NO20101645L - Fremgangsmate for maling av flerfasestromning - Google Patents
Fremgangsmate for maling av flerfasestromningInfo
- Publication number
- NO20101645L NO20101645L NO20101645A NO20101645A NO20101645L NO 20101645 L NO20101645 L NO 20101645L NO 20101645 A NO20101645 A NO 20101645A NO 20101645 A NO20101645 A NO 20101645A NO 20101645 L NO20101645 L NO 20101645L
- Authority
- NO
- Norway
- Prior art keywords
- fluid
- flow
- flow meter
- zone
- fraction
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 72
- 239000003973 paint Substances 0.000 title 1
- 239000012223 aqueous fraction Substances 0.000 claims abstract description 22
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 19
- 238000012937 correction Methods 0.000 claims abstract description 14
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims description 140
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims description 18
- 238000012360 testing method Methods 0.000 claims description 14
- 238000005259 measurement Methods 0.000 claims description 13
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 claims description 8
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 claims description 8
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 claims description 8
- 238000011144 upstream manufacturing Methods 0.000 claims description 8
- 238000009530 blood pressure measurement Methods 0.000 claims description 7
- 238000004891 communication Methods 0.000 claims description 5
- 230000001105 regulatory effect Effects 0.000 claims description 2
- 239000007788 liquid Substances 0.000 abstract description 9
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 6
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 4
- 238000012544 monitoring process Methods 0.000 description 4
- 230000008569 process Effects 0.000 description 4
- 238000004458 analytical method Methods 0.000 description 3
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 3
- 239000012071 phase Substances 0.000 description 3
- 239000000523 sample Substances 0.000 description 3
- 238000009529 body temperature measurement Methods 0.000 description 2
- 238000004364 calculation method Methods 0.000 description 2
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 2
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 2
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 2
- 238000004945 emulsification Methods 0.000 description 2
- 230000005484 gravity Effects 0.000 description 2
- 239000007791 liquid phase Substances 0.000 description 2
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 230000002159 abnormal effect Effects 0.000 description 1
- 230000001133 acceleration Effects 0.000 description 1
- 230000009471 action Effects 0.000 description 1
- 230000033228 biological regulation Effects 0.000 description 1
- 230000005540 biological transmission Effects 0.000 description 1
- 230000008859 change Effects 0.000 description 1
- 230000006835 compression Effects 0.000 description 1
- 238000007906 compression Methods 0.000 description 1
- 238000001739 density measurement Methods 0.000 description 1
- 238000013461 design Methods 0.000 description 1
- 238000001514 detection method Methods 0.000 description 1
- 238000004836 empirical method Methods 0.000 description 1
- 239000000839 emulsion Substances 0.000 description 1
- 230000004907 flux Effects 0.000 description 1
- 238000010348 incorporation Methods 0.000 description 1
- 239000000463 material Substances 0.000 description 1
- 230000007246 mechanism Effects 0.000 description 1
- 238000013508 migration Methods 0.000 description 1
- 230000005012 migration Effects 0.000 description 1
- 230000000737 periodic effect Effects 0.000 description 1
- 238000011002 quantification Methods 0.000 description 1
- 238000000611 regression analysis Methods 0.000 description 1
- 238000005070 sampling Methods 0.000 description 1
- 238000000926 separation method Methods 0.000 description 1
Classifications
-
- 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
- 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
- G01F1/34—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 measuring pressure or differential pressure
- G01F1/36—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 measuring pressure or differential pressure the pressure or differential pressure being created by the use of flow constriction
Abstract
Flerfasestrømning blir estimert i en strømningsmåler med et første og et andre trinn ved empirisk å avlede en algoritme for vann- og gassfraksjonene, måle trykk inne i strømningsmåleren og estimere en total massestrømningsmengde basert på de målte trykkene. En korrigert total massestrømningsmengde blir beregnet med bruk av en væske/gass-slip-korrigeringsmetode. Oljefraksjonen kan bestemmes fra den korrigerte totale massestrømningsmengden og gass- og vannfraksjonene.
Description
Oppfinnelsens område
[0001] Denne oppfinnelsen vedrører generelt fluidproduksjon fra brønnhull, og mer spesifikt en fremgangsmåte for å måle flerfase fluidstrømning med bruk av en totrinns strømningsmåler.
Bakgrunn for oppfinnelsen
[0002] Strømningsmålere anvendes ofte for å måle strømning av fluid produsert fra en hydrokarbonproduksjonsbrønn. Strømningsmåleren kan være utplassert nedihulls i en produksjonsbrønn, en forbindelseslinje (jumper) eller senkekasse (caisson) anvendt i forbindelse med en havbunnsbrønn, eller en produksjonstransportlinje som anvendes for å fordele de produserte fluidene. Overvåkning av fluid produsert fra et brønnhull er nyttig for å evaluere brønnhull og for å estimere en brønns produktive levetid. I noen tilfeller kan transportlinjene frakte fluid produsert fra brønner med forskjellige eiere. Korrekt bokføring krever derfor en strømningsmåleranordning som overvåker strømningsbidraget fra hver eier.
[0003] Det produserte fluidet kan omfatte vann og/eller gass blandet med flytende hydrokarbon. Kunnskap om vannfraksjonen er ønskelig for å sikre at fullgode mekanismer er tilgjengelig for å skille ut vannet fra det produserte fluidet. I tillegg er mengden og tilstedeværelse av gass en annen indikator for brønnhullets ytelse, og massestrømning av damp påvirker transportkravene. Strømningsmålere kan bli anvendt som gir informasjon om total strømning, vannandel og gassfraksjoner. Disse krever imidlertid ofte regelmessig analyse av fluidet som kommer inn i strømningsmåleren. Dette kan omfatte å utplassere en prøvesonde oppstrøms strømningsmåleren, noe som kan føre til unøyaktighet og kan avbryte eller midlertidig stanse fluidproduksjon.
Oppsummering av oppfinnelsen
[0004] Det beskrives her en fremgangsmåte for å estimere flerfase fluidstrømning gjennom en totrinns strømningsmåler, omfattende det å måle fluidtilstand inne i strømningsmåleren og ved utløpet fra strømningsmåleren, beregne en initiell estimert verdi for total fluidstrømning (qm, gammel) gjennom strømningsmåleren, beregne en differensialtrykkmåling-korreksjonsfaktor basert på den initielt estimerte verdien for total fluidstrømning, beregne en ny estimert verdi for total fluidstrømning (qm,ny) gjennom strømningsmåleren med bruk av differensialtrykkmåling-korreksjonsfaktoren, beregne en ny korreksjonsfaktor basert på qm,ny og sette qm, gammel lik qm, ny, sammenlikne verdiene for qm, gammei rned qm, ny og gjenta dersom qm, gammei og qm, ny ikke er like, og beregne en korrigert verdi for total fluidstrømning når qm, gammeiog qm, ny er like. Fremgangsmåten omfatter videre det å empirisk avlede en fluidstrømning-prediksjonsalgoritme ved å strømningsteste strømningsmåleren. Strømningstesting av strømningsmåleren omfatter å utføre flere strømningstester og måle fluidtilstand inne i strømningsmåleren, der strømningstestene varierer gassfraksjon, vannfraksjon og fluidtype. Algoritmen omfatter en fluidtrekkmodell for en gassfraksjonsmodell og en vannfraksjonsmodell.
[0005] Fremgangsmåten omfatter det å estimere en fluidfraksjon ved hjelp av en empirisk avledet relasjon, der fluidfraksjonen velges fra en liste bestående av vannfraksjon og gassfraksjon. I fremgangsmåten ifølge krav 1 omfatter strømningsmåleren n soner, der hver sone danner en redusert strømningsdiameter (dn) i strømningsmåleren, og et fluidmålingsuttak anordnet nedstrøms n-te sone. Strømningsmåleren kan omfatte et fluidmålingsuttak oppstrøms en første av sonene, innenfor den første sonen, i en siste av sonene, og mellom nabosoner. Trykk- og temperaturomsettere kan stå i kommunikasjon med fluidmålingsuttaket. I én utførelsesform har sone én en redusert diameter d1, sone to har en redusert diameter d2 og sone tre har en redusert diameter d3, der d2 > d1 > d3.1 én utførelsesform av fremgangsmåten omfatter trinnet med å måle fluidtilstand ved utløpet fra strømningsmåleren det å måle strømningsmålerens utløpstrykk, idet fremgangsmåten videre omfatter det å estimere en fluidgassvolumfraksjon basert på strømningsmålerens utløpstrykk og estimere total massestrømning basert på den estimerte gassvolumfraksjonen.
[0006] En alternativ fremgangsmåte for å måle strømning av et tofasefluid gjennom en flertrinns strømningsmåler omfatter det å måle fluidtrykkverdier inne i strømningsmåleren og ved utløpet fra strømningsmåleren, estimere en fluiddampfraksjon ved hjelp av en empirisk avledet relasjon, der relasjonen er basert på strømningsmålerens utløpstrykk, estimere en fluidstrømningsrate gjennom strømningsmåleren basert på fluiddampfraksjonen og trykk målt inne i strømningsmåleren, og korrigere den estimerte fluidstrømningsraten med bruk av en iterativ regresjonsmetode og med det frembringe itererte strømningsverdier, fortsette regresjonsmetoden inntil suksessive itererte strømningsverdier er innenfor et fastsatt intervall, og velge de suksessive itererte strømningsverdiene innenfor intervallet som den korrigerte fluidstrømningsraten. Regresjonsmetoden kan omfatte en De Leeuw-korreksjon. Fremgangsmåten kan videre omfatte det å anordne strømningsmåleren i en hydrokarbonproduksjonsbrønn og måle fluider produsert fra brønnhullet.
[0007] Foreliggende oppfinnelse omfatter også en fremgangsmåte for å måle strømningstrekk ved et flerfasefluid, omfattende det å føre en flerfase fluidstrømning med fraksjoner av vann og gass gjennom en venturi-strømningsmåler, der måleren har soner med begrenset strømning, måle trykket ved utløpet fra strømningsmåleren og estimere en fraksjonsmengde med bruk av en empirisk avledet likning basert på det målte utløpstrykket fra strømningsmåleren.
Kort beskrivelse av tegningene
[0008] Figur 1 er en delvis tverrsnittsskisse av et foret brønnhull med produksjonsrør, og en strømningsmåler i produksjonsrøret.
[0009] Figur 2 er en delvis tverrsnittsskisse av en utførelsesform av en totrinns strømningsmåler.
[0010] Figur 3 er flytdiagram som illustrerer en utførelsesform av en fremgangsmåte for å bestemme strømning.
Detaljert beskrivelse av oppfinnelsen
[0011] Foreliggende oppfinnelse vil nå bli beskrevet mer i detalj i det følgende under henvisning til de vedlagte tegningene, der utførelsesformer av oppfinnelsen er vist. Denne oppfinnelsen kan imidlertid realiseres i mange forskjellige former, og skal ikke forstås som begrenset til de illustrerte utførelsesformene beskrevet her, tvert imot er disse utførelsesformene vist slik at denne beskrivelsen skal være gjennomgående og fullstendig og fullt ut formidle oppfinnelsens ramme til fagmannen. Like referansenummer henviser til like elementer i alle tegningene. For å lette henvisning til de vedlagte figurene er retningsbetegnelser kun anvendt for henvisning og illustrasjon. For eksempel er retningsbetegnelser så som "øvre", "nedre", "over", "under" og liknende anvendt for å illustrere en relativ posisjon.
[0012] Det må forstås at oppfinnelsen ikke er begrenset til de eksakte detaljene i oppbygging, virkemåte, eksakte materialer eller utførelsesformer vist og beskrevet, ettersom endringer og ekvivalenter vil være nærliggende for fagmannen. I tegningene og i beskrivelsen er det vist illustrerende utførelsesformer av oppfinnelsen, og selv om spesifikke betegnelser er anvendt, er de kun anvendt i en generisk og beskrivende forstand og ikke for å begrense. Følgelig skal oppfinnelsen kun begrenses av rammen til de vedføyde kravene.
[0013] Fremgangsmåten ifølge oppfinnelsen omfatter det å føre et fluid gjennom en strømningsmåler, måle fluidtilstand i strømningsmåleren og empirisk utvikle algoritmer som modellerer fluidgassfraksjon, vannfraksjon, oljefraksjon og total strømning. Forskjellige fluider kan bli strømningstestet, der fluidene har forskjellige fluidegenskaper, sammensetninger, gassfraksjoner og vannfraksjoner. I tillegg kan flere strømningsrater bli testet for hvert fluid eller forskjellige fluider. I én utførelsesform er strømningsmålerens utløpstrykk en fluidtilstand som tas i betraktning ved utvikling av algoritmen og når måleren brukes til å måle strømning.
[0014] En delvis tverrsnittsskisse av en hydrokarbonproduksjonsbrønn 5 er vist i figur 1. Brønnhullet 5 er kledd med foringsrør 7 og omfatter produksjonsrør 9 anordnet inne i brønnhullet 5. Produksjonsrøret 9 mottar og forsyner produserte fluider fra brønnhullet 5 til en brønnhodeenhet 13. Brønnhodeenheten 13 er anordnet oppå brønnhullet 5 og knyttet til en produksjonslinje 15 på overflaten for å fordele det produserte fluidet for videre behandling. Et skjematisk snitt av en strømningsmåler 20 er vist langs produksjonsrøret 9 og anordnet i brønnhullet 5. Et instrumentuttak 22 er vist innsatt i strømningsmåleren 20. Instrumentuttaket 22 kan omfatte en trykk- eller temperaturomsetter koblet til en datalinje 24, hvori signaldata fra omsetteren blir sendt gjennom datalinjen 24 til overflaten for overvåkning. Denne anordningen kan omfatte flere instrumentuttak med én eller flere datalinjer tilknyttet for overføring av representative signaldata for nedihulls overvåkning av fluidtilstand.
[0015] Figur 2 er en delvis tverrsnittsskisse av en strømningsmåler 30 som kan anvendes i fremgangsmåten beskrevet her. Trykkavlesninger tatt fra strømningsmåleren 30 under strømningstesting kan bli anvendt for å danne en algoritme som modellerer fluidstrømning gjennom strømningsmåleren 30. Eventuelt kan også temperaturmålinger bli tatt inne i strømningsmåleren 30. Strømningsmåleren 30 omfatter et hovedsakelig rørformet strømningsmålerhus 32 og diameterinnsnevringer i soner langs huset 32.1 én utførelsesform er innsnevringene tilsvarende de i en venturi-strømningsmåler, der strømningsdiameteren gradvis endrer seg fra en større til en mindre verdi og nedstrøms gradvis øker til hovedsakelig den opprinnelige store diameteren. Dette står i kontrast til en hull-(orifice)-strømningsmåler, som i alminnelighet har en brå endring av strømningsdiameteren.
[0016] Strømningen av fluid gjennom strømningsmåleren 30 er representert av pilen A ved innløpet til strømningsmåleren 30. Husets 32 diameter nær ved innløpet er representert ved Di. Strømningsdiameteren avtar til en struping med en diameter representert ved d-i. Strømningsdiameteren øker så gradvis fra di til D3, der D3har hovedsakelig samme verdi som D-i. For formålet med beskrivelsen her identifiserer sone én (Z-i) den andelen av strømningsmåleren 30 som har den ovennevnte reduserte diameteren di. Strømningsmåleren 30 i figur 2 omfatter to ytterligere innsnevringer av strømningsdiameteren. Én innsnevring reduserer strømningsdiameteren fra D3til en redusert diameter dz2- Området inne i strømningsmåleren 30 der diameteren avtar til D^, og der diameteren til strømningsarealet er lik d^, omtales her som sone to (Z2). En strømningssone tre (Z3) er vist umiddelbart nedstrøms sone to. Sone tre har en innsnevret diameter d2, der verdien til d2er mindre enn verdien til dZ2. Nedstrøms sone tre øker strømningsdiameteren gradvis til hovedsakelig den samme som den innvendige diameteren til huset 32.
[0017] Forskjellige uttak er vist skjematisk på oversiden av huset 32, uttakene er innrettet for å motta sonder som måler fluidtrykk, fluidtemperatur eller begge deler. Et instrumentuttak 34 er dannet gjennom huset 32 rett oppstrøms sone én. Instrumentuttaket 34 kommuniserer målinger til en omsetter 36 som måler fluidegenskaper og konverterer dem til et motsvarende datasignal som kan bli mottatt og overvåket. Eventuelt kan en kommunikasjonsforbindelse 55 i kombinasjon med en datamottaker 54 motta dataene for lagring eller overvåkning av overflatepersonale. Datamottakeren 54 kan befinne seg nede i hullet eller på overflaten. Et ytterligere instrumentuttak 38 er tilveiebragt gjennom huset 32 og langs området ved sone én. En differensialtrykkmåler 40 er anordnet mellom instrumentuttaket 38 og instrumentuttaket 34 som måler fluidtrykkforskjellen(e) mellom disse to punktene. En omsetter 39 kan eventuelt være tilveiebragt og stå i kommunikasjon med instrumentuttaket 38. Trykkforskjellen mellom instrumentuttaket 34 og instrumentuttaket 38 kan måles ved å sammenlikne avlesningene fra omsetteren 36 og omsetteren 38. Denne registrerte verdien kan også bli sendt til datamottakeren 54. Ytterligere instrumentuttak (42, 46, 50) er tilveiebragt i huset 32 henholdsvis mellom den første og den andre sonen, innenfor en tredje sone og nedstrøms den tredje sonen ved utløpet fra strømningsmåleren. Tilhørende omsettere (44, 48, 52) er innsatt i trykkuttakene (42, 46, 50). Omsetterene (44, 48, 52) er koblet til kommunikasjonsforbindelsen 55 koblet til datamottakeren 54. Følgelig kan trykket og/eller temperaturen ved hvert av disse stedene inne i strømningsmåleren bli målt under drift og fjernovervåket for fluidstrømningsmålinger med strømningsmåleren 30.
[0018] For illustrasjonsformål er trykkforskjeller mellom trykkuttakene illustrert som svarer til posisjonen til instrumentuttakene. APi representerer forskjellen mellom instrumentuttakene 34 og 38, APPL representerer trykkforskjellen mellom instrumentuttaket 34 og instrumentuttaket 50, APPL2representerer trykkforskjellen mellom instrumentuttaket 42 og instrumentuttaket 50, og AP2<1>representerer trykkforskjellen mellom instrumentuttaket 42 og instrumentuttaket 46.
[0019] En fordel med fremgangsmåten ifølge oppfinnelsen er at den empirisk avledede algoritmen kan bestemme gassvolumfraksjonen (GVF) uten å anvende en sekundær metode, f.eks. fluidanalyse, for å bestemme fluidegenskapene til gassen. Et eksempel på en sekundær metode er å måle volumsvinnkoeffisienten for et brønnhullsfluid, så som olje, og det produserte gass/olje-forholdet. Fremgangsmåten beskrevet her omfatter det å strømningsteste strømningsmåleren 30 i figur 2 og empirisk avlede algoritmer basert på disse testene. Algoritmene omfatter en permanent trykktapmåling (APPL2) over den andre og den tredje sonen (Z2, Z3). APPL2representerer trykkforskjellen målt mellom instrumentuttaket 42 og instrumentuttaket 50. En måling tatt ved instrumentuttaket 50 representerer trykket ved utløpet fra strømningsmåleren 30.1 betraktning av trykkmålingen ved utløpet fra strømningsmåleren 30 gir den empiriske fremgangsmåten en algoritme for å estimere vannfraksjonen eller vannandelen (WC - Water Cut) ut av strømningsmåleren 30 (likning 1a):
[0020] Vannandel,
[0021] Vw2og V2er henholdsvis vannvolum og totalt fluidvolum innenfor 7- z,02er en koeffisient som avhenger av tetthetsforskjellen mellom gassen og væsken. Koeffisienten er empirisk avledet for de forskjellige tetthetene til gass og vann. Koeffisienten k er målekorreksjonsfaktoren som korrigerer for avviket knyttet til måleinstrumentene.
[0022] Tilsvarende kan GVF for fluidet som strømmer gjennom verktøyet bli
estimert basert på forholdet mellom trykkforskjellen målt ved instrumentuttaket 34 og instrumentuttaket 50 (APPL) og trykkforskjellen målt ved instrumentuttaket 42 og instrumentuttaket 50 (AP2). Den resulterende algoritmen anvendt for estimere GVF for fluidet er vist nedenfor som likning 1 b.
[0024] I likning 1 b representerer Vq2gassvolum ved Z3 ogK2er en proporsjonalitetsfaktor. Proporsjonalitetsfaktoren er en empirisk avledet verdi som tar hensyn til strømningsregimet og vinklingen av strømningsmåleren 30. Den andre faktoren A er også empirisk avledet, og avhenger av tetthetsforskjellen mellom gassen og oljen i fluidstrømningen.
[0025] Kunnskap om gass- og/eller vannfraksjonen i en fluidstrøm kan være nyttig i forbindelse med transport av fluidstrømningen. For eksempel kan kunnskap om gass- eller vannfraksjonen i et prosessystem indikere om prosessen forløper innenfor forventede dimensjonerende forhold. Følgelig kan deteksjon av en fraksjon som ligger utenfor spesifikasjonen indikere en uregelmessighet eller annen awikstilstand som kan rettes opp med et passende tiltak. Ett eksempel på passende tiltak er å regulere strømningen nedstrøms. Tilsvarende, ved måling av produksjonsfluid inne i en hydrokarbonproduksjonsbrønn med en strømningsmåler, kan registrerte fluktuasjoner av gass- og/eller vannfraksjonsverdier representere uønskede forhold nede i hullet. Dette kan omfatte gjennombrudd av gass og vannfrontmigrering inn i brønnhullet. I noen tilfeller blir uønskede forhold avhjulpet eller korrigert ved å regulere strømningen ved brønnhodet. Strømningsregulering ved brønnhodet kan således være avhengig av de overvåkede fraksjonene nedihulls.
[0026] Som følge av gassekspansjon forårsaket av lokalt trykkfall i strømningsmåleren 30 tar fremgangsmåten ifølge oppfinnelsen hensyn til fluidgassfraksjon i den innledende estimeringen av total strømning gjennom måleren. Estimater for gassfraksjonen den totale massestrømningsraten kan bestemmes fra likningene 2 og 3. Den totale massestrømningsraten blir bestemt med bruk av følgende parametere:
[0027] Her er LVF = 1 - GVF, qmer den totale massestrømningsraten og qziog qz3er beregnet massestrømningsrate henholdsvis ved sone én og tre.
[0030] Her er Ciog C2utstrømningskoeffisienter knyttet til strømningen ved hver av venturidysene.
Di og D3representerer diameteren ved innløpet til henholdsvis den første og den andre sonen, som vist i figur 2,
di og d2representerer diameterverdier ved inngangen til innløpene til den første og den andre sonen, som vist i figur 2,
g representerer tyngdeakselerasjonen, og
Pi og p2representerer fluidtettheten i den første og den andre sonen.
[0032] Merk at qm= qv.p, der qver volumstrømningsraten ogP2beregnes ved hjelp av fluidkolonne-holdup-metoden. Det er antatt at massestrømningen er bevart, og derfor må qmi = qm2= qm- Ettersom massen er bevart i systemet får en ved å sette likning 3a lik 3b følgende relasjon:
[0034] Kombinasjon av likning 3 og 4 gir,
[0035] Fluidtettheten i den første sonen (pi) kan beregnes basert på de viste likningene. Fluidtettheten i den andre sonen (p2) blir bestemt ved hjelp av væske-holdupmetoden basert på n fjern trykk-, temperaturmåler anordnet ved en separasjonsavstand fra strømningsmåleren 30. Temperaturen og/eller trykket kan bli målt oppstrøms eller nedstrøms strømningsmåleren 30. Et eksempel på væske-holdup-metoden er vist i likning 9 nedenfor.
[0036] Som angitt over forårsakes en slip-effekt av blandingen av damp og væske
i fluidet som forårsaker et fenomen omtalt her som overlesing. Endringer i damptetthet med trykk er også en kilde til unøyaktigheter i den målte fluidstrømningen. Nøyaktig beregning av massestrømningen krever at en korrigerer differensialtrykkmålingen for innvirkningen av gasskomprimering og slip-effekter. I én utførelsesform anvender fremgangsmåten ifølge oppfinnelsen en De Leeuw-korreksjon for å kompensere for disse effektene. Denne omfatter først bestemmelse av Lockhart Martinelli-tallet (LM) ved hjelp av relasjonen vist i likning 5 nedenfor. Likning 5 involverer væskestrømningsraten Ql og gassstrømningsraten Qg, samt de individuelle tetthetene til væskefasen, p-\, og gassfasen, pg.
[0037] Lockhart Martinelli-tallet,
[0038] Likning 5 involverer væskestrømningsrate Ql og gassstrømningsrate Qg>samt de individuelle tetthetene til væskefasen, p-\, og gassfasen, pg.
[0039] Her er:
[0041] Når fluidet som måles er et nedihulls brønnfluid, kan flukstetthetene bestemmes ved hjelp av trykk- og temperaturavlesninger. Gassen kan antas å være metan, mens væsker innledningsvis kan bli innhentet og evaluert under boring. Væskene som innhentes under boring kan bli analysert for å frembringe et initielt estimat av borehullsvæskens tetthet. Mens strømningsmåleren 30 er i bruk nedihulls kan fluider bli innntet og analysert ved overflaten for å korrigere for endringer i væskesammensetning som påvirker fluidegenskaper. Dersom en kjenner LM-tallet, kan overlesningsverdien beregnes ved hjelp av likningene 7a og 7b nedenfor:
[0042] Overlesing,
[0043] Forholdsmessig (ratio metric) tetthet,
[0044] Eksponenten n er en empirisk avledet verdi bestemt av relasjonen i likning 7c nedenfor.
[0046] Her er Frg Froude-tallet som definert i likning 7d nedenfor.
[0048] I likning 7d representerer g tyngdekonstanten og Dn representerer den respektive verdien til diameteren ved innløpet til den første eller andre sonen { Z-\, Z2) i strømningsmåleren 30. Froude-tallet avhenger også av den overfladiske gasshastigheten (vs,gass) og avhenger således av gassvolumfraksjonen i likningene 2a og 2b. En verdi for den overfladiske gasshastigheten (vs, gass) finnes med bruk av relasjonen i likning 7e nedenfor.
[0050] Fremgangsmåten ifølge oppfinnelsen omfatter videre det å dividere det initielle estimatet for total strømning (qgammei) med overlesingsfaktoren cp funnet fra likning 7a for å frembringe et oppdatert eller nytt estimat av den totale strømningen (qm,ny), se likning 8.
[0052] Verdien til qm, gammeiblir sammenliknet med verdien til qm, ny- Dersom qm, gammei og qm, ny er forskjellige, omfatter fremgangsmåten det å beregne overlesingsverdien fra likningene 5-7 på nytt. Når overlesingsfaktoren cp blir beregnet på nytt, blir verdien til qm, ny fra likning 8 satt inn for qmi likningene 5-7. Verdien til qm, ny blir merket qm, gammeiog likning 8 blir regnet ut på nytt med bruk av de oppdaterte q-verdiene og overlesingsfaktoren cp. Denne prosessen gjentas iterativt inntil qm,oidog qm, ny er like eller tilnærmet like. Eventuelt kan forskjellen mellom qm, gammeiog qm, ny være innenfor et område. Når den iterative analysen er ferdig utført, blir massestrømningen qmsatt lik verdien til qm, ny-1 én utførelsesform omfatter fremgangsmåten regresjonsanalyse for å bestemme en verdi for den totale massestrømningen gjennom strømningsmåleren 30.
[0053] Når massestrømningsraten qmog gassvolumfraksjonen er bestemt, kan én eller begge av oljevolumfraksjonen og vannfraksjonen beregnes basert på tetthetsmålingen. Fraksjonene kan beregnes ved å bruke likning 1a og bestemme den individuelle komponenten av olje- og vannmassestrømningsrate. Alternativt kan en fluid-holdup-metode bli anvendt for å bestemme fluidets tetthet p2. Tettheten kan så bli anvendt for å konkludere vannandelen i fluidet. Dette er basert på innlemmelse av en fjern føler i en avstand d vekk fra strømningsmåleren, enten oppstrøms eller nedstrøms, der føleren kan måle trykk og eventuelt temperatur.
[0054] Bevaring av masse gir følgende relasjoner:
[0058] Disse relasjonene kan omskrives til likning 9 nedenfor:
[0060] GVF kan bestemmes fra likning 1, og fluidtetthetene kan bli bestemt fra trykk- og temperaturavlesninger. Kjenner en vannfraksjonen og gassfraksjonen, kan oljefraksjonen beregnes fra likning 10 nedenfor:
[0062] For å forbedre kvantifiseringen av strømningen kan emulgeringseffekter for olje og vann bli tatt hensyn til ved bestemmelse av viskositeten til olje/vann-emulsjonen. Emulgeringseffektene kan påvirke utstrømningskoeffisienten, C, som anvendes for å beregne massestrømningsrate (se likning 3).
[0063] Figur 3 representerer en utførelsesform av fremgangsmåten ifølge oppfinnelsen i form av et flytdiagram. Som beskrevet av denne fremgangsmåten blir algoritmer avledet empirisk som modellerer vannandelen og/eller dampfraksjonen i en mengde av målt fluid. Algoritmene blir utviklet ved å strømningsteste en totrinns strømningsmåler, så som den i figur 2, måle trykk i ett eller flere punkter inne i strømningsmåleren og så gjennomføre en kurvetilpasningsmetode fra de målte dataene for å avlede algoritmen. Trinn 100. Som angitt over kan strømningstestingen bli gjort på en rekke forskjellige fluider, der alle de forskjellige fluidene kan være væske, gass eller flerfasefluider. Fluider kan omfatte forskjellige sammensetninger og ha varierende fluidegenskaper. Fluidtesting av et bredt spekter av fluider kan gi empirisk avledede algoritmer som også er anvendelige for et bredt spekter av fluider.
[0064] Fremgangsmåten omfatter videre det å føre fluid gjennom strømningsmåleren og måle trykk inne i strømningsmåleren. Trinn 102. Dette måletrinnet kan bli utført inne i en hydrokarbonproduksjonsbrønn, en forbindelseslinje eller en senkekasse, i en transportlinje, eller i en hvilken som helst linje med fluid med eller uten tilhørighet til en hydrokarbonproduksjonsbrønn. Strømningsmåleren 30 kan således bli plassert inne i en hvilken som helst linje som anvendes for å transportere et fluid. Ved innsetting av verdiene for målt trykk funnet i trinn 102 i algoritmene i trinn 100 kan en finne estimater for væskevolumfraksjon, gassvolumfraksjon og vannmengde. Trinn 104.
[0065] Et initielt estimat av den totale massestrømningsraten qmblir beregnet. Beregningen er avhengig av gassfraksjonen i fluidstrømningen. Dersom gassfraksjonen er lavere enn 20%, vil den estimerte fluidstrømningen innledningsvis bli antatt å være mengden som strømmer inn i strømningsmåleren 30. Når væskevolumfraksjonen er 80% eller lavere enn total strømning, blir den totale massestrømningsraten estimert til å være lik den ved utløpet fra strømningsmåleren 30 basert på et målt trykkfall. Trinn 106. Med en initiell estimert strømningsrate og en gassvolumfraksjon, blir en De Leeuw-korreksjon gjort for å kompensere for slip-effekten fra gassen tilstede i fluidet. (Likningene 5 til 7). Trinn 107. Den estimerte strømningsraten qm, gammeiblir dividert med korreksjonsfaktoren for å finne en korrigert strømningsrate qm, ny- Trinn 108. Deretter blir den gamle og den nye strømningsraten sammenliknet. Trinn 110. Dersom strømningsratene er forskjellige, blir en ny korreksjonsfaktor beregnet med bruk av qm,ny som strømningsraten i disse likningene. Trinn 112.1 tillegg blir verdien til qm,gammeisatt lik qm,ny. Trinnene 108 og 110 blir gjentatt inntil qm,gammei er tilnærmet lik qm,ny.Når disse verdiene er like eller tilnærmet like kan den totale strømningsraten bli bestemt, og med bruk av de tidligere funnede verdiene for gass- og vannfraksjonene kan en estimere massestrømningsraten av gass og vann. Trinn 114.
[0066] Én av de mange fordelene med anordningen og fremgangsmåten ifølge oppfinnelsen er muligheten til å installere strømningsmåleren og på en nøyaktig måte måle strømning på et fjernt eller på annen måte utilgjengelig sted. Videre kan anordningen og fremgangsmåten ifølge oppfinnelsen muliggjøre nøyaktig måling av totalstrømning, vannandel og gassfraksjon gjennom trykk- og/eller temperaturmålinger. Periodisk strømningsprøvetaking er ikke nødvendig.
[0067] Foreliggende oppfinnelse som beskrevet her er derfor velegnet til å oppnå hensikten og realisere de angitte mål og fordeler, så vel som andre som følger med disse. Mens en for tiden foretrukket utførelsesform av oppfinnelsen er vist for å illustrere, er en rekke endringer mulige i detaljene i prosesser for å oppnå de ønskede resultatene. Disse og andre tilsvarende endringer vil være nærliggende for fagmannen, og er ment å være omfattet innenfor idéene i foreliggende oppfinnelse som vist her og rammen til de vedføyde kravene. Selv om oppfinnelsen kun er vist i én av sine former, vil det være klart for fagmannen at den ikke er begrenset til denne, men er mottakelig for forskjellige endringer uten å fjerne seg fra oppfinnelsens ramme.
Claims (25)
1. Fremgangsmåte for å estimere flerfase fluidstrømning gjennom en totrinns strømningsmåler, omfattende det å:
a. måle fluidtilstand inne i strømningsmåleren og ved strømningsmålerens utløp,
b. beregne en initiell estimert verdi for total fluidstrømning (qm , gammei ) gjennom strømningsmåleren,
c. beregne en differensialtrykkmåling-korreksjonsfaktor basert på den initielle estimerte verdien for total fluidstrømning,
d. beregne en ny estimert verdi for total fluidstrømning (qm ,n y) gjennom strømningsmåleren med bruk av differensialtrykkmåling-korreksjonsfaktoren,
e. beregne en ny korreksjonsfaktor basert på qm , ny og sette qm , gammei lik qm , ny>
f. sammenlikne verdien for qmi gammei med qm , ny og gjenta trinnene (c) til (e) dersom qm , gammel og qm , ny ikke er like, og
g. beregne en korrigert verdi for total fluidstrømning når qm , gamme iog qm ,ny er like.
2. Fremgangsmåte ifølge krav 1, videre omfattende det å empirisk avlede en fluidstrømning-prediksjonsalgoritme ved å strømningsteste strømningsmåleren.
3. Fremgangsmåte ifølge krav 2, der det å strømningsteste strømningsmåleren omfatter det å utføre flere strømningstester og måle fluidtilstand inne i strømningsmåleren, der strømningstestene varierer gassfraksjon, vannfraksjon og fluidtype.
4. Fremgangsmåte ifølge krav 2, der algoritmen omfatter en fluidtrekkmodell, der trekket velges fra listen bestående av en gassfraksjonmodell og en vannfraksjonmodell.
5. Fremgangsmåte ifølge krav 1, videre omfattende det å estimere en fluidfraksjon ved hjelp av en empirisk avledet relasjon, der fluidfraksjonen velges fra en liste bestående av vannfraksjon og gassfraksjon.
6. Fremgangsmåte ifølge krav 1, der strømningsmåleren omfatter n soner, der hver sone har en redusert strømningsdiameter (dn ) i strømningsmåleren og et fluidmålingsuttak anordnet nedstrøms n-te sone.
7. Fremgangsmåte ifølge krav 6, der strømningsmåleren videre omfatter et fluidmålinguttak oppstrøms en første av sonene, inne i den første sonen, i en siste av sonene, og mellom nabosoner.
8. Fremgangsmåte ifølge krav 6, der en trykk- og temperaturomsetter står i kommunikasjon med fluidmålingsuttaket.
9. Fremgangsmåte ifølge krav 6, der strømningsmåleren omfatter en sone én med redusert diameter di, en sone to med redusert diameter 62 og en sone tre med redusert diameter d3 , der 62 > di <>> d3 .
10. Fremgangsmåte ifølge krav 9, videre omfattende det å måle fluidtilstand oppstrøms sone én, i sone én, mellom sone én og sone to, og i sone tre.
11. Fremgangsmåte ifølge krav 10, videre omfattende det å estimere en fluidvannfraksjon basert på en trykkforskjell mellom fluidtrykkene målt ved strømningsmålerens utløp og i området mellom sone én og sone to.
12. Fremgangsmåte ifølge krav 10, videre omfattende det å estimere en fluidgassfraksjon basert på en trykkforskjell mellom fluidtrykkene målt ved strømningsmålerens utløp og oppstrøms sone én.
13. Fremgangsmåte ifølge krav 1, videre omfattende det å empirisk avlede en vannfraksjonsmodell, der modellen omfatter
14. Fremgangsmåte ifølge krav 1, videre omfattende det å empirisk avlede en gassfraksjonsmodell, der modellen omfatter
15. Fremgangsmåte ifølge krav 1, der det trinn å måle fluidtilstand ved strømningsmålerens utløp omfatter det å måle strømningsmålerens utløpstrykk, idet fremgangsmåten videre omfatter det å estimere en fluidgassvolumfraksjon basert på strømningsmålerens utløpstrykk og estimere den totale massestrømningen basert på den estimerte gassvolumfraksjonen.
16. Fremgangsmåte for å måle strømning av et tofasefluid gjennom en flertrinns strømningsmåler, omfattende det å:
måle fluidtrykkverdier inne i strømningsmåleren og ved strømningsmålerens utløp,
estimere en fluiddampfraksjon med bruk av en empirisk avledet relasjon, der relasjonen er basert på strømningsmålerens utløpstrykk,
estimere en fluidstrømningsmengde gjennom strømningsmåleren basert på fluiddampfraksjonen og trykk målt inne i strømningsmåleren,
korrigere den estimerte fluidstrømningsmengden med bruk av en iterativ regresjonsmetode og med det frembringe itererte strømningsverdier,
fortsette regresjonsmetoden inntil suksessive itererte strømningsverdier er innenfor et fastsatt intervall, og
velge de suksessive itererte strømningsverdiene innenfor intervallet som den korrigerte fluidstrømningsmengden.
17. Fremgangsmåte ifølge krav 16, der regresjonsmetoden omfatter en De Leeuw-korreksjon.
18. Fremgangsmåte ifølge krav 16, der strømningsmåleren omfatter en venturimåler med sone én, sone to og sone tre, der hver sone har respektive innsvevrede diametere di, 62 og d3 , der 62<>> di <>> d3 .
19. Fremgangsmåte ifølge krav 16, videre omfattende det å anordne strømningsmåleren i en hydrokarbonproduksjonsbrønn og måle fluider som produseres fra brønnhullet.
20. Fremgangsmåte for å måle strømningstrekk ved et flerfasefluid, omfattende det å:
føre en flerfase fluidstrømning med fraksjoner av vann og gass gjennom en venturi-strømningsmåler, der måleren har innsnevrede strømningssoner,
måle trykk ved strømningsmålerens utløp, og
estimere en fraksjonsmengde med bruk av en empirisk avledet likning basert på det målte utløpstrykket fra strømningsmåleren.
21. Fremgangsmåte ifølge krav 20, der fraksjonen som estimeres omfatter en vannfraksjon.
22. Fremgangsmåte ifølge krav 20, der fraksjonen som estimeres omfatter en gassfraksjon.
23. Fremgangsmåte ifølge krav 21, der strømningsmåleren omfatter tre innsnevrede strømningssoner, idet fremgangsmåten videre omfatter det å måle fluidtrykk mellom den første og den andre innsnevrede sonen, sammenlikne de målte fluidtrykkene, og anvende de sammenliknede målte fluidtrykkene i trinnet med å estimere vannfraksjonen.
24. Fremgangsmåte ifølge krav 22, der strømningsmåleren omfatter tre innsnevrede strømningssoner, idet fremgangsmåten videre omfatter det å måle fluidtrykk ved strømningsmålerens innløp, sammenlikne de målte fluidtrykkene og anvende de sammenliknede trykkene i trinnet med å estimere gassfraksjonen.
25. Fremgangsmåte ifølge krav 20, videre omfattende det å regulere fluidstrømning nedstrøms strømningsmåleren basert på verdien til den estimerte fraksjonsmengden.
Applications Claiming Priority (2)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| US12/127,232 US7707897B2 (en) | 2008-05-27 | 2008-05-27 | Method of measuring multiphase flow using a multi-stage flow meter |
| PCT/US2009/045228 WO2009151954A2 (en) | 2008-05-27 | 2009-05-27 | Method of measuring multiphase flow |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| NO20101645L true NO20101645L (no) | 2010-12-17 |
| NO343107B1 NO343107B1 (no) | 2018-11-05 |
Family
ID=41378131
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| NO20101645A NO343107B1 (no) | 2008-05-27 | 2010-11-23 | Fremgangsmåte for måling av flerfasestrømning |
Country Status (7)
| Country | Link |
|---|---|
| US (2) | US7707897B2 (no) |
| AU (1) | AU2009257758B2 (no) |
| BR (1) | BRPI0913194B1 (no) |
| GB (1) | GB2472176B (no) |
| NO (1) | NO343107B1 (no) |
| SA (1) | SA12127232B1 (no) |
| WO (1) | WO2009151954A2 (no) |
Families Citing this family (46)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US7707897B2 (en) * | 2008-05-27 | 2010-05-04 | Baker Hughes Incorporated | Method of measuring multiphase flow using a multi-stage flow meter |
| US8521450B2 (en) * | 2009-05-27 | 2013-08-27 | Schlumberger Technology Coporation | Gas/liquid flow rate determination |
| US7934433B1 (en) * | 2009-11-04 | 2011-05-03 | Baker Hughes Incorporated | Inverse venturi meter with insert capability |
| US8061219B2 (en) * | 2010-03-02 | 2011-11-22 | Schlumberger Technology Corporation | Flow restriction insert for differential pressure measurement |
| US9335195B2 (en) * | 2011-02-16 | 2016-05-10 | Baker Hughes Incorporated | Multiphase meter to provide data for production management |
| CN102322908B (zh) * | 2011-08-11 | 2012-11-14 | 南通市飞宇石油科技开发有限公司 | 差压式油气水三相计量装置 |
| US10480312B2 (en) | 2011-09-29 | 2019-11-19 | Saudi Arabian Oil Company | Electrical submersible pump flow meter |
| US9500073B2 (en) * | 2011-09-29 | 2016-11-22 | Saudi Arabian Oil Company | Electrical submersible pump flow meter |
| GB2497321B (en) | 2011-12-06 | 2014-06-18 | Senico Ltd | Multi-phase metering of fluid flows |
| US20130195695A1 (en) * | 2012-01-30 | 2013-08-01 | General Electric Company | Hollow rotor motor and systems comprising the same |
| US8915123B2 (en) * | 2012-03-30 | 2014-12-23 | Schlumberger Technology Corporation | Methods and apparatus for determining a viscosity of oil in a mixture |
| US8973433B2 (en) * | 2012-06-04 | 2015-03-10 | Baker Hughes Incorporated | Dual differential pressure multiphase flow meter |
| US10077997B2 (en) * | 2012-07-24 | 2018-09-18 | Haimo Technologies Group Corp. | Wet gas flow measuring method and apparatus |
| WO2014070781A2 (en) * | 2012-10-29 | 2014-05-08 | Hospira, Inc. | Fluid flow passage to improve air-in-line detection |
| US9433743B2 (en) | 2013-06-28 | 2016-09-06 | Carefusion 303, Inc. | Ventilator exhalation flow valve |
| US9795757B2 (en) | 2013-06-28 | 2017-10-24 | Vyaire Medical Capital Llc | Fluid inlet adapter |
| US9962514B2 (en) | 2013-06-28 | 2018-05-08 | Vyaire Medical Capital Llc | Ventilator flow valve |
| US9707369B2 (en) | 2013-06-28 | 2017-07-18 | Vyaire Medical Capital Llc | Modular flow cassette |
| US9541098B2 (en) | 2013-06-28 | 2017-01-10 | Vyaire Medical Capital Llc | Low-noise blower |
| US9746359B2 (en) | 2013-06-28 | 2017-08-29 | Vyaire Medical Capital Llc | Flow sensor |
| DE102013014532B3 (de) | 2013-09-03 | 2014-11-06 | W. O. M. World of Medicine GmbH | Vorrichtung und Verfahren zur Bestimmung von Mischungsverhältnissen strömender Medien |
| US20150133861A1 (en) | 2013-11-11 | 2015-05-14 | Kevin P. McLennan | Thermal management system and method for medical devices |
| US9255827B2 (en) * | 2013-12-17 | 2016-02-09 | International Business Machines Corporation | Computer based fluid flow velocity estimation from concentrations of a reacting constituent for products and services |
| US11047722B2 (en) | 2013-12-17 | 2021-06-29 | International Business Machines Corporation | Computer based fluid flow velocity estimation from concentrations of a reacting constituent for products and services |
| US9574438B2 (en) * | 2014-04-15 | 2017-02-21 | Baker Hughes Incorporated | Fluid velocity flow meter for a wellbore |
| US9982519B2 (en) * | 2014-07-14 | 2018-05-29 | Saudi Arabian Oil Company | Flow meter well tool |
| US10143795B2 (en) | 2014-08-18 | 2018-12-04 | Icu Medical, Inc. | Intravenous pole integrated power, control, and communication system and method for an infusion pump |
| WO2016046455A1 (fr) * | 2014-09-25 | 2016-03-31 | Total S.A. | Production d'hydrocarbures avec séparateur de test |
| US20160341585A1 (en) * | 2015-05-19 | 2016-11-24 | Medeng Research Institute Ltd. | Multiphase Flow Meter |
| ES2809505T3 (es) | 2015-05-26 | 2021-03-04 | Icu Medical Inc | Dispositivo de administración de fluido de infusión desechable para la administración programable de fármacos de gran volumen |
| US10101194B2 (en) | 2015-12-31 | 2018-10-16 | General Electric Company | System and method for identifying and recovering from a temporary sensor failure |
| US10401207B2 (en) | 2016-09-14 | 2019-09-03 | GE Oil & Gas UK, Ltd. | Method for assessing and managing sensor uncertainties in a virtual flow meter |
| US11940318B2 (en) | 2016-09-27 | 2024-03-26 | Baker Hughes Energy Technology UK Limited | Method for detection and isolation of faulty sensors |
| US11378506B2 (en) * | 2017-12-12 | 2022-07-05 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Methods and systems for monitoring drilling fluid rheological characteristics |
| US20190234209A1 (en) * | 2018-01-30 | 2019-08-01 | Saudi Arabian Oil Company | Measuring fluid density in a fluid flow |
| USD939079S1 (en) | 2019-08-22 | 2021-12-21 | Icu Medical, Inc. | Infusion pump |
| US11125058B2 (en) | 2019-09-13 | 2021-09-21 | Silverwell Technology Ltd | Method of wellbore operations |
| CN111351540B (zh) * | 2020-03-23 | 2021-02-09 | 浙江大学 | 一种气力输送过程中颗粒质量流率的检测方法和系统 |
| US11371326B2 (en) | 2020-06-01 | 2022-06-28 | Saudi Arabian Oil Company | Downhole pump with switched reluctance motor |
| US11448059B2 (en) * | 2020-08-06 | 2022-09-20 | Saudi Arabian Oil Company | Production logging tool |
| 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 |
| WO2023209721A1 (en) * | 2022-04-28 | 2023-11-02 | N-Drip Ltd. | System and method for measuring flow rate |
Citations (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| WO1999015862A1 (en) * | 1997-09-24 | 1999-04-01 | Lockheed Martin Idaho Technologies Company | Special configuration differential pressure flow meter |
| US7057392B2 (en) * | 2002-09-06 | 2006-06-06 | Baker Hughes Incorporated | Method and apparatus for directional resistivity measurement while drilling |
Family Cites Families (9)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| GB9209231D0 (en) * | 1992-04-29 | 1992-06-17 | Peco Machine Shop And Inspecti | Flowrate monitoring apparatus |
| US5597961A (en) * | 1994-06-27 | 1997-01-28 | Texaco, Inc. | Two and three phase flow metering with a water cut monitor and an orifice plate |
| AU4593600A (en) * | 1999-05-10 | 2000-11-21 | Schlumberger Holdings Limited | Flow meter for multi-phase mixtures |
| US6755086B2 (en) * | 1999-06-17 | 2004-06-29 | Schlumberger Technology Corporation | Flow meter for multi-phase mixtures |
| GB0029055D0 (en) | 2000-11-29 | 2001-01-10 | Expro North Sea Ltd | Apparatus for and method of measuring the flow of a multi-phase fluid |
| GB2399641B (en) * | 2003-03-18 | 2005-08-31 | Schlumberger Holdings | Method and apparatus for determining the gas flow rate of a gas-liquid mixture |
| GB2437904B (en) * | 2005-03-04 | 2009-08-05 | Schlumberger Holdings | Method and apparatus for measuring the flow rates of the individual phases of a multiphase fluid mixture |
| GB2430493B (en) * | 2005-09-23 | 2008-04-23 | Schlumberger Holdings | Systems and methods for measuring multiphase flow in a hydrocarbon transporting pipeline |
| US7707897B2 (en) * | 2008-05-27 | 2010-05-04 | Baker Hughes Incorporated | Method of measuring multiphase flow using a multi-stage flow meter |
-
2008
- 2008-05-27 US US12/127,232 patent/US7707897B2/en active Active
-
2009
- 2009-05-27 SA SA109300333A patent/SA12127232B1/ar unknown
- 2009-05-27 GB GB1019911.5A patent/GB2472176B/en active Active
- 2009-05-27 AU AU2009257758A patent/AU2009257758B2/en active Active
- 2009-05-27 BR BRPI0913194-9A patent/BRPI0913194B1/pt active IP Right Grant
- 2009-05-27 WO PCT/US2009/045228 patent/WO2009151954A2/en active Application Filing
-
2010
- 2010-03-17 US US12/725,994 patent/US20100199780A1/en not_active Abandoned
- 2010-11-23 NO NO20101645A patent/NO343107B1/no unknown
Patent Citations (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| WO1999015862A1 (en) * | 1997-09-24 | 1999-04-01 | Lockheed Martin Idaho Technologies Company | Special configuration differential pressure flow meter |
| US7057392B2 (en) * | 2002-09-06 | 2006-06-06 | Baker Hughes Incorporated | Method and apparatus for directional resistivity measurement while drilling |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| BRPI0913194A2 (pt) | 2016-01-12 |
| US7707897B2 (en) | 2010-05-04 |
| GB2472176A (en) | 2011-01-26 |
| AU2009257758B2 (en) | 2014-05-08 |
| US20090293634A1 (en) | 2009-12-03 |
| SA12127232B1 (ar) | 2013-08-25 |
| GB201019911D0 (en) | 2011-01-05 |
| GB2472176B (en) | 2012-09-05 |
| US20100199780A1 (en) | 2010-08-12 |
| BRPI0913194B1 (pt) | 2020-12-29 |
| AU2009257758A1 (en) | 2009-12-17 |
| WO2009151954A3 (en) | 2010-03-11 |
| NO343107B1 (no) | 2018-11-05 |
| WO2009151954A2 (en) | 2009-12-17 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| NO20101645L (no) | Fremgangsmate for maling av flerfasestromning | |
| AU2010282333B2 (en) | Method of measuring multi-phase fluid flow downhole | |
| US7987733B2 (en) | Determination of density for metering a fluid flow | |
| AU2010263370B2 (en) | Apparatus and method for detecting and quantifying leakage in a pipe | |
| JP6522862B2 (ja) | 多相コリオリ測定装置および方法 | |
| US8973433B2 (en) | Dual differential pressure multiphase flow meter | |
| NO335801B1 (no) | System og fremgangsmåte for estimering av flerfase-fluidrater i en undergrunnsbrønn | |
| US20080257413A1 (en) | System, Program Product, and Related Methods for Global Targeting of Process Utilities Under Varying Conditions | |
| US11280141B2 (en) | Virtual multiphase flowmeter system | |
| WO2004083788A1 (en) | Method and apparatus for determining the gas flow rate of a gas-liquid mixture | |
| RU2623389C1 (ru) | Способ определения обводненности нефтеводяной смеси, добываемой из нефтяной скважины | |
| NO322629B1 (no) | Forbedret fremgangsmate og apparat for a forutse fluidkarakteristikker i et bronnhull | |
| NO20141350A1 (no) | System for produksjonsøkning og måling av strømningsrate i en rørledning | |
| US7674624B2 (en) | Method for real-time determination of volume fractions of a production fluid in a hydrocarbon reservoir | |
| RU2378638C2 (ru) | Плотномер-расходомер жидких сред | |
| BR112018004212B1 (pt) | Sistema e método para obter um módulo volumétrico eficaz de um sistema de perfuração com pressão gerenciada | |
| Zhou et al. | Probing rate estimation methods for multiphase flow through surface chokes | |
| RU73485U1 (ru) | Плотномер-расходомер жидких сред | |
| Ausen et al. | Uncertainty evaluation applied to a model-based Virtual Flow Metering system | |
| Akil et al. | Permanent Downhole Flow Metering Improves Reservoir Management in Subsea Environment: A North Sea Case Study | |
| Kiryushkina et al. | Implementation of Customized Algorithms Extends Downhole Flowmeter Applications in Two-Phase Oil-Gas Flow: A Subsea North Sea Case Study | |
| US20110139446A1 (en) | Method of Determining Queried Fluid Cuts Along a Tubular |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| CHAD | Change of the owner's name or address (par. 44 patent law, par. patentforskriften) |
Owner name: BAKER HUGHES, US |