid passes through a meter in a continuous flow by using mechanical effects
- G01F1/20—Measuring the volume flow or mass flow of fluid or fluent solid material wherein the fluid passes through a meter in a continuous flow by using mechanical effects by detection of dynamic effects of the flow
- G01F1/32—Measuring the volume flow or mass flow of fluid or fluent solid material wherein the fluid passes through a meter in a continuous flow by using mechanical effects by detection of dynamic effects of the flow using swirl flowmeters
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01F—MEASURING VOLUME, VOLUME FLOW, MASS FLOW OR LIQUID LEVEL; METERING BY VOLUME
- G01F1/00—Measuring the volume flow or mass flow of fluid or fluent solid material wherein the fluid passes through a meter in a continuous flow
- G01F1/05—Measuring the volume flow or mass flow of fluid or fluent solid material wherein the fluid passes through a meter in a continuous flow by using mechanical effects
- G01F1/20—Measuring the volume flow or mass flow of fluid or fluent solid material wherein the fluid passes through a meter in a continuous flow by using mechanical effects by detection of dynamic effects of the flow
- G01F1/32—Measuring the volume flow or mass flow of fluid or fluent solid material wherein the fluid passes through a meter in a continuous flow by using mechanical effects by detection of dynamic effects of the flow using swirl flowmeters
- G01F1/325—Means for detecting quantities used as proxy variables for swirl
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01F—MEASURING VOLUME, VOLUME FLOW, MASS FLOW OR LIQUID LEVEL; METERING BY VOLUME
- G01F1/00—Measuring the volume flow or mass flow of fluid or fluent solid material wherein the fluid passes through a meter in a continuous flow
- G01F1/74—Devices for measuring flow of a fluid or flow of a fluent solid material in suspension in another fluid
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01N—INVESTIGATING OR ANALYSING MATERIALS BY DETERMINING THEIR CHEMICAL OR PHYSICAL PROPERTIES
- G01N29/00—Investigating or analysing materials by the use of ultrasonic, sonic or infrasonic waves; Visualisation of the interior of objects by transmitting ultrasonic or sonic waves through the object
- G01N29/44—Processing the detected response signal, e.g. electronic circuits specially adapted therefor
- G01N29/449—Statistical methods not provided for in G01N29/4409, e.g. averaging, smoothing and interpolation
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01N—INVESTIGATING OR ANALYSING MATERIALS BY DETERMINING THEIR CHEMICAL OR PHYSICAL PROPERTIES
- G01N2291/00—Indexing codes associated with group G01N29/00
- G01N2291/02—Indexing codes associated with the analysed material
- G01N2291/024—Mixtures
- G01N2291/02416—Solids in liquids
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01N—INVESTIGATING OR ANALYSING MATERIALS BY DETERMINING THEIR CHEMICAL OR PHYSICAL PROPERTIES
- G01N2291/00—Indexing codes associated with group G01N29/00
- G01N2291/02—Indexing codes associated with the analysed material
- G01N2291/024—Mixtures
- G01N2291/02433—Gases in liquids, e.g. bubbles, foams
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01N—INVESTIGATING OR ANALYSING MATERIALS BY DETERMINING THEIR CHEMICAL OR PHYSICAL PROPERTIES
- G01N2291/00—Indexing codes associated with group G01N29/00
- G01N2291/02—Indexing codes associated with the analysed material
- G01N2291/028—Material parameters
- G01N2291/02836—Flow rate, liquid level
Landscapes
- Physics & Mathematics (AREA)
- General Physics & Mathematics (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- General Health & Medical Sciences (AREA)
- Geology (AREA)
- Pathology (AREA)
- Immunology (AREA)
- Acoustics & Sound (AREA)
- Health & Medical Sciences (AREA)
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Analytical Chemistry (AREA)
- Biochemistry (AREA)
- Signal Processing (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geophysics (AREA)
- Probability & Statistics with Applications (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Investigating Or Analyzing Materials By The Use Of Ultrasonic Waves (AREA)
- Signal Processing For Digital Recording And Reproducing (AREA)
- Measuring Phase Differences (AREA)
- Two-Way Televisions, Distribution Of Moving Picture Or The Like (AREA)
- Prostheses (AREA)
- Telephonic Communication Services (AREA)
- Warehouses Or Storage Devices (AREA)
- Forklifts And Lifting Vehicles (AREA)
- Stabilization Of Oscillater, Synchronisation, Frequency Synthesizers (AREA)
- Electronic Switches (AREA)
- Medicines Containing Antibodies Or Antigens For Use As Internal Diagnostic Agents (AREA)
- Silicates, Zeolites, And Molecular Sieves (AREA)
- Polymers With Sulfur, Phosphorus Or Metals In The Main Chain (AREA)
- Networks Using Active Elements (AREA)
Description
1 DK 173538 B1 FREMGANGSMÅDE TIL REGISTRERING AF MULTI-FASESTRØMME GENNEM ET TRANSPORTSYSTEM.
5 Opfindelsen angår en fremgangsmåde til at bestemme sammensætningen af og strømningsbetingelseme for et medium, som strømmer gennem en strukturdetalje, der påvirker strømningen. Akustiske signaler fra det medium, som strømmer gennem den nævnte strukturdetalje, bliver opsamlet ved overfladen af denne. Med en strukturdetalje menes en anordning, gennem hvilken et medium strømmer. Det 10 kan være en ventil, en kanal, eller en rørledning, eller en drøvlemekanisme, der er således udformet, at den frembringer en stærk turbulens/kavitation i mediet eller i en del af mediet.
I forbindelse med overvågningen af olieboringer, når det ønskes at kontrollere 15 produktionsraten, det vil sige forholdet olie/gas, produktion af vand, og under overvågning af produktionen i tilfælde af forekommende sandproduktion, kan kontinuerlig overvågning af produktionens parametre være af stor betydning.
I installationer, som indeholder særlige strukturdetaljer, der kontrollerer 20 produktionsprocessen ved direkte mekanisk påvirkning af strømningsbetingelseme, for eksempel forskellige former for drøvleorganer til trykkontrol, vil overvågning af tilstanden ved disse indretninger være vigtig, især hvis de er vanskeligt tilgængelige, for eksempel i forbindelse med undersøiske installationer og i tilfælde af ubemandede fjernstyrede anlæg. På grund af det 25 forhold at ændringer i de strukturdetaljer, som frembringer turbulens/kavitation er repræsenteret i det optegnede akustiske signalspektmm, vil det være muligt at registrere mekaniske ændringer, (for eksempel slid, ændringer i drøvleraten, alle eventuelle aflejringer).
30 Der findes forskellige kendte metoder og indretninger til overvågning af fluktuationer i en strømning, hovedsagelig baseret på forskellige typer af fremgangsmåder til at detektere fluktuationer i trykket i et rørsystem med turbulent strømning. I denne forbindelse kan vi henvise til DE-AS nr. 14 73 019 og 14 98 271, såvel som til NO-PS nr. 141 327. En ulempe ved disse kendte systemer er, at 35 der kræves en fysisk indgriben i rørsystemet for at måle trykket.
2 DK 173538 B1 US-PS nr. 4 392 374 omhandler en indretning til at registrere inhomogeniteter, for eksempel gasbobler, i en væskestrøm gennem en rørledning. Et elektromekanisk detekteringsorgan er forbundet med ydersiden af rørledningen for at frembringe en akustisk forbindelse. Indretningen er indrettet til at udgøre et bånd-pass filter, som 5 udelukker uønskede vibrationsfrekvenser. Det er blandt andet en ulempe ved denne kendte udformning, at væsentlige informationssignaler går tabt på grund af filtreringen, og at detektoren er ret afhængig af, at den er grundigt fastgjort på rørledningen.
10 I NO-PS nr. 140 838 omtales en overvågningsindretning for faste stoffer, for eksempel sand, i en væskestrøm gennem en rørledning. Indretningen er akustisk forbundet med rørledningen via et rum fyldt med væske og er anbragt ved en bøjning i rørledningen. På grund af deres inerti i forhold til væsken vil nogle af sandskomene glide langs med rørvæggen, hvilket kan frembringe akustiske 15 signaler. Sådanne lette anslag vil blive akustisk registreret af detektororganeme.
Hvis der er tale om ren væske eller for eksempel en væske som indeholder luft og vand, vil der praktisk taget ingen reaktion komme fra detektoren. Hvis rørledningen fører gas, der indeholder kondensat, kan der dannes udfældninger på indersiden af rørledningen, og der vil da være en risiko for en væsentligt reduceret effektivitet af 20 detektionen, hvis væsken senere indeholder sandskorn. En yderligere indretning kendes fra US-A-3 906 780, som har de i indledningen til krav 1 nævnte træk.
Ifølge opfindelsen kan de kendte indretningers ulemper og mangler undgås derved, at der frembringes turbulens/kavitation i det gennemstrømmende medium ved 25 hjælp af strukturdetaljen. Der bliver på denne måde udviklet akustiske energisignaler, som forplanter sig gennem strukturen, og de akustiske energisignaler bliver ved hjælp af akustiske detekteringsorganer, der har en akustisk forbindelse med strukturdetaljen, omdannet til transmitterbare signaler, som bliver behandlet ved hjælp af relevante analytiske metoder for at frembringe 30 fortolkelige informationer om sammensætningen af og strømningsbetingelseme for det gennemstrømmende medium.
Der er således gennem opfindelsen tilvejebragt en fremgangsmåde, som ved enkle midler tillader scanning og registrering af akustiske signaler, der er frembragt ved 35 turbulens og kavitation, uden at detekteringsorganet behøver at blive udsat for mediet. I princippet betyder dette, at man undgår at skulle foretage en mekanisk 3 DK 173538 B1 tilpasning af strukturen, og at detekteringsorganet nemt kan monteres ved eksisterende installationer. Udskiftning og kalibrering af detekteringsorganet er også let. Valget af den form for detekteringsorgan, som skal anvendes, afhænger navnlig af de mængder af og former for informationer, som man ønsker at aflede 5 fra kilden for signalerne.
På grund af det forhold, at gennemstrømningen i større eller mindre grad bliver påvirket af strukturen, vil informationsindholdet i signalspektret også variere. For eksempel vil et registreringssystem, som er følsomt over for acceleration (ac-10 celerometer), over en tilstrækkelig båndbredde være et egnet registreringssystem, der vil være i stand til at opfange et bredt spektrum af signaldetaljer. I tilfælde af signalinformation i et frekvensområde fra 50 kHz og op i MHz området når man grænsen for accelerometerets område for følsomhed og frekvens. Så kan man naturligvis anvende et hastighedsregistrerende system af kendt udformning, for 15 eksempel ved hjælp af en omformer for piezoelektriske signaler, der omformer lydbølger på overfladen af strukturen til elektriske signaler.
Detekteringsorganer for hastighed er i almindelighed en mere enkel form for detekteringsorganer, som er i stand til at omforme tilstrækkelige mængder af 20 signalinformation, også I de lavere frekvensområder. Valget af detekteringsorganer er i høj grad bestemt af den ønskede detaljerede information om strøm-ningsbetingelseme og af sammensætningen af det målte medium. Der er store forskelle i sammensætningen af signalerne. Signaler fra et medium, som indeholder meget gas, viser for eksempel en fuldstændigt forskellig 25 sammensætning i frekvensspektret i forhoid til signalet fra væskestrømninger.
Strømningsparametrene I et transportsystem kan således bestemmes, »det væsker, gasser og faste partikler bliver tvunget ind i en turbulent/kaviterende tilstand på grund af den strukturelle udformning, og dette frembringer akustiske energisignaler, 30 som kan registreres på overfladen af strukturdetaljen. Med en egnet udformning af strukturen, det vil sige, så der forekommer kavitation, vil den akustiske energi indeholde tilstrækkelig information til at muliggøre bestemmelse af strømningsparametrene af det gennemstrømmende medium med hensyn til væsker, gasser, partikler, forholdet mellem gasser og væsker og den gensidige 35 fordeling af disse, i visse tilfælde i form af væske/gaslommer, såkaldt gaslommedannelse.
4 DK 173538 B1
Det akustiske signal biiver frembragt i og nær ved strukturdetaljen og bliver aflæst af et eller flere akustiske detekteringsorganer, som er placeret på strukturen på passende måde og med god akustisk forbindelse til strukturdetaljen. Under visse omstændigheder kan det være hensigtsmæssigt at anvende et detekteringssystem 5 med et tilsluttet signaltransmissionsorgan. Et akustisk detekteringsorgan, hvor både detekteringsorganet og signaltransmissionsorganet er baseret på fiberoptiske principper, vil være egnet i forbindelse med installationer i eksplosive områder, og eventuelt i forbindelse med undersøiske installationer, hvor systemer, der er baseret på elektriske signaler, ville være uegnede. Det akustiske signal bliver om-10 dannet til et transmitterbart signal og overført til en signalbehandlingsenhed, hvor der anvendes i og for sig kendte signalanalyseprincipper til at frembringe fortolkelige informationer om den aktuelle strømningssituation i strukturdetaljen.
En frekvensanalyse af det aktuelle signal kan give en spektral opdeling af signalet i 15 det frekvensniveau, som indeholder detaljerede informationer til registrering af det gennemstrømmende mediums strømningsparametre, såvel som ændringer i strukturen på grund af påvirkninger fra det gennemstrømmende medium eller andre påvirkninger.
20 Ved den foreliggende fremgangsmåde bliver således strømningshastigheden gennem et transportsystem registreret for væske/gas såvel som for eventuelle partikler, hvor strømningen bliver tvunget ind i en meget turbulent tilstand med kavitation ved hjælp af en mekanisk strukturdetalje, som står i direkte kontakt med det strømmende medium. På denne måde bliver der frembragt et komplekst 25 akustisk signal, som forplantes via strukturen. Sådanne målinger er særlig vigtige for at muliggøre registrering af ændringer af faserne af det gennemstrømmende medium, det vil sige forholdet mellem forskellige væsker, væsker og gasser, såkaldt gaslommedannelse, partikler, tryk- og temperaturtilstande og ændringer i et indsnævret område gennem hvilket det strømmende medium passerer. Ændringer 30 i graden af indsnævrethed kan være resultatet af mekaniske ændringer og/eller en gradvis effekt, som kan være frembragt ved erosion, kavitation eller andre følger af slid.
En speciel variant bliver opnået, når ændringer i gennemstrømningen skyldes 35 udfældninger på indersiden af et rørledningssystem, og når de i forbindelse hermed frembragte akustiske signaler bliver anvendt til at registrere ændrede strøm- 5 DK 173538 B1 ningsbetingelser. Et eksempel optræder i forbindelse med gasproduktion. På grund af temperaturfald i transportsystemet dannes der formationer af hydrat, som så påvirker strømningsbetingelseme ved at danne udfældninger på indersiden af rørledningen. Som følge heraf bliver der frembragt signaler, som kan optages uden for 5 transportsystemet. Passende placerede detekteringsorganer tillader lokaliseringen af kilden til disse signaler.
Signalet bliver opfanget ved hjælp af en passende signalkonverter, som er forbundet (mekanisk, via en væske, eller på lignende måde) med overfladen af 10 strukturen, og som således muliggør, at strømningsparametrene kan blive registreret uden direkte kontakt med det strømmende medium og uden indgreb i strukturen, hvilket bevirker meget enkle betjenings- og eventuelt udskiftningsprocedurer. Direkte kontakt med det medium, som skal måles, er særdeles uheldigt når der foreligger forskellige former for erosion, især 15 partikelstrømninger som hurtigt ville komme til at påvirke måleparametrene og derefter ville forårsage destruktion. Dette undgås fuldstændigt ved den foreliggende opfindelse.
Ifølge opfindelsen findes der akustiske detekteringsorganer, som er i tæt 20 forbindelse med en strukturdetalje, der er i direkte kontakt med det gennemstrømmende medium, og fra hvilke det akustiske signal bliver afledet direkte eller indirekte. En sådan strukturdetalje kan være en drøvleventil, gennem hvilken et multifaset medium strømmer. På denne måde bliver mediet påtvunget en kraftig turbulens/kavitation i ventilens drøvlemekanisme, hvilket bevirker, at der 25 frembringes stærke, komplekse akustiske signaler, som er resultater af de faktiske strømningsbetingelser.
Udformningen af drøvlemekanismen vil i høj grad influere på forholdet mellem de informationer, der er indeholdt i det akustiske signal, og det faktiske 30 strømningsforhold, såsom sammensætningen af det strømmende medium og hvorvidt strømmen er homogen, det vil sige dannelse af væske/gaslommer (gaslommedannelse). I tilfælde af, at der forekommer kavitation, vil forskellige væskefraktioner vise karakteristiske lydbilleder på grund af det forhold, at forskellige damptryk i væsken vil frembringe akustiske signaler som følge af 35 implosioner, der frembringes efter en trykstigning, som følger et fald i trykket i området med kavitation. Hvis der ved hjælp af strukturdetaljen kun frembringes en 6 DK 173538 B1 relativt svag turbulens eller en svag stigning af denne, vil indholdet af signalet naturligvis blive tilsvarende reduceret
Ved hjælp af i og for sig kendte metoder til signalanalyse vil det være muligt at 5 finde forholdet mellem det akustiske signalbillede og den faktiske strømningssituation med hensyn til de forskellige variable, som bliver indført, og som delvis kan aflæses direkte fra signalet og delvis aflæses ved hjælp af empiriske metoder. På denne måde kan man fastlægge strømningsforholdene.
10 Anvendelsen af opfindelsen i forbindelse med et undersøisk produktionssystem kan for eksempel give mulighed for kontrol af vigtige parametre for en boring, både for at opnå en optimaliseret produktion og for overvågning af vigtige procesdetaljer, såsom strømningsmæssige tilstande, sammensætningen af det strømmende medium, sandproduktion, ændringer i tryk og temperatur, eventuelle 15 hydratformationer, lækager, slid og indstillingen af strømventileme.
Det registrerede signal er sammensat af et stort antal frekvenser, som udviser betydelige forskelle i henseende til indbyrdes styrke. I signalbehandlingsenheden vil der blive foretaget forskellige former for signalanalyse, som navnlig opdeler 20 signalet i smalle frekvensbånd (spektrum), for eksempel ved hjælp af en FFT-analyse eller en anden form for filtreringsteknik.
Afhængigt af den turbulens/kavitation-frembringende udformning af strukturen vil den spéktrale fordeling af de forskellige frekvenskomponenter i signalet angive 25 strømningstilstandene, således som omtalt ovenfor. Visse fænomener vil fremstå tydeligt fra et enkelt frekvensspektrum, medens andre vil fremgå af omfattende analysemetoder og beregninger. Visse dominerende fænomener kan for eksempel forklares på basis af signalniveauet inden for et karakteristisk frekvensområde. I andre tilfælde er signalet så komplekst, at i og for sig kendte omfattende 30 analysetekniske metoder vil være nødvendige ud over almindelig frekvensanalyse, hvilke metoder også omfatter forskellige former for korrelationsanalyse samt matematiske statiske beregninger, for at man kan nå frem til de ønskede parametre.
35 Ved registrering for eksempel af strømningsparametre i en struktur, der er udformet som en kontrolventil i en olieboring, vil de akustiske signaler blive optaget på DK 173538 B1 7 overfladen af ventilen ved hjælp af bredbåndede accelerometre. Den primære funktion af den nævnte ventil er kontrol af boringen ved hjælp af en drøvlemekanisme, der på sin side virker som en effektiv turbulens/kavitation-frembringende strukturdetalje og som således udgør en god kilde for signaler med 5 et detaljeret indhold vedrørende sammensætningen af det gennemstrømmende medium.
Mediet, som strømmer igennem den nævnte ventil under relativt højt tryk og høj temperatur, kan have ret varierende sammensætning af olie, gas, vand og sand.
10 Gas, som ikke er opløst i væske, forekommer ofte i form af gaslommer. Dette fænomen vil frembringe et komplekst signalbillede, både i henseende til tid og frekvens. Yderligere forekommer der variabler i form af størrelsen af drøvleåbningen, geometrien, og langtidsfølger af erosion og kavitation. Informationerne er hovedsagelig fordelt i et spektrum, hvor lavfrekvensfænomener 15 optræder i det lave frekvenssignalområde, det vil sige gaslommedannelser, i modsætning til afgivelsen af gas fra forskellige væsker, hvilket frembringer højfrekvente komponenter.
Dette eksempel repræsenterer en kompliceret sammenstilling af mange variabler 20 og vil derfor kræve en relativt kompleks signalanalyse, baseret på forskellige anvendelser af i og for sig kendte signalanalysemetoder. Visse parametre er så karakteristiske, at de f. eks. kan forklares ved hjælp af simple frekvensanalyser, medens andre er så komplekse i spektral hense ende, at forskellige former for sofistikeret signalanalyse vil være nødvendige.
25
Med hensyn til for eksempel energispektret af signalet over et vist tidsinterval kan dette også opdeles indenfor frekvensområdet i et stort antal variabler. Disse bliver indført i en multi-variabel regressionsanalyse med kendte målelige mængder for det gennemstrømmende medium, som passerede gennem ventilen i et kendt 30 tidsrum. Ved at gennemføre et antal efter hinanden følgende undersøgelser under forskellige betingelser kan vi konstruere en kalibreringsmodel, som kan forklare sammensætningen af den gennem boringen passerende mediumstrøm, og hvor de variable er direkte forbundet med de mekaniske tilstande i ventilen på basis af variationerne i indholdet af signalspektret.
35 8 DK 173538 B1
Fremgangsmåden i forbindelse med det ovenfor angivne til bestemmelse af, hvordan det gensidige forhold mellem det akustiske signal og de foreliggende strømningstilstande står i relation til individuelle variabler, er i mange tilfælde baseret på en kombination af signalanalyse og matematisk statistisk data-5 behandling. Multi-variabel regression. Partielle mindste kvadrater kan med fordel anvendes til at etablere en kvantitativ model mellem de spektrale variabler, betegnet med X, og kendte variabler, i dette tilfælde betegnet med Y. Der anvendes traditionel regressionsterminologi, hvor den Y variable kaldes den afhængige variable, og X variabierne kaldes uafhængige variabler. Relationen 10 mellem Y variableme og X variableme danner regressionsmodellen. Efter beregningen af denne model kan nye X data anvendes til at forudsige tilhørende Y data.
Regression/forudsigelse omfatter to fasen 15 1. Kalkulation af parametrene for regressionsmodellen baseret på associerede sæt af X og Y data, en slags kalibrerings- eller indlæringsfase.
2. Determinering af et nyt sæt af Y data fra et sæt af nye X data ved introducering 20 af dem i kalibreringsmodellen.
Eksempler på systemer, som kan anvendes, er signalanalyse software fra Signal Technology Inc. USA, og multi-variabel regressions software, Unscrambler fra CAMO, Norge.
25
Andre karakteristiske træk ved opfindelsen vil fremgå af kravene, såvel som af den følgende beskrivelse med henvisning til tegningerne.
For forenklings skyld viser tegningerne systemer, hvor der kun anvendes ét 30 detekteringsorgan. Naturligvis vil et antal detekteringsorganer, som er strategisk placeret på strukturen, i høj grad bidrage til at frembringe et mere mangesidet akustisk informationsbillede. Dette skyldes især det forhold, at det vil muliggøre en højere grad af signalbehandling med korrelationsanalyse mellem de forskellige detekteringsorganer.
35 9 DK 173538 B1
Fig. 1 viser et transportsystem med en indsnævring, som fremkalder turbuiens/kavitation, fig. 2 viser anvendelsen af en drøvleventil som organ til fremkaldelse af 5 turbuiens/kavitation i forbindelse med et juletræ til en produktionsboring, fig. 3 viser en typisk drøvleventil, 10 fig. 4 viser et snit lll-lll gennem drøvleorganet i en drøvleventil i tre forskellige funktionsindstillinger, fig. 5 viser en anden type drøvleventil, 15 fig. 6 viser opfindelsen i forbindelse med en undervandskonstruktion, fig. 7 viser et tre-dimensionalt frekvensspektrum optaget fra en kontrolventil ved en typisk olieproducerende boring, 20 fig. 8 viser et tre-dimensionalt frekvensspektrum optaget fra en kontrolventil ved en typisk gasproducerende boring, og fig. 9 viser to forskellige kraftspektre med og uden sandproduktion.
25 Fig. 1 viser et enkelt basisk kredsdiagram af et transportsystem 1, for eksempel et turbulens/kavitation-frembringende organ 2 i en rørledning, som vil frembringe kraftig turbuiens/kavitation 3 i et strømmende medium 4, der kan bestå af væsker 5, gaslommer 6 og partikler 7.1 rørledningen kan der findes udfældninger af for eksempel hydratformationer 8. Et akustisk detekteringsorgan 9 (for eksempel et 30 accelerometer) er forbundet med organet 2, og signaler, som er optaget af detekteringsorganet 9, bliver transmitteret til en signalregulator 10 og fra denne til en signalprocessor og analysatorenhed 11 og derfra til en skærm 12.
Fig. 2 viser en typisk anvendelse i forbindelse med en drøvleventil 20, der er 35 indskudt efter en pladeventil 21, som på sin side er forbundet med en 10 DK 173538 B1 produktionsboring 22 ved hjælp af et standard-juletræ 23. Det akustiske detekteringsorgan 9 er forbundet med drøvleventilen 20.
Fig. 3 viser et snit gennem en udførelsesform for en typisk drøvleventil 20. Centralt 5 mellem indløbet 33 og udløbet 34 er der placeret drøvleorganer 30, som er indstillelige ved hjælp af et drivorgan 35. Drøvleorganerne består af to indbyrdes roterbare skiver 31, 32, som er forsynet med huller, henholdsvis 40,41 og 42,43.
Fig. 4a-c viser drøvleorganerne i tre forskellige stillinger, fuldstændigt lukkede (fig.
10 4a), i en mellemposition {fig. 4b), og fuldstændigt åbne (fig. 4c). Den øverste skive 31 er i den viste udførelsesform forsynet med to huller 40,41 og den nedre skive er tilsvarende forsynet med to huller 42, 43. Som vist i fig. 4a-c kan den nedre skive 32 være stationær, medens den øverste skive 31 er roterbar, for eksempel mod uret, som antydet med en pil 44.
15
Fig. 5 viser, at drøvleventilen 20 også kan have en anden form for forsnævringsorganer 50 i form af en konus 51, som er anbragt over for et centralt placeret ventilsæde 52, og som danner en indstillelig forsnævring mellem indløbet 53 og udløbet 54. Indstillingen foretages ved hjælp af et drivorgan 55, som 20 forskyder konussen aksialt i forhold til ventilsædet.
Fig. 6 viser en typisk undersøisk anvendelse af opfindelsen, hvor strømmen 60 fra et borerør 61 via et juletræ 23 og en koblings- og kontrolenhed 62 bliver ført til drøvleventilen 20. Henvisningsbetegnelsen 63 angiver hovedkontrolenheden for 25 den undersøiske struktur, 64 angiver en bundramme, 65 en manifold, 66 et forbindelsesmodul og 67 et kabel, som fører til overfladen. Et detekteringsorgan 9 er tilsluttet forbindelsesmodulet 66, og når dette bliver sænket ned mod hovedkontrolenheden 63, kan detekteringsorganet 9 styres nedad, det vil sige gennem et til siden udragende organ 62’ på enheden 62 for at blive positioneret i 30 zonen for de akustiske signaler 68 fra drøvleventilen 20.
Fig. 7 viser et eksempel på et tre-dimensionalt diagram for det akustiske signalspektrum (FFT-analyse) optaget fra en kontrolventil, som står i forbindelse med en boring, der hovedsagelig producerer olie med små mængder af gas, som 35 forekommer på en pulserende måde i fonn af små gaslommer. Det er typisk, at et 11 DK 173538 B1 signalspektmm ved denne type boringer har en smallere båndbredde end den, der er typisk for en gasproducerende boring. Båndvidden er tilnærmelsesvis 40 kHz.
Et antal registreringer fremgår af figuren. I dette tilfælde er der tale om 40 efter 5 hinanden følgende signalspektre, som er arrangeret i forhold til hinanden på en sådan måde, at det er muligt at observere en tendens fra én kurve til den næste og på denne måde opnå et billede af, hvad der foregår i tidens løb.
Fig.8 viser i det væsentlige det samme som fig. 7, men i dette tilfælde er der tale 10 om en typisk gasboring, som frembringer en meget større båndbredde, tilnærmelsesvis 50-70 kHz.
Fig. 9 viser to forskellige energispektre, med og uden sandproduktion fra en kontrolventil, som kontrollerer en olieboring. Denne illustration viser et eksempel 15 med de karakteristiske træk for spektret, hvor der er tale om, at sand bliver revet løs og ført med strømmen fra boringen gennem kontrolventilen. I denne figur repræsenterer den vandrette akse opløsningen i frekvensområdet, det vil sige, at 140 svarer til 81,3 kHz. Som det fremgår af diagrammet, er forskellen mellem en strømning med og uden sand repræsenteret ved det skyggede område mellem 20 kurverne. I dette eksempel er der toppe 90 og 92, ved henholdsvis 43,6 kHz og 5,8 kHz, der er karakteristiske for sandproduktion, medens signalniveauet 91 viser, at der ikke er nogen sandproduktion.
1 det lave frekvensområde er sandproduktion også repræsenteret ved en top 92.1 25 det øvrige område er spektrene relativt sammenfaldende. Spektrene indeholder for øvrigt ud over informationer om sand også informationer om en række andre strømningsparametre således som omtalt ovenfor. Detaljer, der ikke er så karakteristiske som informationerne om sand, vil kræve mere indgående anvendelse af forskellige analysemetoder såvel som statistiske matematiske 30 modeller.
Claims (13)
1. Fremgangsmåde til at bestemme sammensætningen af og strømningsbetingelserne for et medium, som strømmer gennem en strukturdetalje, der 5 påvirker strømningen og derved udvikler akustiske energisignaler, som forplanter sig gennem strukturdetaljen, idet de akustiske energisignaler detekteres og omdannes (10) ved hjælp af akustiske detekteringsorganer (9), som er placeret uden for den nævnte strukturdetalje, kendetegnet ved, at strukturdetaljen frembringer turbulens og/eller kavitation i mediet, når dette strømmer igennem 10 strukturdetaljen, idet en akustisk bredbåndskobling er anordnet imellem strukturdetaljen og de akustiske detekteringsorganer, som er en bredbåndssignalomsætter (9), der detekterer akustiske bredbåndsenergisignaler (68) gennem denne kobling og medfører, at omsatte bredbåndssignaler bliver tilpasset, behandlet og analyseret ved analyse af hele signalets bredbånds-15 frekvensspektrum, for eksempel hurtig Fourier transformation (FFT), til frembringelse af fortolkelig information om parametre for sammensætningen af og strømningsbetingelseme for mediet, der gennemstrømmer strukturdetaljen.
2. Fremgangsmåde ifølge krav 1,kendetegnet ved, at parametrene 20 udvælges for eksempel fra gruppen: strømningshastighed, væskesammensætning, forholdet mellem gas og væske, dannelse af gaslommer, tilstedeværelse af fast materiale.
3. Fremgangsmåde ifølge krav 1,kendetegnet ved, at strukturdetaljen 25 frembringer et brat trykfald mediet under dets passage mellem de opad- og nedadgående sider af strukturdetaljen, hvilket danner en brat indsnævring i midler, for eksempel en rørledning, der transporterer mediet.
4. Fremgangsmåde ifølge krav 1 eller 3, kendetegnet ved, at det 30 strømmende medium bringes til fuldt ud eller delvis at nå en kritisk hastighed med den deraf følgende afgivelse af akustisk energi.
5. Fremgangsmåde ifølge krav 1 eller 3, kendetegnet ved, at information om den fysiske tilstand af strukturdetaljen, for eksempel slid og erosion, afledes af de 35 akustiske energisignaler. 13 DK 173538 B1
6. Fremgangsmåde ifølge krav 1 eller 3, kendetegnet ved, at information om opbygningen af partikler (for eksempel dannelse af hydrater), som er til stede neden for strukturdetaljen i strømretningen, afledes fra de akustiske energisignaler
7. Fremgangsmåde ifølge krav 1, 2 eller 3, kendetegnet ved, at akustiske signaler frembringes ved dannelse af sedimenter eller andre arter af udfældninger, som forårsager turbulens, og som bliver akkumuleret på indersiden af strukturdetaljen for eksempel en rørledning.
8. Fremgangsmåde ifølge et eller flere af de foregående krav, kendetegnet ved, at information om ændringer i indflydelsen af strukturen på det strømmende medium afledes fra de akustiske energisignaler, for eksempel som tilbagekobling på en ændret ventilstilling.
9. Fremgangsmåde ifølge et eller flere af de foregående krav 1-8,kendeteg- n e t ved, at det akustiske detekteringsorgan (9) er akustisk koblet med strukturdetaljen (20) uden at være mekanisk forbundet med denne, for eksempel ved hjælp af en væske som koblingsmedium.
10. Fremgangsmåde ifølge et ellerflere af kravene 1-9, kendetegnet ved, at de akustiske signaler bliver overført gennem fiberoptik til en signalprocessor (11) ved hjælp af en akustisk/optisk signalomsætter (10).
11. Fremgangsmåde ifølge et eller flere af kravene 1-10, kendetegnet ved, 25 at et medium fra en produktionsboring (61) strømmer gennem strukturdetaljen, hvil ken strukturdetalje består af en kontrolventil.
12. Fremgangsmåde ifølge et eller flere af de foregående krav 1-11,kendete g-n e t ved, at akustisk kobling mellem strukturdetaljen, som forårsager 30 turbulens/kavitation, og detekteringsorganet frembringes ved hjælp af mellemliggende vandmasser, og ved at strukturdetaljen udgør en del af et undersøisk produktionssystem.
12 DK 173538 B1
13. Fremgangsmåde ifølge et eller flere af kravene 1-12, k e n d e t e g n e t ved, 35 at strukturdetaljen (20), som har et tilkoblet akustisk detekteringsorgan (9), er forbundet med et undersøisk produktionssystem (60-64, 23), idet DK 173538 B1 14 detekteringsorganet (9) er forbundet med eller strækker sig ud fra et forbindelsesmodui (66) i produktionssystemet, hvilket modul bliver indført i signalzonen (68) for det akustiske signal, der udgår fra strukturdetaljen (20), ved at modulet sænkes ned på systemets hovedkontrolenhed. 5
Applications Claiming Priority (4)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
NO875326A NO166379C (no) | 1987-12-18 | 1987-12-18 | Fremgangsmaate for registrering av flerfase stroemninger gjennom et transportsystem. |
NO875326 | 1987-12-18 | ||
PCT/NO1988/000096 WO1989005974A1 (en) | 1987-12-18 | 1988-12-16 | A method for recording multi-phase flows through a transport system |
NO8800096 | 1988-12-16 |
Publications (3)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
DK128690D0 DK128690D0 (da) | 1990-05-23 |
DK128690A DK128690A (da) | 1990-06-12 |
DK173538B1 true DK173538B1 (da) | 2001-02-05 |
Family
ID=19890485
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
DK199001286A DK173538B1 (da) | 1987-12-18 | 1990-05-23 | Fremgangsmåde til registrering af multi-fasestrømme gennem et transportsystem |
Country Status (10)
Country | Link |
---|---|
US (1) | US5083452A (da) |
EP (1) | EP0390835B1 (da) |
AT (1) | ATE88276T1 (da) |
AU (1) | AU2793089A (da) |
BR (1) | BR8807824A (da) |
CA (1) | CA1322587C (da) |
DE (1) | DE3880322D1 (da) |
DK (1) | DK173538B1 (da) |
NO (1) | NO166379C (da) |
WO (1) | WO1989005974A1 (da) |
Families Citing this family (128)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
GB9014251D0 (en) * | 1990-06-27 | 1990-08-15 | British Petroleum Co Plc | Method for monitoring acoustic emissions |
US5205153A (en) * | 1992-01-23 | 1993-04-27 | Cobe Laboratories, Inc. | Method and apparatus for detection of air bubbles in tubing |
FR2717573B1 (fr) * | 1994-03-15 | 1996-06-07 | Total Sa | Procédé et dispositif pour la mesure et l'asservissement du débit d'un fluide polyphasique dans une canalisation de transport. |
US5531112A (en) * | 1994-05-20 | 1996-07-02 | Computalog U.S.A., Inc. | Fluid holdup tool for deviated wells |
US6539805B2 (en) | 1994-07-19 | 2003-04-01 | Vesuvius Crucible Company | Liquid metal flow condition detection |
US5633462A (en) * | 1994-07-19 | 1997-05-27 | Apa Systems | Method and apparatus for detecting the condition of the flow of liquid metal in and from a teeming vessel |
US5524475A (en) * | 1994-11-10 | 1996-06-11 | Atlantic Richfield Company | Measuring vibration of a fluid stream to determine gas fraction |
US5561245A (en) * | 1995-04-17 | 1996-10-01 | Western Atlas International, Inc. | Method for determining flow regime in multiphase fluid flow in a wellbore |
FR2754898B1 (fr) * | 1996-10-18 | 2000-08-18 | Comex Technologies | Procede et dispositif pour la mesure de la quantite d'un depot susceptible de s'etre forme dans une canalisation de transport de fluide |
US6450037B1 (en) | 1998-06-26 | 2002-09-17 | Cidra Corporation | Non-intrusive fiber optic pressure sensor for measuring unsteady pressures within a pipe |
RU2250438C9 (ru) | 1998-06-26 | 2005-08-27 | Сидрэ Копэрейшн | Устройство измерения параметров текучих сред в трубе и способ его осуществления |
US6354147B1 (en) | 1998-06-26 | 2002-03-12 | Cidra Corporation | Fluid parameter measurement in pipes using acoustic pressures |
US6164308A (en) * | 1998-08-28 | 2000-12-26 | Butler; Bryan V. | System and method for handling multiphase flow |
US6234030B1 (en) | 1998-08-28 | 2001-05-22 | Rosewood Equipment Company | Multiphase metering method for multiphase flow |
US6289723B1 (en) * | 1999-03-04 | 2001-09-18 | Robert L. Leon | Detecting seal leaks in installed valves |
US6435030B1 (en) | 1999-06-25 | 2002-08-20 | Weatherford/Lamb, Inc. | Measurement of propagating acoustic waves in compliant pipes |
US6463813B1 (en) | 1999-06-25 | 2002-10-15 | Weatherford/Lamb, Inc. | Displacement based pressure sensor measuring unsteady pressure in a pipe |
US6536291B1 (en) | 1999-07-02 | 2003-03-25 | Weatherford/Lamb, Inc. | Optical flow rate measurement using unsteady pressures |
US6691584B2 (en) | 1999-07-02 | 2004-02-17 | Weatherford/Lamb, Inc. | Flow rate measurement using unsteady pressures |
EP1234102B1 (en) | 1999-11-29 | 2005-10-26 | Shell Internationale Researchmaatschappij B.V. | Flow identification system |
US6813962B2 (en) * | 2000-03-07 | 2004-11-09 | Weatherford/Lamb, Inc. | Distributed sound speed measurements for multiphase flow measurement |
US6601458B1 (en) | 2000-03-07 | 2003-08-05 | Weatherford/Lamb, Inc. | Distributed sound speed measurements for multiphase flow measurement |
US6550342B2 (en) | 2000-11-29 | 2003-04-22 | Weatherford/Lamb, Inc. | Circumferential strain attenuator |
US6501067B2 (en) | 2000-11-29 | 2002-12-31 | Weatherford/Lamb, Inc. | Isolation pad for protecting sensing devices on the outside of a conduit |
US6785004B2 (en) * | 2000-11-29 | 2004-08-31 | Weatherford/Lamb, Inc. | Method and apparatus for interrogating fiber optic sensors |
US6558036B2 (en) | 2000-11-29 | 2003-05-06 | Weatherford/Lamb, Inc. | Non-intrusive temperature sensor for measuring internal temperature of fluids within pipes |
US6782150B2 (en) * | 2000-11-29 | 2004-08-24 | Weatherford/Lamb, Inc. | Apparatus for sensing fluid in a pipe |
US6443226B1 (en) | 2000-11-29 | 2002-09-03 | Weatherford/Lamb, Inc. | Apparatus for protecting sensors within a well environment |
GB0031564D0 (en) | 2000-12-22 | 2001-02-07 | Borealis Tech Oy | Viscosity measurement |
GB0126453D0 (en) * | 2001-11-03 | 2002-01-02 | Rps Water Services Ltd | Valve key |
US6698297B2 (en) | 2002-06-28 | 2004-03-02 | Weatherford/Lamb, Inc. | Venturi augmented flow meter |
US6971259B2 (en) * | 2001-11-07 | 2005-12-06 | Weatherford/Lamb, Inc. | Fluid density measurement in pipes using acoustic pressures |
US7059172B2 (en) * | 2001-11-07 | 2006-06-13 | Weatherford/Lamb, Inc. | Phase flow measurement in pipes using a density meter |
US7328624B2 (en) * | 2002-01-23 | 2008-02-12 | Cidra Corporation | Probe for measuring parameters of a flowing fluid and/or multiphase mixture |
US7275421B2 (en) * | 2002-01-23 | 2007-10-02 | Cidra Corporation | Apparatus and method for measuring parameters of a mixture having solid particles suspended in a fluid flowing in a pipe |
US7359803B2 (en) * | 2002-01-23 | 2008-04-15 | Cidra Corporation | Apparatus and method for measuring parameters of a mixture having solid particles suspended in a fluid flowing in a pipe |
US7032432B2 (en) * | 2002-01-23 | 2006-04-25 | Cidra Corporation | Apparatus and method for measuring parameters of a mixture having liquid droplets suspended in a vapor flowing in a pipe |
WO2004015377A2 (en) * | 2002-08-08 | 2004-02-19 | Cidra Corporation | Apparatus and method for measuring multi-phase flows in pulp and paper industry applications |
EP1576342A2 (en) * | 2002-11-12 | 2005-09-21 | CiDra Corporation | An apparatus having an array of clamp on piezoelectric film sensors for measuring parameters of a process flow within a pipe |
US7165464B2 (en) * | 2002-11-15 | 2007-01-23 | Cidra Corporation | Apparatus and method for providing a flow measurement compensated for entrained gas |
AU2003295992A1 (en) * | 2002-11-22 | 2004-06-18 | Cidra Corporation | Method for calibrating a flow meter having an array of sensors |
ATE480753T1 (de) * | 2003-01-13 | 2010-09-15 | Expro Meters Inc | Apparat und verfahren zur bestimmung der geschwindigkeit eines fluids in einer leitung unter verwendung von ultraschallsensoren |
US7096719B2 (en) * | 2003-01-13 | 2006-08-29 | Cidra Corporation | Apparatus for measuring parameters of a flowing multiphase mixture |
DE602004017571D1 (de) * | 2003-01-21 | 2008-12-18 | Expro Meters Inc | Vorrichtung und verfahren zur messung der gasvolumenfraktion eines in einem rohr strömenden fluids |
US20060048583A1 (en) * | 2004-08-16 | 2006-03-09 | Gysling Daniel L | Total gas meter using speed of sound and velocity measurements |
WO2004065912A2 (en) * | 2003-01-21 | 2004-08-05 | Cidra Corporation | Apparatus and method for measuring unsteady pressures within a large diameter pipe |
WO2004065914A2 (en) * | 2003-01-21 | 2004-08-05 | Cidra Corporation | Measurement of entrained and dissolved gases in process flow lines |
US7343818B2 (en) * | 2003-01-21 | 2008-03-18 | Cidra Corporation | Apparatus and method of measuring gas volume fraction of a fluid flowing within a pipe |
US7146864B2 (en) | 2003-03-04 | 2006-12-12 | Cidra Corporation | Apparatus having a multi-band sensor assembly for measuring a parameter of a fluid flow flowing within a pipe |
US6986276B2 (en) * | 2003-03-07 | 2006-01-17 | Weatherford/Lamb, Inc. | Deployable mandrel for downhole measurements |
US6837098B2 (en) | 2003-03-19 | 2005-01-04 | Weatherford/Lamb, Inc. | Sand monitoring within wells using acoustic arrays |
WO2004109239A2 (en) * | 2003-06-05 | 2004-12-16 | Cidra Corporation | Apparatus for measuring velocity and flow rate of a fluid having a non-negligible axial mach number using an array of sensors |
US7121152B2 (en) * | 2003-06-06 | 2006-10-17 | Cidra Corporation | Portable flow measurement apparatus having an array of sensors |
US7197938B2 (en) * | 2003-06-24 | 2007-04-03 | Cidra Corporation | Contact-based transducers for characterizing unsteady pressures in pipes |
WO2005003713A2 (en) * | 2003-06-24 | 2005-01-13 | Cidra Corporation | Contact-based transducers for characterizing unsteady pressures in pipes |
EP1644705B1 (en) * | 2003-06-24 | 2016-10-12 | Cidra Corporate Services, Inc. | System and method for operating a flow process |
WO2005054789A1 (en) * | 2003-07-08 | 2005-06-16 | Cidra Corporation | Method and apparatus for measuring characteristics of core-annular flow |
US7134320B2 (en) * | 2003-07-15 | 2006-11-14 | Cidra Corporation | Apparatus and method for providing a density measurement augmented for entrained gas |
US7299705B2 (en) * | 2003-07-15 | 2007-11-27 | Cidra Corporation | Apparatus and method for augmenting a Coriolis meter |
DE602004017739D1 (de) * | 2003-07-15 | 2008-12-24 | Expro Meters Inc | Apparat und verfahren zur kompensation eines coriolis-durchflussmessers |
US7295933B2 (en) * | 2003-07-15 | 2007-11-13 | Cidra Corporation | Configurable multi-function flow measurement apparatus having an array of sensors |
US7127360B2 (en) * | 2003-07-15 | 2006-10-24 | Cidra Corporation | Dual function flow measurement apparatus having an array of sensors |
WO2005012843A2 (en) | 2003-08-01 | 2005-02-10 | Cidra Corporation | Method and apparatus for measuring parameters of a fluid flowing within a pipe using a configurable array of sensors |
US7882750B2 (en) * | 2003-08-01 | 2011-02-08 | Cidra Corporate Services, Inc. | Method and apparatus for measuring parameters of a fluid flowing within a pipe using a configurable array of sensors |
WO2005012844A1 (en) * | 2003-08-01 | 2005-02-10 | Cidra Corporation | Method and apparatus for measuring a parameter of a high temperature fluid flowing within a pipe using an array of piezoelectric based flow sensors |
US20080264182A1 (en) * | 2003-08-22 | 2008-10-30 | Jones Richard T | Flow meter using sensitive differential pressure measurement |
US6910388B2 (en) * | 2003-08-22 | 2005-06-28 | Weatherford/Lamb, Inc. | Flow meter using an expanded tube section and sensitive differential pressure measurement |
US7110893B2 (en) * | 2003-10-09 | 2006-09-19 | Cidra Corporation | Method and apparatus for measuring a parameter of a fluid flowing within a pipe using an array of sensors |
US7237440B2 (en) * | 2003-10-10 | 2007-07-03 | Cidra Corporation | Flow measurement apparatus having strain-based sensors and ultrasonic sensors |
US7171315B2 (en) * | 2003-11-25 | 2007-01-30 | Cidra Corporation | Method and apparatus for measuring a parameter of a fluid flowing within a pipe using sub-array processing |
US7152003B2 (en) | 2003-12-11 | 2006-12-19 | Cidra Corporation | Method and apparatus for determining a quality metric of a measurement of a fluid parameter |
EP1735597B1 (en) * | 2004-03-10 | 2010-10-13 | Cidra Corporate Services, Inc. | Method and apparatus for measuring parameters of a stratified flow |
US7330797B2 (en) * | 2004-03-10 | 2008-02-12 | Cidra Corporation | Apparatus and method for measuring settlement of solids in a multiphase flow |
US7367239B2 (en) * | 2004-03-23 | 2008-05-06 | Cidra Corporation | Piezocable based sensor for measuring unsteady pressures inside a pipe |
US7426852B1 (en) | 2004-04-26 | 2008-09-23 | Expro Meters, Inc. | Submersible meter for measuring a parameter of gas hold-up of a fluid |
ATE528623T1 (de) * | 2004-05-17 | 2011-10-15 | Expro Meters Inc | Vorrichtung und verfahren zum messen der zusammensetzung einer in einem rohr fliessenden mischung |
US7109471B2 (en) * | 2004-06-04 | 2006-09-19 | Weatherford/Lamb, Inc. | Optical wavelength determination using multiple measurable features |
US7480056B2 (en) * | 2004-06-04 | 2009-01-20 | Optoplan As | Multi-pulse heterodyne sub-carrier interrogation of interferometric sensors |
NO321752B1 (no) | 2004-06-07 | 2006-06-26 | Roxar Flow Measurement As | System for sanddeteksjon ved innsnevringer eller stromhindringer i ror |
US7380438B2 (en) | 2004-09-16 | 2008-06-03 | Cidra Corporation | Apparatus and method for providing a fluid cut measurement of a multi-liquid mixture compensated for entrained gas |
US20060071985A1 (en) * | 2004-10-06 | 2006-04-06 | Therien Patrick J | Fluid sensing apparatus for an ink supply system |
US7389687B2 (en) * | 2004-11-05 | 2008-06-24 | Cidra Corporation | System for measuring a parameter of an aerated multi-phase mixture flowing in a pipe |
US7561203B2 (en) * | 2005-01-10 | 2009-07-14 | Nokia Corporation | User input device |
US7962293B2 (en) * | 2005-03-10 | 2011-06-14 | Expro Meters, Inc. | Apparatus and method for providing a stratification metric of a multiphase fluid flowing within a pipe |
WO2010120258A2 (en) * | 2005-03-17 | 2010-10-21 | Cidra Corporation | An apparatus and method of processing data to improve the performance of a flow monitoring system |
CA2912218C (en) * | 2005-05-16 | 2018-02-27 | Expro Meters, Inc. | Method and apparatus for detecting and characterizing particles in a multiphase fluid |
US7526966B2 (en) * | 2005-05-27 | 2009-05-05 | Expro Meters, Inc. | Apparatus and method for measuring a parameter of a multiphase flow |
CA2609826C (en) * | 2005-05-27 | 2014-07-29 | Cidra Corporation | An apparatus and method for measuring a parameter of a multiphase flow |
US7249525B1 (en) | 2005-06-22 | 2007-07-31 | Cidra Corporation | Apparatus for measuring parameters of a fluid in a lined pipe |
AU2006268266B2 (en) | 2005-07-07 | 2011-12-08 | Expro Meters, Inc. | Wet gas metering using a differential pressure based flow meter with a sonar based flow meter |
US7603916B2 (en) * | 2005-07-07 | 2009-10-20 | Expro Meters, Inc. | Wet gas metering using a differential pressure and a sonar based flow meter |
US7503227B2 (en) * | 2005-07-13 | 2009-03-17 | Cidra Corporate Services, Inc | Method and apparatus for measuring parameters of a fluid flow using an array of sensors |
EP1922527A1 (en) * | 2005-08-17 | 2008-05-21 | CiDra Corporation | A system and method for providing a compositional measurement of a mixture having entrained gas |
EP1982169B1 (en) | 2006-01-11 | 2012-11-07 | Expro Meters, Inc. | Apparatus and method for measuring parameters of a multiphase fluid flow |
US7503217B2 (en) * | 2006-01-27 | 2009-03-17 | Weatherford/Lamb, Inc. | Sonar sand detection |
NO325703B1 (no) * | 2006-03-16 | 2008-07-07 | Sensorteknikk As | Fremgangsmate for a registrere et strommende mediums karakteristiske tilstand, mengde og sammensetning |
NO325399B1 (no) * | 2006-03-31 | 2008-04-21 | Abbon As | Akustisk flerfasemaler |
US7454981B2 (en) * | 2006-05-16 | 2008-11-25 | Expro Meters. Inc. | Apparatus and method for determining a parameter in a wet gas flow |
US7624650B2 (en) | 2006-07-27 | 2009-12-01 | Expro Meters, Inc. | Apparatus and method for attenuating acoustic waves propagating within a pipe wall |
FR2906609B1 (fr) * | 2006-09-28 | 2009-02-13 | Veolia Proprete Sa | Dispositif de mesure du debit d'un des constituants d'un fluide multiphasique en ecoulement dans un conduit. |
US7624651B2 (en) * | 2006-10-30 | 2009-12-01 | Expro Meters, Inc. | Apparatus and method for attenuating acoustic waves in pipe walls for clamp-on ultrasonic flow meter |
US7673526B2 (en) * | 2006-11-01 | 2010-03-09 | Expro Meters, Inc. | Apparatus and method of lensing an ultrasonic beam for an ultrasonic flow meter |
US7752918B2 (en) | 2006-11-09 | 2010-07-13 | Expro Meters, Inc. | Apparatus and method for measuring a fluid flow parameter within an internal passage of an elongated body |
US7729567B2 (en) * | 2007-05-14 | 2010-06-01 | The Hong Kong Polytechnic University | Fiber optic transducer for simultaneous pressure and temperature measurement in fluid flow |
US8061186B2 (en) | 2008-03-26 | 2011-11-22 | Expro Meters, Inc. | System and method for providing a compositional measurement of a mixture having entrained gas |
US8430168B2 (en) * | 2008-05-21 | 2013-04-30 | Valkyrie Commissioning Services, Inc. | Apparatus and methods for subsea control system testing |
WO2009149361A1 (en) * | 2008-06-05 | 2009-12-10 | Expro Meters, Inc. | Method and apparatus for making a water cut determination using a sequestered liquid-continuous stream |
NO330636B1 (no) * | 2009-02-23 | 2011-05-30 | Roxar Flow Measurement As | Anordning og fremgangsmate for akustikkbasert sandovervaking ved et rorsystem |
DE102009001525A1 (de) | 2009-03-12 | 2010-09-16 | Endress + Hauser Flowtec Ag | Verfahren und Wirbelströmungsmessgerät zum Überwachen und/oder Messen einer Wandströmung eines in einer Rohrleitung strömenden, zwei- oder mehrphasigen Mediums |
DE102009001526A1 (de) * | 2009-03-12 | 2010-09-16 | Endress + Hauser Flowtec Ag | Wirbelströmungsmessgerät zum Überwachen und/oder Messen einer verteilten Teilchen- und/oder Tröpfchen-Strömung |
DE202010007655U1 (de) * | 2010-06-07 | 2011-09-08 | Ulrich Seuthe | Vorrichtung zur Überwachung und Optimierung von Spritzgießprozessen |
EP2423429A1 (en) * | 2010-08-31 | 2012-02-29 | Vetco Gray Controls Limited | Valve condition monitoring |
RU2473805C1 (ru) * | 2011-09-30 | 2013-01-27 | Шлюмберже Текнолоджи Б.В. | Способ определения акустических характеристик глинистой корки |
DE102012112976A1 (de) * | 2012-12-21 | 2014-06-26 | Endress + Hauser Flowtec Ag | Verfahren und Wirbelströmungsmessgerät zur Bestimmung des Massenstromverhältnisses einer mehrphasigen Strömung |
US10246991B2 (en) * | 2013-03-19 | 2019-04-02 | Schlumberger Technology Corporation | Acoustic detection system |
US9410422B2 (en) | 2013-09-13 | 2016-08-09 | Chevron U.S.A. Inc. | Alternative gauging system for production well testing and related methods |
EP3047242B9 (en) | 2013-09-19 | 2021-09-29 | Dairymaster | A method and a device for determining acoustic events relating to milk flowing in a pipeline |
DE102014113898A1 (de) | 2014-09-25 | 2016-03-31 | Endress+Hauser Flowtec Ag | Messanordnung |
US10175094B2 (en) | 2014-12-04 | 2019-01-08 | Exxonmobil Upstream Research Company | Fiber optic communications with subsea sensors |
CN105756676A (zh) * | 2015-11-19 | 2016-07-13 | 天津大学 | 油气水三相流透射式超声传感器持气率测量方法 |
CN105275450B (zh) * | 2015-11-19 | 2018-03-06 | 天津大学 | 油气水三相流流动参数声电传感器组合测量方法 |
GB2565554B (en) | 2017-08-15 | 2022-03-30 | Baker Hughes Energy Tech Uk Limited | Flow induced vibration reduction |
US10605024B2 (en) | 2017-11-10 | 2020-03-31 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | System using flow vibration detection and method |
CN110865170B (zh) * | 2018-08-27 | 2022-08-05 | 中国石油天然气股份有限公司 | 确定含砂量的方法、装置及存储介质 |
US11434745B2 (en) * | 2018-12-07 | 2022-09-06 | Halliburton Energy Services, Inc. | Using a downhole accelerometer to monitor vibration |
US20200240820A1 (en) * | 2019-01-30 | 2020-07-30 | Intellecy, Inc. | Systems and methods for fluid flow detection |
US11231315B2 (en) * | 2019-09-05 | 2022-01-25 | Baker Hughes Oilfield Operations Llc | Acoustic detection of position of a component of a fluid control device |
WO2021195547A1 (en) * | 2020-03-26 | 2021-09-30 | Aspen Technology, Inc. | System and methods for developing and deploying oil well models to predict wax/hydrate buildups for oil well optimization |
Family Cites Families (13)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US3477275A (en) * | 1966-02-25 | 1969-11-11 | American Standard Inc | Densitometer |
US3906780A (en) * | 1972-10-12 | 1975-09-23 | Mobil Oil Corp | Particulate material detection means |
US3854323A (en) * | 1974-01-31 | 1974-12-17 | Atlantic Richfield Co | Method and apparatus for monitoring the sand concentration in a flowing well |
US4019384A (en) * | 1974-02-26 | 1977-04-26 | Fischer & Porter Co. | Digital read-out system for external-sensor vortex flowmeter |
GB2057120B (en) * | 1979-08-23 | 1983-05-25 | Standard Telephones Cables Ltd | Fibre optic transducer |
US4450712A (en) * | 1980-12-11 | 1984-05-29 | Brenda O'Shaughnessy | Pulp consistancy measurement |
DE3147421A1 (de) * | 1981-11-30 | 1983-06-09 | Interatom Internationale Atomreaktorbau Gmbh, 5060 Bergisch Gladbach | "verfahren und vorrichtung zum nachweis von blasen in einer fluessigkeit" |
US4639593A (en) * | 1984-10-29 | 1987-01-27 | United Technologies Corporation | Airflow detection system using fiber optics |
FR2574548B1 (fr) * | 1984-12-10 | 1987-07-31 | Alsthom Atlantique | Dispoitif de mesure de la teneur d'un liquide en germes de cavitation |
US4587849A (en) * | 1985-02-28 | 1986-05-13 | Ball Corporation | Coextrusion inspection system |
GB2186981B (en) * | 1986-02-21 | 1990-04-11 | Prad Res & Dev Nv | Measuring flow in a pipe |
US4674337A (en) * | 1986-07-07 | 1987-06-23 | Otakar Jonas | Particle detector |
US4836032A (en) * | 1988-03-07 | 1989-06-06 | Texaco, Inc. | Method of determining the quality of steam for stimulating hydrocarbon production |
-
1987
- 1987-12-18 NO NO875326A patent/NO166379C/no not_active IP Right Cessation
-
1988
- 1988-12-15 CA CA000586077A patent/CA1322587C/en not_active Expired - Fee Related
- 1988-12-16 AU AU27930/89A patent/AU2793089A/en not_active Abandoned
- 1988-12-16 WO PCT/NO1988/000096 patent/WO1989005974A1/en active IP Right Grant
- 1988-12-16 AT AT89900332T patent/ATE88276T1/de active
- 1988-12-16 BR BR888807824A patent/BR8807824A/pt not_active IP Right Cessation
- 1988-12-16 EP EP89900332A patent/EP0390835B1/en not_active Expired - Lifetime
- 1988-12-16 DE DE8989900332T patent/DE3880322D1/de not_active Expired - Lifetime
- 1988-12-16 US US07/476,464 patent/US5083452A/en not_active Expired - Lifetime
-
1990
- 1990-05-23 DK DK199001286A patent/DK173538B1/da not_active IP Right Cessation
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
NO875326D0 (no) | 1987-12-18 |
EP0390835A1 (en) | 1990-10-10 |
CA1322587C (en) | 1993-09-28 |
BR8807824A (pt) | 1990-10-23 |
US5083452A (en) | 1992-01-28 |
DE3880322D1 (de) | 1993-05-19 |
EP0390835B1 (en) | 1993-04-14 |
ATE88276T1 (de) | 1993-04-15 |
DK128690D0 (da) | 1990-05-23 |
NO875326L (no) | 1989-06-19 |
DK128690A (da) | 1990-06-12 |
WO1989005974A1 (en) | 1989-06-29 |
NO166379C (no) | 1991-07-10 |
NO166379B (no) | 1991-04-02 |
AU2793089A (en) | 1989-07-19 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
DK173538B1 (da) | Fremgangsmåde til registrering af multi-fasestrømme gennem et transportsystem | |
US7295933B2 (en) | Configurable multi-function flow measurement apparatus having an array of sensors | |
NO340170B1 (no) | Våtgassmåling ved å bruke et differensielt trykkbasert strømningsmeter med sonarbasert strømningsmeter | |
CN109458561B (zh) | 油气集输立管系统有害流型的预警方法、控制方法及系统 | |
CA2480460A1 (en) | Apparatus and method for measuring parameters of a mixture having liquid droplets suspended in a vapor flowing in a pipe | |
SE516979C2 (sv) | Aktiv akustisk spektroskopi | |
AU2016344468B2 (en) | Steady state fluid flow verification for sample takeoff | |
JPH11166855A (ja) | 液体相−気体相相互作用コラムの動作状況を判定する方法 | |
Addali | Monitoring gas void fraction in two-phase flow with acoustic emission | |
US4135387A (en) | Device for monitoring phase proportions of a single component fluid | |
Liang et al. | Experimental study on the ultrasonic echo characteristics of oil–water emulsion | |
WO2019132878A1 (en) | Detecting a fraction of a component in a fluid | |
RU2303477C2 (ru) | Устройство для разделения фаз двухфазной смеси и его применение для определения физических и/или химических параметров этой смеси | |
US10746678B2 (en) | Dew point and carry-over monitoring | |
Hafner et al. | Bubble size detection by process ancillaries | |
Amoresano et al. | Pattern recognition of two-phase liquid–gas flow by discriminant analysis applied to accelerometric signals | |
RU2460045C1 (ru) | Детектор контроля капельного уноса | |
Zhai et al. | Measurement of gas holdup in slug region of horizontal oil-gas-water three-phase flow by a distributed ultrasonic sensor | |
Hansen | Investigation of the StationMar concept to validate the principle of the structure and find corresponding challenges to develop a functional system | |
EP2182333A1 (en) | A method, a system and a computer program for a non-intrusive determination of respective flow rates of constituents in a two-phase flow | |
Li et al. | Flow status monitoring for oil-gas-water three-phase flow via slow and steady feature analysis and empirical mode decomposition | |
US20200378926A1 (en) | Method of Measuring Liquid Properties at Zero Group Velocity Point of a Guided Ultrasonic Wave | |
KR102136292B1 (ko) | 이상유동의 슬러그 및 플러그 유동형태 분류방법 | |
Shriwas et al. | Ultrasonic wave propagation in pure cow and branded milk at different temperature | |
RU2059066C1 (ru) | Способ освоения газовых и газоконденсатных скважин и устройство для его осуществления |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
B1 | Patent granted (law 1993) | ||
PUP | Patent expired |