NO141327B

NO141327B - PROCEDURE AND DEVICE FOR DETERMINING FLOW SPEED IN A PIPELINE

Info

Publication number: NO141327B
Application number: NO741559A
Authority: NO
Inventors: Maurice Milton Patterson; Bass Cosby Sheffield
Original assignee: Shell Int Research
Priority date: 1973-05-02
Filing date: 1974-04-30
Publication date: 1979-11-05
Also published as: US3834227A; CA1020773A; NO741559L; NO141327C; GB1471450A

Description

Oppfinnelsen angår en fremgangsmåte og en innretning for bestemmelse av væskestrømningshastighet i en rørledning gjen- The invention relates to a method and a device for determining liquid flow rate in a pipeline re-

nom hvilken væske passerer under turbulente strømningsforhold, og i hvilken en tofase-strøm av væske og gass kan finne sted, f.eks. nom which liquid passes under turbulent flow conditions, and in which a two-phase flow of liquid and gas can take place, e.g.

en sådan væske/gass-strøm som en såkalt "slug"-strøm, eller en to-fase-strøm som strømmer ut fra en oljebrønn som produserer fra en formasjon under jordoverflaten. such a liquid/gas flow as a so-called "slug" flow, or a two-phase flow flowing from an oil well producing from a formation below the earth's surface.

Mange oljeproduserende brønner benytter kunstig opp-føring eller løfting, f.eks. enten en stangdrevet pumpe eller en hydraulisk pumpe, eller et gassløftesystem. Når det gjelder gass-løfting, føres gass ned i brønnen under høyt trykk og benyttes til Many oil-producing wells use artificial lifting or lifting, e.g. either a rod-driven pump or a hydraulic pump, or a gas lift system. When it comes to gas lifting, gas is fed down into the well under high pressure and used for

å løfte oljen opp til overflaten, idet oljen strømmer opp til overflaten som en tofase-strøm som inneholder adskilte væskevolumer ("slugs") som er adskilt av gass. Når det gjelder en pumpet brønn, pumpes oljen direkte opp til overflaten i en kompakt eller "non-slug"-fluidumstrøm inntil at brønnen er pumpet tørr, ved hvilket tidspunkt pumpen vil pumpe gass. Ved det tidspunkt da brønnen er to lift the oil to the surface, the oil flowing to the surface as a two-phase flow containing separate volumes of liquid ("slugs") separated by gas. In the case of a pumped well, the oil is pumped directly to the surface in a compact or "non-slug" fluid stream until the well is pumped dry, at which point the pump will pump gas. At the time when the well is

i ferd med å bli tørr, vil strømmen inneholde både olje og gass, in the process of becoming dry, the flow will contain both oil and gas,

og den vil derfor være en tofasestrøm hvor det siste av olje etter-følges av gass. and it will therefore be a two-phase flow where the last of oil is followed by gas.

Når man har å gjøre med en gass/væske-strøm gjennom When dealing with a gas/liquid flow through

en rørledning, er det ønskelig å kjenne væskestrømningshastigheten, dvs. den væskemengde som passerer gjennom rørledningen i løpet av a pipeline, it is desirable to know the liquid flow rate, i.e. the amount of liquid that passes through the pipeline during

en forutbestemt tidsperiode. Dersom f.eks., når det gjelder en gassløftebrønn, for mye gass transporteres til bunnen, vil gassen ha en tendens til å spre seg eller dispergere i oljefasen og redu-sere den oljemengde som løftes opp til overflaten i hvert oljevolum, og dersom for lite gass transporteres til bunnen av hullet, vil den oljemengde som løftes opp til overflaten i en gitt tidsperiode, være mindre. Justering av gassløftesystemet for å oppnå optimal a predetermined period of time. If, for example, in the case of a gas lift well, too much gas is transported to the bottom, the gas will tend to spread or disperse in the oil phase and reduce the amount of oil that is lifted to the surface in each oil volume, and if too little gas is transported to the bottom of the hole, the amount of oil that is lifted to the surface in a given time period will be less. Adjusting the gas lift system to achieve optimum

tilførsel av gass, er således meget ønskelig for å oppnå maksimal effektivitet. Når det gjelder pumpede brønner, er det likeledes ønskelig å vite når brønnen er blitt pumpet tørr, slik at pumpen kan avstenges inntil brønnen på nytt fylles med væske. supply of gas is thus highly desirable in order to achieve maximum efficiency. In the case of pumped wells, it is also desirable to know when the well has been pumped dry, so that the pump can be switched off until the well is filled with liquid again.

Den foreliggende oppfinnelse angår særlig en fremgangsmåte ved bestemmelse av strømningshastighet i en rørledning gjennom hvilken en tofase-fluidumstrøm av væske og gass passerer under turbulente strømningsforhold, ved måling av fluktasjoner i fluidumtrykket på et sted i rørledningen, og videre en innretning for bestemmelse av strømningshastighet i en rørledning gjennom hvilken fluidum passerer, idet innretningen omfatter en trykkomformeranordning som er innrettet til å måle og tilveiebringe et signal som indikerer fluktuasjoner i fluidumtrykket på et sted i rørledningen. The present invention relates in particular to a method for determining the flow rate in a pipeline through which a two-phase fluid flow of liquid and gas passes under turbulent flow conditions, by measuring fluctuations in the fluid pressure at a location in the pipeline, and further to a device for determining the flow rate in a pipeline through which fluid passes, the device comprising a pressure transducer device which is adapted to measure and provide a signal indicating fluctuations in the fluid pressure at a location in the pipeline.

Fra de tyske utlegningsskrifter 1 473 019 og From the German interpretation documents 1 473 019 and

1 498 271 er det kjent metoder og innretninger av ovennevnte type, hvor fluidumtrykkfluktuasjoner måles for å bestemme frekvensen for presesjonen av lavtrykkssentret ..for en fluidumhvirvel som er frembrakt i rørledningen på grunn av en hvirvelfremkallende an-ordning. 1 498 271 there are known methods and devices of the above type, where fluid pressure fluctuations are measured to determine the frequency of the precession of the low pressure center ..for a fluid vortex which is produced in the pipeline due to a vortex-inducing device.

Fremgangsmåten ifølge oppfinnelsen er kjennetegnet ved at de fluktuasjoner som overskrider en forutbestemt frekvens måles, hvoretter rotmiddelkvadratverdien av de nevnte fluktuasjoner beregnes, og at det rotmiddelkvadratsignal som opptrer i en forutbestemt tidsperiode, integreres for å oppnå væskestrømnings-hastigheten i rørledningen uttrykt ved den totale væskestrøm i den The method according to the invention is characterized by the fact that the fluctuations that exceed a predetermined frequency are measured, after which the root mean square value of said fluctuations is calculated, and that the root mean square signal that occurs in a predetermined time period is integrated to obtain the fluid flow rate in the pipeline expressed by the total fluid flow in it

.nevnte periode. .said period.

Innretningen ifølge oppfinnelsen omfatter en trykkomformeranordning som tilveiebringer et signal som tilsvarer trykkfluktuasjoner som overskrider en forutbestemt frekvens i fluidumtrykket, og at innretningen omfatter en rotmiddelkvadråt-krets for beregning av rotmiddelkvadratet av det nevnte signal, og et integrasjonsnettverk for integrering av det rotmiddelkvadratsignal som opptrer i en forutbestemt tidsperiode. The device according to the invention comprises a pressure transducer device which provides a signal corresponding to pressure fluctuations that exceed a predetermined frequency in the fluid pressure, and that the device comprises a root mean square circuit for calculating the root mean square of the said signal, and an integration network for integrating the root mean square signal that occurs in a predetermined period of time.

Oppfinnelsen er basert på den oppdagelse av trykkfluktuasjonene, dvs. variasjoner med hensyn på tiden i fluidumtrykket som opptrer under turbulent strømning i en tofase-strøm av olje og gass gjennom en rørledning slik som foran beskrevet, The invention is based on the discovery of the pressure fluctuations, i.e. variations with respect to time in the fluid pressure that occur during turbulent flow in a two-phase flow of oil and gas through a pipeline as described above,

kan korreleres med variasjoner med hensyn på tiden i væskeinnholdet i tofase-strøirmen. Sådan variasjon i dynamisk trykk er lineær for turbulent strømning, og særlig for Reynolds tall over ca. 20 000. Turbulenstrykket i en strømmende væske er 10 til 100 ganger så stort som for en strømmende gass, og dersom sist-nevnte ignoreres, ligger nøyaktigheten av målinger som gjøres ved benyttelse av denne trykkmålingsteknikk, i nærheten av pluss eller minus 10%, hvilket er tilfredsstillende for mange operasjoner. Dette er særlig tilfellet der hvor informasjonen benyttes for å forbedre produksjonseffektiviteten for en oljebrønn, eller for å tilveiebringe en indikasjon på ytelsen av en brønn, forutsatt at sådanne data ikke legges til grunn for bestemmelse av den virkelige produksjon av brønnen for regnskapsformål. can be correlated with variations with respect to time in the liquid content in the two-phase spreading arm. Such variation in dynamic pressure is linear for turbulent flow, and especially for Reynolds numbers above approx. 20,000. The turbulence pressure in a flowing liquid is 10 to 100 times that of a flowing gas, and if the latter is ignored, the accuracy of measurements made using this pressure measurement technique is close to plus or minus 10%, which is satisfactory for many operations. This is particularly the case where the information is used to improve the production efficiency of an oil well, or to provide an indication of the performance of a well, provided that such data is not used as a basis for determining the real production of the well for accounting purposes.

Da de trykkvariasjoner som opptrer i en turbulent strømmende væske, slik som foran angitt er mye større enn de som opptrer i en turbulent strømmende gass, tilveiebringer målinger av fluktuasjonene i fluidumtrykket i rørledningen ifølge oppfinnelsen data som representerer trykkfluktuasjonene i væsken som passerer gjennom rørledningen, med en nøyaktighet på pluss eller minus 10% eller bedre. Since the pressure variations that occur in a turbulent flowing liquid, as indicated above, are much larger than those that occur in a turbulent flowing gas, measurements of the fluctuations in the fluid pressure in the pipeline according to the invention provide data that represent the pressure fluctuations in the liquid passing through the pipeline, with an accuracy of plus or minus 10% or better.

Trykkomformeranordningen kan bestå av eller omfatte en piezoelektrisk, dynamisk trykkomformer som bare reagerer på eller, 1 forbindelse med en filterkrets, tilveiebringer signaler som bare indikerer fluktuasjoner over ca. 1 Hz, og med fordel minst 2 Hz, på et valgt sted i rørledningen, og den bør være slik at den ikke reagerer pa statisk trykk eller langsomme endringer i led-ningstrykk, vibrasjoner eller temperatur. Omformeranordningen frembringer følgelig et utgangssignal bare når væske, f.eks. et væskevolum ("liquid slug") passerer omformeren, og den reagerer i det vesentlige ikke på gasstrøm. Rotmiddelkvadrat- eller RMS-signalet er derfor relatert i hovedsaken bare til et signal som svarer til væskestrøm, og man trenger bare å integrere RMS-signalet . over en tidsperiode for å oppnå en indikasjon på væskestrømnings-hastigheten uttrykt ved den totale væskestrøm fra brønnen under The pressure transducer device may consist of or comprise a piezoelectric dynamic pressure transducer which only responds to or, in connection with a filter circuit, provides signals which only indicate fluctuations over approx. 1 Hz, and preferably at least 2 Hz, at a selected location in the pipeline, and it should be such that it does not react to static pressure or slow changes in line pressure, vibrations or temperature. The converter device therefore produces an output signal only when liquid, e.g. a volume of liquid ("liquid slug") passes the converter, and it essentially does not react to gas flow. The root mean square or RMS signal is therefore mainly related only to a signal corresponding to fluid flow, and one only needs to integrate the RMS signal. over a period of time to obtain an indication of the fluid flow rate expressed by the total fluid flow from the well during

denne tidsperiode. this time period.

Signalet fra en krets som indikerer den nevnte væske-strømningshastighet, kan benyttes for å justere gasstrømmen i en gassløftebrønn eller lengden av pumpeperioden i en pumpet brønn. I dette tilfelle bestemmes oljestrømningshastigheten fra brønnen The signal from a circuit indicating the aforementioned liquid flow rate can be used to adjust the gas flow in a gas lift well or the length of the pumping period in a pumped well. In this case, the oil flow rate from the well is determined

ved hjelp av fremgangsmåten ifølge oppfinnelsen og sammenliknes med et forinnstilt signal som representerer den ønskede oljestrøm fra brønnen, for å oppnå et feilsignal som benyttes til å styre hastigheten av gassinnsprøyting i en gassløftebrønn, eller på-av-syklusen for pumpen når det gjelder en stangpumpet brønn. using the method according to the invention and is compared with a preset signal representing the desired oil flow from the well, to obtain an error signal that is used to control the rate of gas injection in a gas lift well, or the on-off cycle for the pump in the case of a rod-pumped well.

Det er selvsagt også mulig å måle strømmen av vann It is of course also possible to measure the flow of water

inn i en injiserings- eller disponeringsbrønn. Injiseringsbrønner blir normalt utformet for en viss strømningshastighet, og en endring i denne strømningshastighet indikerer enten en forandring i det reservoar som vannet innsprøytes i, eller et sammenbrudd av innsprøytingsutrustningen ved overflaten. Videre kan fremgangsmåten og innretningen ifølge oppfinnelsen også benyttes for måling av væskestrømningshastighet gjennom en rørledning under turbulente strømningsforhold, hvor rørledningen ikke står i forbindelse med en oljeproduserende brønn. into an injection or disposal well. Injection wells are normally designed for a certain flow rate, and a change in this flow rate indicates either a change in the reservoir into which the water is injected, or a breakdown of the injection equipment at the surface. Furthermore, the method and device according to the invention can also be used for measuring liquid flow rate through a pipeline under turbulent flow conditions, where the pipeline is not connected to an oil-producing well.

Oppfinnelsen skal beskrives nærmere i det følgende The invention shall be described in more detail below

i forbindelse med et utførelseseksempel under henvisning til teg-ningene, der fig. 1 viser et blokkdiagram av en innretning ifølge oppfinnelsen, fig. 2 viser et diagram av den totale RMS-energi som funksjon av Reynolds tall, fig. 3 viser et diagram av RMS-energien som funksjon av forskjellige frekvenser, fig. 4 viser det signal som frembringes av omformeren, og det tilsvarende RMS-signal i forbindelse med en brønn, fig. 5 viser et signal fra en andre brønn og viser omformersignalet og RMS-signalet, fig. 6 viser det samme som fig. 5, men for den tilstand hvor brønnen er blitt pumpet tørr og det ikke finnes noen væskestrøm, fig. 7 viser sammenhengen mellom væskeproduksjon og RMS-signalet, og fig. 8 viser sammenhengen mellom væskeproduksjon og RMS-signalet for et separat sett verdier. in connection with an exemplary embodiment with reference to the drawings, where fig. 1 shows a block diagram of a device according to the invention, fig. 2 shows a diagram of the total RMS energy as a function of Reynolds number, fig. 3 shows a diagram of the RMS energy as a function of different frequencies, fig. 4 shows the signal produced by the converter, and the corresponding RMS signal in connection with a well, fig. 5 shows a signal from a second well and shows the converter signal and the RMS signal, fig. 6 shows the same as fig. 5, but for the condition where the well has been pumped dry and there is no liquid flow, fig. 7 shows the relationship between liquid production and the RMS signal, and fig. 8 shows the relationship between liquid production and the RMS signal for a separate set of values.

På fig. 1 er vist et blokkdiagram av en innretning som er egnet for utførelse av fremgangsmåten ifølge oppfinnelsen. På figu-ren er vist en fluidumproduksjonsledning 10 som kan være produksjons-ledning fra en oljebrønn med en eller annen metode for kunstig løfting, som f.eks. en gassløftebrønn, en stangpumpebrønn, en hydraulisk pumpet brønn eller en vanntett ("submersible") pumpet brønn. Produksjonsledningen 10 kan også være innsprøytningsled-ningen for en injiseringsbrønn. Selv om ovennevnte uttrykk "oljebrønn" benyttes for å forenkle beskrivelsen av oppfinnelsen, kan oppfinnelsen også tilpasses for måling av væskeinnholdet i en vilkårlig tofase-strøm og er ikke begrenset til en konvensjonell oljebrønn hvor gass/væske-forholdet ligger i området fra 1 - 100. In fig. 1 shows a block diagram of a device which is suitable for carrying out the method according to the invention. The figure shows a fluid production line 10 which can be a production line from an oil well with some method of artificial lifting, such as e.g. a gas lift well, a rod pump well, a hydraulically pumped well or a watertight ("submersible") pumped well. The production line 10 can also be the injection line for an injection well. Although the above term "oil well" is used to simplify the description of the invention, the invention can also be adapted for measuring the liquid content in an arbitrary two-phase flow and is not limited to a conventional oil well where the gas/liquid ratio is in the range from 1 - 100 .

En trykkomformer 11 er montert på produksjonsledningen 10 for å registrere trykkfluktuasjoner i det fluidum som strømmer i ledningen. Trykkendringer vil selvsagt bare opptre når det er turbulent strøm i ledningen. Turbulent strøm opptrer først når Reynolds tall er 2000 - 3000, men mer lineære resultater for trykk-variasjon oppnås ved Reynolds tall over 20 000. I tilfelle av gasstrøm, hvor trykkendringer er meget små, vil trykkomformeren ikke registrere endringen. Hvilken som helst dynamisk type av trykkomformer som avgir et elektrisk signal som står i forhold til de momentane endringer i trykket, kan benyttes. For eksempel kan det benyttes en omformer som selges under betegnelsen Kistler Model 205 H-l og produseres av Kistler Instrument Company, Redmond, Washington, USA. Liknende piezoelektriske eller andre omformere A pressure transducer 11 is mounted on the production line 10 to record pressure fluctuations in the fluid flowing in the line. Pressure changes will of course only occur when there is turbulent flow in the line. Turbulent flow first appears when the Reynolds number is 2000 - 3000, but more linear results for pressure variation are obtained at Reynolds numbers above 20,000. In the case of gas flow, where pressure changes are very small, the pressure transducer will not register the change. Any dynamic type of pressure transducer that emits an electrical signal that is proportional to the instantaneous changes in pressure can be used. For example, a converter sold under the designation Kistler Model 205 H-l and manufactured by Kistler Instrument Company, Redmond, Washington, USA, can be used. Similar piezoelectric or other transducers

kan også benyttes. Det elektriske signal fra omformeren tilføres over en ledning 12 til en koplingsanordning 13 som kan være en del av selve omformeren, og koplingsanordningen er over en koaksial-kabel 14 forbundet med en RMS-omformerkrets 15. Koplingsanordningen 13 tilpasser høyimpedanssignalet fra omformeren til RMS-omformer-kretsens 15 inngangskrets. RMS-kretsen kan være et tradisjonelt voltmeter som omformer en fluktuerende spenning til et RMS- eller effektivverdi-signal. RMS-kretsen er over en leder 17 koplet til en integrator 18 hvis utgangssignal registreres på en strimmelskriver 19. can also be used. The electrical signal from the converter is supplied via a line 12 to a coupling device 13 which can be part of the converter itself, and the coupling device is connected via a coaxial cable 14 to an RMS converter circuit 15. The coupling device 13 adapts the high-impedance signal from the converter to the RMS converter - circuit's 15 input circuit. The RMS circuit can be a traditional voltmeter that converts a fluctuating voltage into an RMS or RMS signal. The RMS circuit is connected via a conductor 17 to an integrator 18 whose output signal is recorded on a tape recorder 19.

Den ovenfor beskrevne innretning kan enten fremstilles av kommersielt tilgjengelige deler eller spesialkonstrueres. De på strimmelskriveren 19 oppsamlede data kan enten analyseres visuelt på feltet, eller de kan overføres i form av digitale eller analoge data til en sentral stasjon hvor de kan analyseres mer detaljert. Likeledes kan signalet fra integratoren 18 tilføres til en enkel regnemaskin som på sin side styrer brønnens løftemekanisme. Regnemaskinen kan f.eks. bestå av en konvensjonell prosesskon-trollanordning med et innstillingspunkt som justeres for optimal væskeproduksjon for brønnen, og hvor regnemaskinens utgang styrer løftemekanismen. Når det dreier seg om en mekanisk pumpet brønn, kan innstillingspunktet selvsagt justeres for minimal væskestrøm, og når den virkelige væskestrøm fra brønnen synker under innstillingspunktet, vil prosesskontrollanordningen stenge av pumpeenheten i et forutbestemt tidsintervall for å tillate fylling av brønnen. Utgangssignalet fra prosesskontrollanordningen benyttes til å styre manøvreringen av kontrollen for den kunstige løfteanordning. Kontrollen for den kunstige løfteanordning kan være hovedbryteren for en pumpeenhet i gasstilførselssystemet for en gassløftebrønn. The device described above can either be manufactured from commercially available parts or specially constructed. The data collected on the strip printer 19 can either be analyzed visually in the field, or they can be transferred in the form of digital or analogue data to a central station where they can be analyzed in more detail. Likewise, the signal from the integrator 18 can be fed to a simple calculator which in turn controls the well's lifting mechanism. The calculator can e.g. consist of a conventional process control device with a setting point that is adjusted for optimal fluid production for the well, and where the calculator's output controls the lifting mechanism. In the case of a mechanically pumped well, the set point can of course be adjusted for minimal fluid flow, and when the actual fluid flow from the well drops below the set point, the process control device will shut off the pumping unit for a predetermined time interval to allow filling of the well. The output signal from the process control device is used to control the maneuvering of the control for the artificial lifting device. The control for the artificial lifting device may be the main switch for a pumping unit in the gas supply system for a gas lifting well.

Idet det henvises til fig. 2, er det der vist et diagram av verdien av RMS-signalet i millivolt som funksjon av forskjellige Reynolds tall opp til 50 000 for en væske/gass-strøm som passerer gjennom et rør. Slik det fremgår i området for Reynolds tall på 20 000 og høyere, er RMS-signalet i hovedsaken lineært. Følgelig kan RMS-signalet integreres for å tilveiebringe et mål på væskestrømmen. Den virkelige væskestrøm uttrykt ved en vilkårlig ønsket enhet pr. tidsenhet vil selvsagt være lik det integrerte RMS-signal ganger en konstant, idet konstanten blant annet er bestemt av tettheten av væsken og størrelsen av røret. Referring to fig. 2, there is shown a diagram of the value of the RMS signal in millivolts as a function of different Reynolds numbers up to 50,000 for a liquid/gas flow passing through a pipe. As can be seen in the range of Reynolds numbers of 20,000 and higher, the RMS signal is essentially linear. Accordingly, the RMS signal can be integrated to provide a measure of fluid flow. The real liquid flow expressed in an arbitrarily desired unit per unit of time will of course be equal to the integrated RMS signal times a constant, the constant being determined, among other things, by the density of the liquid and the size of the pipe.

Fig. 3 viser sammenhengen for forskjellige Reynolds tall opp til 50 000 mellom RMS-signalet i millivolt og de forskjellige frekvenser av signalet fra omformeren i Hz for en gass/ væske-strøm gjennom det samme rør. Slik det kan innses ved ca. 15 Hz, er det stor forskjell mellom RMS-signalene (og dermed strøm-ningshastighetene) ved Reynolds tall på 20 000 til 50 000. Det er således mulig å bestemme nøyaktig væskestrømningshastigheten i røret ut fra måling av RMS-signalet. Fig. 3 shows the relationship for different Reynolds numbers up to 50,000 between the RMS signal in millivolts and the different frequencies of the signal from the converter in Hz for a gas/liquid flow through the same pipe. As can be realized by approx. 15 Hz, there is a large difference between the RMS signals (and thus the flow velocities) at Reynolds numbers of 20,000 to 50,000. It is thus possible to determine the exact liquid flow rate in the pipe based on measurement of the RMS signal.

På fig. 4 er vist en del av et signal fra en gass-løftebrønn hvor signalet A representerer det signal som frembringes av omformeren, mers signalet B representerer RMS-signalet. Ved integrering av det RMS-signal som opptrer i en forutbestemt tidsperiode, vil væskestrømningshastigheten fra brønnen uttrykt ved den totale væskestrøm i denne periode bli oppnådd. Det antall ganger som RMS-signalet har verdier over den linje som representerer linjen for null dynamisk trykk (angitt på fig. 4 som linjen O - 0), kan også telles, hvorved man kan bestemme det antall separate væskevolumer som passerer gjennom produksjonsledningen i et gitt tidsintervall. Ut fra denne informasjon kan det bestemmes om gass-strømmen bør økes eller minskes. In fig. 4 shows part of a signal from a gas lift well where the signal A represents the signal produced by the converter, while the signal B represents the RMS signal. By integrating the RMS signal that occurs in a predetermined time period, the liquid flow rate from the well expressed by the total liquid flow in this period will be obtained. The number of times that the RMS signal has values above the line representing the line of zero dynamic pressure (indicated in Fig. 4 as the line O - 0) can also be counted, thereby determining the number of separate fluid volumes passing through the production line in a given time interval. Based on this information, it can be decided whether the gas flow should be increased or decreased.

Fig. 5 illustrerer signaler som likner på de som er vist på fig. 4, men for en brønn som har høy strømningshastighet. Signalet C representerer det signal som frembringes av omformeren, Fig. 5 illustrates signals similar to those shown in Fig. 4, but for a well that has a high flow rate. The signal C represents the signal produced by the converter,

og signalet D representerer RMS-signalet. Slik det kan innses av fig. 5, er trykkvariasjonene (signal D) nesten kontinuerlige, and the signal D represents the RMS signal. As can be seen from fig. 5, the pressure variations (signal D) are almost continuous,

hvilket viser at intervallene mellom væskevolumene og gassvolumene er betydelig kortere. Fremdeles er det imidlertid mulig å telle det antall ganger RMS-signalet har verdier over linjen for null dynamisk trykk, og dermed antallet av separate væskevolumer som passerer gjennom produksjonsledningen i et gitt tidsintervall. which shows that the intervals between the liquid volumes and the gas volumes are significantly shorter. However, it is still possible to count the number of times the RMS signal has values above the zero dynamic pressure line, and thus the number of separate fluid volumes passing through the production line in a given time interval.

Fig. 6 illustrerer samme brønn som er vist på fig. Fig. 6 illustrates the same well as shown in fig.

5, men for den tilstand hvor i hovedsaken all væske er blitt fjernet fra reservoaret. Signalet E representerer det signal som frembringes av omformeren, og signalet F representerer RMS-signalet. 5, but for the condition where essentially all liquid has been removed from the reservoir. The signal E represents the signal produced by the converter, and the signal F represents the RMS signal.

I denne tilstand av brønnen finnes i hovedsaken ingen væskestrøm, In this state of the well there is essentially no fluid flow,

og RMS-signalet F er i hovedsaken lik null. Et_slikt RMS-signal indikerer derfor i hovedsaken null oljeproduksjon fra brønnen. and the RMS signal F is essentially equal to zero. Such an RMS signal therefore essentially indicates zero oil production from the well.

Selv om RMS-signalet har små amplitudeutslag, slik at det integrerte RMS-signal selv ved i hovedsaken null væskestrøm har en liten verdi, kan sådanne små verdier ignoreres. Forskjellen mellom sådanne verdier og null ligger godt innenfor nøyaktigheten på pluss eller minus 10% for fremgangsmåten ifølge oppfinnelsen. Although the RMS signal has small amplitude variations, so that the integrated RMS signal even at essentially zero liquid flow has a small value, such small values can be ignored. The difference between such values and zero is well within the accuracy of plus or minus 10% for the method according to the invention.

Slik som innledningsvis omtalt, ligger denne nøyaktighet innenfor kravene til kontroll av produksjonen av den gjennomsnittlige olje-brønn. As mentioned at the outset, this accuracy is within the requirements for controlling the production of the average oil well.

Det vil innses at fremgangsmåten ifølge oppfinnelsen, som muliggjør at væskestrømningshastigheten i en rørledning kan bestemmes under forhold hvor både gass- og væskestrømning finner sted gjennom rørledningen under turbulente fluidumstrømforhold, kan an-vendes for registrering av den totale væskestrøm gjennom rørledningen i et gitt tidsintervall, f.eks. en dag. Fig. 7 og 8 illustrerer sammenhengen mellom RMS-utgangssignalet i millivolt og produksjonen av væsker, dvs. olje pluss vann, i fat pr. dag. Ut fra disse fi-gurer kan man korrelere de registrerte data på strimmelskriveren på fig. 1 for å oppnå en aktuell avlesning i fat med væske pr. dag. It will be realized that the method according to the invention, which enables the liquid flow rate in a pipeline to be determined under conditions where both gas and liquid flow take place through the pipeline under turbulent fluid flow conditions, can be used for recording the total liquid flow through the pipeline in a given time interval, e.g. one day. Figs 7 and 8 illustrate the relationship between the RMS output signal in millivolts and the production of liquids, i.e. oil plus water, in barrels per day. Based on these figures, one can correlate the recorded data on the strip printer in fig. 1 to obtain a current reading in barrels with liquid per day.

Claims

1. Procedure for determining the flow rate in a pipeline through which a two-phase fluid flow of liquid and gas passes under turbulent flow conditions, by measuring fluctuations in the fluid pressure at a location in the pipeline, characterized in that the fluctuations in the fluid pressure that exceed a predetermined frequency are measured , after which the root mean square value of the aforementioned fluctuations is calculated, and that the root mean square signal occurring in a predetermined time period is integrated to obtain the liquid flow rate in the pipeline expressed by the total liquid flow in the said period.

2. Method according to claim 1, characterized in that the predetermined frequency is above 2 Hz.

3. Device for determining flow rate in a pipeline in accordance with the method according to claim 1, comprising a pressure transducer device which is designed to measure and provide a signal indicating fluctuations in the fluid pressure at a location in the pipeline, characterized in that the pressure transducer device provides a signal which corresponds to pressure fluctuations that exceed a predetermined frequency in the fluid pressure, and that the device comprises a root mean square circuit for calculating the root mean square of the said signal, and an integration network for integrating the root mean square signal occurring in a predetermined time period.