NO334153B1 - Nede-i-hulls densitometer - Google Patents
Nede-i-hulls densitometer Download PDFInfo
- Publication number
- NO334153B1 NO334153B1 NO20023328A NO20023328A NO334153B1 NO 334153 B1 NO334153 B1 NO 334153B1 NO 20023328 A NO20023328 A NO 20023328A NO 20023328 A NO20023328 A NO 20023328A NO 334153 B1 NO334153 B1 NO 334153B1
- Authority
- NO
- Norway
- Prior art keywords
- frequency
- fluid
- sample
- vibration
- tube
- Prior art date
Links
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims description 100
- 238000005259 measurement Methods 0.000 claims description 39
- 238000000034 method Methods 0.000 claims description 32
- 230000035939 shock Effects 0.000 claims description 9
- 239000007787 solid Substances 0.000 claims description 3
- 239000000523 sample Substances 0.000 description 31
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 13
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 13
- 238000001739 density measurement Methods 0.000 description 12
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 12
- 230000008859 change Effects 0.000 description 10
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 10
- 230000035945 sensitivity Effects 0.000 description 9
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 9
- 238000001514 detection method Methods 0.000 description 8
- 239000000463 material Substances 0.000 description 8
- 230000006870 function Effects 0.000 description 7
- 230000001965 increasing effect Effects 0.000 description 6
- 238000005192 partition Methods 0.000 description 6
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 5
- 239000010779 crude oil Substances 0.000 description 5
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 description 5
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 5
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 4
- 230000005484 gravity Effects 0.000 description 4
- 230000001939 inductive effect Effects 0.000 description 4
- 230000008569 process Effects 0.000 description 4
- 230000004044 response Effects 0.000 description 4
- 238000004364 calculation method Methods 0.000 description 3
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 3
- 239000000706 filtrate Substances 0.000 description 3
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 3
- 239000010802 sludge Substances 0.000 description 3
- XKRFYHLGVUSROY-UHFFFAOYSA-N Argon Chemical compound [Ar] XKRFYHLGVUSROY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- RTAQQCXQSZGOHL-UHFFFAOYSA-N Titanium Chemical compound [Ti] RTAQQCXQSZGOHL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 230000001133 acceleration Effects 0.000 description 2
- 238000013459 approach Methods 0.000 description 2
- 239000012223 aqueous fraction Substances 0.000 description 2
- 238000010276 construction Methods 0.000 description 2
- 238000013461 design Methods 0.000 description 2
- 230000005284 excitation Effects 0.000 description 2
- 238000001914 filtration Methods 0.000 description 2
- 230000033001 locomotion Effects 0.000 description 2
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 2
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 2
- 239000003129 oil well Substances 0.000 description 2
- 238000005070 sampling Methods 0.000 description 2
- 239000000126 substance Substances 0.000 description 2
- 229910052719 titanium Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000010936 titanium Substances 0.000 description 2
- 239000011800 void material Substances 0.000 description 2
- 229910000831 Steel Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000005054 agglomeration Methods 0.000 description 1
- 230000002776 aggregation Effects 0.000 description 1
- 230000032683 aging Effects 0.000 description 1
- 230000003321 amplification Effects 0.000 description 1
- 229910052786 argon Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000005452 bending Methods 0.000 description 1
- 230000033228 biological regulation Effects 0.000 description 1
- 238000011088 calibration curve Methods 0.000 description 1
- 238000012512 characterization method Methods 0.000 description 1
- 239000011248 coating agent Substances 0.000 description 1
- 238000000576 coating method Methods 0.000 description 1
- 230000001276 controlling effect Effects 0.000 description 1
- 238000013016 damping Methods 0.000 description 1
- 238000013480 data collection Methods 0.000 description 1
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 1
- 230000003247 decreasing effect Effects 0.000 description 1
- 230000001419 dependent effect Effects 0.000 description 1
- 238000009795 derivation Methods 0.000 description 1
- 230000003628 erosive effect Effects 0.000 description 1
- 239000012634 fragment Substances 0.000 description 1
- 230000002706 hydrostatic effect Effects 0.000 description 1
- 239000011261 inert gas Substances 0.000 description 1
- 230000003993 interaction Effects 0.000 description 1
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 1
- 230000001537 neural effect Effects 0.000 description 1
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000003199 nucleic acid amplification method Methods 0.000 description 1
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 1
- 230000000737 periodic effect Effects 0.000 description 1
- 238000001556 precipitation Methods 0.000 description 1
- 239000000047 product Substances 0.000 description 1
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 1
- 230000009467 reduction Effects 0.000 description 1
- 230000001105 regulatory effect Effects 0.000 description 1
- 238000010845 search algorithm Methods 0.000 description 1
- 238000001228 spectrum Methods 0.000 description 1
- 239000010959 steel Substances 0.000 description 1
- 230000035882 stress Effects 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
- G01F1/76—Devices for measuring mass flow of a fluid or a fluent solid material
- G01F1/78—Direct mass flowmeters
- G01F1/80—Direct mass flowmeters operating by measuring pressure, force, momentum, or frequency of a fluid flow to which a rotational movement has been imparted
- G01F1/84—Coriolis or gyroscopic mass flowmeters
- G01F1/8409—Coriolis or gyroscopic mass flowmeters constructional details
- G01F1/8413—Coriolis or gyroscopic mass flowmeters constructional details means for influencing the flowmeter's motional or vibrational behaviour, e.g., conduit support or fixing means, or conduit attachments
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH DRILLING; MINING
- E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B47/00—Survey of boreholes or wells
- E21B47/06—Measuring temperature or pressure
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH DRILLING; MINING
- E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP 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
- E21B47/107—Locating fluid leaks, intrusions or movements using acoustic means
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH DRILLING; MINING
- E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B49/00—Testing the nature of borehole walls; Formation testing; Methods or apparatus for obtaining samples of soil or well fluids, specially adapted to earth drilling or wells
- E21B49/08—Obtaining fluid samples or testing fluids, in boreholes or wells
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH DRILLING; MINING
- E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B49/00—Testing the nature of borehole walls; Formation testing; Methods or apparatus for obtaining samples of soil or well fluids, specially adapted to earth drilling or wells
- E21B49/08—Obtaining fluid samples or testing fluids, in boreholes or wells
- E21B49/087—Well testing, e.g. testing for reservoir productivity or formation parameters
- E21B49/0875—Well testing, e.g. testing for reservoir productivity or formation parameters determining specific fluid parameters
-
- 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
- G01F1/76—Devices for measuring mass flow of a fluid or a fluent solid material
- G01F1/78—Direct mass flowmeters
- G01F1/80—Direct mass flowmeters operating by measuring pressure, force, momentum, or frequency of a fluid flow to which a rotational movement has been imparted
- G01F1/84—Coriolis or gyroscopic mass flowmeters
- G01F1/8409—Coriolis or gyroscopic mass flowmeters constructional details
- G01F1/8436—Coriolis or gyroscopic mass flowmeters constructional details signal processing
-
- 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
- G01F1/76—Devices for measuring mass flow of a fluid or a fluent solid material
- G01F1/78—Direct mass flowmeters
- G01F1/80—Direct mass flowmeters operating by measuring pressure, force, momentum, or frequency of a fluid flow to which a rotational movement has been imparted
- G01F1/84—Coriolis or gyroscopic mass flowmeters
- G01F1/845—Coriolis or gyroscopic mass flowmeters arrangements of measuring means, e.g., of measuring conduits
- G01F1/8468—Coriolis or gyroscopic mass flowmeters arrangements of measuring means, e.g., of measuring conduits vibrating measuring conduits
- G01F1/849—Coriolis or gyroscopic mass flowmeters arrangements of measuring means, e.g., of measuring conduits vibrating measuring conduits having straight measuring conduits
- G01F1/8495—Coriolis or gyroscopic mass flowmeters arrangements of measuring means, e.g., of measuring conduits vibrating measuring conduits having straight measuring conduits with multiple measuring conduits
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01H—MEASUREMENT OF MECHANICAL VIBRATIONS OR ULTRASONIC, SONIC OR INFRASONIC WAVES
- G01H11/00—Measuring mechanical vibrations or ultrasonic, sonic or infrasonic waves by detecting changes in electric or magnetic properties
- G01H11/02—Measuring mechanical vibrations or ultrasonic, sonic or infrasonic waves by detecting changes in electric or magnetic properties by magnetic means, e.g. reluctance
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01N—INVESTIGATING OR ANALYSING MATERIALS BY DETERMINING THEIR CHEMICAL OR PHYSICAL PROPERTIES
- G01N11/00—Investigating flow properties of materials, e.g. viscosity, plasticity; Analysing materials by determining flow properties
- G01N11/10—Investigating flow properties of materials, e.g. viscosity, plasticity; Analysing materials by determining flow properties by moving a body within the material
- G01N11/16—Investigating flow properties of materials, e.g. viscosity, plasticity; Analysing materials by determining flow properties by moving a body within the material by measuring damping effect upon oscillatory body
- G01N11/162—Oscillations being torsional, e.g. produced by rotating bodies
- G01N11/167—Sample holder oscillates, e.g. rotating crucible
-
- 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
- G01N9/002—Investigating density or specific gravity of materials; Analysing materials by determining density or specific gravity using variation of the resonant frequency of an element vibrating in contact with the material submitted to analysis
- G01N2009/006—Investigating density or specific gravity of materials; Analysing materials by determining density or specific gravity using variation of the resonant frequency of an element vibrating in contact with the material submitted to analysis vibrating tube, tuning fork
Description
Den foreliggende oppfinnelse vedrører generelt innretninger og fremgangsmåter til måling av fluidtetthet og andre fluidstrømegenskaper i en strøm, hvor fluid skal bety enhver væske, gass eller blanding av dette, inkludert de som inneholder faststoffer. Mer bestemt vedrører den foreliggende oppfinnelse en meget nøyaktig tetthets- og viskosi-tetsmåleinnretning som er egnet til bruk i omgivelser med høy temperatur, høyt trykk, og kraftige støt, så som man møter i en oljebrønn.
Det er mange tilfeller i industrielle prosesser og reguleringer for håndtering av strøm-mende fluider hvor tettheten i det strømmende fluid må bestemmes nøyaktig. En bestemt anvendelse er ved identifikasjonen av reservoarfluider som strømmer i en brønn. Vann finnes ofte sammen med råoljen i enkelte vanlige geologiske formasjoner. Begge substansene blir så sådan ofte pumpet opp sammen i en virksom oljebrønn, og vannet blir til slutt separert ut fra råoljen ved en nedstrøms lokalisering. Det er ønskelig å bestemme mengden olje som forekommer i en strøm av olje og vann som strømmer fra en formasjon. For nøyaktig å bestemme mengden råolje som utvinnes fra en formasjon, kan det brukes en "nettooljedatamaskin" for å skaffe kunnskap om mengden råolje. "Nettooljedatamaskinen" bestemmer den samlede volumstrømhastighet til strømmen og beregner strømmens oljeandel (basert på tetthetsmålinger) for å bestemme netto olje-mengde som kommer fra formasjonen. Gitt de store mengder råolje som vanligvis er involvert, kan enhver liten unøyaktighet ved måling av tettheten på en uheldig måte akkumuleres over et forholdsvis kort tidsintervall, slik at det fremkommer en stor feil i en måling av det samlede volum.
En annen særlig anvendelse av tetthetsmålinger er å bestemme massestrømhastigheten i et fluidmedium. Massestrømhastigheten kan beregnes som et produkt av en fluidtetthet (bestemt av en tetthetsmåler) og en volumstrømhastighet til fluidet (målt med en volu-metrisk strømningsmåler). Det er pr. i dag tilgjengelig massestrømmålere så som masse-strømmålere som baserer seg på Coriolis-kraften eller konvektiv treghetskraft, og mas-sestrømmålere som anvender en termisk sonde. Selv om de funksjonerer utmerket ved måling av massestrøm til fluider med lav viskositet, virker disse typer massestrømmåle-re dårlig ved måling av strøm til meget viskøse fluider. Fluidets viskositet introduserer feil i datainnsamlingen for massestrømhastigheten. En av de mer lovende måter til måling av massestrømhastigheten er å kombinere en nøyaktig tetthetsmåler og en pålitelig volumstrømmåler av fortrengningstypen. Denne kombinasjonen virker særlig godt ved måling av massestrømhastigheter til høyviskøse fluider eller blandinger av fluider og gasser.
Massestrømmålere basertpå Coriolis kan benyttes til å måle tettheten til et ukjent pro-sessfluid. Generelt, i henhold til læren eksempelvis i U.S. patent nr. 4,491,025, kan en Coriolis-måler inneholder to parallelle rør, som hvert typisk er et U-formet strømnings-rør. Hvert strømningsrør drives slik at det svinger om en akse. Når prosessfluidet strømmer gjennom hvert svingende strømningsrør, frembringes det som en reaksjon på bevegelse av fluidet Coriolis-krefter som er orientert vinkelrett på planet til fluidets vin-kelhastighet i røret. Disse Coriolis-kreftene som er frembragt som en reaksjon bevirker at hvert rør vris om en torsjonsakse, som for U-formede strømningsrør står normalt på dets bøyeakse. Nettoeffekten er en liten deformasjon og utbøying av røret som er proporsjonal med fluidets massestrømhastighet. Denne deformasjonen måles vanligvis som en liten differanse mellom utbøyingen ved rørenes innløpsender og utbøyingen ved ut-løpsendene. Begge rør drives i motsatte retninger, slik at hvert rør oppfører seg som en separat tind i en stemmegaffel, og derved på en fordelaktig måte eliminerer eventuelle uønskede vibrasjoner som ellers kunne skjule Coriolis-kreftene. Resonansfrekvensen som hvert strømningsrør svinger med avhenger av dets totale masse, dvs. massen av selve det tomme rør pluss massen av fluidet som strømmer gjennom det. Ettersom den samlede masse varierer når tettheten til fluidet som strømmer gjennom røreet varierer, vil resonansfrekvensen likeledes variere ved enhver endring i tetthet.
Som særlig angitt i læren i U.S. patent nr. 4,491,009, er tettheten til et ukjent fluid som strømmer gjennom et svingende strømningsrør proporsjonal med kvadratet av den periode som røret svinger med. Selv om kretsen som er beskrevet i dette patent kan tilveiebringer nøyaktige tetthetsmålinger, har den uheldigvis flere ulemper. For det første, er det ved visse anvendelser nødvendig med tetthetsmålinger som har en nøyaktighet på en 10 000-del. En nøyaktighet i denne størrelsesorden er generelt ikke mulig ved hjelp av en analog krets, med mindre det benyttes meget nøyaktige analoge komponenter. Slike komponenter er nokså kostbare. For det annet, kan den analoge krets som er beskrevet i dette patent ikke kalibreres uavhengig for kompensasjon for endringer i karakteristikkene til de elektroniske komponenter, så som forskyvning, drift, elding og lignende. Spesi-fikt kalibreres denne kretsen med "enkeltstående kalibrering" ("lumped" basis), dvs. ved først å føre et kjent fluid, så som vann, gjennom måleren, og deretter justere kretsen til å tilveiebringe den korrekte tetthetsavlesing ved sin utgang. Denne prosessen kompense-rer for eventuelle feil som opptrer ved kalibreringstidspunktet, som enten skyldes fysis-ke feil ved måling av tettheten ved bruk av en Coriolis-massestrømmåler eller feil gene-rert ved endring av karakteristikkene i selve de elektriske komponenter. Uheldigvis, etter at kretsen har blitt kalibrert på denne måte, vil komponentenes karakteristikker deretter endres over tid, og dermed innføre feil i tetthetsavlesningene som frembringes av kretsen. Dette vil i sin tur til slutt nødvendiggjøre en fullstendig omkalibrering.
U.S. patent nr. 3,831,433 omhandler en innretning for måling av væsketetthet og masse-strøm. Denne innretningen omfatter et prøverør for mottak av prøvevæsken som vil vibrere ved karakteristiske frekvenser avhengig av væsketettheten.
U.S. patent nr. 4,655,075 omhandler et vibrerende prøverør for måling av væsketetthet, der resonansfrekvensen blir fanget opp ved hjelp av elektronisk utstyr.
U.S. patent nr. 3,688,188 omhandler et system som bruker en resonanssensor for å bestemme væsketettheten i et rør.
Alle densimetere kalibreres generelt ved bruk av et kalibreringsfluid som har en kjent tetthet. Denne tettheten er spesifisert ved en viss temperatur. Uheldigvis varierer tettheten til de fleste fluider med temperaturen; enkelte fluider oppviser en betydelig variasjon, mens andre fluider oppviser relativt liten variasjon. Følgelig krever mange densimetere som er tilgjengelige pr. i dag at temperaturen til kalibreringsfluidet må kontrolle-res nøye før fluidet injiseres inn i densimeteret for kalibrering. Dette nødvendiggjør at beholderen som oppbevarer fluidet på plasseres i et temperaturbad i en tilstrekkelig lang tidsperiode til at fluidet stabiliseres til en ønsket temperatur. I tillegg må det gjøres for-anstaltninger for å sikre at temperaturen i fluidet ikke endres når fluidet pumpes gjennom måleren. Nøyaktig kontroll av temperaturen til et fluid og deretter nøyaktig opp-rettholdelse av dets temperatur, mens fluidet pumpes gjennom måleren, er både en kost-bar og kjedsommelig prosess.
Det kan av det foregående forstås at det innen fagområdet er et behov for et meget nøy-aktig densimeter som kan brukes under tilstander med høy temperatur, høyt trykk, støt og vibrasjoner som er et brønnhull; som bruker relativt rimelige komponenter; som hovedsakelig eliminerer en hver feil forårsaket av endring i karakteristikkene til noen av de elektroniske komponenter; og som virksomt eliminerer feilene som er forbundet med de virkninger temperatur og trykk har på systemet.
Det er følgelig her beskrevet en måleinnretning til bestemmelse av fluidegenskaper fira
vibrasjonsrfekvenser til et prøvehulrom og et referansehulrom. I en utførelse inkluderer måleinnretningen et prøvestrømningsrør, et referansestrømningsrør, vibrasjonskilder og detektorer som er montert på rørene, og en målemodul. Prøvestrømningsrøret mottar en
strøm av prøvefluid for karakterisering. Referansestrømningsrøret fylles med et referansefluid som har velkarakteriserte egenskaper. Referansestrømningsrøret kan trykkbalan-seres til det samme trykk som prøven. Målemodulen anvender vibrasjonskildene for generering av vibrasjoner i begge rør. Målemodulen kombinerer signalene fra vibrasjonsdetektorene på rørene for bestemmelse av egenskapene til prøvefluidet, så som tetthet, viskositet, kompressibilitet, vannfraksjon og boblestørrelse. Målemodulen kan videre detektere visse strømningsmønstere, så som eksempelvis væskeplugger.
For å bestemme prøvefluidets tetthet, måler målemodulen differansen mellom resonansfrekvensene til prøvestrømningsrøret og referansestrømningsrøret. Tettheten kan deretter beregnes i henhold til en formel. Andre fluidegenskaper kan bestemmes fra prøverø-rets resonanstoppamplitude, toppbredde og/eller toppform. Variasjon i tetthetsmålingene kan benyttes til å påvise og karakterisere flerfasefluidstrøm. Bruken av et referanse-rør i den beskrevne måleinnretning forventes å sterkt forbedre nøyaktigheten og påliteligheten til måleinnretningen over et område av temperaturer, trykk og støtaksellerasjo-ner, så som de som er i et borehull.
En bedre forståelse av den foreliggende oppfinnelse kan fås når den følgende detaljerte beskrivelse av den foretrukne utførelse gjennomgås sammen med de ledsagende teg-ninger, hvor: Figur IA viser et densimeter ifølge en foretrukket utførelse av den foreliggende oppfinnelse; Figur IB viser en piezoelektrisk vibrasjonskilde; Figur 2 viser en alternativ utførelse av et densimeter ifølge den foreliggende oppfinnelse; Figur 3 viser en graf av en eksemplifiserende resonanstopp; Figur 4 viser en eksemplifiserende målemodul; Figur 5 viser en fremgangsmåte til adaptiv følging av en resonansrfekvens; Figur 6 viser en fremgangsmåte til måling av resonanstoppfrekvens, amplitude og bredde; og
Figur 7 viser en graf av en måletetthet som en funksjon av tid.
Selv om oppfinnelsen kan ha forskjellige modifikasjoner og alternative former, er spesi-fikke utførelser av denne vist som et eksempel på tegningene, hvilket her vil bli beskrevet i detalj. Det skal imidlertid forstås at tegningene og den detaljerte beskrivelse ikke er ment å begrense oppfinnelsen til den bestemte form som er beskrevet, idet meningen tvert i mot er å dekke alle modifikasjoner, ekvivalenter og alternativer som faller innenfor den foreliggende oppfinnelses ramme og ide som angitt i de ledsagende krav.
Med henvisning til figur IA, inkluderer en utførelse av en innretning til måling av tetthet og viskositet i et strømmende fluid generelt et stivt hus 102, to skillevegger 104, festeanordninger 106, strømningsrør 108, vibrasjonskilder 110, vibrasjonsdetektorer 112, og en målemodul (ikke vist). Det stive hus 102 omgir og beskytter et volum som strømningsrørene 108 passerer gjennom, og som reduserer responsen på vibrasjoner som ikke er forbundet med bestemte modi av strømningsrørene. Skilleveggene 104 tet-ter volumet og holder strømningsrørene 108 fast innenfor dette volumet. Festeanord-ningen 106 er anordnet til å holde skilleveggene 104 fast til det stive huset 102. Volumet inneholder fortrinnsvis luft, et vakuum eller en relativt inert gass så som nitrogen eller argon. Hvis det brukes gasser, er de fortrinnsvis ved atmosfærisk trykk når innretningen er ved romtemperatur.
Det stive hus 102, skilleveggene 104, og strømningsrørene 108 er fortrinnsvis laget av materialer som kan motstå trykk på mer enn 20 000 psi (pund pr. kvadrattomme) ved temperaturer på 250°C eller mer. To eksempler på egnede materialer er titan og "Hasta-loy-HA276C". Strømningsrørene 108 kan være sveiset til skilleveggene 104, eller (som omtalt nærmere nedenfor) mekanisk isolert fira skilleveggene 104.
Strømningsrørene 108 er fortrinnsvis rette, ettersom dette reduserer enhver tilbøyelighet til plugging og erosjon av materialer som passerer gjennom strømningsrørene 108. Det forstås imidlertid at bøyde rør av forskjellige former, inkludert "U"-formede rør, kan tilveiebringe større målefølsomheter.
Aktuelle dimensjoner for utførelsen på figur IA er vist i tabell 1:
Det skal imidlertid bemerkes at andre dimensjoner kan brukes uten å avvike fra oppfin-nelsens ramme.
Vibrasjonskildene 110 er piezoelektriske omformere så som de som er vist på figur IB. De inkluderer en klemme 118 for fastholdelse av vibrasjonskilden til strømningsrøret 108, en treghetsmasse eller en "bakside"-masse 114, og et piezoelektrisk lag 116 som er plassert mellom klemmen 118 og treghetsmassen 114. Når en spenning påføres på det piezoelektriske lag 116, ekspanderer laget og driver røret 108 og massen 114 bort fra hverandre. Når spenningen er hovedsakelig fjernet eller snudd, trekker laget seg sammen og trekker røret og massen sammen. Påføring av en svingende spenning på det piezoelektriske lag påfører en vibrasjonsbevegelse på strømningsrøret.
Som omtalt videre nedenfor, har strømningsrøret 108 en resonansfrekvens som avhenger av tettheten til fluidet det inneholder. Når vibrasjonskilden 110 driver strømningsrø-ret 108 ved en resonansfrekvens, når rørets vibrasjon maksimum amplitude (forflytning), og den energi som er påkrevet for å drive vibrasjonen når et lokalt minimum.
Vibrasjonsdetektorene 112 vist på figur IA er piezoelektriske innretninger med en konstruksjon som ligner vibrasjonskildene 110. En piezoelektriske omformer er plassert mellom en klemme og en treghetsmasse. Når den piezoelektriske omformer komprime-res (eksempelvis ved bevegelse av klemmen mot treghetsmassen), genererer den en spenning. Når laget senere gjenopprettes eller utvides (eksempelvis ved bevegelse av klemmen bort fra treghetsmassen) minker spenningen. Vibrasjon av vibrasjonsdetektoren 112 bevirker at detektoren genererer et elektrisk signal som svinger ved en vibrasjonsfrekvens. Amplituden til det elektriske signal øker med vibrasjonens amplitude.
Med henvisning til figur 4, inkluderer en utførelse av målemodulen generelt en digital signalprosessor 402, to spenning-til-frekvensomformere 404, to strømdrivere 406, to filter/forsterkere 408, to amplitudedetektorer 410 og et leselager (ROM) 412. Den digitale signalprosessor 402 kan være konfigurert og styrt av en systemstyreenhet 414 som opererer som respons på aksjoner til brukeren på brukergrensesnittet 416. Systemstyreenheten 414 henter også fortrinnsvis målinger fira den digitale signalprosessor 402 og tilveiebringer dem til brukergrensesnittet 416 for å vise dem til brukeren.
Den digitale signalprosessor 402 utfører fortrinnsvis et sett programinstruksjoner som er lagret i ROM 412. Konfigurasjonsparametere er typisk fremskaffet av program-programmereren, slik at noen aspekter av den digitale signalprosessors operasjon kan brukertilpasses av brukeren via grensesnittet 416 og systemstyreenheten 414. Settet av programinstruksjoner bevirker fortrinnsvis at den digitale signalprosessor 402 utfører tetthetsmålinger i henhold til en eller flere av de fremgangsmåter som er nærmere utde-taljert nedenfor. Den digitale signalprosessor inkluderer fortrinnsvis kretser for digital til analog (D/A) og analog til digital (A/D) omforming, for fremskaffelse og mottak av analoge signaler til komponenter som befinner seg utenfor brikken. Generelt blir mesteparten av de operasjoner som utføres av den digitale signalprosessor innenfor brikken utført på digitale signaler.
Ved utførelse av en eller flere av de fremgangsmåter som er beskrevet nærmere nedenfor, tilveiebringer den digitale signalprosessor 402 et spenningssignal til spenning-til-frekvensomformeren 404. Spenning-til-frekvensomformeren 404 frembringer et frekvenssignal som har en frekvens som er proporsjonal med inngangsspenningen. Strøm-driveren 406 mottar dette frekvenssignal og forsterker det for å drive vibrasjonskilden 110. Vibrasjonskilden 110 bevirker at strømningsrøret vibrerer, og vibrasjonene detekteres av vibrasjonsdetektoren 112. En filter/forsterker 408 mottar detekteringssignalet fira vibrasjonsdetektoren 112, og tilveiebringer noen filtrering og forsterkning av detekteringssignalet før detekteringssignalet føres til amplitudedetektoren 410. Fil-ter/forsterkeren 408 tjener til å isolere vibrasjonsdetektoren 112 fra amplitudedetektoren 410, for å forhindre at amplitudedetektoren 410 elektrisk påvirker vibrasjonsdetektoren 112 og dermed utgunstig påvirker detekteringsfølsomheten. Amplitudedetektoren 410 frembringer et spenningssignal som viser amplituden til detekteringssignalet. Den digitale signalprosessor 402 måler dette spenningssignalet, og er dermed i stand til å bestemme en vibrasjonsamplitude for den valgte fibrasjonsfrekvens.
Målemodulen anvender vibrasjonskildene 110 og vibrasjonsdetektorene 112 til å lokali-sere og karakterisere resonansfrekvensene til strømningsrørene 108. Flere forskjellige fremgangsmåter kan tenkes. I en første fremgangsmåte bevirker målemodulen at vibrasjonskildene 110 utfører et frekvens-"sveip" over området av interesse, og registrerer amplitudeavlesningene fra vibrasjonsdetektorene 112 som en funksjon av frekvensen. Som vist på figur 3, vil et plott av vibrasjonsamplituden mot frekvensen vise en topp ved resonansfrekvensen fo. Resonansfrekvensen kan omformes til en tetthetsmåling, og toppens form kan gi ytterligere informasjon, så som informasjon om viskositet og flerer-fase.
Ved en annen fremgangsmåte, følger målemodulen adaptivt resonansfrekvensen ved brukt av en tilbakemeldingskontrollteknikk. En implementering av denne fremgangsmåten er vist på figur 5. En initial trinnstørrelse for å endre frekvensen velges i blokk 502. Denne trinnstørrelsen kan være positiv eller negativ, for økning hhv. reduksjon av fre kvensen. I blokk 504 aktiveres vibrasjonskilden, og det utføres en initial amplitudemå-ling. I blokk 506 justeres vibrasjonsfrekvensen med en mengde som er bestemt av trinn-størrelsen. I blokk 508 utføres det en måling av amplituden ved den nye frekvensen, og av dette kan det foretas et estimat av den avledede verdi. Den avledede verdi kan estimeres til å være endringen i amplitude dividert med endringen i frekvens, men estimatet inkluderer fortrinnsvis noe filtrering for å redusere virkningen av målestøy. Fra denne estimerte avledede verdi kan det estimeres en avstand og retning til resonanstoppen. Hvis den avledede verdi for eksempel er stor og positiv, er det med henvisning til figur 3 klart at den gjeldende frekvensen er mindre enn resonansfrekvensen, men at resonansfrekvensen er like ved. For små avledede verdier, hvis fortegnet til den avledede verdi endres regelmessig, er den gjeldende frekvens meget nær resonansfrekvensen. For små negative avledede verdier uten noen endringer i fortegn mellom interasjonene, er den gjeldende frekvensen mye høyere enn resonansrfekvensen. Med fornyet henvisning til figur 5, benyttes denne informasjonen til å justere trinnstørrelsen i blokk 510, og den digitale signalprosessor 402 returnerer til blokk 506. Denne fremgangsmåten kan virke best for fremskaffelse av en rask målerespons ved endrede fluidtettheter.
Ved en tredje fremgangsmåte, anvender målemodulen en iterativ teknikk for å søke etter maksimumamplituden når frekvensen varieres diskret. En hver av de velkjente søkeal-goritmer for minima eller maksima kan benyttes. Et illustrativt eksempel vil nå bli beskrevet, men det skal forstås at oppfinnelsen ikke er begrenset til de beskrevne detal-jer. I hovedsak benytter den eksemplifiserte søkemetode en frem- og tilbakesøkemetode hvor målemodulen sveiper over vibrasjonskildefrekvensen fra et halv-amplitudepunkt, over toppen, til det andre halv-amplitudepunktet og tilbake igjen. En implementering av denne metoden er vist på figur 6.1 blokk 602 fremkalles vibrasjoner ved en initial (minimum) frekvens. I blokk 604 blir vibrasjonsamplituden ved den gjeldende vibrasjonsfrekvens målt og satt som en terskel. I blokk 606 økes frekvensen med en forhåndsbe-stemt størrelse, og i blokk 608 måles amplituden ved den nye frekvensen. Blokk 610 sammenligner den målte amplitude med terskelen, og hvis amplituden er større, settes terskelen lik den målte amplitude i blokk 612. Blokkene 606-612 gjentas inntil den målte amplitude faller under terskelen. Ved dette punkt indikerer terskelen den maksimale målte amplitude, hvilken opptrådte ved resonanstoppen. Amplituden og frekvensen registreres i blokk 614. Frekvensen øker og amplitudemålingene fortsetter i blokk 616 og 618, og blokk 620 sammenligner amplitudemålingene med halvparten av den registrerte resonansfrekvens. Blokkene 616-620 gjentas inntil amplitudemålingen faller under
halvparten av resonanstoppamplituden, ved hvilket punkt denne halvamplitudefrekven-sen registreres i blokk 622. Blokkene 624-642 dupliserer operasjoner i de korresponde-
rende blokker 602-622, med unntak av at frekvenssveipet over resonanstoppen skjer i
motsatt retning. For hver kryssing av toppen, registrerer målemodulen resonansamplitu-den og -frekvensen, og deretter registreres den etterfølgende halvamplitudefrekvens. Fra denne informasjon kan toppens bredde og asymmetri bestemmes, og fluidtettheten, vis-kositeten og flerfaseinformasjon kan beregnes.
Målemodulen er en elektronisk krets som kan ha temperatur-, trykk-, og alderavhengige variasjoner. Densimeterkonstruksjonen som en helhet kan også oppvise disse variasjoner. Siden det forventes at densimeteret vil utsettes for ekstreme temperaturer og trykk over innretningens levetid, er det urealistisk å tro at innretningen kan opprettholde et gitt sett av kalibreringsinnstillinger. For å omgå behovet for hyppige omkalibreringer, anordnes et av strømningsrørene 108 som en "vibrasjonsstandard" som har en godt bestemt resonansfrekvens, og resonansfrekvensen i det andre strømningsrøret (heretter benevnt prøvestrømningsrøret) måles i forhold til standard-, eller referansestrømnings-røret. Prøvestrømningsrøret mottar i en ende en strøm av prøvefluid som har en tetthet som skal måles, og strømmen avgis fira den andre enden.
Ettersom egenskapene til vann er meget velkjente, er det foretrukket at referansestrøm-ningsrøret er fylt med vann. Alternativt kan referansestrømningsrøret være fylt med vakuum, en gass, eller en annen substans med velkjente tetthetsegenskaper (for eksempel et referansefaststoff). For de foreliggende formål, anses referanserøret å inneholde vakuum, idet det indre trykk ved romtemperatur er mindre enn 0,05 atmosfærer. Et eventuelt fluid i referansestrømningsrøret utsettes fortrinnsvis for det trykk og den temperatur som er i prøvefluidets omgivelser. Det er fortrinnsvis tilveiebragt termometere og trykkmålere for å bestemme verdiene på denne temperatur og dette trykk.
Målemodulen anvender fortrinnsvis en vibrasjonskilde 110 og en vibrasjonsdetektor 112 som adaptivt følger resonansfrekvensen til referansestrømningsrøret 108. Målemodulen måler deretter frekvensen til vibrasjonssignalet fira prøverøret i forhold til reso-nansfrekvenssignalet fra referanserøret. I en utførelse, adderer målemodulen de to signaler for å fremskaffe et signal som oppviser en støtfrekvens. Støtenes frekvens er lik den (fortegnsløse) differanse mellom resonansfrekvensen og vibrasjonssignalets frekvens. Fortegnet til differansen kan bestemmes på en rekke måter. En måte er å benytte et fluid i referanserøret som er utenfor det forventede tetthetsområde (enten lettere eller tyngre) for prøven. En annen er å justere prøverørets frekvens bort fra dets resonansfrekvens og observere endringen i den målte frekvensdifferanse. For eksempel, hvis en økning i drivfrekvensen resulterer i en økning i frekvensdifferansen, er prøvens resonansfrekvens større enn referansens resonansfrekvens. Alternativt, kan referanserørets drivfrekvens justeres bort med tilsvarende resultater. Tettheten til det ukjente fluidet kan bestemmes fra differansen med fortegn. En fremgangsmåte til å bestemme tettheten til det ukjente fluidet er presentert videre nedenfor.
Med henvisning til figur 2, er det vist en annen utførelse. På figur 2 er strømningsrørene mekanisk isolert fira monteringskonstruksjonen med elastomeriske tetninger 202. Dette gjør at endene kan vibrere fritt, fordi tetningene er myke og utbøyningene er små, men kanskje av større betydning, denne konfigurasjonen kan eliminere mesteparten av den uvedkommende vibrasjonsstøyen fira strømningsrørene. Vibrasjonskildene som er vist for denne utførelse er induktive spoler 204. Elektriske strømmer som passerer gjennom de induktive spoler genererer et magnetfelt som tiltrekker eller frastøter en permanent magnet. Ved å skifte strømretningen med en ønsket vibrasjonsfrekvens, kan magneten tvinges til å vibrere strømningsrørene ved denne frekvensen.
Magnetens posisjon kan måles fra den motelektromotoriske spenning (back EMF)
(elektromotive force) som spolen genererer, slik at de induktive spoler også kan brukes som vibrasjonssensorer. Alternativt kan en separat induktiv spole tjene som en vibrasjonssensor, og det samme kan enhver av en rekke andre posisjonssensorer, inkludert piezoelektriske innretninger, halveffektsensorer, interferensmålere, strekklapper, kapasi-tansmålere, aksellerometere, osv.
Det skal bemerkes at i begge utførelser er vibrasjonskildene og vibrasjonsdetektorene fortrinnsvis montert nær en antinode (punkt for maksimum forflytning fra likevektspo-sisjonen) for den vibrasjonsmodus som det er meningen at de skal eksitere og overvåke. Man kan tenke seg at det kan anvendes mer enn en vibrasjonsmodus (vibrasjonskilden kan eksempelvis veksle mellom flere frekvenser for å fremskaffe informasjon fira høyere harmoniske resonansfrekvenser). Vibrasjonskildene og detektorene er fortrinnsvis posi-sjonert slik at de er nær antinodene for hver av de vibrasjonsmodi som er av interesse.
Lokaliseringene til nodene (punktene med null vibrasjonsamplitude) og antinodene bestemmes av bølgelengden for vibrasjonsmodusen. Frekvensen/og bølgelengden X er relatert til materialets lydhastighet v ved ligningen v =fk.
Den følgende notasjon benyttes for resonansfrekvensens utledning:
A vibrasjonssystemkonstant (22,4 for innspente ender, 22,4 for frie ender, 3,52 for
utkraget i en ende)
A kalibreringskonstant (lbf/(in<3->sec<2>)
B kalibreringskonstant (lbf/(in<3>)
f„ egenfrekvens (Hz)
p periode ved egenfrekvens (sec)
p fluidtetthet (lbf/in<3>)
Pt rørmaterialets tetthet (lbf/in<3>)
fi systemmasse pr. lengdenehet (lbf-sec<2>/in<2>)
fif fluidmasse pr. lengdeenhet (lbf-sec<2>/in<2>)
Ut rørmasse pr. lengdenhet (lbf-sec<2>/in2)
d0rørets utvendige diameter (in)
dtrørets innvendige diameter (in)
/ rørlengde (in)
E rørets elastisitetsmodul (psi)
/ arealtreghetsmoment for rørets tverrsnitt (in<4>)
g gravitasjonskonstant (386,4 in/sec<2>)
Rørets egenfrekvens kan beregnes som følger (se side 1-14 i Shock and Vibration Hand-book, McGraw Hill, NY, 1976):
A er bestemt av systemets geometri, og er 22,4 for den første vibrasjonsmodus i et rør med innspente ender eller frie ender. Arealtreghetsmomentet til et rør (I) er gitt av:
Massen pr. lengdenhet, u, består av rørets vekt og fluidets vekt delt på rørets lengde og gravitasjonskonstanten (g = 386,4 in/sec<2>):
Innsetting av ligning 2 og 5 i ligning 1 gir et estimat for egenfrekvensen:
Løsing av ligning 6 med hensyn på tetthet gir:
Ligning 7 kan uttrykkes ved konstante koeffisienter A og B:
Hvor koeffisientene A og B er bestemt av rørets materialegenskaper og geometri:
I praksis kan konstantene A og B estimeres ved tilpassing av en kalibreringskurve.
Tabell 2 er et eksempel på en beregning av egenfrekvensene for forskjellige konfigura-sjoner og materialer. Frekvensene er beregnet som en funksjon av fiuidspesifikk vekt (p-sg) i et område fira nær 0 (luft) til 2 (tungt slam). Innretningens følsomhet kan define-res som endringen i frekvens fira luft til et tungt slam dividert på en senterfrekvens som er bestemt med vann (spesifikk vekt = 1) i røret. Den utkragede innretning har en føl-somhet på 10,87% og det rette røret på 16" med innspente ender har en noe større føl-somhet på 10,89%. Et rett rør på 6" med innspente ender har en økt frekvens, som med vann (sg = 1) er 1659 Hz. Det skal bemerkes at selv om frekvensen økte, forble følsom-heten uendret (10,89%). Følsomhetsforholdene kan økes til 19% ved å bruke titan, på grunn av dets bedre forhold mellom stivhet og vekt. Når huset er laget av stål, oppviser det en mye høyere egenfrekvens enn rørene (5960 Hz). Det koples således ikke med rørets modi.
Rørenes dominerende egenfrekvens er dominert av rørmaterialet og dets egenskaper. Det skal bemerkes at rørets lengde har den mest betydningsfulle innvirkning på egenfrekvensen. Måleinstrumentets oppløsning (følsomhet) kan økes uttrykt ved frekvens-endring sammenstilt med tetthet ved å redusere rørets vekt eller tetthet.
Ved bruk av ligning 8, kan ps (tettheten til prøvefluidet i prøverøret) uttrykkes ved pr (tettheten til referansefluidet i referanserøret) og Af (den målte frekvensdifferanse):
Det forventes at nøyaktigheten ved denne beregningen kan begrenses av beregnings-nøyaktigheten til A og B og frekvensoppløsningen.
Figur 7 viser et eksempel på tetthetsmålinger som er utført i henhold til den beskrevne fremgangsmåte som en funksjon av tid. Prøvestrømningsrøret fylles initialt med olje, og tetthetsmålingen konvergerer raskt mot en spesifikk vekt på 0,80. Når en blandbar gass føres inn i strømmen, mottar prøverøret en flerfasestrøm, og tetthetsmålingen oppviser en betydelig målevariasjon. Når strømmen hovedsakelig blir gass, danner oljen et grad-vis tynnere belegg på rørets vegg, og tetthetsmålingen konvergerer jevnt mot 0,33. Det skal bemerkes at i flerfasestrømområdet, oppviser tetthetsmålingen en varians som kan kan brukes til å detektere tilstedeværelsen av flere faser.
Luft eller gass som er tilstede i det strømmende fluidet påvirker densimetermålingene. Gass som er godt blandet eller revet med i væsken kan simpelthen kreve litt mer driv-kraft for å holde røret vibrerende. Gass som frigjøres, som danner voider i væsken, vil redusere vibrasjonenes amplitude på grunn av dempingen av det vibrerende røret. Små voidfraksjoner vil forårsake variasjoner i signaler på grunn av lokal variasjon i system-tettheten, og effekttap i fluidet. Resultatet er et variabelt signal som har en omhyllings-kurve som korresponderer med tetthetene i de individuelle faser. I energibegrensede systemer, kan store voidfraksjoner forårsake at røret helt stopper å vibrere når energien som absorberes av fluidet overstiger den som er tilgjengelig. Ikke desto mindre kan væskepluggstrømningstilstander i mange tilfelle detekteres av strømmålerelektronikken, fordi de fremtrer som periodiske endringer i målekarakteristika så som driveffekt, målt tetthet eller amplitude. På grunn av evnen til å detektere bobler, kan det beskrevne densimeter benyttes til å bestemme boblepunkttrykket. Når trykket på prøvefluidet varieres, vil bobler bli dannet ved boblepunkttrykket, og de vil detekteres av den beskrevne innretning.
Hvis en prøve strømmer gjennom røret kontinuerlig under en nede-i-hulls prøvetakings-hendelse, vil fluidene endres fira borehullsslam, til slamfiltrat og kakefragmenter, til hovedsakelig filtrat, og deretter til reservoarfluider (gass, olje eller vann). Når det er tydelig at flere faser strømmer gjennom røret, vil sensorens utgang svinge innenfor et område som er avgrenset av de individuelle fasetettheter. Hvis systemet er godt homo-genisert, vil den rapporterte tetthet nærme seg fluidets bulktetthet. For å forbedre detek-teringen av bulkfluidtettheter, kan de beskrevne måleinnretninger konfigureres til å benytte høyere strømningsrater gjennom røret for å oppnå en statistisk mer signifikant prøvetetthet. Prøvens strømningshastighet gjennom innretningen kan således reguleres til å forbedre detektering av flere faser (ved å redusere strømningshastigheten) eller til å forbedre bestemmelsene av bulktetthet (ved å øke strømningshastigheten). Hvis strøm-ningstilstandene påvirkes for å tillate faseutfellingen og agglomerering (intermitterende strøm eller slippstrøm med lave strømningshastigheter), kan det vibrerende rørsystem konfigureres til å nøyaktig detektere flere faser ved forskjellige trykk og temperaturer. Fluidprøven kan holdes i ro i prøvekammeret eller den kan bringes til å strømme gjennom prøvekammeret.
Toppformer i frekvensspekteret kan tilveiebringe signaturer som muliggjør detektering av gassbobler, blandinger av olje/vann, og slamfiltratpartikler. Disse signaturene kan identifiseres ved bruk av nervesystemlignende nett med "maltilpasnings"-teknikker, eller parameterisk kurvetilpassing kan være foretrukket. Ved bruk av disse teknikker kan det være mulig å bestemme en vannfraksjon fira disse toppformene. Toppformene kan også gi andre fluidegenskaper så som kompressibilitet og viskositet. Effekten som er påkrevet for å opprettholde vibrasjon kan også tjene som en indikator på visse fluidegenskaper.
I tillegg kan resonansfrekvensen (eller en frekvensdifferanse) kombineres med den målte amplituden av vibrasjon til å beregne viskositet av fluidprøven. Tettheten og en andre fluidegenskap (f.eks. viskositet) kan også beregnes fra resonansfrekvensen og en eller
begge av de halv-amplitude frekvenser. Endelig kan vibrasjonsfrekvensen av prøverøret varieres for å bestemme toppformen av prøverørets frekvensrespons, og formen brukes til å bestemme egenskaper ved fluidprøven.
Det beskrevne instrument kan konfigureres til å detektere fluidtyper (fluider kan eksempelvis karakteriseres ved tetthet), flere faser, faseendringer og ytterligere fluidegenskaper så som viskositet og kompressibilitet. Røret kan konfigureres til å være meget føl-somt overfor endringer i prøvetetthet og faser. For eksempel kan strømningsrørene for-mes i en hvilken som helst av en variasjon av bøyede utforminger som tilveiebringer større forflytninger og frekvensfølsomheter. Andre eksiteringskilder kan brukes. Iste-denfor å bruke en variabel frekvensvibrasjonskilde, kan rørene bankes på eller ristes for å bevirke en vibrasjon. Frekvensene og omhyllingskurven for den avtagende vibrasjon vil gi lignende fluidinformasjon og kan tilveiebringe ytterligere informasjon i forhold til den pr. i dag foretrakkede vibrasjonskilde med variabel frekvens.
De beskrevne innretninger kan raskt og nøyaktig tilveiebringe målinger av nede-i-hulls tetthet og trykkgradienter. Gradientinformasjonen forventes å være verdifull ved bestemmelse av reservoartilstander på lokaliseringer som ligger bort fra borehullets umid-delbare nærhet. Særlig kan gradientinformasjonen tilveiebringe identifikasjon av fluider som befinner seg i reservoaret og lokaliseringen(e) av fluidkontakter. Tabell 3 viser eksemplifiserende gradienter som er et resultat av reservoarfluider i en formasjon.
Bestemmelse av fluidkontakter (gass/olje og olje/vann) er av største betydning ved ing-eniørarbeid i forbindelse med reservoarer. En kontinuerlig vertikal søyle kan inneholde soner av gass, olje og vann. Gjeldende fremgangsmåter krever gjentatt prøvetaking av reservoartrykk som en funksjon av sann vertikal dybde for å beregne trykkgradienten (vanligvis psi/ft) i hver sone. En fluidkontakt tilkjennegis ved krysningen mellom gradienter fra to tilstøtende soner (som en funksjon av dybde). Tradisjonelt er to eller flere prøver innenfor en sone nødvendig for å definere trykkgradienten.
Trykkgradienten (Ap/Ah) er relatert til fluidtettheten i en bestemt sone. Dette følger av uttrykket for trykket som utøves av en hydrostatisk søyle med høyde h.
hvor P angir trykk, p angir tetthet, g angir tyngdens aksellerasjon, og h angir høyde.
I en bestemt sone, med trykk fra overliggende lag som er forskjellig fra det som er i en kontinuerlig fluidsøyle, kan fluidets tetthet bestemmes ved måling av trykket ved to eller flere dybder i en sone, og beregne trykkgradienten:
Det nede-i-hulls plasserte densimeter bestemmer imidlertid direkte fluidets tetthet. Dette muliggjør estimering av kontakt med kun et prøvepunkt pr. sone. Hvis flere prøver tas innenfor en sone, forbedres datakvaliteten. Gradientbestemmelsen kan deretter kryssjekkes for feil, som kan forekomme. En høy grad av pålitelighet oppnås når både densimeteret og den klassisk bestemte gradient faller sammen.
Så snart gradienten for hver fluidsone har blitt bestemt, bestemmes krysningene av gra-dientene for tilstøtende soner. Kontaktdybden beregnes som gradientkrysningen ved sann vertikal dybde.
Det skal bemerkes at når den beskrevne innretningen bruker et referansefluid i referan-senrøret, er referansefluidet fortrinnsvis underkastet hovedsakelig samme trykk og temperatur som prøvefluidet. Når referanserøret har en eksiteringskilde montert på røret for å generere vibrasjoner ved referanserøret, kan vibrasjonen av referanserøret også indu-sere vibrasjon av prøverøret.
Claims (13)
1.
Nede-i-hulls innretning til bestemmelse av en egenskap for et prøvefluid, hvori innretningen omfatter: et prøverør (108) med en boring som er konfigurert til mottak av en fluidprøve, hvor røret er konfigurert til å vibrere ved en frekvens som er karakteristisk for en eller flere egenskaper ved fluidprøven; en vibrasjonssensor (112) som er konfigurert til å omforme vibrasjoner av prøverøret (108) til et målesignal; en referansestandard som er konfigurert til å tilveiebringe et referansefrekvenssignal; og en målemodul som er konfigurert til mottak av målesignalet og referansefrekvenssigna-let,karakterisert vedat målemodulen bestemmer en resonanstoppform fira målesignalet, og bestemmer fluidegenskapene fira toppens form.
2.
Innretning ifølge krav 1,hvori referansestandarden inkluderer et referanserør (108) som har en boring.
3.
Innretning ifølge krav 2, hvori referanserørets (108) boring inneholder et vakuum.
4.
Innretning ifølge krav 2, hvori referanserørets (108) boring inneholder et referansefaststoff.
5.
Innretning ifølge krav 2, hvori referanserørets (108) boring inneholder et referansefluid som utsettes for hovedsakelig det samme trykk og temperatur som prøvefluidet.
6.
Innretning ifølge krav 2, hvori den videre omfatter: et andre referanserør med en boring som har innhold som er forskjellig fra det første referanserør, hvori det andre referanserør er konfigurert til å fremskaffe et annet refe-ransesignal til målemodulen.
7.
Innretning ifølge kravene 1 eller 2, hvori målemodulen bestemmer en støtfrekvens for måle- og referansesignalene for å bestemme en egenskap ved prøvefluidet.
8.
Innretning ifølge et hvilket som helst av de foregående krav, hvori den bestemte egenskapen er viskositet.
9.
Innretning ifølge et hvilket som helst av de foregående krav 1 til 7, hvori den bestemte egenskapen er tetthet.
10.
Fremgangsmåte til måling av en egenskap ved et fluid, hvori fremgangsmåten omfatter: mottak av et prøvefluid i et prøvehulrom (108); vibrering av prøvehulrommet (108) for fremskaffelse av et vibrasjonssignal som har en vibrasjonsfrekvens for prøverommet; frembringelse av et resonanssignal fira en vibrasjonsstandard, hvor resonanssignalet har en resonansfrekvens; bestemmelse av en frekvensdifferanse mellom resonansfrekvensen og prøvehulrommets vibrasjonsfrekvens; hvori fremgangsmåten erkarakterisertved trinn somomfatter:
variering av prøvehulrommets vibrasjonsfrekvens for å bestemme en resonanstoppform for prøvehulrommet; og
bestemmelse av fluidegenskapene fra toppens form.
11.
Fremgangsmåte ifølge krav 10, hvori bestemmelsen av en frekvensdifferanse omfatter: kombinering av vibrasjonssignalet med resonanssignalet for frembringelse av et støtfre-kvenssignal; og måling av en støtfrekvens i støtfrekvenssignalet.
12.
Fremgangsmåte ifølge krav 10 eller 11, hvoriden bestemte egenskapen er viskositet.
13.
Fremgangsmåte for anvendelse av innretningen ifølge et hvilket som helst av de kravene 1 til 9, hvori fremgangsmåten omfatter en fremgangsmåte for bestemmelse av en fluidegenskap ifølge et hvilket som helst av de kravene 10 til 12.
Applications Claiming Priority (2)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
US09/482,793 US6378364B1 (en) | 2000-01-13 | 2000-01-13 | Downhole densitometer |
PCT/US2001/000790 WO2001051898A1 (en) | 2000-01-13 | 2001-01-10 | Downhole densitometer |
Publications (3)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
NO20023328D0 NO20023328D0 (no) | 2002-07-10 |
NO20023328L NO20023328L (no) | 2002-09-05 |
NO334153B1 true NO334153B1 (no) | 2013-12-23 |
Family
ID=23917478
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
NO20023328A NO334153B1 (no) | 2000-01-13 | 2002-07-10 | Nede-i-hulls densitometer |
Country Status (6)
Country | Link |
---|---|
US (2) | US6378364B1 (no) |
EP (1) | EP1254352B1 (no) |
CA (1) | CA2397409C (no) |
DE (1) | DE60121916T2 (no) |
NO (1) | NO334153B1 (no) |
WO (1) | WO2001051898A1 (no) |
Families Citing this family (120)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US7623932B2 (en) * | 1996-03-28 | 2009-11-24 | Fisher-Rosemount Systems, Inc. | Rule set for root cause diagnostics |
US7630861B2 (en) * | 1996-03-28 | 2009-12-08 | Rosemount Inc. | Dedicated process diagnostic device |
US8290721B2 (en) | 1996-03-28 | 2012-10-16 | Rosemount Inc. | Flow measurement diagnostics |
US6688176B2 (en) * | 2000-01-13 | 2004-02-10 | Halliburton Energy Services, Inc. | Single tube densitometer |
US7162918B2 (en) * | 2001-05-15 | 2007-01-16 | Baker Hughes Incorporated | Method and apparatus for downhole fluid characterization using flexural mechanical resonators |
US7317989B2 (en) * | 2001-05-15 | 2008-01-08 | Baker Hughes Incorporated | Method and apparatus for chemometric estimations of fluid density, viscosity, dielectric constant, and resistivity from mechanical resonator data |
US6938470B2 (en) * | 2001-05-15 | 2005-09-06 | Baker Hughes Incorporated | Method and apparatus for downhole fluid characterization using flexural mechanical resonators |
AU2007203367B2 (en) * | 2001-10-29 | 2008-03-20 | Halliburton Energy Services, Inc. | Single tube downhole densitometer |
US7005019B2 (en) * | 2001-11-26 | 2006-02-28 | Emerson Electric Co. | Manufacturing flow meters having a flow tube made of a fluoropolymer substance |
US7075062B2 (en) | 2001-12-10 | 2006-07-11 | Schlumberger Technology Corporation | Apparatus and methods for downhole determination of characteristics of formation fluids |
DE10220734C1 (de) * | 2002-03-06 | 2003-04-24 | Krohne Ag Basel | Massendurchflußmeßgerät |
US6748328B2 (en) * | 2002-06-10 | 2004-06-08 | Halliburton Energy Services, Inc. | Determining fluid composition from fluid properties |
DE10237209B4 (de) * | 2002-08-14 | 2004-07-29 | Siemens Flow Instruments A/S | Durchflußmesseranordnung |
US6873916B2 (en) * | 2002-10-18 | 2005-03-29 | Symyx Technologies, Inc. | Application specific integrated circuitry for controlling analysis of a fluid |
US7036362B2 (en) | 2003-01-20 | 2006-05-02 | Schlumberger Technology Corporation | Downhole determination of formation fluid properties |
JP2006520906A (ja) * | 2003-03-21 | 2006-09-14 | サイミックス テクノロジーズ, インコーポレイテッド | 流体解析の制御用特定用途向け集積回路 |
US7158897B2 (en) * | 2003-03-21 | 2007-01-02 | Symyx Technologies, Inc. | Integrated circuitry for controlling analysis of a fluid |
US7234519B2 (en) * | 2003-04-08 | 2007-06-26 | Halliburton Energy Services, Inc. | Flexible piezoelectric for downhole sensing, actuation and health monitoring |
US6998999B2 (en) * | 2003-04-08 | 2006-02-14 | Halliburton Energy Services, Inc. | Hybrid piezoelectric and magnetostrictive actuator |
CA2524075A1 (en) * | 2003-05-02 | 2004-11-18 | Baker Hughes Incorporated | A method and apparatus for an advanced optical analyzer |
US7036363B2 (en) * | 2003-07-03 | 2006-05-02 | Pathfinder Energy Services, Inc. | Acoustic sensor for downhole measurement tool |
US6995500B2 (en) * | 2003-07-03 | 2006-02-07 | Pathfinder Energy Services, Inc. | Composite backing layer for a downhole acoustic sensor |
US7513147B2 (en) * | 2003-07-03 | 2009-04-07 | Pathfinder Energy Services, Inc. | Piezocomposite transducer for a downhole measurement tool |
US7075215B2 (en) * | 2003-07-03 | 2006-07-11 | Pathfinder Energy Services, Inc. | Matching layer assembly for a downhole acoustic sensor |
US20070017672A1 (en) * | 2005-07-22 | 2007-01-25 | Schlumberger Technology Corporation | Automatic Detection of Resonance Frequency of a Downhole System |
US7523667B2 (en) * | 2003-12-23 | 2009-04-28 | Rosemount Inc. | Diagnostics of impulse piping in an industrial process |
US7024917B2 (en) * | 2004-03-16 | 2006-04-11 | Baker Hughes Incorporated | Method and apparatus for an acoustic pulse decay density determination |
US7284449B2 (en) * | 2004-03-19 | 2007-10-23 | Endress + Hauser Flowtec Ag | In-line measuring device |
US7040181B2 (en) * | 2004-03-19 | 2006-05-09 | Endress + Hauser Flowtec Ag | Coriolis mass measuring device |
US7194902B1 (en) | 2004-12-23 | 2007-03-27 | Schlumberger Technology Corporation | Apparatus and method for formation evaluation |
US7222671B2 (en) * | 2004-12-23 | 2007-05-29 | Schlumberger Technology Corporation | Apparatus and method for formation evaluation |
GB2421573B (en) * | 2004-12-23 | 2009-09-23 | Schlumberger Holdings | Apparatus and method for formation evaluation |
US20060211981A1 (en) * | 2004-12-27 | 2006-09-21 | Integrated Sensing Systems, Inc. | Medical treatment procedure and system in which bidirectional fluid flow is sensed |
US7216738B2 (en) * | 2005-02-16 | 2007-05-15 | Halliburton Energy Services, Inc. | Acoustic stimulation method with axial driver actuating moment arms on tines |
US7213681B2 (en) * | 2005-02-16 | 2007-05-08 | Halliburton Energy Services, Inc. | Acoustic stimulation tool with axial driver actuating moment arms on tines |
US7702478B2 (en) * | 2005-02-28 | 2010-04-20 | Rosemount Inc. | Process connection for process diagnostics |
BRPI0520150B1 (pt) * | 2005-03-29 | 2017-10-31 | Micro Motion, Inc. | Coriolis flow meter and method for determining draining characteristics |
US8112565B2 (en) | 2005-06-08 | 2012-02-07 | Fisher-Rosemount Systems, Inc. | Multi-protocol field device interface with automatic bus detection |
US20070068225A1 (en) | 2005-09-29 | 2007-03-29 | Brown Gregory C | Leak detector for process valve |
US7913566B2 (en) * | 2006-05-23 | 2011-03-29 | Rosemount Inc. | Industrial process device utilizing magnetic induction |
US7953501B2 (en) * | 2006-09-25 | 2011-05-31 | Fisher-Rosemount Systems, Inc. | Industrial process control loop monitor |
US8788070B2 (en) | 2006-09-26 | 2014-07-22 | Rosemount Inc. | Automatic field device service adviser |
WO2008042290A2 (en) | 2006-09-29 | 2008-04-10 | Rosemount Inc. | Magnetic flowmeter with verification |
US7549319B2 (en) * | 2006-11-16 | 2009-06-23 | Halliburton Energy Services, Inc. | High pressure resonant vibrating-tube densitometer |
US7874220B2 (en) * | 2006-11-16 | 2011-01-25 | Abb Patent Gmbh | Coriolis mass flowmeter with an oscillatable straight measuring tube |
US8132621B2 (en) * | 2006-11-20 | 2012-03-13 | Halliburton Energy Services, Inc. | Multi-zone formation evaluation systems and methods |
EP3029624A1 (en) * | 2006-12-01 | 2016-06-08 | SK Planet Co., Ltd. | Method and apparatus for providing gift by using communication network and system including the apparatus |
US7587936B2 (en) * | 2007-02-01 | 2009-09-15 | Smith International Inc. | Apparatus and method for determining drilling fluid acoustic properties |
WO2008109841A1 (en) | 2007-03-07 | 2008-09-12 | Invensys Systems, Inc. | Coriolis frequency tracking |
MY152694A (en) * | 2007-07-10 | 2014-11-28 | Schlumberger Technology Bv | Methods of calibrating a fluid analyzer for use in a wellbore |
US8898036B2 (en) | 2007-08-06 | 2014-11-25 | Rosemount Inc. | Process variable transmitter with acceleration sensor |
US7861777B2 (en) * | 2007-08-15 | 2011-01-04 | Baker Hughes Incorporated | Viscometer for downhole pumping |
CA2696816C (en) * | 2007-08-20 | 2013-12-24 | Halliburton Energy Services, Inc. | Apparatus and method for fluid property measurements |
US7590511B2 (en) * | 2007-09-25 | 2009-09-15 | Rosemount Inc. | Field device for digital process control loop diagnostics |
US8166801B2 (en) * | 2007-09-30 | 2012-05-01 | Los Alamos National Security, Llc | Non-invasive fluid density and viscosity measurement |
US7983856B2 (en) | 2007-10-12 | 2011-07-19 | Eldec Corporation | Flow meter |
US8511379B2 (en) * | 2007-11-13 | 2013-08-20 | Halliburton Energy Services, Inc. | Downhole X-ray source fluid identification system and method |
CN105043477B (zh) * | 2007-12-19 | 2019-05-07 | 微动公司 | 振动流动装置和用于制造振动流动装置的方法 |
JP2011508210A (ja) * | 2007-12-19 | 2011-03-10 | マイクロ モーション インコーポレイテッド | 振動式流れデバイスおよび振動式流れデバイスを製作するための方法 |
GB0725199D0 (en) | 2007-12-22 | 2008-01-30 | Precision Energy Services Inc | Measurement tool and method of use |
US8250924B2 (en) * | 2008-04-22 | 2012-08-28 | Rosemount Inc. | Industrial process device utilizing piezoelectric transducer |
DE102008035877A1 (de) | 2008-08-01 | 2010-02-04 | Endress + Hauser Flowtec Ag | Meßwandler vom Vibrationstyp |
AU2009293404B2 (en) * | 2008-09-19 | 2012-06-28 | Halliburton Energy Services, Inc. | Apparatus and method for detecting a property of a fluid |
US7977924B2 (en) * | 2008-11-03 | 2011-07-12 | Rosemount Inc. | Industrial process power scavenging device and method of deriving process device power from an industrial process |
DE102008044186A1 (de) | 2008-11-28 | 2010-06-02 | Endress + Hauser Flowtec Ag | Magneteinrichtung sowie Meßaufnehmer vom Vibrationstyp mit einer solchen Magneteinrichtung |
DE102008059920B4 (de) * | 2008-12-02 | 2016-07-14 | Krohne Meßtechnik GmbH & Co KG | Verfahren zum Betreiben eines Resonanzmeßsystems und diesbezügliches Resonanzmeßsystem |
US8117907B2 (en) * | 2008-12-19 | 2012-02-21 | Pathfinder Energy Services, Inc. | Caliper logging using circumferentially spaced and/or angled transducer elements |
US8484003B2 (en) * | 2009-03-18 | 2013-07-09 | Schlumberger Technology Corporation | Methods, apparatus and articles of manufacture to process measurements of wires vibrating in fluids |
CN102803923B (zh) * | 2009-03-24 | 2016-03-09 | 圣克莱尔系统股份有限公司 | 不具有移动部件的内嵌式粘度计及用于维持所要的粘度的方法 |
US9341059B2 (en) | 2009-04-15 | 2016-05-17 | Schlumberger Technology Corporation | Microfluidic oscillating tube densitometer for downhole applications |
US9200512B2 (en) * | 2009-04-15 | 2015-12-01 | Schlumberger Technology Corporation | Formation fluid evaluation |
AU2009346364B9 (en) | 2009-05-20 | 2013-01-24 | Halliburton Energy Services, Inc. | Determining fluid density |
US20110100112A1 (en) * | 2009-10-30 | 2011-05-05 | Schlumberger Technology Corporation | Piezo-based downhole flow meter |
WO2011078869A1 (en) | 2009-12-23 | 2011-06-30 | Halliburton Energy Services, Inc. | Interferometry-based downhole analysis tool |
US9388686B2 (en) | 2010-01-13 | 2016-07-12 | Halliburton Energy Services, Inc. | Maximizing hydrocarbon production while controlling phase behavior or precipitation of reservoir impairing liquids or solids |
CA2766252A1 (en) | 2010-03-29 | 2011-10-06 | Halliburton Energy Services, Inc. | Apparatus and methods of determining fluid viscosity |
CA2794711C (en) | 2010-06-01 | 2016-02-16 | Halliburton Energy Services, Inc. | Spectroscopic nanosensor logging systems and methods |
GB2562349B (en) * | 2011-03-16 | 2019-02-06 | Baker Hughes A Ge Co Llc | Piezoelectric transducer and downhole tool for measuring fluid properties |
US9207670B2 (en) | 2011-03-21 | 2015-12-08 | Rosemount Inc. | Degrading sensor detection implemented within a transmitter |
DE102011075113A1 (de) * | 2011-05-03 | 2012-11-08 | Endress + Hauser Gmbh + Co. Kg | Vorrichtung und Verfahren zum Betreiben einer Vorrichtung zur Bestimmung und/oder Überwachung mindestens einer physikalischen Prozessgröße |
WO2012161693A1 (en) | 2011-05-24 | 2012-11-29 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods to increase the number of filters per optical path in a downhole spectrometer |
US10041870B2 (en) | 2011-06-21 | 2018-08-07 | Halliburton Energy Services, Inc. | Fluid densitometer with temperature sensor to provide temperature correction |
US9275009B2 (en) | 2011-09-02 | 2016-03-01 | Schlumberger Technology Corporation | Calibration and consistency check of variable volume systems |
RU2593440C2 (ru) | 2012-05-03 | 2016-08-10 | Халлибертон Энерджи Сервисез, Инк. | Плотномер флюида, содержащий одиночный магнит |
US9052240B2 (en) | 2012-06-29 | 2015-06-09 | Rosemount Inc. | Industrial process temperature transmitter with sensor stress diagnostics |
CN102735586B (zh) * | 2012-06-29 | 2014-04-30 | 天津大学 | 谐振筒式液体密度传感器 |
CN102797453B (zh) * | 2012-08-14 | 2015-04-29 | 北京科力博奥仪表技术有限公司 | 一种测井密度计 |
EP2875331A1 (en) * | 2012-08-28 | 2015-05-27 | Halliburton Energy Services, Inc. | Sensor characterization apparatus, methods, and systems |
US10443378B2 (en) | 2012-08-31 | 2019-10-15 | Halliburton Energy Services, Inc. | Apparatus and method for downhole in-situ determination of fluid viscosity |
MX350735B (es) | 2012-08-31 | 2017-09-15 | Halliburton Energy Services Inc | Aparato y método para la determinación in-situ en fondo de pozo de viscosidad de fluido. |
US9602122B2 (en) | 2012-09-28 | 2017-03-21 | Rosemount Inc. | Process variable measurement noise diagnostic |
US10260338B2 (en) | 2013-05-30 | 2019-04-16 | Schlumberger Technology Corporation | Optical fluid analyzer with calibrator and method of using same |
EP2989280A4 (en) * | 2013-07-24 | 2016-11-16 | Halliburton Energy Services Inc | METHOD AND DEVICE FOR IN-SITU SIMULTANEOUS DETERMINATION OF DENSITY AND VISCOSITY OF A FLUID |
US8915145B1 (en) * | 2013-07-30 | 2014-12-23 | Fred G. Van Orsdol | Multiphase mass flow metering system and method using density and volumetric flow rate determination |
BR112016006872A2 (pt) * | 2013-11-06 | 2017-08-01 | Halliburton Energy Services Inc | sistema de fundo de poço, aparelho para determinar uma propriedade de fluido de uma amostra de fluido de um poço e método para determinar a viscosidade de um fluido de produção em um poço |
US20170082765A1 (en) * | 2014-07-23 | 2017-03-23 | Halliburton Energy Services, Inc | Thermal Modulated Vibrating Sensing Module for Gas Molecular Weight Detection |
CN104155209A (zh) * | 2014-08-11 | 2014-11-19 | 范明军 | 一种谐振式液体密度计的驱动 |
GB201417539D0 (en) * | 2014-10-03 | 2014-11-19 | Bios Developments Ltd | Measurement system and methods |
BR112017005918A2 (pt) * | 2014-10-24 | 2017-12-12 | Halliburton Energy Services Inc | método para medir uma viscosidade de fluido e sistema de medição de viscosidade de fluido |
US10012077B2 (en) | 2014-10-30 | 2018-07-03 | Halliburton Energy Services, Inc. | Downhole sensor for formation fluid property measurement |
DE102014119061A1 (de) * | 2014-12-18 | 2016-06-23 | Endress + Hauser Gmbh + Co. Kg | Vibronischer Sensor |
WO2016133542A1 (en) * | 2015-02-20 | 2016-08-25 | Halliburton Energy Services, Inc. | Determining the density and viscosity of a fluid using an electromagnetic force contactless driven densitoviscous sensor |
US10365194B2 (en) * | 2015-05-01 | 2019-07-30 | Scientific Drilling International, Inc. | High temperature densitometer device and steam quality measurement method and device |
US10316648B2 (en) * | 2015-05-06 | 2019-06-11 | Baker Hughes Incorporated | Method of estimating multi-phase fluid properties in a wellbore utilizing acoustic resonance |
GB2538233A (en) * | 2015-05-08 | 2016-11-16 | Rosemount Measurement Ltd | Improvements in or relating to level switches |
GB201511406D0 (en) * | 2015-06-30 | 2015-08-12 | Hydramotion Ltd | Apparatus and method for measuring fluid properties |
US10101255B2 (en) | 2015-09-11 | 2018-10-16 | Schlumberger Technology Corporation | Apparatus and methods for analysis of reservoir fluids |
EP3214424A1 (en) * | 2016-03-04 | 2017-09-06 | Buira Nunez, Ernest | A detection device, a system and a method for measuring fluid properties including viscosity and/or density |
EP3482046B1 (en) | 2016-09-30 | 2022-11-23 | Halliburton Energy Services, Inc. | Frequency sensors for use in subterranean formation operations |
WO2018067117A1 (en) * | 2016-10-04 | 2018-04-12 | Halliburton Energy Services, Inc. | Using offset parameters in viscosity calculations |
US10677703B2 (en) | 2016-10-21 | 2020-06-09 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods and systems for determining fluid density by distributed acoustic sensing |
WO2018125138A1 (en) * | 2016-12-29 | 2018-07-05 | Halliburton Energy Services, Inc. | Sensors for in-situ formation fluid analysis |
WO2018236390A1 (en) | 2017-06-23 | 2018-12-27 | Halliburton Energy Services, Inc. | DETECTION OF INORGANIC GASES |
US11187635B2 (en) | 2017-12-27 | 2021-11-30 | Halliburton Energy Services, Inc. | Detecting a fraction of a component in a fluid |
WO2019132878A1 (en) | 2017-12-27 | 2019-07-04 | Halliburton Energy Services, Inc. | Detecting a fraction of a component in a fluid |
CN109540963B (zh) * | 2018-12-22 | 2023-08-18 | 浙江大学城市学院 | 一种基于管壁激励的强化换热实验系统 |
US11287357B2 (en) | 2018-12-28 | 2022-03-29 | Halliburton Energy Services, Inc. | Vortex fluid sensing to determine fluid properties |
CN110374564B (zh) * | 2019-07-25 | 2021-08-17 | 东北石油大学 | 一种压力和黏度可实时测调的分压装置及其测量方法 |
CA3139149C (en) | 2019-09-17 | 2023-12-12 | Halliburton Energy Services, Inc. | Strain sensor based downhole fluid density measurement tool |
WO2023177327A1 (ru) * | 2022-03-14 | 2023-09-21 | Общество с ограниченной ответственностью Научно-производственное предприятие "Электротех" | Узел крепления измерительных труб в корпусе вибрационного измерительного устройства |
Family Cites Families (16)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US3688188A (en) * | 1970-12-21 | 1972-08-29 | Bendix Corp | Means for measuring the density of fluid in a conduit |
HU164642B (no) * | 1971-12-07 | 1974-03-28 | ||
US4192184A (en) * | 1978-11-13 | 1980-03-11 | Halliburton Company | Mass flowmeter |
GB8304783D0 (en) | 1983-02-21 | 1983-03-23 | Shell Int Research | Coriolis-type mass flow meter |
US4655075A (en) * | 1984-09-26 | 1987-04-07 | University Of Delaware | Vibrating tube densimeter |
US4823614A (en) * | 1986-04-28 | 1989-04-25 | Dahlin Erik B | Coriolis-type mass flowmeter |
US5005400A (en) | 1989-07-18 | 1991-04-09 | Lew Hyok S | Dual frequency density meter |
US5363706A (en) * | 1989-11-24 | 1994-11-15 | Lew Hyok S | Convective acceleration flowmeter |
US5009109A (en) * | 1989-12-06 | 1991-04-23 | Micro Motion, Inc. | Flow tube drive circuit having a bursty output for use in a coriolis meter |
US5448921A (en) * | 1991-02-05 | 1995-09-12 | Direct Measurement Corporation | Coriolis mass flow rate meter |
US5497665A (en) * | 1991-02-05 | 1996-03-12 | Direct Measurement Corporation | Coriolis mass flow rate meter having adjustable pressure and density sensitivity |
US5231884A (en) * | 1991-07-11 | 1993-08-03 | Micro Motion, Inc. | Technique for substantially eliminating temperature induced measurement errors from a coriolis meter |
US5230254A (en) * | 1992-01-22 | 1993-07-27 | Ametek Aerospace Products Inc. | Coriolis mass flowmeter with multiple vibrating tubes |
EP0596178B1 (de) * | 1992-11-06 | 1995-02-01 | Endress + Hauser Flowtec AG | Coriolis-Massendurchflussmesser |
US5827979A (en) * | 1996-04-22 | 1998-10-27 | Direct Measurement Corporation | Signal processing apparati and methods for attenuating shifts in zero intercept attributable to a changing boundary condition in a Coriolis mass flow meter |
US5796012A (en) * | 1996-09-19 | 1998-08-18 | Oval Corporation | Error correcting Coriolis flowmeter |
-
2000
- 2000-01-13 US US09/482,793 patent/US6378364B1/en not_active Expired - Lifetime
-
2001
- 2001-01-10 CA CA002397409A patent/CA2397409C/en not_active Expired - Lifetime
- 2001-01-10 DE DE60121916T patent/DE60121916T2/de not_active Expired - Lifetime
- 2001-01-10 EP EP01903012A patent/EP1254352B1/en not_active Expired - Lifetime
- 2001-01-10 WO PCT/US2001/000790 patent/WO2001051898A1/en active IP Right Grant
-
2002
- 2002-04-29 US US10/134,258 patent/US6543281B2/en not_active Expired - Lifetime
- 2002-07-10 NO NO20023328A patent/NO334153B1/no not_active IP Right Cessation
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
US6543281B2 (en) | 2003-04-08 |
EP1254352B1 (en) | 2006-08-02 |
EP1254352A4 (en) | 2004-12-01 |
DE60121916D1 (de) | 2006-09-14 |
EP1254352A1 (en) | 2002-11-06 |
CA2397409C (en) | 2008-06-10 |
US20020178803A1 (en) | 2002-12-05 |
WO2001051898A1 (en) | 2001-07-19 |
US6378364B1 (en) | 2002-04-30 |
CA2397409A1 (en) | 2001-07-19 |
NO20023328D0 (no) | 2002-07-10 |
NO20023328L (no) | 2002-09-05 |
DE60121916T2 (de) | 2007-03-01 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
NO334153B1 (no) | Nede-i-hulls densitometer | |
CA2409884C (en) | Single tube downhole densitometer | |
AU2013394872B2 (en) | Method and device for the concurrent determination of fluid density and viscosity in-situ | |
US10301938B2 (en) | Microfluidic oscillating tube densitometer for downhole applications | |
AU2009293404B2 (en) | Apparatus and method for detecting a property of a fluid | |
US6301973B1 (en) | Non-intrusive pressure/multipurpose sensor and method | |
US20090120168A1 (en) | Microfluidic downhole density and viscosity sensor | |
US20120072128A1 (en) | Determining Fluid Density | |
Gonzalez et al. | Viscosity and density measurements using mechanical oscillators in oil and gas applications | |
KR102519609B1 (ko) | 유량계 상 분율 및 농도 측정 조정 방법 및 장치 | |
JP7238133B2 (ja) | 平面的振動部材、粘度計、及び振動式粘度計を動作させる方法 | |
WO2006062856A1 (en) | Multi-phase flow meter system and method of determining flow component fractions | |
AU2007203367B2 (en) | Single tube downhole densitometer |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
MM1K | Lapsed by not paying the annual fees |