JP2008547018A - 多成分流内の1つの成分の密度を測定するための方法及び装置 - Google Patents

多成分流内の1つの成分の密度を測定するための方法及び装置 Download PDF

Info

Publication number
JP2008547018A
JP2008547018A JP2008518111A JP2008518111A JP2008547018A JP 2008547018 A JP2008547018 A JP 2008547018A JP 2008518111 A JP2008518111 A JP 2008518111A JP 2008518111 A JP2008518111 A JP 2008518111A JP 2008547018 A JP2008547018 A JP 2008547018A
Authority
JP
Japan
Prior art keywords
flow
conduit
liquid
density
water
Prior art date
Legal status (The legal status is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the status listed.)
Granted
Application number
JP2008518111A
Other languages
English (en)
Other versions
JP4944882B2 (ja
Inventor
ラスキー,ジョウイ・ディー
Current Assignee (The listed assignees may be inaccurate. Google has not performed a legal analysis and makes no representation or warranty as to the accuracy of the list.)
Micro Motion Inc
Original Assignee
Micro Motion Inc
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Micro Motion Inc filed Critical Micro Motion Inc
Publication of JP2008547018A publication Critical patent/JP2008547018A/ja
Application granted granted Critical
Publication of JP4944882B2 publication Critical patent/JP4944882B2/ja
Active legal-status Critical Current
Anticipated expiration legal-status Critical

Links

Images

Classifications

    • GPHYSICS
    • G01MEASURING; TESTING
    • G01NINVESTIGATING OR ANALYSING MATERIALS BY DETERMINING THEIR CHEMICAL OR PHYSICAL PROPERTIES
    • G01N33/00Investigating or analysing materials by specific methods not covered by groups G01N1/00 - G01N31/00
    • G01N33/26Oils; Viscous liquids; Paints; Inks
    • G01N33/28Oils, i.e. hydrocarbon liquids
    • G01N33/2835Specific substances contained in the oils or fuels
    • G01N33/2847Water in oils
    • EFIXED CONSTRUCTIONS
    • E21EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21BEARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B43/00Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
    • E21B43/34Arrangements for separating materials produced by the well
    • GPHYSICS
    • G01MEASURING; TESTING
    • G01FMEASURING VOLUME, VOLUME FLOW, MASS FLOW OR LIQUID LEVEL; METERING BY VOLUME
    • G01F1/00Measuring the volume flow or mass flow of fluid or fluent solid material wherein the fluid passes through a meter in a continuous flow
    • G01F1/74Devices for measuring flow of a fluid or flow of a fluent solid material in suspension in another fluid
    • GPHYSICS
    • G01MEASURING; TESTING
    • G01FMEASURING VOLUME, VOLUME FLOW, MASS FLOW OR LIQUID LEVEL; METERING BY VOLUME
    • G01F15/00Details of, or accessories for, apparatus of groups G01F1/00 - G01F13/00 insofar as such details or appliances are not adapted to particular types of such apparatus
    • G01F15/08Air or gas separators in combination with liquid meters; Liquid separators in combination with gas-meters
    • GPHYSICS
    • G01MEASURING; TESTING
    • G01NINVESTIGATING OR ANALYSING MATERIALS BY DETERMINING THEIR CHEMICAL OR PHYSICAL PROPERTIES
    • G01N1/00Sampling; Preparing specimens for investigation
    • G01N1/02Devices for withdrawing samples
    • G01N1/10Devices for withdrawing samples in the liquid or fluent state
    • G01N1/20Devices for withdrawing samples in the liquid or fluent state for flowing or falling materials
    • G01N1/2035Devices for withdrawing samples in the liquid or fluent state for flowing or falling materials by deviating part of a fluid stream, e.g. by drawing-off or tapping
    • GPHYSICS
    • G01MEASURING; TESTING
    • G01NINVESTIGATING OR ANALYSING MATERIALS BY DETERMINING THEIR CHEMICAL OR PHYSICAL PROPERTIES
    • G01N33/00Investigating or analysing materials by specific methods not covered by groups G01N1/00 - G01N31/00
    • G01N33/26Oils; Viscous liquids; Paints; Inks
    • G01N33/28Oils, i.e. hydrocarbon liquids
    • G01N33/2823Raw oil, drilling fluid or polyphasic mixtures
    • GPHYSICS
    • G01MEASURING; TESTING
    • G01NINVESTIGATING OR ANALYSING MATERIALS BY DETERMINING THEIR CHEMICAL OR PHYSICAL PROPERTIES
    • G01N9/00Investigating density or specific gravity of materials; Analysing materials by determining density or specific gravity
    • G01N9/002Investigating density or specific gravity of materials; Analysing materials by determining density or specific gravity using variation of the resonant frequency of an element vibrating in contact with the material submitted to analysis
    • GPHYSICS
    • G01MEASURING; TESTING
    • G01NINVESTIGATING OR ANALYSING MATERIALS BY DETERMINING THEIR CHEMICAL OR PHYSICAL PROPERTIES
    • G01N9/00Investigating density or specific gravity of materials; Analysing materials by determining density or specific gravity
    • G01N9/002Investigating density or specific gravity of materials; Analysing materials by determining density or specific gravity using variation of the resonant frequency of an element vibrating in contact with the material submitted to analysis
    • G01N2009/006Investigating density or specific gravity of materials; Analysing materials by determining density or specific gravity using variation of the resonant frequency of an element vibrating in contact with the material submitted to analysis vibrating tube, tuning fork

Landscapes

  • Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Physics & Mathematics (AREA)
  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Health & Medical Sciences (AREA)
  • General Physics & Mathematics (AREA)
  • Analytical Chemistry (AREA)
  • Biochemistry (AREA)
  • General Health & Medical Sciences (AREA)
  • Immunology (AREA)
  • Pathology (AREA)
  • Fluid Mechanics (AREA)
  • General Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
  • Food Science & Technology (AREA)
  • Medicinal Chemistry (AREA)
  • Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
  • Geology (AREA)
  • Mining & Mineral Resources (AREA)
  • Environmental & Geological Engineering (AREA)
  • General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Geochemistry & Mineralogy (AREA)
  • Hydrology & Water Resources (AREA)
  • Measuring Volume Flow (AREA)

Abstract

導管内を流れる混相流内の1つの成分の密度を判定する方法及び装置。ステップ404において、混相流は2つの流れに分離される。第一の流れは、前記成分のうちの第一の成分の流れの本質的に全てを有している。ステップ406において、第二の流れの密度が測定される。

Description

発明の分野
本発明は、さく井流量測定分野に関し、より特定すると、オイル流量演算器に関する。
ガス井及び油井は、坑口から流れ出る混相流を有し得る。坑口からの流れの全流量を測定する必要がある。全流量を測定するためには、典型的には、ガスの流れが液体の流れから分離され、ガス及び液体の流れが別個に測定される。ガスの流れと液体の流れとは、2つの異なるコリオリ流量計によって測定される。液体の流れは、典型的には、オイルと水とを含んでいる。流体の流れ内のオイルの量を正確に測定するためには、流体の流れ内の水の量を判定しなければならない。流れ内の水の量を判定するためには、水の密度を判定する必要がある。現在のところ、水の密度は、坑口から流れ出す水のサンプルを周期的に取り出し且つ比重計を使用して密度を測定することによって判定される。この方法は、多数の問題点を有する。一つの問題点は、水の密度が始終変わり得る点である。水の密度が変化し、測定された古い密度が使用される場合には、流れ内のオイルの量の計量が不正確になる。問題のほとんどは、含水率が低い流路内よりも含水率が高い流路内の不正確さにある。しかしながら、この装置からサンプルを取り出すこと及び密度を試験することは、労働及び時間のかかる作業であるかも知れない。
従って、流れ内のオイルの量を判定するためのより優れた装置及び方法の必要性がある。
導管内を流れる多成分流内の一つの成分の密度を判定する方法及び装置が開示されている。この多成分流は、第一の流れが本質的に多成分のうちの第一の成分に対する流れの全てを有している2つの流れに分割される。
本発明の一つの特徴は、多成分流内の成分のうちの一つの密度を判定するための方法を含んでいる。この方法は、少なくとも第一の物質と第二の物質とからなる液体の流れを導管内へ導くステップを含んでおり、当該ステップは、
液体の流れを、第一の流れと第二の流れとに分離するステップであり、第一の流れの流量が第二の流れの流量よりも大きく、前記第一の流れは第一の物質の本質的に全てを含んでいるステップと、前記第二の流れ内の液体の密度を測定するステップと、を含んでいる。
好ましくは、この方法は更に、第一の物質がオイルである場所を含んでいる。
好ましくは、この方法は更に、第二の物質が水である場所を含んでいる。
好ましくは、この方法は更に、第二の物質が第一の物質よりもよりも密度が高い場所を含んでいる。
好ましくは、この方法は更に、第二の流れ内を流れる液体の温度を測定するステップを含んでいる。
好ましくは、この方法は更に、導管内を流れる物質の全流量を測定するステップと、前記第二の流れ内の液体の密度に部分的に基づいて前記導管内を流れる第一の物質の量を判定するステップと、を含むことを特徴としている。
好ましくは、当該方法は更に、前記第一の物質の本質的に全てを第一の流れ内へと分離するために重力が使用されることを特徴としている。
本発明のもう一つ別の特徴は、当該流体が少なくともオイルと水とからなる液体の流れを導管内へ導くステップを含み、この方法の各ステップは、導管内を流れる液体から水の少量のサンプルを連続的に分離し且つ当該水の密度を測定することを特徴としている。
好ましくは、この方法は、コリオリ流量計を使用して水の密度を測定することを特徴としている。
好ましくは、この方法は、水の密度を連続的に測定することを特徴としている。
好ましくは、当該方法は更に、測定された水の密度に部分的に基づいて導管内を流れるオイルの量を判定することを特徴としている。
好ましくは、当該方法は更に、液体の含水率を判定するために、水の密度を使用することを特徴としている。
本発明の別の特徴は、少なくとも第一の物質と第二の物質とからなる液体を含む構造とされた第一の導管を備えている装置を含んでおり、当該装置は、
第一の導管に結合され且つ液体から第二の物質のサンプルを抜き取る構造とされた第二の導管と、
当該第二の導管に結合され且つ前記第二の導管内の前記第二の物質のサンプルの密度を測定する構造とされた第一のコリオリ流量計と、を特徴としている。
好ましくは、前記第二の導管を備えた装置は更に、頂部半分と底部半分とを有しており、前記第一の導管がセパレータタンク内へ流れ込み、前記第二の導管はセパレータタンクの底部半分に結合されている。
好ましくは、当該装置は更に、前記第一の導管に取り付けられ且つ前記第一の導管内を流れる液体の密度を測定する構造とされている第二のコリオリ流量計と、
前記第一及び第二のコリオリ流量計に結合され且つ前記第一のコリオリ流量計による密度測定に部分的に基づいて前記導管内の液体内の第二の物質に対する前記第一の物質の比率を判定する構造とされたプロセッサとを特徴としている。
好ましくは、当該装置は、第一の直径を有する第一の導管と、第二の直径を有する第二の導管とを特徴とし、前記第一の直径は前記第二の直径よりも大きい。
好ましくは、当該装置は、前記第二の直径が、前記第一の直径の1/10よりも小さいことを特徴としている。
好ましくは、当該装置は、第一の流量を有する第一の導管と、第二の流量を有する第二の導管とを備え、前記第一の流量は前記第二の流量よりも大きいことを特徴としている。
本発明のもう一つ別の特徴は、少なくとも第一の物質と第二の物質とからなる流動する液体を含んでいる導管を備えた装置を含んでおり、当該装置は、
前記流動する液体を、第一の流れの流量が第二の流れの流量よりも大きくなるように第一の流れと第二の流れとに分割するための手段であって、前記第一の流れが前記第一の物質の本質的に全てを含んでいる前記手段と、
前記第二の流れ内の物質の密度を測定するための手段とを特徴としている。
好ましい実施形態の説明
図1〜3及び以下の説明は、本発明の最良の形態を形成し且つ使用する方法を当業者に教示するために、特別な実施例を示している。本発明の原理を教示する目的のために、幾つかの一般的な特徴は簡素化し又は省略した。当業者は、本発明の範囲に含まれるこれらの実施例の変形例を理解できるであろう。当業者は、以下に記載する特徴は、本発明の多数の変更例を形成するために種々の方法で組み合わせることができることがわかるであろう。結果として、本発明は、以下に記載の特別な実施例に限定されず、請求の範囲及びその等価物によってのみ限定される。
図1は、本発明の例示的な実施形態におけるオイル及びガス測定装置100の図である。オイル及びガス測定装置100は、坑口102に結合されており且つセパレータ104、液体出口パイプ108、ガス出口パイプ106、ウォーターノックアウトレッグ110、流量計116、114及び112、装置の出口パイプ118並びにオイル流量演算器120を含んでいる。
作動中に、坑口102は、ガス、オイル、水及び例えば沈泥又は砂のような砕片を含むかも知れない混相流を形成する。この混相流は、セパレータ104に送られ、そこでガスが液体から分離される。セパレータ104は、気液間円筒形サインクロン(GLCC)セパレータを含む如何なるタイプのセパレータであっても良い。ガス出口パイプ106は、セパレータ104の頂部からガスを取り出す。流量計112は、ガス出口パイプ106内を流れているガスの量を測定する。流量計112は、タービン流量計、コリオリ流量計等を含む如何なるタイプの流量計であっても良い。液体は、液体出口パイプ108によってセパレータ104から取り出される。液体出口パイプ108内を流れている液体は、オイルと水とを含んでいるかも知れない。ウォーターノックアウトレッグ110は、水の小さな流れを液体出口パイプ108から分離する構造とされている。流量計114は、液体出口パイプ108内の液体の流れを測定する。本発明の一つの例示的な実施形態においては、流量計114はコリオリ流量計である。流量計114がコリオリ流量計である場合には、流量計114は、液体出口パイプ108内を流れる液体の密度を測定するために使用することができる。液体出口パイプ108内を流れている液体の含水率の値は、測定された液体の密度と式1とを使用して判定することができる。
(式1)
式中、ρ(mix)は液体の密度であり、ρ(オイル)は液体内の水の密度である。オイルの密度は、ユーザーが入力するか又は別個に測定することができる。式1は、液体内を流れている水の密度に依存している。水の密度は塩度の関数として変化し得る。
流量計116は、ウォーターノックアウトレッグ110の流量を測定する。流量計116はコリオリ流量計である。流量計116はまた、ウォーターノックアウトレッグ110内を流れている水の密度をも測定する。ウォーターノックアウトレッグ110からの流れは、(図示されているように)流量計114の後で液体出口パイプ108内へ再度挿入して戻されても良いし又は流量計の前に再度挿入されても良い(図示されていない)。ウォーターノックアウトレッグ110からの流れが流量計114の前に液体出口パイプ108に再度流入したときには、流量を測定するために流量計116を使用する必要はなく、流量計の使用は、ウォーターノックアウトパイプ110内を流れる物質の密度の測定専用とすることができる。オイル演算器120は、装置内を流れる全流量を判定するために流量計112,114及び116を監視している。一つの実施形態においては、ガス及び流体の出力は、一つの装置の出口パイプ118内に再結合させても良い。本発明の他の例示的な実施形態においては、ガス及び液体は別個の配管装置(図示せず)内の別個の場所へ送っても良い。
オイル演算器120は、流量計112,114及び118内の流量を監視する。液体出口パイプ108内を流れる流体は、オイルと水との混合物を含んでいる。流体出口パイプ108内を流れているオイルの量を判定するためには、水の量を判定しなければならない。流量計内を流れる物質の密度を測定すると共に流量計内を流れる物質の量を測定するために、コリオリ流量計を使用しても良い。ウォーターノックアウトレッグ110は、液体出口パイプ108内を流れている流体の主要な流れから、オイル又はその他の炭化水素を本質的に含まない液体の流れを分離する構造とされている。ウォーターノックアウトレッグ内を流れる流体の流れは、水、沈殿物及び例えば塩のようなその他の水溶性物質によって構成されているかも知れない。水の塩度の変化は、水の密度を変化させ得る。ウォーターノックアウトレッグ110内を流れる流体の密度を測定するためにコリオリ流量計116が使用されている。測定された密度は、次いで、含水率方程式によって判定された出口パイプ108内を流れているオイルの量の計算にフィードバックされる。
ウォーターノックアウトレッグ110は、多くの方法により、本質的にオイル又はより軽い液体を含まない流体の流れが出口パイプ108内の主要な流体の流れから分離されるのを可能にする構造とすることができる。本発明の一つの例示的な実施形態においては、出口パイプ108は、炭化水素を出口パイプの頂部へと上昇させるために、流量に関して十分な長さを有している水平パイプである。ウォーターノックアウトレッグ110は、出口パイプ108の底部に結合されて出口パイプからより重い流体のうちの幾つかのみを引き出す。ウォーターノックアウトレッグ110は、出口パイプ108よりも直径が小さくて、ウォーターノックアウトレッグ内の流れが制限されるようにされている。本発明の一つの例示的な実施形態においては、ウォーターノックアウトレッグ110は、出口パイプ108の直径の1/10である。出口パイプ108内を流れているより重い流体の少量の流れ又はサンプルのみがウォーターノックアウトレッグ110内へ引き出される必要がある。幾つかの場合には、より重い流体の殆どは、出口パイプ108内を流れている状態のままである。
図2は、本発明の別の例示的な実施形態におけるノックアウトレッグの別の構造である。ノックアウトレッグは、セパレータタンク222とノックアウトパイプ210とを含んでいる。出口パイプ208はセパレータタンク222内へ流入している。出口パイプは、セパレータタンク222の頂部の近くにおいてセパレータタンク222から出て行っている。ノックアウトパイプ210は、セパレータタンク222の底部又はその近くから出て行っている。セパレータタンクは、液体をタンクの内側で分類するのに十分な量の液体のための滞留時間を許容する体積を有している。ノックアウトパイプ210はまた、出口パイプ208よりも直径が小さくて、ノックアウトレッグ210内への流れが制限されるようになされている。セパレータタンク222内へ流れ込む比較的重い流体の少量の流れ又はサンプルのみが、ノックアウトレッグ210内へ抜き取られる必要がある。多くの場合には、より重い流体のほとんどは、出口パイプ208を通ってセパレータタンク222から出て行く。
図3は、本発明の例示的な実施形態におけるノックアウトレッグのもう一つ別の形状を示している。ノックアウトレッグは、セパレータパイプ334とノックアウトパイプ310とを含んでいる。出口パイプ308は、出口パイプ308から延びているセパレータパイプ334を備えている。セパレータパイプ334は、出口パイプ308よりも直径が小さくても良い。セパレータパイプ324は、出口パイプ308と再結合する直前の短い距離に亘って出口パイプ308の下方に延びている。ノックアウトパイプ310は、セパレータパイプ324の底部でセパレータパイプ334に結合されている。セパレータパイプ334内を流れる比較的重い流体の少量の流れ又はサンプルのみが、ノックアウトレッグ310内へ引き込まれる必要がある。ノックアウトパイプ310は、セパレータパイプ334と同じ大きさであっても良いし又はセパレータパイプ334よりも小さいサイズであっても良い。本発明を利用するために、出口パイプ内を流れている混相液体から少量のサンプルを分離するために、他の構造を使用しても良い。
混相流内を流れる水の密度が連続的に測定することができるので、水の中の塩度の変化をリアルタイム基準で補正することができる。これは、含水率測定における不確実性を低下させる助けとなるべきである。本発明は、オイル及び水の流れ内の水の密度を測定することに限られない。本発明は、構成成分が流動中に分離することができる如何なる混相流においても使用することができる。ノックアウトレッグは、比較的軽い液体から比較的重い液体を分離することができる。
図4は、混相流内の成分のうちの1つの密度を判定するための方法のフローチャートである。ステップ402において、少なくとも第一の物質と第二の物質とを含む流れが導管内へ導かれる。ステップ404において、液体の流れが第一の流れと第二の流れとに分離され、第一の流れは第一の物質の本質的に全てを含んでいる。ステップ406において、第二の流れ内の液体の密度が測定される。
図1は、本発明の例示的な実施形態におけるオイル及びガス測定装置100の概略図である。 図2は、本発明の別の例示的な実施形態におけるノックアウトレッグを示している概略図である。 図3は、本発明の別の例示的な実施形態におけるセパレータタンクを使用しているノックアウトレッグを示している概略図である。 図4は、本発明の一つの例示的な実施形態における多成分流内の成分のうちの一つの密度を判定するための方法のフローチャートである。

Claims (19)

  1. 少なくとも第一の物質と第二の物質とからなる液体の流れを、導管内へ導くこと(ステップ402)を含む、多成分流内の成分のうちの1つの密度を判定する方法であり、
    前記液体の流れを、第一の流れと第二の流れとに分離するステップであり、前記第一の流れの流量が前記第二の流れの流量よりも大きく、前記第一の流れが前記第一の物質の本質的に全てを含んでいるステップ(ステップ404)と、
    前記第二の流れ内の液体の密度を測定するステップ(ステップ406)と、を含む方法。
  2. 請求項1に記載の方法であり、
    前記第一の物質がオイルであることを特徴とする方法。
  3. 請求項1に記載の方法であり、
    前記第二の物質が水であることを特徴とする方法。
  4. 請求項1に記載の方法であり、
    前記第二の物質が前記第一の物質よりも密度が高いことを特徴とする方法。
  5. 請求項1に記載の方法であり、
    前記第二の流れ内を流れている液体の温度を測定することを特徴とする方法。
  6. 請求項1に記載の方法であり、
    前記導管内を通る物質の全流量を測定するステップと、
    前記第二の流れ内の前記液体の密度に部分的に基づいて前記導管内を流れる前記第一の物質の量を判定するステップと、を更に含むことを特徴とする方法。
  7. 請求項1に記載の方法であり、
    重力を使用して、前記第一の物質の本質的に全てを分離して前記第一の流れ内へ流すことを特徴とする方法。
  8. 少なくともオイルと水とからなる液体の流れを導管内へ導くことを含む方法であり、
    前記導管内を流れる液体から少量の水のサンプルを連続的に分離し且つ水の密度を測定するステップを含んでいることを特徴とする方法。
  9. 請求項8に記載の方法であり、
    前記水の密度をコリオリ流量計を使用して測定させることを特徴とする方法。
  10. 請求項8に記載の方法であり、
    前記水の密度を連続的に測定させることを特徴とする方法。
  11. 請求項8に記載の方法であり、
    前記水の測定された密度に部分的に基づいて前記導管内を流れるオイルの量を判定することを特徴とする方法。
  12. 請求項8に記載の方法であり、
    前記水の密度を使用して、前記液体の含水率を測定することを特徴とする方法。
  13. 少なくとも第一の物質と第二物質とからなる液体を含む構造とされた第一の導管(108)を備えている装置であり、
    前記第一の導管(108)に結合され且つ前記液体から前記第二の物質のサンプルを抜き取る構造とされた第二の導管(110)と、
    前記第二の導管(110)に結合され且つ前記第二の導管内の前記第二の物質のサンプルの密度を測定する構造とされている第一のコリオリ流量計(116)と、を含むことを特徴とする装置。
  14. 前記第二の導管を備えた請求項13に記載の装置であり、
    頂部半分と底部半分とを備えたセパレータタンク(222)であり、前記第一の導管(208)が前記セパレータタンク(222)内へ流れ込み、前記第二の導管(210)が前記セパレータタンクの前記底部半分に結合されていることを更に特徴とする装置。
  15. 請求項13に記載の装置であり、
    前記第一の導管(110)に取り付けられ且つ前記第一の導管内を流れる液体の密度を測定する構造とされた第二のコリオリ流量計(114)と、
    前記第一及び第二のコリオリ流量計に結合されており、前記第一のコリオリ流量計による密度の測定に部分的に基づいて前記導管内の液体内の前記第二の物質に対する前記第一の物質の比率を判定する構造とされているプロセッサ(120)と、を特徴とする装置。
  16. 請求項13に記載の装置であり、
    前記第一の導管が第一の直径を有し、前記第二の導管が第二の直径を有し、前記第一の直径が前記第二の直径よりも大きいことを特徴とする装置。
  17. 請求項16に記載の装置であり、
    前記第二の直径が前記第一の直径の1/10より小さいことを特徴とする装置。
  18. 請求項13に記載の装置であり、
    前記第一の導管が第一の流量を有し、前記第二の導管が第二の流量を有し、前記第一の流量が前記第二の流量よりも大きいことを特徴とする装置。
  19. 少なくとも第一の物質と第二の物質とからなる流動する液体を含む導管を備えた装置であり、
    前記流動する液体を第一の流れと第二の流れとに分離するための手段であり、前記第一の流れ内の流量が第二の流れ内の流量より大きく、前記第一の流れは、本質的に前記第一の物質の全てを含むようになされた前記手段と、
    前記第二の流れ内の前記物質の密度を測定する手段と、を含む装置。
JP2008518111A 2005-06-29 2005-06-29 多成分流内の1つの成分の密度を測定するための方法及び装置 Active JP4944882B2 (ja)

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
PCT/US2005/023667 WO2007005024A1 (en) 2005-06-29 2005-06-29 Method and apparatus for measuring the density of one component in a multi-component flow

Publications (2)

Publication Number Publication Date
JP2008547018A true JP2008547018A (ja) 2008-12-25
JP4944882B2 JP4944882B2 (ja) 2012-06-06

Family

ID=35219715

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
JP2008518111A Active JP4944882B2 (ja) 2005-06-29 2005-06-29 多成分流内の1つの成分の密度を測定するための方法及び装置

Country Status (11)

Country Link
US (1) US7681444B2 (ja)
EP (1) EP1899685B1 (ja)
JP (1) JP4944882B2 (ja)
KR (1) KR20100096258A (ja)
CN (1) CN101213426B (ja)
AR (1) AR054483A1 (ja)
BR (1) BRPI0520415B1 (ja)
CA (1) CA2613367C (ja)
HK (1) HK1122864A1 (ja)
MX (1) MX2007015592A (ja)
WO (1) WO2007005024A1 (ja)

Families Citing this family (15)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US20090007650A1 (en) * 2007-07-03 2009-01-08 Robert Douglas Hayworth Method and Apparatus for Wellsite Verification of Properties of a Fluid
DE102008050115A1 (de) 2008-10-06 2010-04-08 Endress + Hauser Flowtec Ag In-Line-Meßgerät
DE102008050116A1 (de) 2008-10-06 2010-04-08 Endress + Hauser Flowtec Ag In-Line-Meßgerät
DE102008050113A1 (de) 2008-10-06 2010-04-08 Endress + Hauser Flowtec Ag In-Line-Meßgerät
NL2004820A (en) * 2009-06-30 2011-01-04 Asml Netherlands Bv Lithographic apparatus and a method of measuring flow rate in a two phase flow.
US8701461B2 (en) * 2011-02-22 2014-04-22 Southern Methodist University Calibration tube for multiphase flowmeters
CN103091203B (zh) * 2011-10-27 2015-08-12 中国钢铁股份有限公司 在线检测浓缩酸中的亚铁离子含量的方法
RU2569180C1 (ru) * 2014-09-18 2015-11-20 Общество с ограниченной ответственностью "Нефтяные и газовые измерительные технологии", ООО "НГИТ" Способ поточного измерения доли воды в смеси с углеводородной жидкостью и устройство для его реализации
WO2016167752A1 (en) * 2015-04-14 2016-10-20 Micro Motion, Inc. Detecting an inaccurate flow rate measurement by a vibratory meter
CN108827824B (zh) * 2016-06-24 2020-12-08 浙江金汇休闲制品有限公司 一种测量含气液体密度的方法
US11035840B2 (en) * 2018-04-18 2021-06-15 Elite Holding Solutions, Llc Method for processing a fluid
CN110593850B (zh) * 2019-08-28 2023-03-24 山东天工石油装备有限公司 一种油井监测设备及方法
CN112540152A (zh) * 2019-09-23 2021-03-23 梁金伟 检测装置与方法
CN110579376B (zh) * 2019-09-28 2020-03-27 三门前庭机械科技有限公司 一种脱硫用石灰石浆液密度测量器
FR3112384B1 (fr) * 2020-07-10 2022-07-08 Metis Africa Débitmètre multiphasique

Citations (5)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US4773257A (en) * 1985-06-24 1988-09-27 Chevron Research Company Method and apparatus for testing the outflow from hydrocarbon wells on site
JPH01135509A (ja) * 1987-11-24 1989-05-29 Ube Ind Ltd 非相溶性溶液の混合液の分液法および装置
US6032539A (en) * 1996-10-11 2000-03-07 Accuflow, Inc. Multiphase flow measurement method and apparatus
JP2000515240A (ja) * 1995-12-28 2000-11-14 マイクロ・モーション・インコーポレーテッド 自動油井試験システムおよび同システムを動作させる方法
JP2003513234A (ja) * 1999-10-28 2003-04-08 マイクロ・モーション・インコーポレーテッド 多相流れ測定システム

Family Cites Families (17)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US3602033A (en) * 1969-06-30 1971-08-31 Exxon Production Research Co Calibration method for percent oil detector
US4815536A (en) * 1985-03-19 1989-03-28 Noel Carroll Analysis of multi-phase mixtures
US4776210A (en) * 1987-06-03 1988-10-11 Atlantic Richfield Company Multiphase fluid flow measurement systems and methods
US4977915A (en) * 1989-11-08 1990-12-18 Texaco Inc. Demulsifier control system and method
US5092988A (en) * 1990-10-11 1992-03-03 Chevron Research Company System for monitoring injection water quality using filtration, pressure regulation and mass measuring
US5259239A (en) * 1992-04-10 1993-11-09 Scott Gaisford Hydrocarbon mass flow meter
WO1995010028A1 (en) * 1993-10-05 1995-04-13 Atlantic Richfield Company Multiphase flowmeter for measuring flow rates and densities
DE69711846T2 (de) * 1996-01-17 2002-08-29 Micro Motion Inc., Boulder Bypass-durchflussmesser
FR2756377B1 (fr) * 1996-11-22 1999-02-05 Schlumberger Services Petrol Procede et dispositif pour etudier les proprietes d'un fluide multiphasique sous pression, tel qu'un fluide petrolier, circulant dans une canalisation
FR2827792B1 (fr) * 2001-07-25 2003-09-05 Commissariat Energie Atomique Dispositif de separation des phases d'un melange diphasique et son application a la determination des parametres physiques et/ou chimiques de ce melange
US7013740B2 (en) * 2003-05-05 2006-03-21 Invensys Systems, Inc. Two-phase steam measurement system
WO2006112878A2 (en) * 2004-09-16 2006-10-26 Cidra Corporation Apparatus and method for providing a fluid cut measurement of a multi-liquid mixture compensated for entrained gas
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
US7654151B2 (en) * 2005-05-10 2010-02-02 Agar Corporation Ltd. Method and apparatus for measuring multi-streams and multi-phase flow
US7418877B2 (en) * 2005-07-07 2008-09-02 Expro Meters, Inc. Wet gas metering using a differential pressure based flow meter with a sonar based flow meter
MX2008000028A (es) * 2005-07-07 2008-03-11 Cidra Corp Medidor de gases humedos utilizando un medidor de flujo basado en presion diferencial con un medidor de flujo basado en sonar.
GB2432425B (en) * 2005-11-22 2008-01-09 Schlumberger Holdings Isokinetic sampling method and system for multiphase flow from subterranean wells

Patent Citations (5)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US4773257A (en) * 1985-06-24 1988-09-27 Chevron Research Company Method and apparatus for testing the outflow from hydrocarbon wells on site
JPH01135509A (ja) * 1987-11-24 1989-05-29 Ube Ind Ltd 非相溶性溶液の混合液の分液法および装置
JP2000515240A (ja) * 1995-12-28 2000-11-14 マイクロ・モーション・インコーポレーテッド 自動油井試験システムおよび同システムを動作させる方法
US6032539A (en) * 1996-10-11 2000-03-07 Accuflow, Inc. Multiphase flow measurement method and apparatus
JP2003513234A (ja) * 1999-10-28 2003-04-08 マイクロ・モーション・インコーポレーテッド 多相流れ測定システム

Also Published As

Publication number Publication date
CA2613367A1 (en) 2007-01-11
US7681444B2 (en) 2010-03-23
CN101213426A (zh) 2008-07-02
WO2007005024A1 (en) 2007-01-11
JP4944882B2 (ja) 2012-06-06
EP1899685B1 (en) 2021-06-23
BRPI0520415B1 (pt) 2021-10-13
MX2007015592A (es) 2008-04-29
BRPI0520415A2 (pt) 2009-05-05
KR20100096258A (ko) 2010-09-01
CA2613367C (en) 2014-09-09
CN101213426B (zh) 2010-05-12
AR054483A1 (es) 2007-06-27
US20080307891A1 (en) 2008-12-18
HK1122864A1 (en) 2009-05-29
EP1899685A1 (en) 2008-03-19

Similar Documents

Publication Publication Date Title
JP4944882B2 (ja) 多成分流内の1つの成分の密度を測定するための方法及び装置
JP4137153B2 (ja) 多相流量計
EP3062070B1 (en) System and method for multiphase flow metering accounting for dissolved gas
US7942065B2 (en) Isokinetic sampling method and system for multiphase flow from subterranean wells
US5390547A (en) Multiphase flow separation and measurement system
RU2270981C2 (ru) Система и способ измерения многофазного потока
WO2014194729A1 (zh) 一种在线测量水平管中湿气的气相流量和液相流量的装置及方法
US7591191B2 (en) Multiphase flow meter for high gas volume fraction systems
Spedding et al. Three phase oil-water-gas horizontal co-current flow: I. Experimental and regime map
US4815536A (en) Analysis of multi-phase mixtures
RU2375696C2 (ru) Способ и устройство для определения плотности одного компонента в многокомпонентном потоке текучей среды
Liu et al. Application of a mass flowmeter for allocation measurement of crude oil production
CN101576464B (zh) 用于测量多组分流中的一个组分密度的方法和设备
Vilagines et al. Comparative behaviour of multiphase flowmeter test facilities
KR20080015882A (ko) 다중-성분 유동 속의 하나의 성분의 밀도의 결정 방법 및장치
RU2759261C2 (ru) Способ измерения потока двухфазных смесей и устройство для его реализации
RU2578065C2 (ru) Способ измерения продукции нефтегазодобывающих скважин
RU2565286C1 (ru) Способ измерения показателей качества скважинного флюида
Volz et al. Accurate Volumetric-Flow-Rate-and Density-Based Water-Cut Measurement in Bubbly Liquid Hydrocarbon Flow
Dayev et al. Invariant flow rate measurement system for three-component oil-gas-water flow
RU132837U1 (ru) Установка для определения параметров продукции, добываемой из нефтяных скважин
RU2485453C2 (ru) Способ для определения параметров газожидкостного потока в трубопроводе и устройство для его осуществления
Hussain et al. Water local volume fraction on oil in water dispersion
Andreussi et al. Field Test Of A Wet Gas Meter
Tuss Wet gas multi-phase measurement

Legal Events

Date Code Title Description
A977 Report on retrieval

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A971007

Effective date: 20100716

A131 Notification of reasons for refusal

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A131

Effective date: 20100721

A521 Request for written amendment filed

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A523

Effective date: 20101020

A131 Notification of reasons for refusal

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A131

Effective date: 20110203

A601 Written request for extension of time

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A601

Effective date: 20110428

A602 Written permission of extension of time

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A602

Effective date: 20110511

A521 Request for written amendment filed

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A523

Effective date: 20110601

A131 Notification of reasons for refusal

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A131

Effective date: 20110906

RD04 Notification of resignation of power of attorney

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A7424

Effective date: 20110913

TRDD Decision of grant or rejection written
A01 Written decision to grant a patent or to grant a registration (utility model)

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A01

Effective date: 20120202

A01 Written decision to grant a patent or to grant a registration (utility model)

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A01

A61 First payment of annual fees (during grant procedure)

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A61

Effective date: 20120302

R150 Certificate of patent or registration of utility model

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: R150

Ref document number: 4944882

Country of ref document: JP

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: R150

FPAY Renewal fee payment (event date is renewal date of database)

Free format text: PAYMENT UNTIL: 20150309

Year of fee payment: 3

FPAY Renewal fee payment (event date is renewal date of database)

Free format text: PAYMENT UNTIL: 20150309

Year of fee payment: 3

S802 Written request for registration of partial abandonment of right

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: R311802

FPAY Renewal fee payment (event date is renewal date of database)

Free format text: PAYMENT UNTIL: 20150309

Year of fee payment: 3

R350 Written notification of registration of transfer

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: R350

R250 Receipt of annual fees

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: R250

R250 Receipt of annual fees

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: R250

R250 Receipt of annual fees

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: R250

R250 Receipt of annual fees

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: R250

R250 Receipt of annual fees

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: R250

R250 Receipt of annual fees

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: R250

R250 Receipt of annual fees

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: R250

R250 Receipt of annual fees

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: R250

R250 Receipt of annual fees

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: R250