NO321278B1 - Anordning for maling av fluidstromningsrate i ror ved bruk av fluidistor - Google Patents
Anordning for maling av fluidstromningsrate i ror ved bruk av fluidistor Download PDFInfo
- Publication number
- NO321278B1 NO321278B1 NO20041783A NO20041783A NO321278B1 NO 321278 B1 NO321278 B1 NO 321278B1 NO 20041783 A NO20041783 A NO 20041783A NO 20041783 A NO20041783 A NO 20041783A NO 321278 B1 NO321278 B1 NO 321278B1
- Authority
- NO
- Norway
- Prior art keywords
- fluid
- fluidistor
- pipe
- pipe joint
- flow rate
- Prior art date
Links
- 239000012530 fluid Substances 0.000 title claims description 39
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims description 8
- 238000005259 measurement Methods 0.000 claims description 7
- 238000001228 spectrum Methods 0.000 claims description 7
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims description 6
- 238000000034 method Methods 0.000 claims description 5
- 230000010355 oscillation Effects 0.000 claims description 5
- 239000013307 optical fiber Substances 0.000 claims description 4
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 claims description 3
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 claims description 3
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 claims description 3
- 238000004422 calculation algorithm Methods 0.000 claims 4
- 239000000835 fiber Substances 0.000 claims 4
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 5
- 230000010349 pulsation Effects 0.000 description 4
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 3
- 239000012528 membrane Substances 0.000 description 2
- 238000000491 multivariate analysis Methods 0.000 description 2
- 238000010183 spectrum analysis Methods 0.000 description 2
- 238000007619 statistical method Methods 0.000 description 2
- 230000005534 acoustic noise Effects 0.000 description 1
- 230000003321 amplification Effects 0.000 description 1
- 238000004458 analytical method Methods 0.000 description 1
- 238000009530 blood pressure measurement Methods 0.000 description 1
- 239000013078 crystal Substances 0.000 description 1
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 1
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 1
- 239000000463 material Substances 0.000 description 1
- 238000013178 mathematical model Methods 0.000 description 1
- 238000003801 milling Methods 0.000 description 1
- 238000003199 nucleic acid amplification method Methods 0.000 description 1
- 230000003287 optical effect Effects 0.000 description 1
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 1
- 239000003208 petroleum Substances 0.000 description 1
- 230000000704 physical effect Effects 0.000 description 1
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B47/00—Survey of boreholes or wells
-
- 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
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B47/00—Survey of boreholes or wells
- E21B47/10—Locating fluid leaks, intrusions or movements
- E21B47/113—Locating fluid leaks, intrusions or movements using electrical indications; using light radiations
- E21B47/114—Locating fluid leaks, intrusions or movements using electrical indications; using light radiations using light radiation
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01F—MEASURING VOLUME, VOLUME FLOW, MASS FLOW OR LIQUID LEVEL; METERING BY VOLUME
- G01F1/00—Measuring the volume flow or mass flow of fluid or fluent solid material wherein the fluid passes through a meter in a continuous flow
- G01F1/05—Measuring the volume flow or mass flow of fluid or fluent solid material wherein the fluid passes through a meter in a continuous flow by using mechanical effects
- G01F1/20—Measuring the volume flow or mass flow of fluid or fluent solid material wherein the fluid passes through a meter in a continuous flow by using mechanical effects by detection of dynamic effects of the flow
- G01F1/22—Measuring the volume flow or mass flow of fluid or fluent solid material wherein the fluid passes through a meter in a continuous flow by using mechanical effects by detection of dynamic effects of the flow by variable-area meters, e.g. rotameters
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01F—MEASURING VOLUME, VOLUME FLOW, MASS FLOW OR LIQUID LEVEL; METERING BY VOLUME
- G01F1/00—Measuring the volume flow or mass flow of fluid or fluent solid material wherein the fluid passes through a meter in a continuous flow
- G01F1/05—Measuring the volume flow or mass flow of fluid or fluent solid material wherein the fluid passes through a meter in a continuous flow by using mechanical effects
- G01F1/20—Measuring the volume flow or mass flow of fluid or fluent solid material wherein the fluid passes through a meter in a continuous flow by using mechanical effects by detection of dynamic effects of the flow
- G01F1/32—Measuring the volume flow or mass flow of fluid or fluent solid material wherein the fluid passes through a meter in a continuous flow by using mechanical effects by detection of dynamic effects of the flow using swirl flowmeters
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01F—MEASURING VOLUME, VOLUME FLOW, MASS FLOW OR LIQUID LEVEL; METERING BY VOLUME
- G01F1/00—Measuring the volume flow or mass flow of fluid or fluent solid material wherein the fluid passes through a meter in a continuous flow
- G01F1/74—Devices for measuring flow of a fluid or flow of a fluent solid material in suspension in another fluid
Landscapes
- Physics & Mathematics (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Geology (AREA)
- General Physics & Mathematics (AREA)
- Geophysics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Health & Medical Sciences (AREA)
- Toxicology (AREA)
- Measuring Volume Flow (AREA)
- Measuring Arrangements Characterized By The Use Of Fluids (AREA)
Description
Innledning
Foreliggende oppfinnelse angår en anordning for måling av fluidstrømningsrate i rør. Nærmere bestemt angår oppfinnelsen måling av væske/ gasstrøm, både volum og masse ved å utnytte et fluidistorprinsipp til måling av volum strøm, og så kombineres dette med en differensialtrykkmåling som gir informasjon om fluidets masse, samt en spektralanalyse av trykksignalet. Disse signalene kombineres i en matematisk modell til å karakterisere fluidets fysiske egenskaper.
Bakgrunn for oppfinnelsen
Fluidistorer benyttet med negativ tilbakekobling som volumstrømsmålere er beskrevet i en rekke tidligere patenter. I US patent nr. 3,238,960 beskrives fluidoscillatoren som voiummåleelement i kombinasjon med en måleblende for å måle strømningen i et rør. I US patent nr. 5,127,173 utnytter man en litt annen utførelse med en tilbakekoblet fluidistor og en Venturi for å skape et drivende trykk som gir en proporsjonal strømning gjennom måleelementet. Ulike metoder for å detektere trykkpulsasjonene hvis frekvens er proporsjonal med trykket, er anvist i disse og andre patenter på området.
I US patent nr. 5,083,452 beskrives hvordan det akustiske støymønsteret i et rør med en restriksjon kan brukes til å karakterisere væsken i røret ved hjelp av statistiske analysemetoder (multivariat analyse).
Fluidistor-måleanordninger har imidlertid til nå bare vært benyttet i form av utvendige påbygningsenheter av omfangsrik type, og således vært uaktuelle for anvendelser nedihulls på oljeproduksjonsfelter. Det er således av interesse å forbedre denne teknologien for å oppnå en slik utvidelse av anvendelsesområdet, for det er mulig å oppnå gode målinger med denne teknikken, og det behøver ikke å stilles store krav til trykksensoren som benyttes.
Hovedinnholdet av oppfinnelsen
Det er et formål for foreliggende oppfinnelse å tilveiebringe en anordning for måling av flerfaset flu id strømning, som gir gode måleresultater ved måling nedihulls i hydrokarbonbrønner.
Det er et annet formål for foreliggende oppfinnelse å tilveiebringe en måleanordning som kan oppnå presise måleverdier for de forskjellige faser av en flerfasefluidstrømning.
Det er et ytterligere formål å oppnå måleanordntnger som er egnet for både innstrømning i og gjennomstrømning av produksjonsrør i en hydrokarbonbrønn.
Det er videre et formål å benytte en fluidistormåler til å oppnå gode strømningsmålinger nedihulls uten at det stilles store krav til fluidistorens trykksensor.
Disse og andre formål blir oppnådd ved tilveiebringelse av en anordning for måling av fluidstrømningsrate i rør slik som definert i det vedføyde patentkrav 1.
Ytterligere formål og fordeler oppnås gjennom de ytterligere spesifiserte anordninger som fremgår av de tilknyttede uselvstendige patentkrav 2-11.
De ovennevnte formål og fordeler, samt en mer detaljert forklaring av oppfinnelsens virkemåte, vil fremgå klarere av den nedenstående detaljbeskrivene av fordelaktige utførelsesformer av oppfinnelsen, og beskrivelsen skal også sammenholdes med de vedføyde tegningene.
Beskrivelse av tegningene
FIG. 1 viser en prinsippskisse av en tilbakekoblet fluidistor med differensialtrykkmåler for å karakterisere strømningen. FIG. 2 viser et blokkdiagram av signalgangen fra sensorelement til utgangssignaler. FIG. 3 viser en typisk innbygning i et produksjonsrør i en petroleumsbrønn hvor fluidistoren brukes for direkte å måle hvor mye som strømmer inn i røret fra omgivelsene. FIG. 4 viser en typisk sammenbygning hvor et dynamisk trykk generert av strømmen i produksjonsrøret brukes til å drive en proporsjonal strøm gjennom fluidistoren. FIG. 5 viser et typisk frekvensspektrum og hvordan dette endres med væske/gass-
sammensetningen i fluidistoren.
Detaljert beskrivelse av måleren
Tidligere patenter har alle vært sentrert om måling av volumstrømmen. Herværende oppfinnelse anviser i tillegg en metode for å karakterisere fluidet (væske eller gass) som strømmer gjennom fluidistoren for slik å kunne brukes som volum- og fraksjonsmåler for en flerfasestrøm. Ulike varianter av fluidistoren kan med fordel benyttes for ulike væskesammensetninger. En kombinasjon av flere ulike elementer kan brukes samtidig for å utvide målesystemets brukbarhet, ved at datamengden fører til et overbestemt ligningssystem.
Når et fluid som strømmer bremses opp, vil stagnasjonstrykket tilnærmet følge Bernoullis lov, og følgelig være proporsjonalt med fluidets tetthet og kvadratet av væskehastigheten. Når volumstrømmen er kjent, vil kunnskap om trykkpulsasjonenes amplitude følgelig kunne brukes for å finne fluidets tetthet. I tillegg vil energifordelingen av trykkpulsasjonene høyt oppover i frekvensspektret karakterisere en rekke andre egenskaper ved fluidet.
Fluidistorer kjennetegnes ved at de ikke har bevegelige deler, og de er også vel egnet for ikke ideelle fluider med innhold av partikler. Utformingen av fluidistoren som en rørvegg som anvises her, gir en kompakt utforming som er velegnet i brønnanvendelser.
Alle de nødvendige størrelser som skal brukes for å karakterisere fluidstrøm og type, vil ekstraheres fra en enkel differensialtrykkmåler. Denne måler trykkforskjellen mellom to karakteristiske punkter i fluidistoren. Måleren må ha kort responstid slik at hele spektret av trykkpulsasjoner fra noen Hz opp til mange kHz blir gjengitt korrekt.
Differensialtrykkmåleren kan være av piezoelektrisk eller optisk type. Signalene sendes fra målestedet til en analysator som utfører frekvensspekteranalysen og deretter sammenligner dette med referansespektra gjennom såkalt multivariat statistisk analyse. Ut fra denne vil informasjonen om fluidstrøm og karakteristiske egenskaper kunne trekkes.
Den tilbakekoblede fluidistoren i en utførelse er illustrert i et plan i FIG.1. Fluidet strømmer inn i måleren gjennom et hull 1 fra et område over eller under planet som er tegnet. Det strømmer videre gjennom dysen 5 og inn i kontrollområdet 2. En trykkforskjell mellom de to sidene av strålen i kontrollområdet vil forskyve strålen mot den ene eller den andre av to utløpskanaler og treffe differensialtrykkmåleren med ulik kraft.
Tilbakekoblingskanalen 6 kobler trykket fra den ene siden av kontrollområdet til den andre med en forsinkelse som sammen med forsterkningen i elementet gir opphav til oscillasjon ved at utløpsstrømmen veksler fram og tilbake mellom de to utløpskanalene.
Fluidet strømmer avslutningsvis ut av fluidistoren gjennom hullet 4, og trykkforskjellen mellom de to kanalene registreres med differensialtrykksensoren 3.
Skissen viser bare en av mange ulike varianter i utførelse, og det kan vises til variantene som angis foreksempel i US 5,127,173, US 3,238,960, US 3,640,133, US 3,802,283, US 4,323,991 og US Re 31,683. Ulike varianter har noe ulike egenskaper og er egnet for ulike medier.
Signalgangen i systemet er illustrert med blokkskjemaet i FIG. 2. Trykkforskjellen mellom de to inngangene måles med sensorelementet 7 som har vid frekvensrespons slik at både raske og mer langsomme trykkforskjeller registreres. Sensorelementet 7 kan typisk være en tynn membran med optisk fiber som reagerer på strekk/trykk i membranen. En elektrisk variant kan lages basert på piezokrystaller. Signalet blir i alle tilfeller frekvensanalysen^ i analysatorenheten 8. Informasjonen fra denne er effekttettheten i ulike frekvensbånd. Basert på denne informasjonen som er illustrert i FIG. 5, kan karakteristiske trekk ved ulike fluider og sammensetninger trekkes ut. Frekvensen av hovedresonansen 16 flytter seg med volumstrømmen. Andre deler av spektret 17 og 18 endrer seg på ulik måte med ulik fluidsammensetning. Frekvensspektret analyseres med en multivariat analysator 9.
Sensorelementet 7 må monteres i umiddelbar tilknytning til fluidistorelementet. Herfra vil en enkelt optisk fiber kunne bringe det komplekse signalet opp av brønnen for å analyseres der. Dersom en elektrisk signalgiver benyttes, vil det være naturlig å foreta frekvensanalysen 8 umiddelbart i nærheten av sensorelementet, for så å føre informasjon om energien i de ulike bånd opp til overflateutstyret som foretar den multivariate analysen.
Fluidistoren er fortrinnsvis bygget inn i veggen på et rørskjøtestykke 10 som innsettes i produksjonsrøret, illustrert i FIG. 3. Fluidistoren 11 er her bygget som en utfresning i vegg-godset, og er dekket av en hylse som ikke er vist her. Den viste utførelsen er beregnet på innløp utenfra gjennom et hull i hylsen, antydet ved posisjon 1, og med utløp inn i produksjonsrøret gjennom hullet 4. Differensialtrykkmåleren plasseres i utsparingen merket 12.
Måleren kan også brukes til å måle væskestrømningen i produksjonsrøret. Da ligger inntakshullet 1 i rørveggen som vist i FIG. 4, og eksoshullet 4 i innsnevringsområdet som dannes av Venturi-området 13. Inntakshullet 1, fluidistorområdet antydet med henvisningstall 15 og eksoshullet 4 dekkes av ei tett hylse 14. Alternativt kan man benytte en utvidelse av røret for å skape den nødvendige dynamiske trykkforskjell. I så fall representerer den innvendige diameteren i område 13 rørets normale innvendige diameter, mens inntaksområdet 1 er dreiet ut til større enn nominell rørdiameter.
Claims (11)
1. Anordning for måling av fluidstrømningsrate i rør, i form av et kort rørskjøtestykke (10) innsatt mellom stykker av røret, idet målingen anvender fluid istorteknikk,
karakterisert ved at rørskjøtestykkets (10) vegg inneholder et fluidistorelement (11) som reagerer på den aktuelle fluidstrømning, samt en sensor (3,7,12) for avføling av oscillasjoner i fluidistorelementet (11), hvilken sensor (3, 7, 12) er koplet til en analysator (8) for utledning av fluidets strømningsrate, tetthet og komposisjon.
2. Anordning ifølge krav 1,
karakterisert ved at fluidistorelementet (11) er formet som en del av rørskjøtestykkets (10) vegg.
3. Anordning ifølge krav 1,
karakterisert ved at sensoren (3,7,12) er en trykksensor innrettet for å måle oscillerende trykkforskjell mellom posisjoner i fluidistorelementet (11).
4. Anordning ifølge krav 3,
karakterisert ved at trykksensoren (3, 7,12) omfatter en optisk fiber anordnet for å reagere på trykkforskjellen.
5. Anordning ifølge krav 4,
karakterisert ved utstyr innrettet for å sende lys inn i den optiske fiberen og for å detektere fiberens reaksjon på trykkforskjellen ved måling av lysutgang fra fiberen.
6. Anordning ifølge krav 5,
karakterisert ved at fiberen inneholder et Bragg-gitter med gitteravstand som avhenger av trykkforskjellen.
7. Anordning ifølge krav 5,
karakterisert ved at utstyret omfatter et interferometer for deteksjon av trykkforskjell-relatert endring i lysbanelengde gjennom fiberen.
8. Anordning ifølge krav 3,
karakterisert ved en analysator (8, 9) koplet til trykksensoren (3, 7,12), hvilken analysator (8, 9) omfatter en prosessorenhet programmert med beregningsalgoritmer, hvor en algoritme beregner fluidets strømningsrate på basis av målt oscillasjonsfrekvens i fluidistorelementet (11), en annen algoritme beregner fluidets tetthet på basis av trykkoscillasjonenes målte amplitude, og ytterligere en algoritme beregner fluidets komposisjon på basis av analysert energifordeling i et effektspektrum for trykkoscillasjonene.
9. Anordning ifølge krav 1 for måling av fluidstrømning inn i et rør, karakterisert ved at fluidistorelementet (11) er anordnet med et innløp (1, fig. 3) for fluidet fra rørskjøtestykkets (10) utside og med et samlet utløp (4, fig. 3) mot rørskjøtestykkets (10) innside, slik at i det minste en representativ del av fluidet strømmer inn i røret gjennom fluidistorelementet (11).
10. Anordning ifølge krav 1 for måling av fluidstrømning gjennom et rør, karakterisert ved at fluidistorelementet er anordnet med både innløp (1, fig.
4) fra og samlet utløp (4, fig. 4) til rørskjøtestykkets (10) innside hvor innløp (1) og utløp (4) er i forskjellig nivå langs strømningsretningen, idet rørskjøtestykket (10) oppviser en innvendig diametervariasjon mellom nevnte innløp (11) og utløp (4), hvilken diametervariasjon forårsaker en fluiddynamisk trykkforskjell som driver en fluidstrøm gjennom fluidistorelementet (11), med strømningsrate omtrent proporsjonal med strømningsraten til fluidstrømningen gjennom røret.
11. Anordning ifølge krav 1,
karakterisert ved at rørskjøtestykket (10) med fluidistorelementet (11) er innsatt i et produksjonsrør i en hydrokarbonbrønn.
Priority Applications (4)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
NO20041783A NO321278B1 (no) | 2004-05-03 | 2004-05-03 | Anordning for maling av fluidstromningsrate i ror ved bruk av fluidistor |
GB0622811A GB2429300B (en) | 2004-05-03 | 2005-05-03 | Means for measuring fluid flow in a pipe |
US11/578,867 US7464609B2 (en) | 2004-05-03 | 2005-05-03 | Means for measuring fluid flow in a pipe |
PCT/NO2005/000145 WO2005108932A1 (en) | 2004-05-03 | 2005-05-03 | Means for measuring fluid flow in a pipe |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
NO20041783A NO321278B1 (no) | 2004-05-03 | 2004-05-03 | Anordning for maling av fluidstromningsrate i ror ved bruk av fluidistor |
Publications (3)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
NO20041783D0 NO20041783D0 (no) | 2004-05-03 |
NO20041783L NO20041783L (no) | 2005-11-04 |
NO321278B1 true NO321278B1 (no) | 2006-04-18 |
Family
ID=34880495
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
NO20041783A NO321278B1 (no) | 2004-05-03 | 2004-05-03 | Anordning for maling av fluidstromningsrate i ror ved bruk av fluidistor |
Country Status (4)
Country | Link |
---|---|
US (1) | US7464609B2 (no) |
GB (1) | GB2429300B (no) |
NO (1) | NO321278B1 (no) |
WO (1) | WO2005108932A1 (no) |
Families Citing this family (27)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US7554666B2 (en) * | 2006-05-25 | 2009-06-30 | Ric Investments, Llc. | Sensor with optical pressure transducer and method of manufacturing a sensor component |
US9260952B2 (en) | 2009-08-18 | 2016-02-16 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method and apparatus for controlling fluid flow in an autonomous valve using a sticky switch |
US9109423B2 (en) | 2009-08-18 | 2015-08-18 | Halliburton Energy Services, Inc. | Apparatus for autonomous downhole fluid selection with pathway dependent resistance system |
US8191627B2 (en) | 2010-03-30 | 2012-06-05 | Halliburton Energy Services, Inc. | Tubular embedded nozzle assembly for controlling the flow rate of fluids downhole |
US8708050B2 (en) | 2010-04-29 | 2014-04-29 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method and apparatus for controlling fluid flow using movable flow diverter assembly |
US8602106B2 (en) | 2010-12-13 | 2013-12-10 | Halliburton Energy Services, Inc. | Downhole fluid flow control system and method having direction dependent flow resistance |
US8453745B2 (en) | 2011-05-18 | 2013-06-04 | Thru Tubing Solutions, Inc. | Vortex controlled variable flow resistance device and related tools and methods |
US9212522B2 (en) | 2011-05-18 | 2015-12-15 | Thru Tubing Solutions, Inc. | Vortex controlled variable flow resistance device and related tools and methods |
US8424605B1 (en) | 2011-05-18 | 2013-04-23 | Thru Tubing Solutions, Inc. | Methods and devices for casing and cementing well bores |
US8584762B2 (en) | 2011-08-25 | 2013-11-19 | Halliburton Energy Services, Inc. | Downhole fluid flow control system having a fluidic module with a bridge network and method for use of same |
EP2748417B1 (en) | 2011-10-31 | 2016-10-12 | Halliburton Energy Services, Inc. | Autonomous fluid control device having a reciprocating valve for downhole fluid selection |
CA2848963C (en) | 2011-10-31 | 2015-06-02 | Halliburton Energy Services, Inc | Autonomous fluid control device having a movable valve plate for downhole fluid selection |
US9404349B2 (en) | 2012-10-22 | 2016-08-02 | Halliburton Energy Services, Inc. | Autonomous fluid control system having a fluid diode |
US9695654B2 (en) | 2012-12-03 | 2017-07-04 | Halliburton Energy Services, Inc. | Wellhead flowback control system and method |
US9127526B2 (en) | 2012-12-03 | 2015-09-08 | Halliburton Energy Services, Inc. | Fast pressure protection system and method |
DE102013109606B4 (de) | 2013-09-03 | 2022-05-12 | Pepperl + Fuchs Gmbh | Verfahren und Vorrichtung zum Erfassen eines Füllstands in einem Sammelbehälter |
US10316648B2 (en) | 2015-05-06 | 2019-06-11 | Baker Hughes Incorporated | Method of estimating multi-phase fluid properties in a wellbore utilizing acoustic resonance |
US9316065B1 (en) | 2015-08-11 | 2016-04-19 | Thru Tubing Solutions, Inc. | Vortex controlled variable flow resistance device and related tools and methods |
NL2017595A (en) * | 2015-11-10 | 2017-05-26 | Asml Netherlands Bv | Proximity sensor, lithographic apparatus and device manufacturing method |
US10306340B2 (en) * | 2016-02-02 | 2019-05-28 | Oracle International Corporation | System and method for collecting and aggregating water usage data based on vibration sensors |
US10570724B2 (en) * | 2016-09-23 | 2020-02-25 | General Electric Company | Sensing sub-assembly for use with a drilling assembly |
US10781654B1 (en) | 2018-08-07 | 2020-09-22 | Thru Tubing Solutions, Inc. | Methods and devices for casing and cementing wellbores |
LU102636B1 (en) * | 2021-03-04 | 2022-09-05 | Stratec Se | Sensor for determining the oscillating frequency in a fluidic oscillating nozzle and a method using the sensor |
US11905800B2 (en) | 2022-05-20 | 2024-02-20 | Halliburton Energy Services, Inc. | Downhole flow sensing with power harvesting |
US11746627B1 (en) * | 2022-05-20 | 2023-09-05 | Halliburton Energy Services, Inc. | Downhole flow sensing with power harvesting and flow control |
WO2023234948A1 (en) * | 2022-06-03 | 2023-12-07 | Halliburton Energy Services, Inc. | Asymmetric fluidic oscillator for generating a wellbore signal |
WO2023234955A1 (en) * | 2022-06-03 | 2023-12-07 | Halliburton Energy Services, Inc. | Memory tool for a retrievable flow meter device |
Family Cites Families (10)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US3238960A (en) | 1963-10-10 | 1966-03-08 | Foxboro Co | Fluid frequency system |
US3640133A (en) * | 1967-02-24 | 1972-02-08 | Moore Products Co | Flowmeter |
US4323991A (en) * | 1979-09-12 | 1982-04-06 | The United States Of America As Represented By The Secretary Of The Army | Fluidic mud pulser |
JPS60187814A (ja) * | 1984-03-08 | 1985-09-25 | Osaka Gas Co Ltd | フルイデイツク流量計 |
US4949755A (en) * | 1986-11-21 | 1990-08-21 | Allied-Signal Inc. | Fluidic volumetric fluid flow meter |
EP0295623B1 (en) * | 1987-06-16 | 1992-01-15 | Osaka Gas Co., Ltd | Fluidic flowmeter |
GB8720357D0 (en) * | 1987-08-28 | 1987-10-07 | Thorn Emi Flow Measurement Ltd | Fluid metering system |
CA2073162C (en) * | 1991-07-31 | 1999-06-29 | Lee A. Danisch | Fiber optic bending and positioning sensor |
US5339695A (en) * | 1992-05-01 | 1994-08-23 | Gas Research Institute | Fluidic gas flowmeter with large flow metering range |
US5827976A (en) * | 1995-06-12 | 1998-10-27 | Bowles Fluidics Corporation | Fluidic flow meter with fiber optic sensor |
-
2004
- 2004-05-03 NO NO20041783A patent/NO321278B1/no not_active IP Right Cessation
-
2005
- 2005-05-03 GB GB0622811A patent/GB2429300B/en not_active Expired - Fee Related
- 2005-05-03 WO PCT/NO2005/000145 patent/WO2005108932A1/en active Application Filing
- 2005-05-03 US US11/578,867 patent/US7464609B2/en not_active Expired - Fee Related
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
US7464609B2 (en) | 2008-12-16 |
US20070261486A1 (en) | 2007-11-15 |
GB0622811D0 (en) | 2007-01-03 |
NO20041783D0 (no) | 2004-05-03 |
GB2429300B (en) | 2008-12-17 |
NO20041783L (no) | 2005-11-04 |
WO2005108932A1 (en) | 2005-11-17 |
GB2429300A (en) | 2007-02-21 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
NO321278B1 (no) | Anordning for maling av fluidstromningsrate i ror ved bruk av fluidistor | |
US7258024B2 (en) | Simplified fluid property measurement | |
RU2690099C2 (ru) | Способ и измерительное устройство для определения удельных параметров для свойства газа | |
US7366621B2 (en) | Program product to measure density, specific gravity, and flow rate of fluids | |
EP1387999B1 (en) | Venturi flowmeter for use in an exhaust sampling apparatus | |
CA2601840C (en) | Wet-gas flowmeter | |
US9840904B2 (en) | Monitoring hydrocarbon fluid flow | |
JP2012058237A (ja) | 流体の特性を検出するための流量計 | |
WO2009090805A1 (ja) | 流体計測装置 | |
NO340170B1 (no) | Våtgassmåling ved å bruke et differensielt trykkbasert strømningsmeter med sonarbasert strømningsmeter | |
KR20150008444A (ko) | 유량계 시스템 | |
US8849589B2 (en) | Multivariable process fluid flow device with energy flow calculation | |
WO2009107302A1 (ja) | 流体計測装置、流体計測方法 | |
US4489592A (en) | Density monitor and method | |
Brahma | Measurement and prediction of discharge coefficients in highly compressible pulsating flows to improve EGR flow estimation and modeling of engine flows | |
KR20010072889A (ko) | 에너지 소모량을 측정하는 적산계량기 및 측정방법 | |
JP6791512B2 (ja) | リアルタイム流体種質量流量計 | |
CA2733469A1 (en) | Device for measuring rates in individual phases of a multiphase flow | |
Nekrasov et al. | Problems of non-intrusive measurements of fluid flow parameters in pipelines | |
GB2604259A (en) | Autonomous inflow control device for live flow monitoring | |
RU2009111287A (ru) | Измерение влажного газа | |
KR101195491B1 (ko) | 하이브리드형 가스 유량계 | |
RU2262082C2 (ru) | Установка для измерения расхода газожидкостной текучей среды | |
RU2175436C2 (ru) | Струйный автогенераторный расходомер-счетчик | |
RU102258U1 (ru) | Датчик плотности газа в трубопроводе |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
MM1K | Lapsed by not paying the annual fees |