NO178206B - Method and apparatus for measuring density and pressure loss in a flowing liquid - Google Patents
Method and apparatus for measuring density and pressure loss in a flowing liquid Download PDFInfo
- Publication number
- NO178206B NO178206B NO932801A NO932801A NO178206B NO 178206 B NO178206 B NO 178206B NO 932801 A NO932801 A NO 932801A NO 932801 A NO932801 A NO 932801A NO 178206 B NO178206 B NO 178206B
- Authority
- NO
- Norway
- Prior art keywords
- pressure
- sin
- branch
- liquid
- distance
- Prior art date
Links
- 239000007788 liquid Substances 0.000 title claims abstract description 21
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 7
- 230000001133 acceleration Effects 0.000 claims description 2
- 230000005484 gravity Effects 0.000 claims description 2
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 10
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 10
- 230000002706 hydrostatic effect Effects 0.000 description 8
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 3
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 1
- 238000005520 cutting process Methods 0.000 description 1
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 1
- 230000001105 regulatory effect Effects 0.000 description 1
Classifications
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01N—INVESTIGATING OR ANALYSING MATERIALS BY DETERMINING THEIR CHEMICAL OR PHYSICAL PROPERTIES
- G01N9/00—Investigating density or specific gravity of materials; Analysing materials by determining density or specific gravity
- G01N9/26—Investigating density or specific gravity of materials; Analysing materials by determining density or specific gravity by measuring pressure differences
Landscapes
- Physics & Mathematics (AREA)
- Health & Medical Sciences (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Analytical Chemistry (AREA)
- Biochemistry (AREA)
- General Health & Medical Sciences (AREA)
- General Physics & Mathematics (AREA)
- Immunology (AREA)
- Pathology (AREA)
- Measuring Fluid Pressure (AREA)
Abstract
Framgangsmåte og apparat for måling av tetthet og trykktap pr. lengdeenhet i en strømmende væske, hvor væsken bringes til å strømme gjennom en rør-sløyfe (1) med to grener (2, 3) som er koplet sammen i et punkt (4) i vertikal avstand fra sløyfens (1) innløp (5) og utløp (6). Trykkfølere (7, 8) er koplet til gren (2) og innrettet til å måle en trykkdifferanse (dp) over en avstand U^). Trykkfølere (9, 10) er koplet til gren (2) og innrettet til å måle en trykkdifferanse (dp) over en avstand O2). Væskens tetthet settes lik {ldi - l-|dp) / QhW sin(v) - sin(v) ), og trykktapet pr lengdeenhet settes lik (lsin(v)dp- l2Sin(v2)dp1) /l^t sin(v-) - sin(v) )•Method and apparatus for measuring tightness and pressure loss per length unit in a flowing liquid, where the liquid is caused to flow through a pipe loop (1) with two branches (2, 3) which are connected at a point (4) at a vertical distance from the inlet (5) of the loop (1) and outlet (6). Pressure sensors (7, 8) are connected to branch (2) and arranged to measure a pressure difference (dp) over a distance U ^). Pressure sensors (9, 10) are connected to branch (2) and arranged to measure a pressure difference (dp) over a distance O2). The density of the liquid is set equal to {ldi - l- | dp) / QhW sin (v) - sin (v)), and the pressure loss per unit length is set equal to (lsin (v) dp- l2Sin (v2) dp1) / l ^ t sin ( v-) - sin (v)) •
Description
Oppfinnelsen angår en framgangsmåte og et apparat for måling av tetthet og trykktap i en strømmende væske. The invention relates to a method and an apparatus for measuring density and pressure loss in a flowing liquid.
Ved boring etter olje sirkuleres borevæske gjennom borestrengen ned til borkronen og tilbake på utsiden av borestrengen. Borevæskens hoved-oppgaver er å transportere borkaks til overflaten og å gi et hydrostatisk trykk som balanserer væsketrykket i formasjonen som det bores i. Det hydrostatiske trykk reguleres ved å justere borevæskens tetthet. When drilling for oil, drilling fluid is circulated through the drill string down to the drill bit and back on the outside of the drill string. The main tasks of the drilling fluid are to transport cuttings to the surface and to provide a hydrostatic pressure that balances the fluid pressure in the formation in which it is being drilled. The hydrostatic pressure is regulated by adjusting the density of the drilling fluid.
Borevæskens tetthet bestemmes ved at det jevnlig tas prøver som veies og volum-måles. Det er kjent å bestemme væskers tetthet ved å måle en hydrostatisk trykkdifferanse mellom to punkt med kjent høydeforskjell. Væsken må være i ro mens trykkforskjellen avleses. Ved eventuell anvendeise av denne kjente framgangsmåte, må derfor boringen avbrytes, og pumpene for boreslam må stoppes. Deretter må man vente til all væskestrøm er sanset før målingen kan utføres. The density of the drilling fluid is determined by regularly taking samples that are weighed and measured in volume. It is known to determine the density of liquids by measuring a hydrostatic pressure difference between two points with a known height difference. The liquid must be at rest while the pressure difference is read. If this known procedure is to be used, drilling must therefore be interrupted and the pumps for drilling mud must be stopped. You must then wait until all liquid flow has been sensed before the measurement can be carried out.
Under boring er pumpetrykket en viktig indikator for forholdene nede i brøn-nen, og pumpetrykket overvåkes kontinuerlig for å fange opp situasjoner som for eksempel krever sikkerhetsmessige tiltak. Det er nødvendig å vite hvilket pumpetrykk som må ansees for normalt til enhver tid, og på grunn av trykktapet i borestrengen, endrer normalverdien seg etter hvert som lengden av borestrengen øker. Normalverdien avhenger også av væskehastigheten, det vil si av mengden av sirkulert væske pr. tidsenhet, og det er nødvendig å relatere trykk til væskestrøm og lengden av borestrengen for å utlede normalt forventet pumpetrykk. Dette krever beregninger eller oppslag i flerdimen-sjonale tabeller. During drilling, the pump pressure is an important indicator of the conditions down in the well, and the pump pressure is continuously monitored to detect situations that, for example, require safety measures. It is necessary to know which pump pressure must be considered normal at all times, and due to the pressure loss in the drill string, the normal value changes as the length of the drill string increases. The normal value also depends on the fluid velocity, i.e. on the amount of circulated fluid per time unit, and it is necessary to relate pressure to fluid flow and the length of the drill string to derive the normal expected pumping pressure. This requires calculations or look-ups in multi-dimensional tables.
Et formål med oppfinnelsen er å framskaffe en framgangsmåte og et apparat for enkel og kontinuerlig måling av tetthet og trykktap i strømmende væske, særlig borevæske. Det er også et formål at målingene skal kunne skje under naturlige sirkulasjons- og trykkforhold, og videre at trykktap pr. lengdeenhet skal kunne utledes uten å gå veien om reologiske parametre som for eksempel viskositet. One purpose of the invention is to provide a method and an apparatus for simple and continuous measurement of density and pressure loss in flowing fluid, particularly drilling fluid. It is also an aim that the measurements should be able to take place under natural circulation and pressure conditions, and furthermore that pressure loss per length unit must be able to be derived without going the route of rheological parameters such as viscosity.
Formålet oppnås ved trekk som angitt i etterfølgende patentkrav. The purpose is achieved by features as stated in subsequent patent claims.
Et utførelseseksempel av oppfinnelsen beskrives i det følgende med henvisning til vedføyde tegning hvor henvisningstallet 1 angir en rørsløyfe med to grener 2, 3 som møtes i et punkt 4 som har høyere beliggenhet enn et innløp 5 i gren 2 og et utløp 6 i gren 3. Rørsløyfen 1 koples i serie med bore-slampumpen og borestrengen, og den har samme eller nær samme indre geometri som borerørene brukt i borestrengen. Gren 2 og gren 3 er skråstilt med vinkler v-| henholdsvis v2. Mellom innløpet 5 og punkt 4 i gren 2 er det montert to trykkfølere 7 og 8 med en innbyrdes avstand l-| og tilsvarende en vertikal avstand h-] gitt av sinus til vinkelen v-]. Mellom punkt 4 og utløpet 6 er det tilsvarende montert to trykkfølere 9 og 10 med en innbyrdes avstand I2 tilsvarende en vertikal avstand h2 gitt av sinus til vinkelen v2. Avstanden h2 kan med fordel være den samme som avstanden h-j. An embodiment of the invention is described in the following with reference to the attached drawing, where reference number 1 indicates a pipe loop with two branches 2, 3 which meet at a point 4 which is higher than an inlet 5 in branch 2 and an outlet 6 in branch 3. The pipe loop 1 is connected in series with the drilling mud pump and the drill string, and it has the same or close to the same internal geometry as the drill pipes used in the drill string. Branch 2 and branch 3 are inclined with angles v-| respectively v2. Between the inlet 5 and point 4 in branch 2, two pressure sensors 7 and 8 are mounted with a mutual distance l-| and correspondingly a vertical distance h-] given by the sine of the angle v-]. Between point 4 and the outlet 6, two pressure sensors 9 and 10 are correspondingly mounted with a mutual distance I2 corresponding to a vertical distance h2 given by the sine of the angle v2. The distance h2 can advantageously be the same as the distance h-j.
Når rørsløyfen 1 er fylt med en væske som står i ro, vil forskjellen i målt trykk mellom trykkfølerne 7 og 8 tilsvare trykkforskjellen mellom følerne 9 og 10 pr. avstandsenhet i vertikal retning. Hvis h-| er lik h2, vil trykkforskjellen målt i gren 1 være den samme som i gren 2. Denne hydrostatiske trykkforskjell vil være proporsjonal med væskens tetthet. Om væsken bringes til å strømme gjennom rørsløyfen 1 ved hjelp av en ikke vist pumpe, vil trykktapet mellom trykkfølerne 7 og 8 føre til økt avlest trykkforskjell mellom dem, idet både trykktap og hydrostatisk trykk gir høyere trykk ved trykkføler 7 enn ved trykkføler 8. Samtidig vil trykktap mellom trykkfølerne 9 og 10 føre til redusert avlest trykkforskjell mellom disse to trykkfølere, idet trykktapet tilsier at det leses av et høyere trykk ved trykkføler 9 enn ved trykkføler 10, mens det hydrostatiske trykk virker motsatt. Når væske strømmer i rørsløyfen 1, avleses summen av hydrostatisk trykk og trykktap over den vertikale avstand h-i som trykkforskjell mellom trykkfølerne 7 og 8, og differansen mellom hydrostatisk trykk og trykktap over den vertikale avstand h2 avleses som trykkforskjell mellom trykkfølerne 9 og 10. Det avleses altså ulik trykkforskjell i gren 2 og gren 3 når væsken strømmer, og samme trykkforskjell når væsken står i ro. Ved enkel analyse av differansen og summen av trykkforskjellen i de to grenene, kan henholdsvis væskens tetthet og trykktapet pr lengdeenhet bestemmes. When the pipe loop 1 is filled with a liquid that is at rest, the difference in measured pressure between the pressure sensors 7 and 8 will correspond to the pressure difference between the sensors 9 and 10 per unit of distance in the vertical direction. If h-| is equal to h2, the pressure difference measured in branch 1 will be the same as in branch 2. This hydrostatic pressure difference will be proportional to the density of the liquid. If the liquid is made to flow through the pipe loop 1 by means of a pump not shown, the pressure loss between the pressure sensors 7 and 8 will lead to an increased pressure difference between them, as both pressure loss and hydrostatic pressure give a higher pressure at pressure sensor 7 than at pressure sensor 8. At the same time pressure loss between pressure sensors 9 and 10 will lead to a reduced read pressure difference between these two pressure sensors, as the pressure loss indicates that a higher pressure is read at pressure sensor 9 than at pressure sensor 10, while the hydrostatic pressure works the opposite. When liquid flows in pipe loop 1, the sum of hydrostatic pressure and pressure loss over the vertical distance h-i is read as the pressure difference between pressure sensors 7 and 8, and the difference between hydrostatic pressure and pressure loss over the vertical distance h2 is read as the pressure difference between pressure sensors 9 and 10. It is read i.e. different pressure difference in branch 2 and branch 3 when the liquid is flowing, and the same pressure difference when the liquid is at rest. By simple analysis of the difference and the sum of the pressure difference in the two branches, the density of the liquid and the pressure loss per unit length can be determined respectively.
Ved å sette trykk målt ved trykkfølerne 7, 8, 9 og 10 til henholdsvis py, pq, P9 °9 Pio ' trykkdifferanse P7 - ps til dp-j og trykkdifferanse Pg - P10 *'' dp2 - og tyngdens aksellerasjon til g, kan følgende formler oppstilles: By setting pressure measured at pressure sensors 7, 8, 9 and 10 to py, pq, P9 °9 Pio ' pressure difference P7 - ps to dp-j and pressure difference Pg - P10 *'' dp2 - and the acceleration of gravity to g, can the following formulas are drawn up:
Trykktap pr lengdeenhet = Pressure loss per unit length =
( l-|Sin(vi)d<p>2 - l2sin(v2)d<p->i ) / l-jl2( sin(v-|) - sin(v2) ) ( l-|Sin(vi)d<p>2 - l2sin(v2)d<p->i ) / l-jl2( sin(v-|) - sin(v2) )
Ved vertikale grener 2 og 3 og lik avstand mellom trykkføleren 7, 8 og 9, 10, forenkles dette, idet vinkel v-j = 90 grader, vinkel v2 = -90 grader og I-l = l2. Avstanden I-| = l2 er i det etterfølgende kalt I, og ovenstående formler reduseres til: With vertical branches 2 and 3 and an equal distance between the pressure sensor 7, 8 and 9, 10, this is simplified, as angle v-j = 90 degrees, angle v2 = -90 degrees and I-l = l2. The distance I-| = l2 is hereafter called I, and the above formulas reduce to:
Trykktap pr lengdeenhet = (dp2 + dp-|) / 21 Pressure loss per unit length = (dp2 + dp-|) / 21
Trykkfølerne 7 og 8 kan selvsagt erstattes av en differansetrykkføler som gir verdien dp-|direkte. Det samme gjelder for følerne 9 og 10. Hvis det nyttes differansetrykkfølere med væskefylte rørforbindelser til målepunktene i gren 2 og 3, må det på kjent måte tas hensyn til tettheten av denne væsken i ovenstående formler. The pressure sensors 7 and 8 can of course be replaced by a differential pressure sensor which gives the value dp-|directly. The same applies to sensors 9 and 10. If differential pressure sensors are used with liquid-filled pipe connections to the measuring points in branches 2 and 3, the density of this liquid must be taken into account in the above formulas in the known manner.
Claims (4)
Priority Applications (3)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
NO932801A NO178206C (en) | 1993-08-06 | 1993-08-06 | Method and apparatus for measuring density and pressure loss in a flowing liquid |
AU74689/94A AU7468994A (en) | 1993-08-06 | 1994-08-03 | A method and an apparatus for measuring density and pressure drop in a flowing fluid |
PCT/NO1994/000131 WO1995004869A1 (en) | 1993-08-06 | 1994-08-03 | A method and an apparatus for measuring density and pressure drop in a flowing fluid |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
NO932801A NO178206C (en) | 1993-08-06 | 1993-08-06 | Method and apparatus for measuring density and pressure loss in a flowing liquid |
Publications (4)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
NO932801D0 NO932801D0 (en) | 1993-08-06 |
NO932801L NO932801L (en) | 1995-02-07 |
NO178206B true NO178206B (en) | 1995-10-30 |
NO178206C NO178206C (en) | 1996-02-07 |
Family
ID=19896316
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
NO932801A NO178206C (en) | 1993-08-06 | 1993-08-06 | Method and apparatus for measuring density and pressure loss in a flowing liquid |
Country Status (3)
Country | Link |
---|---|
AU (1) | AU7468994A (en) |
NO (1) | NO178206C (en) |
WO (1) | WO1995004869A1 (en) |
Families Citing this family (15)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
NL1009248C2 (en) * | 1998-05-22 | 1999-11-24 | Groot Nijkerk Maschf B V De | Device for measuring the density of a flowing medium. |
US6807857B2 (en) * | 2002-06-05 | 2004-10-26 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method and apparatus for determining density of a flowing fluid |
US7668688B2 (en) | 2008-06-17 | 2010-02-23 | Saudi Arabian Oil Company | System, program product, and related methods for estimating and managing crude gravity in real-time |
US7860669B2 (en) | 2008-06-17 | 2010-12-28 | Saudi Arabian Oil Company | System, program product, and related methods for estimating and managing crude gravity in flowlines in real-time |
WO2018039636A1 (en) * | 2016-08-25 | 2018-03-01 | University Of South Florida | Systems and methods for automatically evaluating slurry properties |
US20190234209A1 (en) * | 2018-01-30 | 2019-08-01 | Saudi Arabian Oil Company | Measuring fluid density in a fluid flow |
US11371326B2 (en) | 2020-06-01 | 2022-06-28 | Saudi Arabian Oil Company | Downhole pump with switched reluctance motor |
US11499563B2 (en) | 2020-08-24 | 2022-11-15 | Saudi Arabian Oil Company | Self-balancing thrust disk |
US11920469B2 (en) | 2020-09-08 | 2024-03-05 | Saudi Arabian Oil Company | Determining fluid parameters |
US11644351B2 (en) | 2021-03-19 | 2023-05-09 | Saudi Arabian Oil Company | Multiphase flow and salinity meter with dual opposite handed helical resonators |
US11591899B2 (en) | 2021-04-05 | 2023-02-28 | Saudi Arabian Oil Company | Wellbore density meter using a rotor and diffuser |
US11913464B2 (en) | 2021-04-15 | 2024-02-27 | Saudi Arabian Oil Company | Lubricating an electric submersible pump |
US11994016B2 (en) | 2021-12-09 | 2024-05-28 | Saudi Arabian Oil Company | Downhole phase separation in deviated wells |
US12085687B2 (en) | 2022-01-10 | 2024-09-10 | Saudi Arabian Oil Company | Model-constrained multi-phase virtual flow metering and forecasting with machine learning |
CN116625906B (en) * | 2023-07-20 | 2023-10-20 | 中国科学院地质与地球物理研究所 | Dual-channel rock core top plug, pressure simulation device and nuclear magnetic resonance online displacement system |
Family Cites Families (4)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
SE311241B (en) * | 1962-09-27 | 1969-06-02 | Hansson C Ingf | |
FR1587047A (en) * | 1968-10-24 | 1970-03-06 | ||
GB1414797A (en) * | 1972-01-18 | 1975-11-19 | Ellicott Machine Corp | Specific gravity measuring means for moving slurries |
DE2507026A1 (en) * | 1975-02-19 | 1976-09-02 | Wolfgang Dockhorn | Drilling mud specific gravity meter - with thermometer probe between two vertically spaced pressure sensors |
-
1993
- 1993-08-06 NO NO932801A patent/NO178206C/en unknown
-
1994
- 1994-08-03 WO PCT/NO1994/000131 patent/WO1995004869A1/en active Application Filing
- 1994-08-03 AU AU74689/94A patent/AU7468994A/en not_active Abandoned
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
AU7468994A (en) | 1995-02-28 |
NO932801D0 (en) | 1993-08-06 |
WO1995004869A1 (en) | 1995-02-16 |
NO932801L (en) | 1995-02-07 |
NO178206C (en) | 1996-02-07 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
NO178206B (en) | Method and apparatus for measuring density and pressure loss in a flowing liquid | |
US3839914A (en) | Method and apparatus of determining the density, velocity and viscosity of following fluids | |
US3374341A (en) | Method for controlling pressure differential resulting from fluid friction forces in well-drilling operations | |
US8909479B2 (en) | Apparatus and method for detecting and quantifying leakage in a pipe | |
US20150211362A1 (en) | Systems and methods for monitoring drilling fluid conditions | |
EP0302558B1 (en) | Method of analysing fluid influxes in hydrocarbon wells | |
NO150097B (en) | PROCEDURE AND DEVICE FOR MEASURING VOLUME AND SPECIFIC WEIGHT OF SLAM IN A SLAM SHUNT FOR A DRILL SLAM SYSTEM | |
BRPI0408193B1 (en) | method for determining the quality of a formation fluid sample and apparatus for determining at least one parameter of interest for an underground formation | |
NO173349B (en) | PROCEDURE FOR AA CONTROL OF FLUID PUMP INFLUENCE IN AN OIL WELL | |
US4274283A (en) | Apparatus and method for measuring fluid gel strength | |
US7614276B2 (en) | Method for determining absolute density of cement slurry | |
US12084928B2 (en) | Apparatus and method for early kick detection and loss of drilling mud in oilwell drilling operations | |
US4485675A (en) | Pneumatic fluid densiometer | |
US3911741A (en) | Pneumatic fluid weighing device | |
US3750766A (en) | Controlling subsurface pressures while drilling with oil base muds | |
US4408486A (en) | Bell nipple densitometer method and apparatus | |
WO2008077041A2 (en) | Method to measure flow line return fluid density and flow rate | |
US7556106B1 (en) | Drilling fluid monitor | |
US11643928B2 (en) | Siphon pump chimney for formation tester | |
US2855780A (en) | Apparatus for bottom-hole pressure measurement | |
CA1117791A (en) | Apparatus and method for measuring properties of fluid | |
US3541854A (en) | Device for sensing the product of the density and the square of the rate of circulation of a fluid | |
RU2310069C2 (en) | System for automatic measuring of volume gas content and real density of drilling fluid | |
US20110240365A1 (en) | Internal Liquid Measurement and Monitoring System for a Three Phase Separator | |
US3115776A (en) | Method of formation testing in petroleum wells |