NO336094B1 - Apparat for føling av fluidstrømning i et rør - Google Patents
Apparat for føling av fluidstrømning i et rør Download PDFInfo
- Publication number
- NO336094B1 NO336094B1 NO20032107A NO20032107A NO336094B1 NO 336094 B1 NO336094 B1 NO 336094B1 NO 20032107 A NO20032107 A NO 20032107A NO 20032107 A NO20032107 A NO 20032107A NO 336094 B1 NO336094 B1 NO 336094B1
- Authority
- NO
- Norway
- Prior art keywords
- pipe
- sensor
- sensors
- sensor device
- fluid
- Prior art date
Links
- 239000012530 fluid Substances 0.000 title claims description 66
- 239000000835 fiber Substances 0.000 claims description 35
- 230000003287 optical effect Effects 0.000 claims description 20
- 239000013307 optical fiber Substances 0.000 claims description 14
- XKRFYHLGVUSROY-UHFFFAOYSA-N Argon Chemical compound [Ar] XKRFYHLGVUSROY-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 4
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 4
- 239000003570 air Substances 0.000 claims description 2
- 229910052786 argon Inorganic materials 0.000 claims description 2
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 claims description 2
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 17
- 238000000034 method Methods 0.000 description 17
- 230000008859 change Effects 0.000 description 13
- 238000004804 winding Methods 0.000 description 11
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 10
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 6
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 6
- 239000003208 petroleum Substances 0.000 description 5
- 238000012545 processing Methods 0.000 description 5
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 5
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 4
- 239000000470 constituent Substances 0.000 description 3
- 230000035945 sensitivity Effects 0.000 description 3
- 239000002356 single layer Substances 0.000 description 3
- 239000000853 adhesive Substances 0.000 description 2
- 230000001070 adhesive effect Effects 0.000 description 2
- 238000003491 array Methods 0.000 description 2
- 230000009286 beneficial effect Effects 0.000 description 2
- 238000004891 communication Methods 0.000 description 2
- 239000010410 layer Substances 0.000 description 2
- 239000000463 material Substances 0.000 description 2
- 239000003129 oil well Substances 0.000 description 2
- 239000011236 particulate material Substances 0.000 description 2
- 239000003209 petroleum derivative Substances 0.000 description 2
- 230000001902 propagating effect Effects 0.000 description 2
- 238000000926 separation method Methods 0.000 description 2
- 238000012935 Averaging Methods 0.000 description 1
- 239000004593 Epoxy Substances 0.000 description 1
- 229910052691 Erbium Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000007792 addition Methods 0.000 description 1
- 238000013459 approach Methods 0.000 description 1
- 230000006835 compression Effects 0.000 description 1
- 238000007906 compression Methods 0.000 description 1
- 230000001419 dependent effect Effects 0.000 description 1
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 description 1
- 239000002019 doping agent Substances 0.000 description 1
- 239000005447 environmental material Substances 0.000 description 1
- UYAHIZSMUZPPFV-UHFFFAOYSA-N erbium Chemical compound [Er] UYAHIZSMUZPPFV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000003292 glue Substances 0.000 description 1
- 230000006872 improvement Effects 0.000 description 1
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 1
- 239000012212 insulator Substances 0.000 description 1
- 238000002955 isolation Methods 0.000 description 1
- 238000000691 measurement method Methods 0.000 description 1
- 230000007246 mechanism Effects 0.000 description 1
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 1
- 230000010355 oscillation Effects 0.000 description 1
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 1
- 239000013618 particulate matter Substances 0.000 description 1
- 230000000704 physical effect Effects 0.000 description 1
- 230000001681 protective effect Effects 0.000 description 1
- 229910052761 rare earth metal Inorganic materials 0.000 description 1
- 150000002910 rare earth metals Chemical class 0.000 description 1
- 238000011160 research Methods 0.000 description 1
- 230000004044 response Effects 0.000 description 1
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 description 1
- 239000004576 sand Substances 0.000 description 1
- 230000005236 sound signal Effects 0.000 description 1
- 238000001228 spectrum Methods 0.000 description 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 description 1
- 239000000758 substrate Substances 0.000 description 1
- 238000012546 transfer Methods 0.000 description 1
- 238000011144 upstream manufacturing Methods 0.000 description 1
Classifications
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01F—MEASURING VOLUME, VOLUME FLOW, MASS FLOW OR LIQUID LEVEL; METERING BY VOLUME
- G01F1/00—Measuring the volume flow or mass flow of fluid or fluent solid material wherein the fluid passes through a meter in a continuous flow
- G01F1/66—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 measuring frequency, phase shift or propagation time of electromagnetic or other waves, e.g. using ultrasonic flowmeters
- G01F1/667—Arrangements of transducers for ultrasonic flowmeters; Circuits for operating ultrasonic flowmeters
- G01F1/668—Compensating or correcting for variations in velocity of sound
-
- 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
-
- 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
- G01F1/66—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 measuring frequency, phase shift or propagation time of electromagnetic or other waves, e.g. using ultrasonic flowmeters
- G01F1/666—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 measuring frequency, phase shift or propagation time of electromagnetic or other waves, e.g. using ultrasonic flowmeters by detecting noise and sounds generated by the flowing fluid
Landscapes
- Physics & Mathematics (AREA)
- Geology (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Geophysics (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Electromagnetism (AREA)
- General Physics & Mathematics (AREA)
- Health & Medical Sciences (AREA)
- Toxicology (AREA)
- Measuring Fluid Pressure (AREA)
- Indicating Or Recording The Presence, Absence, Or Direction Of Movement (AREA)
- Sampling And Sample Adjustment (AREA)
- Geophysics And Detection Of Objects (AREA)
Description
APPARAT FOR FØLING AV FLUIDSTRØMNING I ET RØR
Denne oppfinnelsen vedrører følerapparater for fluidstrøm hvor det brukes fiberoptikk og nærmere bestemt de anordninger som måler lydhastighet, strømningshastighet og andre parametere i et rør ved bruk av akustiske signaler og kortvarige, lokale trykkvariasjoner i strømningen.
I petroleumsindustrien tillegges evnen til i sanntid å kunne overvåke strømningen av petroleumsprodukter i en brønns produksjonsrør stor verdi. Historisk har strømnings-parametere, slik som hovedstrømningens hastighet, vært følt ved hjelp av venturity-peanordninger anbrakt direkte inne i fluidstrømmen. Disse typer anordninger har flere ulemper, deriblant det faktum at de frembringer en uønsket strømningshindring, de utsettes for det aggressive miljøet inni røret, og at de typisk frembringer uønskede potensielle lekkasjebaner inn i eller ut av røret. I tillegg er disse typer anordninger også kun i stand til å fremskaffe informasjon relatert til fluidhovedstrømning, og er derfor ikke i stand til å fremskaffe informasjon spesifikt for bestanddelene i en multifa-sestrømning.
Noen teknikker benytter lydens hastighet for å bestemme de ulike parametere i fluid-strømmen inne i et rør. En teknikk måler summen av tiden det tar for lydsignaler å gå frem og tilbake mellom ultrasoniske sendere/mottakere (transceivere). Dette refereres noen ganger til som "sing-around"- eller "gangtid"-metoden. US patenter 4.080.837, 4.114.439 og 5.115.670 viser variasjoner av denne metode. En ulempe med denne type teknikk er at gassbobler og/eller partikler i fluidstrømmen kan forstyrre signalene som går frem og tilbake mellom transceiverne. En annen ulempe med denne teknikk-type er at den kun vurderer fluidet som befinner seg mellom transceiverne i løpet av signalgangtiden. Fluidstrøm inne i en brønn vil svært ofte være heterogen og for eksempel inneholde lokaliserte konsentrasjonsvariasjoner ("plugger") av vann eller olje. Lokaliserte konsentrasjonsvariasjoner kan påvirke nøyaktigheten av de innsamlede data.
Flerfase strømningsmålere kan bli benyttet til å måle strømningsratene til individuelle bestanddeler i en fluidstrøm (for eksempel en blanding av olje, gass og vann) uten at det er behov for separasjon av bestanddelene. Imidlertid er de fleste flerfase strøm-ningsmålere som er tilgjengelig i dag, konstruert for å brukes ved brønnhodet eller plattformen. Et problem med å benytte en strømningsmåler ved brønnhodet til en fler-kildebrønn er at fluidstrømmen som kommer til strømningsmåleren, er en blanding av fluidene fra de ulike kildene som befinner seg ved forskjellige posisjoner i brønnen. Så selv om flerfase-strømningsmåleren frembringer fordelen med å skaffe spesifikk informasjon for individuelle bestanddeler i en fluidstrøm (noe som er en forbedring i forhold til volumstrømningsfølere), er informasjonen de frembringer fremdeles begrenset fordi det ikke er mulig å skille kilder.
Det å samle inn pålitelige og nøyaktige fluidstrømningsdata nede i brønnhullet ved et bestemt kildemiljø, er en teknisk utfordring i det minste av følgende grunner: For det første er fluidstrømmen i et produksjonsrør aggressiv mot følere som er i direkte kontakt med fluidstrømmen. Fluider i produksjonsrøret kan erodere, korrodere, slite på, og på andre måter bringe følere anbrakt i direkte kontakt med fluidstrømmen i fare. I tillegg er hullet eller porten som føleren danner direkte kontakt gjennom, eller som en kabel føres gjennom, et potensielt lekkasjeområde. Det er store fordeler ved å for-hindre fluidlekkasje ut av produksjonsrøret. For det andre er miljøet i de fleste brøn-ner barskt ogkarakterisert vedekstreme temperaturer, trykk og partikkelmateriale. Ekstreme temperaturer kan deaktivere og begrense levetiden for elektroniske kompo-nenter. Følere anbrakt på utsiden av produksjonsrøret kan også utsettes for miljøma-terialer, slik som vann (ferskt eller salt), damp, slam, sand osv. For det tredje gjør brønnmiljøet det vanskelig og dyrt å komme til de fleste følere straks de er blitt installert og posisjonert nede i brønnhullet.
Det som derfor trengs er et pålitelig, nøyaktig og robust apparat for å føle fluidstrøm-ning i et rør, et som kan føle fluidstrømning i et rør på en ikke-intrusiv måte, som er anvendelig i et miljø preget av ekstreme temperaturer og ekstreme trykk samt tilste-deværelsen av partikkelmateriale, som kan fjernstyres og som sannsynligvis ikke be-høver å byttes ut eller rekalibreres straks det er installert.
WO 00/00793 beskriver et apparat for måling av lydhastigheten for fluid i et rør ved bruk av et romlig arrangement av akustiske trykkfølere plassert i forhåndsbestemte aksiale lokaliseringer langs røret.
Det er derfor et formål med den foreliggende oppfinnelse å fremskaffe et pålitelig, nøyaktig, kompakt og fjernstyrbart apparat for ikke-intrusiv føling av fluidstrømning i et rør, et som kan føle fluidstrømningsparametere i et rør på en ikke-intrusiv måte, som er anvendelig i et miljø preget av ekstreme temperaturer og ekstreme trykk, og som sannsynligvis ikke behøver å byttes ut eller rekalibreres straks det er installert.
Ifølge den foreliggende oppfinnelse er det fremskaffet et apparat for ikke-intrusiv fø-ling av fluidstrøm inne i et rør, hvor apparatet innbefatter et rør for å inneholde et
fluid. Ifølge oppfinnelsen omfatter apparatet en akustisk føleranordning omfattende et arrangement av følere for tilveiebringelse av et akustisk signal som angir lydhastigheten i fluid som strømmer inne i røret, hvor den akustiske føleranordningen er festet til den utvendige veggen av røret; og en føleranordning for strømningshastighet koplet til den akustiske anordningen, omfattende et arrangement av følere for tilveiebringelse av signaler som angir trykkvariasjoner i fluidet som beveger seg med tilnærmet en
samme hastighet som fluidet, hvor føleranordningen for strømningshastighet er festet til den utvendige veggen av røret, hvor røret er tilstrekkelig ettergivende til at føleran-ordningene kan føle lydhastigheten i fluidet og hastigheten til fluidet gjennom rørveg-gen, hvor hver føler omfatter minst én spole av optisk fiber viklet rundt omkretsen av røret, hvor følerne av den akustiske føleranordningen har en avstand på 18 tommer (ca. 46 centimeter) fra hverandre, senter til senter, og hvor følerne av føleranordning-en for strømningshastighet har en avstand på 1,8 tommer (ca. 4,6 centimeter) fra hverandre, senter til senter.
Funksjonen til hvert av følerarrangementene og informasjonen innhentet for å utføre denne funksjon, er forskjellig fra den til den andre føleranordning, noe som lett kan sees dersom en tar i betraktning at fluidstrømningens aksiale hastighet er liten og derfor neglisjerbar sammenliknet med lydhastigheten i blandingen (dvs. hastigheten til en kompresjonsbølge som går gjennom fluidet i røret). De lokale trykkvariasjonene som føles av det andre følerarrangementet, beveger seg sammen med fluidstrømningen og har derfor omtrent den samme aksiale hastighet som fluidstrømningen. De lokale trykkvariasjoner har en liten koherenslengde (iblant referert til som "lengdeskala") som har en typisk varighet i størrelsesordenen én til ti rørdiametre. De akustiske signaler som føles av det første følerarrangementet derimot, er trykkvariasjoner som beveger seg gjennom fluidstrømmen med lydens hastighet. De akustiske signaler har en koherenslengde i størrelsesorden ett hundre til ti tusen rørlengder, hvilken koherenslengde i størrelsesordener er større enn den til de ovennevnte lokale trykkvariasjoner.
En fordel med den foreliggende oppfinnelse er at den muliggjør innhenting av strøm-ningsdata nede i en brønn, ved eller nær fluidstrømningens kilde. Som et resultat av dette kan nøyaktige strømningsdata innhentes individuelt fra en eller flere kilder, i stedet for data fra en blanding av disse kilder. Fluidstrømningsdata fra forskjellige kilder muliggjør bestemmelse av hastigheten og fasefraksjonen til fluider som strømmer fra hver kilde.
En annen fordel med den foreliggende oppfinnelse er at den på en ikke-intrusiv måte fremskaffer rørfluidstrømningsdata. Følerarrangementene ifølge den foreliggende oppfinnelse festes til rørets ytre overflate og behøver dermed ikke en åpning inn til fluid-strømningsbanen. Som et resultat av dette elimineres en potensiell lekkasjebane inn til eller ut fra fluidstrømningsbanen, og følerarrangementene beskyttes fra fluidstrøm-ningen inne i røret.
Det foreliggende apparat er også beskyttet fra miljøet på utsiden av produksjonsrøret av det kompakte huset som enkelt kan anbringes inne i brønnforingen. Huset beskyt-ter følerarrangementene fra fluid og partikkelmateriale som kommer inn i ringrommet mellom produksjonsrøret og brønnforingen. Som et resultat av dette kan den foreliggende oppfinnelse bruke et bredere utvalg av føleranordninger enn det som ellers ville være mulig. I tillegg, i utførelsen hvor følerarrangementene er anbrakt inne i en trykkbeholder, er følerarrangementene anbrakt inne i et gassmiljø ved et i det vesent-lige konstant trykk. Det gassholdige miljøet inni huset tilveiebringer en betraktelig akustisk isolering av arrangementene fra omgivelsene på utsiden av huset. Variasjoner i trykket ved trykkbeholderens utside som kan påvirke følerarrangementene, svekkes derfor effektivt. På grunn av alt dette er påliteligheten og holdbarheten tilsva-rende forbedret, og følgelig reduseres sannsynligheten for en påkrevd utskiftning eller rekalibrering.
Andre fordeler med den foreliggende oppfinnelse kommer av det faktum at den benytter trykkføling som tar gjennomsnittet langs omkretsen av røret. Det å ta gjennomsnittet langs omkretsen hjelper til med å filtrere bort ikke-asymmetriske trykkforstyr-relser, slike som de som assosieres med transversale rørvibrasjoner, strømningsstøy og akustiske svingninger med større dimensjon så vel som ikke-ensartet fluidstrøm-ning gjennom rørets tverrsnittsområde. Denne egenskap er nyttig i forbindelse med måling av forplantende éndimensjonale akustiske bølger og også virvelforstyrrelser med stor lengdeskala.
De ovennevnte og andre formål, egenskaper og fordeler med den foreliggende oppfinnelse vil bli mer tydelige i lys av den følgende detaljerte beskrivelse av eksempler på utførelsesformer med referanse til de ledsagende tegninger, hvor:
Figur 1 er et skjematisk oppriss av en brønn som har et foringsrør og et rør og strøm-ningsmålere ifølge den foreliggende oppfinnelse anbrakt ved ulike lokasjoner langs røret på innsiden av foringsrøret; Figur 2 er et skjematisk oppriss av et eksempel på en utførelse av et apparat ifølge den foreliggende oppfinnelse for ikke-intrusiv måling av fluidstrømningsparametere inne i et rør; Figur 3 er et skjematisk oppriss av en utførelse av en føleranordning innenfor den foreliggende oppfinnelse; Figur 4 er et skjematisk oppriss av en utførelse av en føleranordning innenfor den foreliggende oppfinnelse; og Figur 5 er et skjematisk oppriss av en utførelse av en føleranordning innenfor den foreliggende oppfinnelse.
Med henvisning til figur 1 er det vist et intelligent oljebrønnssystem 10 som inneholder en eller flere produksjonsrør 12 som strekker seg nedover gjennom et foringsrør 14 til én eller flere oljekilder 16. Et ringrom 18 ertildannet mellom røret 12 og foringen 14. Hvert produksjonsrør 12 kan innbefatte en eller flere laterale seksjoner som avgreines for å få tilgang til ulike petroleumskilder 16, eller ulike områder av den samme petro-leumskilde 16. Fluidblandinger strømmer fra kilder 16 til plattformen 20 gjennom pro-duksjonsrørene 12. Fluidblandingene består hovedsakelig av petroleumsprodukter og vann. Produksjonsrøret 12 innbefatter ett eller flere apparater 22 ifølge den foreliggende oppfinnelse for ikke-intrusiv føling av fluidstrømning inne i et rør (i det etterføl-gende også kalt en "strømningsmåler") for å overvåke forskjellige fysiske parametere til fluidblandingene mens de strømmer gjennom produksjonsrørene 12.
Den foreliggende strømningsmåler 22 ifølge den foreliggende oppfinnelse innbefatter et første følerarrangement 24 for føling av akustiske signal som går med lydens hastighet gjennom fluidet inne i røret 12 (heretter også kalt "SOS følerarrangement"), et andre følerarrangement 26 for føling av kortvarige, lokale trykkvariasjoner som går med fluidstrømmen (heretter også kalt "følerarrangement for strømningshastighet"), og et hus 28 festet til røret 12 for innkapsling av følerarrangementet 24, 26. Hver strømningsmåler 22 kan innlemmes i en eksisterende seksjon av produksjonsrøret 12, eller den kan innlemmes i en spesiell rørseksjon som blir satt inn på linje med produk-sjonsrøret 12. Fordelingsplanen av strømningsmålere 22 vist i figur 1 muliggjør at en operatør for det intelligente brønnsystem 10 kan fastslå omfanget og lokasjonen av vanngjennombrudd inn i petroleumsreservoaret. Tilgjengeligheten av denne type av informasjon tillater brukeren å overvåke og intelligent kontrollere petroleums reservoa-rets produksjon.
Følerarrangementet 24, 26 mottar optisk effekt og produserer optiske signaler via fiberoptiske kabler 30 som strekker seg mellom strømningsmåleren 22 og instrumentering 100 (for eksempel instrumentering slik som, men ikke begrenset til, vist i den felleseide og samtidig pågående amerikanske patentsøknaden med serienr. [Docket no. CC-339], som herved medtas som referanse) anbrakt på plattformen 20 eller en fjernlokasjon som er i kommunikasjon med plattformen 20. Fiberoptiske trykkfølere 32 inni hvert følerarrangement 24, 26 kan tilkoples plattforminstrumenteringen individuelt, eller de kan multiplekses langs ett eller flere optiske fibre ved å benytte kjente teknikker som innbefatter, men ikke begrenses til, multipleksing ved hjelp av bølge-lengdeinndeling WDM -wavelength division multiplexing, og multipleksing ved hjelp av tidsinndeling TDM -time division multiplexing. I disse utførelser hvor de fiberoptiske trykkfølerne 32 ikke er koplet individuelt til instrumenteringen, kan følerarrangemen-tet 24, 26 sine følere 32 koples til hverandre i serie eller parallell. De optiske signaler frembrakt av følerarrangementene 24, 26 skaffer informasjon relatert til fluidstrøm-ningskarakteristikken inne i røret 12 (for eksempel lokale strømningsforstyrrelser, for-plantning av akustiske lydbølger inne i strømmen, størrelse og endringer i strømnings-trykk, osv.). Tolking av de optiske signaler, som kan foretas ved å bruke metoder som er velkjente på fagområdet, muliggjør bestemmelse av fluidblandingens lydhastighet (SOS) og fluidstrømningshastigheten inne i røret 12. Straks SOS-en, strømningshas-tigheten og blandingens temperatur er kjent, kan andre ønskelige data bestemmes, slik som fasefraksjonen for bestanddelene i blandingen. De optiske signaler fra følerar-rangementene 24, 26 kan også tolkes ved å bruke metodene vist i de følgende felleseide og samtidig pågående amerikanske patentsøknader, men er ikke begrenset til å brukes sammen med disse: Amerikanske patentsøknader med numrene 09/105,534 ("Fluid Parameter Measurement in Pipes Using Acoustic Pressures" inngitt 26. juni, 1998), serienr. 09/344,070 ("Measurement of Propagating Acoustic Waves in Compli-ant Pipes" inngitt 25. juni 1999), serienr. 09/344,069 (Displacement Based Pressure Sensor Measuring Unsteady Pressure in a Pipe" inngitt 25. juni 1999), serienr. 09/344,094 ("Fluid Parameter Measurements in Pipes Using Acoustic Pressures" inngitt 25. juni 1999), og serienr. 09/344,093 ("Nonintrusive Fiber Optic Pressure Sensor for Measuring Unsteady Pressures within a Pipe" inngitt 25. juni 1999), som alle herved er medtatt som referanser. Figur 2 viser et utførelseseksempel av den foreliggende oppfinnelse, der SOS-følerarrangementet 24 og følerarrangementet 26 for strømningshas-tighet er anbrakt nærliggende hverandre på en felles rørlengde 12. Ytterligere detaljer vedrørende denne utførelsen er gitt nedenfor. Figurene 3-5 illustrerer skjematisk utfø- reiser av, og egenskaper til, følerarrangementer som kan brukes sammen med ett av eller begge følerarrangementer 24, 26.
For å unngå interferens fra utvendige kilder, og for å beskytte mot det barske miljøet inne i en brønn, er følerarrangementene 24, 26 innelukket i et hus 28 som er festet til en utvendig overflate av rørseksjonen 12. Huset 28 innbefatter en ytre hylse 34 som strekker seg mellom et par boss 36. Den eller de fiberoptiske kabler 30 som strekker seg mellom strømningsmåleren 22 og instrumenteringen, passerer gjennom en tettbar port 38 i ett eller begge boss 36 og er i forbindelse med følerarrangementene 24, 26. På utsiden av huset 28 er følerkabelen 30 oppbevart i et beskyttende ledningsrør 40 som er festet til røret 12. I den foretrukne utførelse danner huset 28, sammen med røret 12, en trykkbeholder. Trykket inni trykkbeholderen kan være større enn eller mindre enn det omsluttende trykket inni ringrommet 18 mellom foringsrøret 14 og røret 12. I andre utførelser er huset 28 tett for å beskytte følerarrangementene 24, 26, men fungerer ikke som en trykkbeholder. I alle utførelser velges huset 28 sin stør-relse og struktur for å motstå trykkgradientene som er tilstede i brønnmiljøet, for å huse størrelsen av følerarrangementene 24, 26, og for å kunne plassere følerarrange-mentene 24, 26 i en avstand fra huset 28, slik at varmeoverføring via røret 12 og/eller huset 28 ikke er skadelig for den herværende applikasjon. I en foretrukket utførelse er huset 28 fylt med en gass som består av, men ikke er begrenset til, luft, nitrogen, argon, osv. Det gassholdige miljø inne i huset 28 virker med fordel som en akustisk isolator som bidrar med å redusere trykkbølgeinterferens som ellers kan gå inn i huset 28 fra ringrommet 18 og på uønsket vis influere følerarrangementene 24, 26. Det gassholdige miljøet varmeisolerer også følerarrangementene 24, 26.
I noen applikasjoner er det fordelaktig å plassere flere dempere inne i huset for å hjelpe med å opprettholde separasjon mellom husets ytre hylse og røret. Amerikansk patentsøknad serienr. [Client Docket No 5897-06] viser dempere som kan brukes på denne måten, og den er herved referert til.
Rørseksjonen 12 har en elastisitet som velges for å passe til den herværende applikasjon. Røret 12 må ha en tilstrekkelig strukturell integritet til å tåle trykkgradienten på tvers av røret 12, men det må likevel være i stand til å avbøye (dvs. endre omkrets) tilstrekkelig til at nyttig informasjon tilveiebringes. Størrelsen på røret 12 sin omkretsendring for en gitt trykkfordeling bestemmes av rørveggen 42 sin tykkelse og rørma-terialets fysiske egenskaper (for eksempel elastisitetsmodul, osv.). Tykkelsen av rør-veggen 42 og rørmaterialet kan derfor velges for å bidra med å fremstille en fordelaktig følersensitivitet for det foreliggende apparat. Egenskapene for røret 12 nærliggende hvert foreliggende apparat kan være de samme som eller forskjellige fra egenskapene for andre seksjoner av produksjonsrøret 12.
Hver av de optiske trykkfølere 32 som benyttes i SOS og følerarrangementene 24, 26 for strømningshastighet, innbefatter flere fiberoptiske spoler 32. Hver spole 32 er viklet én eller flere omdreininger rundt omkretsen av rørseksjonen 12, og på en måte som tillater lengden av den optiske fiber inni spolen 32 å endres som en reaksjon på en endring i omkretsen av røret 12. Dersom, for eksempel, et rør 12 kan ventes å oppvise en maksimal omkretsendring " y", vil en enkeltviklingsspole utsettes for en maksimal potensiell lengdeendring " y" (eller en kjent funksjon av "y"). Dersom en optisk måleteknikk ikke er følsom nok til å registrere en avstandsendring lik " y", kan spolen 32 da vikles for å innbefatte "n" antall viklinger. Endringen i fiberlengde " y" per vikling multipliseres derfor med "n" viklinger, og det frembringes en endring i fiberlengden som er stor nok til å produsere et brukbart signal (dvs. "n»y"). I tillegg til å frembringe et brukbart signal, kan den samme teknikk faktisk også benyttes til å øke sensitiviteten til føleren 32, og derfor rekkevidden av påviselige endringer av røret 12 sin omkrets. I alle tilfeller er lengden av den optiske fiber i hver spole 32 kjent, og velges for å fremskaffe den sensitivitet som behøves for å føle den/de forstyrrelser som er av interesse for den spesielle føler. Den foretrukne utførelse, som er beskrevet over, innbefatter spoler 32 viklet rundt omkretsen av røret 12. De fiberoptiske lengde-ne kan alternativt anordnes rundt et parti av røret 12 sin omkrets.
Viklingene av optisk fiber i en føler 32 er fortrinnsvis lagt ved siden av hverandre for å redusere den aksiale komponent for hver vikling, og derved holde hver vikling til en kjent, konstant lengde. Alternativt kan noen, eller alle, viklinger i en føler 32 være atskilt fra tilliggende viklinger. En spole 32 kan utgjøres av et enkelt lag av fiberoptiske viklinger eller av flerlags fiberoptiske viklinger, avhengig av anvendelsen. Den fiberoptiske spolen 32 i hver føler 32 kan festes til røret 12 ved hjelp av flere festeme-kanismer, som inkluderer, men ikke er begrenset til, klebemiddel, lim, epoksy eller tape. I en foretrukket utførelse brukes en tape som har klebrig substans festet til mot-satte sider av tapens underlag. Tapen fester seg både til røret 12 og fiberen og frembringer en jevn flate som fiberen kan legges på. Det er vår erfaring at tape brukt på en grov overflate bidrar med å redusere tap i mikrobend i den optiske fiber.
I de fleste utførelser innbefatter de optiske trykkfølerne 32 som brukes i SOS-en og følerarrangementet 24, 26 for strømningshastigheten, ytterligere én eller flere optisk reflekterende anordninger 46, som er anbrakt mellom spolene 32, og som kan av-stemmes mot bølgelengde. I en foretrukket utførelse består de optisk reflekterende anordninger 46 av Bragg fibergitter, FBG (Fiber Bragg Gratings). Som kjent, reflekterer FBG et forhåndsbestemt lysbølgelengdebånd som har en sentral maksimumsreflek-sjonsbølgelengde (Ab), og FBG lar de resterende bølgelengder av innfallende lys (innenfor et forhåndsbestemt bølgelengdeområde) passere. Tilførselslys sprer seg følgelig langs kabelen 30 til spolen 32, og FBG reflekterer bestemte lysbølgelengder tilbake langs kabelen 30. Det er vår erfaring at det i de fleste anvendelser er fordelaktig å plassere en isolasjonspute mellom hver optisk reflekterende anordning og rørets utvendige overflate for å tilpasse rørvekst og/eller vibrasjoner. Amerikansk patentsøk-nad serienr. [Client Docket No. 5897-05] viser en slik isolasjonspute og refereres herved til.
I utførelsen av den foreliggende oppfinnelse som er vist i figur 3, er følerne 32 koplet i serie, og en enkelt FBG 46 blir benyttet mellom hver føler 32, og hver FBG 46 har en felles refleksjonsbølgelengde KlmI utførelsen vist i figur 4 er følerne 32 koplet i serie, og par av FBG-er 46 er anbrakt langs fiberen ved hver respektive ende av følerne. FBG-parene 46 blir benyttet til å multiplekse de følte signaler for å identifisere de individuelle følerne 32 fra optiske retursignaler. FBG-paret 46 ved hver ende av den første føler 32A har en felles refleksjonsbølgelengde Åi, og det andre FBG-par 46 er ved hver ende av den andre føler 32B har en felles refleksjonsbølgelengde Å2som er forskjellig fra refleksjonsbølgelengden til det første paret av FBG 46. På liknende måte har FBG-er 46 ved hver ende av den tredje føler 32C en felles refleksjonsbølgelengde Å3, som er forskjellig fra Åi, Å2, og FBG-ene 46 ved hver ende av den fjerde føler 32D har en felles refleksjonsbølgelengde Å4, som er forskjellig fra Åi, Å2, Å3. Følerne 32 inne i begge følerarrangementene 24, 26 kan alternativt være parallellkoplet til hverandre ved å bruke optiske koplinger (ikke vist) som er anbrakt oppstrøms for hver føler 32, og som er koplet til en felles fiber.
Med referanse til figurene 2, 3 og 4 kan følerne 32 med de derimellom fordelte FBG-er 46 konfigureres på flere kjente måter for å nøyaktig måle fiberlengden eller endring i fiberlengde, slik som en interferometrisk, Fabry Perot, gangtid, eller andre kjente ar-rangementer. Et eksempel på en Fabry Perot teknikk er beskrevet i det amerikanske patent no. US 4,959,883 "Fiber Optic Sensor Arrangement Håving Reflective Gratings Responsive to Particular Wavelengths", av Glenn. Alternativt kan et parti av, eller alle, fibrene mellom den optiske refleksjonsanordning være dopet med dopingsmiddel av et sjeldent jorddopningsmiddel (som erbium) for å skape en avstembar fiberlaser, som det kan finnes eksempler på i de amerikanske patenter US 5,317,576, US 5,513,913 og US 5,564,832, som det refereres til heri.
I en alternativ utførelse vist i figur 5 kan følerne 32 også tildannes som et rent interferometrisk følerarrangement ved å bruke følere 32 uten å anbringe FBG-er 46 derimellom. I denne utførelsen er hver føler 32 koplet uavhengig til instrumenteringen ved plattformen 20, og kjente interferometriske teknikker benyttes for å bestemme eller endre lengden til fibrene rundt røret 12 som følge av trykkvariasjoner. Amerikansk patent US 5,218,197 med tittel "Method and Apparatus for the Non-invasive Measurement of Pressure Inside Pipes Using a Fiber Optic Interferometer Sensor", av Carroll, viser en slik teknikk. De interferometriske viklingene kan også multiplekses på en må-te som likner den som er beskrevet av Dandridge m.fl, "Fiber Optic Sensors for Navy Applications", IEEE, Feb. 1991, eller av Dandridge m.fl, "Multiplexed Interferometric Fiber Sensor Arrays", SPIE, Vol. 1586, 1991, sidene 176-183. Andre teknikker kan også benyttes for å bestemme endringen i fiberlengde. I tillegg kan optiske referan-sespoler (ikke vist) benyttes for bestemte interferometriske tilnærmelser, og kan også bli lokalisert på eller rundt røret 12, og de kan også være innrettet ufølsomme for trykkvariasjoner.
Tilliggende følere 32, inne i begge følerarrangementer 24, 26, holdes i avstand fra hverandre ved en kjent avstand eller kjente avstander. Følerne 32 i et arrangement er fortrinnsvis, men ikke nødvendigvis, anbrakt like langt fra hverandre. I begge følerar-rangementene 24, 26 gjenspeiler avstanden mellom tilliggende følere 32 og antallet følere 32 signaltypen som blir følt, dvs. SOS følerarrangementet 24 benytter akustiske signaler med relativt lange bølgelengder, og følerarrangementet 26 for strømningshas-tighet benytter strømningens lokale trykkvariasjoner som har relativt liten koherenslengde. På grunn av egenforskjeller til signalene som føles, holdes følerne 32 i SOS følerarrangementet 24 i en relativt sett betydelig større avstand fra hverandre enn følerne 32 i følerarrangementet 26 for strømningshastighet. Den eksakte innbyrdes avstand og antallet spoler 32 i et følerarrangement 24, 26, er bruksavhengig, og er en funksjon av parametere slike som, men ikke begrenset til, spektrene av forventede akustiske signaler og lokale trykkvariasjoner, den forventende SOS til fluidbestandde-lene, antallet følere 32, den benyttede prosesseringsteknikk, osv. Eksempler på sig-nalprosesseringsteknikker kan finnes i de følgende referanser, som heri er referert: H. Krim, M. Viberg, "Two Decades of Array Signal Processing Research - The Parametric Approach", IEEE Signal Processing Magazine, sidene 67-94, R. Nielson, "Sonar Signal Processing", kap. 2, sidene 51-59.
Figur 2 viser et utførelseseksempel av en strømningsmåler 22 ifølge den forliggende oppfinnelse som kan føres på linje inn i et produksjonsrør 12 og anbringes i en pas-sende posisjon inni brønnen. Strømningsmåleren 22 innbefatter et SOS følerarrange- ment 24 og et følerarrangement 26 for strømningshastighet montert nærliggende hverandre på en rørseksjon 12 og lukket inne i et hus 28. En fiberoptisk kabel 30 strekker seg gjennom ett av husets boss 36 og er i forbindelse med en optisk forsinkelsesledning 48. En optisk fiber 50 forbinder deretter den optiske forsinkelsesledning 48 til SOS føleranordningen 24. SOS føleranordningen 24 innbefatter seks følere 32 anbrakt ved seks forhåndsbestemte lokasjoner ( xlr x2, x3, x4, x5, x6) langs røret 12, hvor hver føler 32 er atskilt med en lengdeøkning lik "x" fra tilliggende følere 32 innenfor SOS følerarrangementet 24. Hver føler er montert på en tape som har klebe-stoff på begge sider. En FBG 46 er anbrakt mellom den optiske forsinkelsesledning 48 og en føler 32. Én FBG 46 er også anbrakt mellom og forbundet med hvert par av tilliggende følere 32, slik at den optiske forsinkelsesledning 48, FBG-ene 46, og følerne 32 i SOS følerarrangementet 24 er anbrakt i serie med hverandre. Det foretrekkes, men er ikke nødvendig, å skråstille hver FBG 46 mellom tilliggende følere 32 for å begrense retningsendringens skarphet inni fiberen til hver føler 32 eller inni FBG-en 46.
En optisk fiber 52 strekker seg fra den siste føler 32 i SOS følerarrangementet 24 og over til en første føler 32 i det tilliggende følerarrangement 26 for strømningshastig-het. En FBG 46 er anbrakt på linje mellom de to innretninger. Følerarrangementet 26 for strømningshastighet innbefatter fire følere 32 anbrakt ved forhåndsbestemte lokasjoner (x7, x8, x9, x10) langs røret 12. På samme måte som SOS følerarrangementet 24, er hver føler 32 i følerarrangementet 26 for strømningshastighet montert på tape, og er atskilt med en lengdeøkning " x" fra tilliggende føler 32 i følerarrangementet 26 for strømningshastighet. Den aksielle avstanden "x" som atskiller følerne 32 i følerar-rangementet 26 for strømningshastighet er imidlertid vesentlig kortere enn den som er benyttet i SOS følerarrangementet 24 på grunn av ulikheten i trykkforstyrrelsenes egenskaper som søkes målt, dvs. SOS følerarrangementet 24 føler relativt lange akustiske bølgelengdesignaler som går gjennom fluidstrømmen med lydens hastighet, og følerarrangementet 26 for strømningshastighet føler strømningens lokale trykkvariasjoner med relativt kort koherenslengde. Én FBG 46 er anbrakt mellom, og er koplet sammen med, hvert par av tilliggende følere 32, slik at FBG-ene 46 og følerne 32 i følerarrangementet 26 for strømningshastighet er anbrakt i serie med hverandre. Også her foretrekkes det å skråstille hver FBG 46 mellom tilliggende følere 32 for å minimalisere de skarpe endringer inni fiberen til enten føleren 32 eller i FBG-en 46. I noen applikasjoner kan det være nyttig å tilkople en ekstra optisk forsinkelsesledning 48 etter den siste føler 32 i følerarrangementet 26 for strømningshastighet.
I en versjon av strømningsmåleren 22 i figur 2 som skal tjene som et eksempel for den foreliggende oppfinnelse, tildannes den/de optiske forsinkelsesledning(er) 48 ved å vikle omtrent 210 meter med optisk fiber omkring omkretsen til et rør med diameter 88 mm (3,5"). Hver spole til SOS følerarrangementet tildannes ved å vikle 102 meter med optisk fiber i ett enkelt lag rundt omkretsen til røret. Den optiske fiber vikles ved å bruke en strekkraft i fiberen på omtrent 25 gram. Hver vikling i spolen atskilles fra tilliggende viklinger med et gap på 15 um. Tilliggende spoler i SOS følerarrangement haren innbyrdes avstand, senter-senter, på omtrent 450 mm (18"). Hastighetsføler-arrangementet tildannes på samme måte, med unntak av at hver spole utgjøres av syv lag i stedet for ett enkelt lag, og tilliggende spoler har en innbyrdes avstand, senter-senter, på omtrent 4,6 mm (1,8"). I begge føleranordninger skjøtes FBG-ene inn i det parti av den optiske fiber som strekker seg i et spiralformet mønster mellom tilliggende spoler, eller mellom en spole og en forsinkelsesledning, osv. Hver FBG og skjø-tene som forbinder FBG-en til den optiske fiber, legges på en isolasjonspute.
Selv om oppfinnelsen har blitt beskrevet og illustrert ved hjelp av utførelseseksempler, kan det foregående og ulike andre tillegg og utelatelser bli foretatt deri og dertil uten å avvike fra oppfinnelsens ånd og omfang. Det foreliggende apparat har for eksempel blitt detaljert beskrevet til å være anbrakt på et sylindrisk rør 12. Det foreliggende apparat er ikke begrenset til sylindriske ledninger, og kan derfor brukes sammen med ledninger som har alternative tverrsnittsgeometrier. Den detaljerte beskrivelse beskriver også at det foreliggende apparat brukes inne i et brønnmiljø. Selv om det foreliggende apparat er spesielt anvendelig i et brønnmiljø, kan det brukes til å måle fluid-strømning i et rør 12 i en mangfoldighet av anvendelsesområder, og er derfor ikke begrenset til anvendelse i en brønn.
Claims (8)
1. Apparat for ikke-intrusiv føling av fluidstrømning, omfattende: et rør (12) for å inneholde et fluid; og som erkarakterisertved - en akustisk føleranordning (24) omfattende et arrangement av følere (32) for tilveiebringelse av et akustisk signal som angir lydhastigheten i fluid som strømmer inne i røret (12), hvor den akustiske føleranordningen (24) er festet til den utvendige veggen av røret (12); og - en føleranordning (26) for strømningshastighet koplet til den akustiske anordningen (24), omfattende et arrangement av følere (32) for tilveiebringelse av signaler som angir trykkvariasjoner i fluidet som beveger seg med tilnærmet en samme hastighet som fluidet, hvor føleranordningen (26) for strømnings-hastighet er festet til den utvendige veggen av røret (12), hvor røret er tilstrekkelig ettergivende til at føleranordningene (24, 26) kan føle lydhastigheten i fluidet og hastigheten til fluidet gjennom rørveggen, hvor hver føler (32) omfatter minst én spole av optisk fiber viklet rundt omkretsen av røret (12), hvor følerne (32) av den akustiske føleranordningen (24) haren avstand på 18 tommer (ca. 46 centimeter) fra hverandre, senter til senter, og hvor følerne (32) av føleranordningen (26) for strømningshastighet har en avstand på 1,8 tommer (ca. 4,6 centimeter) fra hverandre, senter til senter.
2. Apparat ifølge krav 1, videre omfattende en optisk kilde optisk forbundet til den akustiske føleranordningen (24) og føleranordningen (26) for strømningshas-tighet.
3. Apparat ifølge krav 1, videre omfattende et hus (28) festet til røret (12) for innelukking av føleranordningene (24, 26).
4. Apparat ifølge krav 3, hvor huset omfatter en trykkbeholder.
5. Apparat ifølge krav 3, hvor huset (28) er fylt med luft, nitrogen eller argon.
6. Apparat ifølge ethvert av de foregående krav, hvor nærliggende følere (32) er adskilt av minst ett Bragg fibergitter (46).
7. Apparat ifølge ethvert av de foregående krav, hvor den akustiske føleranord-ningen (24) og føleranordningen (26) for strømningshastighet er koplet med en fiberoptisk kabel (52), som strekker seg fra en siste føler (32) i arrangementet av følere (32) av den akustiske føleranordningen (24) til en første føler i arrangementet av følere (32) av føleranordningen (26) for strømningshastighet.
8. Apparat ifølge ethvert av de foregående krav, hvor den akustiske føleranord-ningen (24) og føleranordningen (26) for strømningshastighet er multiplekset langs en felles fiberkabel.
Applications Claiming Priority (2)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
US09/740,760 US6782150B2 (en) | 2000-11-29 | 2000-11-29 | Apparatus for sensing fluid in a pipe |
PCT/GB2001/005283 WO2002044663A1 (en) | 2000-11-29 | 2001-11-29 | Apparatus for sensing fluid flow in a pipe |
Publications (3)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
NO20032107D0 NO20032107D0 (no) | 2003-05-12 |
NO20032107L NO20032107L (no) | 2003-07-18 |
NO336094B1 true NO336094B1 (no) | 2015-05-11 |
Family
ID=24977957
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
NO20032107A NO336094B1 (no) | 2000-11-29 | 2003-05-12 | Apparat for føling av fluidstrømning i et rør |
Country Status (6)
Country | Link |
---|---|
US (1) | US6782150B2 (no) |
EP (1) | EP1356253B1 (no) |
AU (1) | AU2002223910A1 (no) |
CA (1) | CA2428688C (no) |
NO (1) | NO336094B1 (no) |
WO (1) | WO2002044663A1 (no) |
Families Citing this family (125)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
FR2805042B1 (fr) * | 2000-02-11 | 2002-09-06 | Metravib Sa | Procede et dispositif non intrusif pour caracteriser les perturbations d'ecoulement d'un fluide a l'interieur d'une canalisation |
US7328624B2 (en) * | 2002-01-23 | 2008-02-12 | Cidra Corporation | Probe for measuring parameters of a flowing fluid and/or multiphase mixture |
US7359803B2 (en) * | 2002-01-23 | 2008-04-15 | Cidra Corporation | Apparatus and method for measuring parameters of a mixture having solid particles suspended in a fluid flowing in a pipe |
US7275421B2 (en) * | 2002-01-23 | 2007-10-02 | Cidra Corporation | Apparatus and method for measuring parameters of a mixture having solid particles suspended in a fluid flowing in a pipe |
US7032432B2 (en) | 2002-01-23 | 2006-04-25 | Cidra Corporation | Apparatus and method for measuring parameters of a mixture having liquid droplets suspended in a vapor flowing in a pipe |
US7181955B2 (en) * | 2002-08-08 | 2007-02-27 | Weatherford/Lamb, Inc. | Apparatus and method for measuring multi-Phase flows in pulp and paper industry applications |
DE10251701B4 (de) * | 2002-11-06 | 2006-05-04 | Siemens Ag | Messelement zur Bestimmung einer Strömungsgeschwindigkeit |
AU2003287645A1 (en) * | 2002-11-12 | 2004-06-03 | Cidra Corporation | An apparatus having an array of piezoelectric film sensors for measuring parameters of a process flow within a pipe |
US7165464B2 (en) * | 2002-11-15 | 2007-01-23 | Cidra Corporation | Apparatus and method for providing a flow measurement compensated for entrained gas |
AU2003295992A1 (en) * | 2002-11-22 | 2004-06-18 | Cidra Corporation | Method for calibrating a flow meter having an array of sensors |
WO2004063741A2 (en) * | 2003-01-13 | 2004-07-29 | Cidra Corporation | Apparatus for measuring parameters of a flowing multiphase fluid mixture |
EP1585944B1 (en) * | 2003-01-13 | 2010-09-08 | Expro Meters, Inc. | Apparatus and method using an array of ultrasonic sensors for determining the velocity of a fluid within a pipe |
WO2004065914A2 (en) | 2003-01-21 | 2004-08-05 | Cidra Corporation | Measurement of entrained and dissolved gases in process flow lines |
US7343818B2 (en) * | 2003-01-21 | 2008-03-18 | Cidra Corporation | Apparatus and method of measuring gas volume fraction of a fluid flowing within a pipe |
US7062976B2 (en) * | 2003-01-21 | 2006-06-20 | Cidra Corporation | Apparatus and method of measuring gas volume fraction of a fluid flowing within a pipe |
US20060048583A1 (en) * | 2004-08-16 | 2006-03-09 | Gysling Daniel L | Total gas meter using speed of sound and velocity measurements |
WO2004065912A2 (en) | 2003-01-21 | 2004-08-05 | Cidra Corporation | Apparatus and method for measuring unsteady pressures within a large diameter pipe |
US6945095B2 (en) * | 2003-01-21 | 2005-09-20 | Weatherford/Lamb, Inc. | Non-intrusive multiphase flow meter |
CN100480639C (zh) | 2003-03-04 | 2009-04-22 | 塞德拉公司 | 一种具有用于测量在管道内流动的流体流的参数的多带传感器组件的设备 |
US6986276B2 (en) * | 2003-03-07 | 2006-01-17 | Weatherford/Lamb, Inc. | Deployable mandrel for downhole measurements |
US6837098B2 (en) * | 2003-03-19 | 2005-01-04 | Weatherford/Lamb, Inc. | Sand monitoring within wells using acoustic arrays |
US6986389B2 (en) * | 2003-05-02 | 2006-01-17 | Weatherford/Lamb, Inc. | Adjustable deployment apparatus for an actively clamped tubing-conveyed in-well seismic station |
EP1631797A2 (en) * | 2003-06-05 | 2006-03-08 | CiDra Corporation | Apparatus for measuring velocity and flow rate of a fluid having a non-negligible axial mach number using an array of sensors |
WO2005001394A2 (en) * | 2003-06-06 | 2005-01-06 | Cidra Corporation | A portable flow measurement apparatus having an array of sensors |
US7245385B2 (en) * | 2003-06-24 | 2007-07-17 | Cidra Corporation | Characterizing unsteady pressures in pipes using optical measurement devices |
WO2005001586A2 (en) | 2003-06-24 | 2005-01-06 | Cidra Corporation | System and method for operating a flow process |
US20050050956A1 (en) * | 2003-06-24 | 2005-03-10 | Gysling Daniel L. | Contact-based transducers for characterizing unsteady pressures in pipes |
US7197938B2 (en) * | 2003-06-24 | 2007-04-03 | Cidra Corporation | Contact-based transducers for characterizing unsteady pressures in pipes |
WO2005054789A1 (en) * | 2003-07-08 | 2005-06-16 | Cidra Corporation | Method and apparatus for measuring characteristics of core-annular flow |
CA2532468C (en) * | 2003-07-15 | 2013-04-23 | Cidra Corporation | A dual function flow measurement apparatus having an array of sensors |
US7134320B2 (en) * | 2003-07-15 | 2006-11-14 | Cidra Corporation | Apparatus and method for providing a density measurement augmented for entrained gas |
US7299705B2 (en) * | 2003-07-15 | 2007-11-27 | Cidra Corporation | Apparatus and method for augmenting a Coriolis meter |
CA2532577C (en) * | 2003-07-15 | 2013-01-08 | Cidra Corporation | A configurable multi-function flow measurement apparatus having an array of sensors |
CA2532592C (en) * | 2003-07-15 | 2013-11-26 | Cidra Corporation | An apparatus and method for compensating a coriolis meter |
US7882750B2 (en) * | 2003-08-01 | 2011-02-08 | Cidra Corporate Services, Inc. | Method and apparatus for measuring parameters of a fluid flowing within a pipe using a configurable array of sensors |
CA2537904C (en) | 2003-08-01 | 2013-11-19 | Cidra Corporation | Method and apparatus for measuring parameters of a fluid flowing within a pipe using a configurable array of sensors |
CA2537897C (en) * | 2003-08-01 | 2014-06-10 | Cidra Corporation | Method and apparatus for measuring a parameter of a high temperature fluid flowing within a pipe using an array of piezoelectric based flow sensors |
CA2537800C (en) * | 2003-08-08 | 2013-02-19 | Cidra Corporation | Piezocable based sensor for measuring unsteady pressures inside a pipe |
US20080264182A1 (en) * | 2003-08-22 | 2008-10-30 | Jones Richard T | Flow meter using sensitive differential pressure measurement |
US6910388B2 (en) * | 2003-08-22 | 2005-06-28 | Weatherford/Lamb, Inc. | Flow meter using an expanded tube section and sensitive differential pressure measurement |
US7110893B2 (en) * | 2003-10-09 | 2006-09-19 | Cidra Corporation | Method and apparatus for measuring a parameter of a fluid flowing within a pipe using an array of sensors |
US7237440B2 (en) * | 2003-10-10 | 2007-07-03 | Cidra Corporation | Flow measurement apparatus having strain-based sensors and ultrasonic sensors |
US7171315B2 (en) * | 2003-11-25 | 2007-01-30 | Cidra Corporation | Method and apparatus for measuring a parameter of a fluid flowing within a pipe using sub-array processing |
WO2005059479A1 (en) * | 2003-12-11 | 2005-06-30 | Cidra Corporation | Method and apparatus for determining a quality metric of a measurement of a fluid parameter |
WO2005088262A2 (en) * | 2004-03-10 | 2005-09-22 | Cidra Corporation | Method and apparatus for measuring parameters of a stratified flow |
US7330797B2 (en) * | 2004-03-10 | 2008-02-12 | Cidra Corporation | Apparatus and method for measuring settlement of solids in a multiphase flow |
US7367239B2 (en) * | 2004-03-23 | 2008-05-06 | Cidra Corporation | Piezocable based sensor for measuring unsteady pressures inside a pipe |
US7426852B1 (en) | 2004-04-26 | 2008-09-23 | Expro Meters, Inc. | Submersible meter for measuring a parameter of gas hold-up of a fluid |
US7363800B2 (en) * | 2004-05-17 | 2008-04-29 | Cidra Corporation | Apparatus and method for measuring compositional parameters of a mixture |
US7380438B2 (en) | 2004-09-16 | 2008-06-03 | Cidra Corporation | Apparatus and method for providing a fluid cut measurement of a multi-liquid mixture compensated for entrained gas |
US7267013B2 (en) * | 2004-10-12 | 2007-09-11 | Teledyne Rd Instruments, Inc. | System and method of measuring fluid flow |
US7389687B2 (en) * | 2004-11-05 | 2008-06-24 | Cidra Corporation | System for measuring a parameter of an aerated multi-phase mixture flowing in a pipe |
US7561203B2 (en) * | 2005-01-10 | 2009-07-14 | Nokia Corporation | User input device |
WO2006099342A1 (en) * | 2005-03-10 | 2006-09-21 | Cidra Corporation | An industrial flow meter having an accessible digital interface |
US7962293B2 (en) | 2005-03-10 | 2011-06-14 | Expro Meters, Inc. | Apparatus and method for providing a stratification metric of a multiphase fluid flowing within a pipe |
US7440873B2 (en) * | 2005-03-17 | 2008-10-21 | Expro Meters, Inc. | Apparatus and method of processing data to improve the performance of a flow monitoring system |
CA2912218C (en) * | 2005-05-16 | 2018-02-27 | Expro Meters, Inc. | Method and apparatus for detecting and characterizing particles in a multiphase fluid |
US7526966B2 (en) * | 2005-05-27 | 2009-05-05 | Expro Meters, Inc. | Apparatus and method for measuring a parameter of a multiphase flow |
WO2006130499A2 (en) * | 2005-05-27 | 2006-12-07 | Cidra Corporation | An apparatus and method for fiscal measuring of an aerated fluid |
US7249525B1 (en) | 2005-06-22 | 2007-07-31 | Cidra Corporation | Apparatus for measuring parameters of a fluid in a lined pipe |
AU2006268266B2 (en) | 2005-07-07 | 2011-12-08 | Expro Meters, Inc. | Wet gas metering using a differential pressure based flow meter with a sonar based flow meter |
US7603916B2 (en) | 2005-07-07 | 2009-10-20 | Expro Meters, Inc. | Wet gas metering using a differential pressure and a sonar based flow meter |
WO2007009097A1 (en) * | 2005-07-13 | 2007-01-18 | Cidra Corporation | Method and apparatus for measuring parameters of a fluid flow using an array of sensors |
ATE454531T1 (de) * | 2005-11-21 | 2010-01-15 | Shell Oil Co | Verfahren zur überwachung von fluid-eigenschaften |
US20070234789A1 (en) * | 2006-04-05 | 2007-10-11 | Gerard Glasbergen | Fluid distribution determination and optimization with real time temperature measurement |
US7401530B2 (en) * | 2006-05-11 | 2008-07-22 | Weatherford/Lamb, Inc. | Sonar based multiphase flowmeter |
WO2007136788A2 (en) * | 2006-05-16 | 2007-11-29 | Cidra Corporation | Apparatus and method for determining a parameter in a wet gas flow |
US7624650B2 (en) | 2006-07-27 | 2009-12-01 | Expro Meters, Inc. | Apparatus and method for attenuating acoustic waves propagating within a pipe wall |
US7654155B2 (en) * | 2006-09-19 | 2010-02-02 | Weatherford/Lamb, Inc. | Wet-gas flowmeter |
US7624651B2 (en) | 2006-10-30 | 2009-12-01 | Expro Meters, Inc. | Apparatus and method for attenuating acoustic waves in pipe walls for clamp-on ultrasonic flow meter |
US7673526B2 (en) | 2006-11-01 | 2010-03-09 | Expro Meters, Inc. | Apparatus and method of lensing an ultrasonic beam for an ultrasonic flow meter |
NO345532B1 (no) | 2006-11-09 | 2021-03-29 | Expro Meters Inc | Apparat og fremgangsmåte for måling av en fluidstrømparameter innenfor en intern passasje i et langstrakt legme |
US7729567B2 (en) * | 2007-05-14 | 2010-06-01 | The Hong Kong Polytechnic University | Fiber optic transducer for simultaneous pressure and temperature measurement in fluid flow |
US7683312B2 (en) | 2007-10-23 | 2010-03-23 | Us Sensor Systems, Inc. | Fiber-optic interrogator with normalization filters |
WO2009091413A1 (en) * | 2008-01-17 | 2009-07-23 | Halliburton Energy Services Inc. | Apparatus and method for detecting pressure signals |
US7607361B2 (en) * | 2008-02-22 | 2009-10-27 | Weatherford/Lamb, Inc. | Sonar circumferential flow conditioner |
US20110109912A1 (en) * | 2008-03-18 | 2011-05-12 | Halliburton Energy Services , Inc. | Apparatus and method for detecting pressure signals |
US8061186B2 (en) | 2008-03-26 | 2011-11-22 | Expro Meters, Inc. | System and method for providing a compositional measurement of a mixture having entrained gas |
US7963175B2 (en) * | 2008-04-11 | 2011-06-21 | Expro Meters, Inc. | Clamp-on apparatus for measuring a fluid flow that includes a protective sensor housing |
US8364421B2 (en) * | 2008-08-29 | 2013-01-29 | Schlumberger Technology Corporation | Downhole sanding analysis tool |
BRPI0804823B1 (pt) * | 2008-11-05 | 2018-09-11 | Surco Tecnologia Industrial Ltda. | equipamento para medição óptica de dupla temperatura e pressão e de vazão |
US20100172471A1 (en) * | 2009-01-05 | 2010-07-08 | Sivathanu Yudaya R | Method and apparatus for characterizing flame and spray structure in windowless chambers |
US9459216B2 (en) | 2009-01-05 | 2016-10-04 | En'urga, Inc. | Method for characterizing flame and spray structures in windowless chambers |
CA3175447A1 (en) * | 2009-05-27 | 2010-12-02 | Silixa Ltd | Method and apparatus for optical sensing |
US8131121B2 (en) * | 2009-07-07 | 2012-03-06 | At&T Intellectual Property I, L.P. | Optical fiber pipeline monitoring system and method |
US20110088462A1 (en) * | 2009-10-21 | 2011-04-21 | Halliburton Energy Services, Inc. | Downhole monitoring with distributed acoustic/vibration, strain and/or density sensing |
CN102576035A (zh) | 2009-10-23 | 2012-07-11 | 美国地震系统有限公司 | 光纤光学变换器、光纤光学加速度计以及光纤光学感测系统 |
US20110137585A1 (en) * | 2009-12-07 | 2011-06-09 | Mcgill Sr Kenneth Charles | Method and apparatus for measuring the phase change of a sound wave propagating through a conduit |
WO2011103271A2 (en) | 2010-02-18 | 2011-08-25 | US Seismic Systems, Inc. | Fiber optic personnel safety systems and methods of using the same |
US9158032B2 (en) * | 2010-02-18 | 2015-10-13 | US Seismic Systems, Inc. | Optical detection systems and methods of using the same |
US8401354B2 (en) | 2010-02-23 | 2013-03-19 | US Seismic Systems, Inc. | Fiber optic security systems and methods of using the same |
US8339584B2 (en) | 2010-05-21 | 2012-12-25 | Teledyne Technologies Incorporated | Velocity measuring system |
GB201008823D0 (en) | 2010-05-26 | 2010-07-14 | Fotech Solutions Ltd | Fluid flow monitor |
US8505625B2 (en) | 2010-06-16 | 2013-08-13 | Halliburton Energy Services, Inc. | Controlling well operations based on monitored parameters of cement health |
US8701481B2 (en) | 2010-07-06 | 2014-04-22 | US Seismic Systems, Inc. | Borehole sensing and clamping systems and methods of using the same |
US8584519B2 (en) | 2010-07-19 | 2013-11-19 | Halliburton Energy Services, Inc. | Communication through an enclosure of a line |
WO2012028274A1 (en) * | 2010-09-01 | 2012-03-08 | Services Petroliers Schlumberger | Pipeline with integrated fiber optic cable |
GB201020358D0 (en) * | 2010-12-01 | 2011-01-12 | Qinetiq Ltd | Fracture characterisation |
US8740455B2 (en) * | 2010-12-08 | 2014-06-03 | Baker Hughes Incorporated | System and method for distributed environmental parameter measurement |
WO2012103085A2 (en) | 2011-01-25 | 2012-08-02 | US Seismic Systems, Inc. | Light powered communication systems and methods of using the same |
US8790074B2 (en) * | 2011-02-09 | 2014-07-29 | Siemens Energy, Inc. | Multiplexed optical fiber wear sensor |
US9217801B2 (en) | 2011-03-08 | 2015-12-22 | Pacific Western Bank | Fiber optic acoustic sensor arrays and systems, and methods of fabricating the same |
MX2014008439A (es) | 2012-01-12 | 2014-09-25 | Daniel Measurement & Control | Medidor que tiene una chaqueta bandeada. |
WO2014018959A1 (en) | 2012-07-27 | 2014-01-30 | US Seismic Systems, Inc. | Remotely actuated clamping devices for borehole seismic sensing systems and methods of operating the same |
US9823373B2 (en) | 2012-11-08 | 2017-11-21 | Halliburton Energy Services, Inc. | Acoustic telemetry with distributed acoustic sensing system |
US10036242B2 (en) | 2013-08-20 | 2018-07-31 | Halliburton Energy Services, Inc. | Downhole acoustic density detection |
US10087751B2 (en) | 2013-08-20 | 2018-10-02 | Halliburton Energy Services, Inc. | Subsurface fiber optic stimulation-flow meter |
BR112017012769A2 (pt) * | 2015-01-13 | 2017-12-26 | Halliburton Energy Services Inc | método e sistema para detectar uma ou mais fontes acústicas subterrâneas. |
US10843290B2 (en) | 2015-01-19 | 2020-11-24 | Weatherford Technology Holdings, Llc | Acoustically enhanced optical cables |
US11530606B2 (en) | 2016-04-07 | 2022-12-20 | Bp Exploration Operating Company Limited | Detecting downhole sand ingress locations |
EP3708769B1 (en) | 2016-04-07 | 2024-09-11 | BP Exploration Operating Company Limited | Detecting downhole sand ingress locations |
WO2018129182A1 (en) * | 2017-01-05 | 2018-07-12 | Johnson Controls Technology Company | Integrated smart actuator and valve device |
EP3583296B1 (en) | 2017-03-31 | 2021-07-21 | BP Exploration Operating Company Limited | Well and overburden monitoring using distributed acoustic sensors |
EA202090528A1 (ru) | 2017-08-23 | 2020-07-10 | Бп Эксплорейшн Оперейтинг Компани Лимитед | Обнаружение мест скважинных пескопроявлений |
GB201714069D0 (en) * | 2017-09-01 | 2017-10-18 | Exnics Ltd | Apparatus and method |
EA202090867A1 (ru) | 2017-10-11 | 2020-09-04 | Бп Эксплорейшн Оперейтинг Компани Лимитед | Обнаружение событий с использованием признаков в области акустических частот |
US11530939B2 (en) * | 2018-07-02 | 2022-12-20 | Michael L. Bolan | Monitoring flow parameters with natural expressions |
BR112021010168A2 (pt) | 2018-11-29 | 2021-08-17 | Bp Exploration Operating Company Limited | detecção de evento usando recursos de das com aprendizado de máquina |
GB201820331D0 (en) | 2018-12-13 | 2019-01-30 | Bp Exploration Operating Co Ltd | Distributed acoustic sensing autocalibration |
CA3154435C (en) | 2019-10-17 | 2023-03-28 | Lytt Limited | Inflow detection using dts features |
EP4045766A1 (en) | 2019-10-17 | 2022-08-24 | Lytt Limited | Fluid inflow characterization using hybrid das/dts measurements |
WO2021093974A1 (en) | 2019-11-15 | 2021-05-20 | Lytt Limited | Systems and methods for draw down improvements across wellbores |
US11333538B2 (en) | 2020-04-22 | 2022-05-17 | Saudi Arabian Oil Company | Systems and methods for fluid flow measurement with mass flow and electrical permittivity sensors |
CA3180595A1 (en) | 2020-06-11 | 2021-12-16 | Lytt Limited | Systems and methods for subterranean fluid flow characterization |
CA3182376A1 (en) | 2020-06-18 | 2021-12-23 | Cagri CERRAHOGLU | Event model training using in situ data |
Citations (1)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
WO2000000793A1 (en) * | 1998-06-26 | 2000-01-06 | Cidra Corporation | Fluid parameter measurement in pipes using acoustic pressures |
Family Cites Families (96)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US3149492A (en) * | 1961-03-06 | 1964-09-22 | Astra Inc | Fluid pressure gauge |
US3851521A (en) | 1973-01-19 | 1974-12-03 | M & J Valve Co | System and method for locating breaks in liquid pipelines |
FR2357868A1 (fr) | 1976-07-07 | 1978-02-03 | Schlumberger Compteurs | Dispositif debimetrique a tourbillons |
DE2636737C2 (de) | 1976-08-14 | 1978-06-22 | Danfoss A/S, Nordborg (Daenemark) | Gerät zur Ultraschallmessung physikalischer Größen strömender Medien |
US4080837A (en) * | 1976-12-03 | 1978-03-28 | Continental Oil Company | Sonic measurement of flow rate and water content of oil-water streams |
DE2703439C3 (de) | 1977-01-28 | 1979-08-09 | Danfoss A/S, Nordborg (Daenemark) | Vorrichtung zum Messen von physikalischen Größen einer Flüssigkeit mit zwei Ultraschallwandlern |
US4164865A (en) | 1977-02-22 | 1979-08-21 | The Perkin-Elmer Corporation | Acoustical wave flowmeter |
US4144768A (en) | 1978-01-03 | 1979-03-20 | The Boeing Company | Apparatus for analyzing complex acoustic fields within a duct |
JPS5543471A (en) | 1978-09-25 | 1980-03-27 | Nissan Motor Co Ltd | Karman vortex flow meter |
US4236406A (en) | 1978-12-11 | 1980-12-02 | Conoco, Inc. | Method and apparatus for sonic velocity type water cut measurement |
EP0052957B1 (en) * | 1980-11-21 | 1985-09-11 | Imperial Chemical Industries Plc | Method and apparatus for leak detection in pipelines |
US4520320A (en) * | 1981-09-10 | 1985-05-28 | The United States Of America As Represented By The Secretary Of Commerce | Synchronous phase marker and amplitude detector |
US4445389A (en) * | 1981-09-10 | 1984-05-01 | The United States Of America As Represented By The Secretary Of Commerce | Long wavelength acoustic flowmeter |
US4499418A (en) | 1982-08-05 | 1985-02-12 | Texaco Inc. | Water cut monitoring means and method |
US4546649A (en) | 1982-09-27 | 1985-10-15 | Kantor Frederick W | Instrumentation and control system and method for fluid transport and processing |
US4515473A (en) * | 1984-09-13 | 1985-05-07 | Geo-Centers, Inc. | Photoelastic stress sensor signal processor |
CA1257712A (en) | 1985-11-27 | 1989-07-18 | Toshimasa Tomoda | Metering choke |
US4862750A (en) | 1987-02-11 | 1989-09-05 | Nice Gerald J | Vortex shedding fluid velocity meter |
JPH0423560Y2 (no) * | 1987-02-17 | 1992-06-02 | ||
US4884457A (en) | 1987-09-30 | 1989-12-05 | Texaco Inc. | Means and method for monitoring the flow of a multi-phase petroleum stream |
US4864868A (en) | 1987-12-04 | 1989-09-12 | Schlumberger Industries, Inc. | Vortex flowmeter transducer |
NO166379C (no) * | 1987-12-18 | 1991-07-10 | Sensorteknikk As | Fremgangsmaate for registrering av flerfase stroemninger gjennom et transportsystem. |
US4813270A (en) | 1988-03-04 | 1989-03-21 | Atlantic Richfield Company | System for measuring multiphase fluid flow |
US4896540A (en) * | 1988-04-08 | 1990-01-30 | Parthasarathy Shakkottai | Aeroacoustic flowmeter |
US5363342A (en) * | 1988-04-28 | 1994-11-08 | Litton Systems, Inc. | High performance extended fiber optic hydrophone |
GB8817348D0 (en) | 1988-07-21 | 1988-08-24 | Imperial College | Gas/liquid flow measurement |
FR2637075B1 (fr) | 1988-09-23 | 1995-03-10 | Gaz De France | Procede et dispositif destines a indiquer le debit d'un fluide compressible circulant dans un detendeur, et capteur de vibrations utilise a cet effet |
US4950883A (en) * | 1988-12-27 | 1990-08-21 | United Technologies Corporation | Fiber optic sensor arrangement having reflective gratings responsive to particular wavelengths |
JPH02203230A (ja) * | 1989-01-31 | 1990-08-13 | Daikin Ind Ltd | 管内圧力変化検知変換器 |
US4947127A (en) | 1989-02-23 | 1990-08-07 | Texaco Inc. | Microwave water cut monitor |
US4932262A (en) * | 1989-06-26 | 1990-06-12 | General Motors Corporation | Miniature fiber optic pressure sensor |
US5024099A (en) * | 1989-11-20 | 1991-06-18 | Setra Systems, Inc. | Pressure transducer with flow-through measurement capability |
US5317576A (en) * | 1989-12-26 | 1994-05-31 | United Technologies Corporation | Continously tunable single-mode rare-earth doped pumped laser arrangement |
US4996419A (en) * | 1989-12-26 | 1991-02-26 | United Technologies Corporation | Distributed multiplexed optical fiber Bragg grating sensor arrangeement |
US5152181A (en) | 1990-01-19 | 1992-10-06 | Lew Hyok S | Mass-volume vortex flowmeter |
US5115670A (en) | 1990-03-09 | 1992-05-26 | Chevron Research & Technology Company | Measurement of fluid properties of two-phase fluids using an ultrasonic meter |
US5099697A (en) | 1990-04-02 | 1992-03-31 | Agar Corporation Ltd. | Two and three-phase flow measurement |
US5040415A (en) * | 1990-06-15 | 1991-08-20 | Rockwell International Corporation | Nonintrusive flow sensing system |
FR2671877B1 (fr) | 1991-01-22 | 1993-12-03 | Centre Nal Recherc Scientifique | Procede et dispositif de mesure de vitesse d'ecoulement instationnaire. |
GB2280267B (en) * | 1991-03-21 | 1995-05-24 | Halliburton Co | Device for sensing fluid behaviour |
US5218197A (en) * | 1991-05-20 | 1993-06-08 | The United States Of America As Represented By The Secretary Of The Navy | Method and apparatus for the non-invasive measurement of pressure inside pipes using a fiber optic interferometer sensor |
US5207107A (en) | 1991-06-20 | 1993-05-04 | Exxon Research And Engineering Company | Non-intrusive flow meter for the liquid based on solid, liquid or gas borne sound |
DE69210244T2 (de) | 1991-08-01 | 1996-10-31 | Micro Motion Inc., Boulder, Col. | Massendurchflussmesser nach dem Coriolsprinzip |
US5509311A (en) | 1991-10-08 | 1996-04-23 | Lew; Hyok S. | Dynamically isolated vortex sensing pressure transducer |
NO174643C (no) | 1992-01-13 | 1994-06-08 | Jon Steinar Gudmundsson | Apparat og framgangsmåte for bestemmelse av strömningshastighet og gass/væske-forhold i flerefase-strömmer |
WO1993024811A1 (en) | 1992-05-22 | 1993-12-09 | Commonwealth Scientific And Industrial Research Organisation | Method and apparatus for the measurement of the mass flowrates of fluid components in a multiphase slug flow |
JPH0682281A (ja) | 1992-09-01 | 1994-03-22 | Yokogawa Electric Corp | 渦流量計 |
US5372046A (en) | 1992-09-30 | 1994-12-13 | Rosemount Inc. | Vortex flowmeter electronics |
US5398542A (en) * | 1992-10-16 | 1995-03-21 | Nkk Corporation | Method for determining direction of travel of a wave front and apparatus therefor |
US5361130A (en) * | 1992-11-04 | 1994-11-01 | The United States Of America As Represented By The Secretary Of The Navy | Fiber grating-based sensing system with interferometric wavelength-shift detection |
US5360331A (en) * | 1993-01-05 | 1994-11-01 | Dynisco, Inc. | Injection molding machine pressure transducer |
US5513913A (en) * | 1993-01-29 | 1996-05-07 | United Technologies Corporation | Active multipoint fiber laser sensor |
US5347873A (en) | 1993-04-09 | 1994-09-20 | Badger Meter, Inc. | Double wing vortex flowmeter with strouhal number corrector |
IT1262407B (it) * | 1993-09-06 | 1996-06-19 | Finmeccanica Spa | Strumentazione utilizzante componenti in ottica integrata per la diagnostica di parti con sensori a fibra ottica inclusi o fissati sulla superficie. |
US5426297A (en) * | 1993-09-27 | 1995-06-20 | United Technologies Corporation | Multiplexed Bragg grating sensors |
US5401956A (en) * | 1993-09-29 | 1995-03-28 | United Technologies Corporation | Diagnostic system for fiber grating sensors |
US6003383A (en) | 1994-03-23 | 1999-12-21 | Schlumberger Industries, S.A. | Vortex fluid meter incorporating a double obstacle |
FR2720498B1 (fr) | 1994-05-27 | 1996-08-09 | Schlumberger Services Petrol | Débitmètre multiphasique. |
US5842374A (en) | 1994-06-02 | 1998-12-01 | Changmin Co., Ltd. | Measuring method of a wide range level and an apparatus thereof |
FR2721398B1 (fr) | 1994-06-21 | 1996-08-23 | Inst Francais Du Petrole | Procédé et dispositif pour surveiller par excitation périodique un flux de particules dans un conduit. |
US5597961A (en) | 1994-06-27 | 1997-01-28 | Texaco, Inc. | Two and three phase flow metering with a water cut monitor and an orifice plate |
GB9419006D0 (en) | 1994-09-21 | 1994-11-09 | Sensor Dynamics Ltd | Apparatus for sensor installation |
US5741980A (en) * | 1994-11-02 | 1998-04-21 | Foster-Miller, Inc. | Flow analysis system and method |
US5732776A (en) | 1995-02-09 | 1998-03-31 | Baker Hughes Incorporated | Downhole production well control system and method |
US5959547A (en) | 1995-02-09 | 1999-09-28 | Baker Hughes Incorporated | Well control systems employing downhole network |
GB2302349B (en) | 1995-02-09 | 1999-08-18 | Baker Hughes Inc | Subsurface valve position and monitoring system for a production well |
US5706896A (en) | 1995-02-09 | 1998-01-13 | Baker Hughes Incorporated | Method and apparatus for the remote control and monitoring of production wells |
US5730219A (en) | 1995-02-09 | 1998-03-24 | Baker Hughes Incorporated | Production wells having permanent downhole formation evaluation sensors |
JP3803417B2 (ja) | 1995-04-11 | 2006-08-02 | テルモ カーディオバスキュラー システムズ コーポレイション | センサーを壁に取付ける取付けパッド及びレベルセンサーの超音波変換器と取付け機構との組合せ |
US5576497A (en) | 1995-05-09 | 1996-11-19 | The Foxboro Company | Adaptive filtering for a vortex flowmeter |
US5996690A (en) | 1995-06-06 | 1999-12-07 | Baker Hughes Incorporated | Apparatus for controlling and monitoring a downhole oil/water separator |
US5907104A (en) | 1995-12-08 | 1999-05-25 | Direct Measurement Corporation | Signal processing and field proving methods and circuits for a coriolis mass flow meter |
US5670720A (en) * | 1996-01-11 | 1997-09-23 | Morton International, Inc. | Wire-wrap low pressure sensor for pressurized gas inflators |
US5906238A (en) | 1996-04-01 | 1999-05-25 | Baker Hughes Incorporated | Downhole flow control devices |
US5642098A (en) | 1996-04-18 | 1997-06-24 | Oems Corporation | Capacitive oil water emulsion sensor system |
IE76714B1 (en) | 1996-04-19 | 1997-10-22 | Auro Environmental Ltd | Apparatus for measuring the velocity of a fluid flowing in a conduit |
FR2748816B1 (fr) | 1996-05-17 | 1998-07-31 | Schlumberger Ind Sa | Dispositif ultrasonore de mesure de la vitesse d'ecoulement d'un fluide |
FR2749080B1 (fr) | 1996-05-22 | 1998-08-07 | Schlumberger Services Petrol | Procede et appareil de discrimination optique de phases pour fluide triphasique |
US5708211A (en) * | 1996-05-28 | 1998-01-13 | Ohio University | Flow regime determination and flow measurement in multiphase flow pipelines |
US5680489A (en) * | 1996-06-28 | 1997-10-21 | The United States Of America As Represented By The Secretary Of The Navy | Optical sensor system utilizing bragg grating sensors |
US5939643A (en) | 1996-08-21 | 1999-08-17 | Endress + Hauser Flowtec Ag | Vortex flow sensor with a cylindrical bluff body having roughned surface |
US5689540A (en) | 1996-10-11 | 1997-11-18 | Schlumberger Technology Corporation | X-ray water fraction meter |
US5842347A (en) | 1996-10-25 | 1998-12-01 | Sengentrix, Inc. | Method and apparatus for monitoring the level of liquid nitrogen in a cryogenic storage tank |
US5845033A (en) * | 1996-11-07 | 1998-12-01 | The Babcock & Wilcox Company | Fiber optic sensing system for monitoring restrictions in hydrocarbon production systems |
GB9624899D0 (en) | 1996-11-29 | 1997-01-15 | Schlumberger Ltd | Method and apparatus for measuring flow in a horizontal borehole |
US5963880A (en) | 1997-04-29 | 1999-10-05 | Schlumberger Industries, Inc. | Method for predicting water meter accuracy |
US6002985A (en) | 1997-05-06 | 1999-12-14 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method of controlling development of an oil or gas reservoir |
US5925879A (en) | 1997-05-09 | 1999-07-20 | Cidra Corporation | Oil and gas well packer having fiber optic Bragg Grating sensors for downhole insitu inflation monitoring |
FR2764694B1 (fr) | 1997-06-17 | 1999-09-03 | Aerospatiale | Dispositif de mesure de bruit dans un conduit parcouru par un fluide |
US6016702A (en) | 1997-09-08 | 2000-01-25 | Cidra Corporation | High sensitivity fiber optic pressure sensor for use in harsh environments |
US5992519A (en) | 1997-09-29 | 1999-11-30 | Schlumberger Technology Corporation | Real time monitoring and control of downhole reservoirs |
US6009216A (en) | 1997-11-05 | 1999-12-28 | Cidra Corporation | Coiled tubing sensor system for delivery of distributed multiplexed sensors |
US6354147B1 (en) | 1998-06-26 | 2002-03-12 | Cidra Corporation | Fluid parameter measurement in pipes using acoustic pressures |
US6158288A (en) | 1999-01-28 | 2000-12-12 | Dolphin Technology, Inc. | Ultrasonic system for measuring flow rate, fluid velocity, and pipe diameter based upon time periods |
US6233374B1 (en) | 1999-06-04 | 2001-05-15 | Cidra Corporation | Mandrel-wound fiber optic pressure sensor |
US6279660B1 (en) | 1999-08-05 | 2001-08-28 | Cidra Corporation | Apparatus for optimizing production of multi-phase fluid |
-
2000
- 2000-11-29 US US09/740,760 patent/US6782150B2/en not_active Expired - Lifetime
-
2001
- 2001-11-29 EP EP01998795.7A patent/EP1356253B1/en not_active Expired - Lifetime
- 2001-11-29 AU AU2002223910A patent/AU2002223910A1/en not_active Abandoned
- 2001-11-29 WO PCT/GB2001/005283 patent/WO2002044663A1/en not_active Application Discontinuation
- 2001-11-29 CA CA002428688A patent/CA2428688C/en not_active Expired - Fee Related
-
2003
- 2003-05-12 NO NO20032107A patent/NO336094B1/no not_active IP Right Cessation
Patent Citations (1)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
WO2000000793A1 (en) * | 1998-06-26 | 2000-01-06 | Cidra Corporation | Fluid parameter measurement in pipes using acoustic pressures |
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
EP1356253A1 (en) | 2003-10-29 |
CA2428688C (en) | 2008-07-08 |
WO2002044663A1 (en) | 2002-06-06 |
NO20032107D0 (no) | 2003-05-12 |
US6782150B2 (en) | 2004-08-24 |
NO20032107L (no) | 2003-07-18 |
AU2002223910A1 (en) | 2002-06-11 |
EP1356253B1 (en) | 2014-08-06 |
US20020064331A1 (en) | 2002-05-30 |
CA2428688A1 (en) | 2002-06-06 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
NO336094B1 (no) | Apparat for føling av fluidstrømning i et rør | |
US6550342B2 (en) | Circumferential strain attenuator | |
CA2428587C (en) | Method and apparatus for interrogating fiber optic sensors | |
US6691584B2 (en) | Flow rate measurement using unsteady pressures | |
US7072044B2 (en) | Apparatus for acoustic detection of particles in a flow using a fiber optic interferometer | |
CA2762454C (en) | Distributed acoustic sensing (das)-based flowmeter | |
CA2335469C (en) | Non-intrusive fiber optic pressure sensor for measuring unsteady pressures within a pipe | |
US20020196993A1 (en) | Fiber optic supported sensor-telemetry system | |
US7894061B2 (en) | Polarization based fiber optic downhole flowmeter | |
GB2415780A (en) | Measuring a parameter in an optical fibre interferometric array via subtracting the cross-talk phasor of the array sensors from their measured phasors | |
US11577337B2 (en) | Acoustically enhanced optical cables |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
CHAD | Change of the owner's name or address (par. 44 patent law, par. patentforskriften) |
Owner name: WEATHERFORD TECHNOLOGY HOLDINGS, US |
|
MK1K | Patent expired |