NO339331B1 - Sonar-basert flerfasestrømningsmåler - Google Patents
Sonar-basert flerfasestrømningsmåler Download PDFInfo
- Publication number
- NO339331B1 NO339331B1 NO20072414A NO20072414A NO339331B1 NO 339331 B1 NO339331 B1 NO 339331B1 NO 20072414 A NO20072414 A NO 20072414A NO 20072414 A NO20072414 A NO 20072414A NO 339331 B1 NO339331 B1 NO 339331B1
- Authority
- NO
- Norway
- Prior art keywords
- phase
- fraction
- fluid mixture
- sound
- water
- Prior art date
Links
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims description 55
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims description 50
- 239000012223 aqueous fraction Substances 0.000 claims description 28
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 24
- 238000000034 method Methods 0.000 claims description 16
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims description 4
- 238000011156 evaluation Methods 0.000 claims description 2
- 238000004611 spectroscopical analysis Methods 0.000 claims description 2
- 238000004458 analytical method Methods 0.000 claims 1
- 230000003287 optical effect Effects 0.000 claims 1
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 11
- 238000004364 calculation method Methods 0.000 description 9
- 238000001514 detection method Methods 0.000 description 8
- 239000013307 optical fiber Substances 0.000 description 3
- 239000002033 PVDF binder Substances 0.000 description 2
- 230000018199 S phase Effects 0.000 description 2
- 229920002981 polyvinylidene fluoride Polymers 0.000 description 2
- 230000005540 biological transmission Effects 0.000 description 1
- 238000009530 blood pressure measurement Methods 0.000 description 1
- 238000005260 corrosion Methods 0.000 description 1
- 230000007797 corrosion Effects 0.000 description 1
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 1
- 230000005764 inhibitory process Effects 0.000 description 1
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 1
- 239000003208 petroleum Substances 0.000 description 1
- 238000005070 sampling Methods 0.000 description 1
- 239000002002 slurry Substances 0.000 description 1
Classifications
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01F—MEASURING VOLUME, VOLUME FLOW, MASS FLOW OR LIQUID LEVEL; METERING BY VOLUME
- G01F1/00—Measuring the volume flow or mass flow of fluid or fluent solid material wherein the fluid passes through a meter in a continuous flow
- G01F1/74—Devices for measuring flow of a fluid or flow of a fluent solid material in suspension in another fluid
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01F—MEASURING VOLUME, VOLUME FLOW, MASS FLOW OR LIQUID LEVEL; METERING BY VOLUME
- G01F1/00—Measuring the volume flow or mass flow of fluid or fluent solid material wherein the fluid passes through a meter in a continuous flow
- G01F1/704—Measuring the volume flow or mass flow of fluid or fluent solid material wherein the fluid passes through a meter in a continuous flow using marked regions or existing inhomogeneities within the fluid stream, e.g. statistically occurring variations in a fluid parameter
- G01F1/708—Measuring the time taken to traverse a fixed distance
- G01F1/7082—Measuring the time taken to traverse a fixed distance using acoustic detecting arrangements
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01N—INVESTIGATING OR ANALYSING MATERIALS BY DETERMINING THEIR CHEMICAL OR PHYSICAL PROPERTIES
- G01N29/00—Investigating or analysing materials by the use of ultrasonic, sonic or infrasonic waves; Visualisation of the interior of objects by transmitting ultrasonic or sonic waves through the object
- G01N29/02—Analysing fluids
- G01N29/024—Analysing fluids by measuring propagation velocity or propagation time of acoustic waves
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01N—INVESTIGATING OR ANALYSING MATERIALS BY DETERMINING THEIR CHEMICAL OR PHYSICAL PROPERTIES
- G01N2291/00—Indexing codes associated with group G01N29/00
- G01N2291/02—Indexing codes associated with the analysed material
- G01N2291/028—Material parameters
- G01N2291/02836—Flow rate, liquid level
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01N—INVESTIGATING OR ANALYSING MATERIALS BY DETERMINING THEIR CHEMICAL OR PHYSICAL PROPERTIES
- G01N2291/00—Indexing codes associated with group G01N29/00
- G01N2291/02—Indexing codes associated with the analysed material
- G01N2291/028—Material parameters
- G01N2291/02872—Pressure
Landscapes
- Physics & Mathematics (AREA)
- General Physics & Mathematics (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Acoustics & Sound (AREA)
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Health & Medical Sciences (AREA)
- Analytical Chemistry (AREA)
- Biochemistry (AREA)
- General Health & Medical Sciences (AREA)
- Immunology (AREA)
- Pathology (AREA)
- Measuring Volume Flow (AREA)
- Measurement Of Velocity Or Position Using Acoustic Or Ultrasonic Waves (AREA)
Description
OPPFINNELSESOMRÅDET
[0001] Utførelsesformer av oppfinnelsen vedrører generelt fremgangsmåter og apparattur for å bestemme individuelle fasefraksjoner og/eller strømningsmengder av flere faser i en fluidstrømning.
Beskrivelse av beslektet teknikk
[0002] Innenfor petroleumsindustrien så vel som i mange andre industrier, frembyr muligheten for å overvåke strømning av visse fluider i prosessrør i sann tid betraktelig verdi. Olje- og -gassbrønnoperatører måler periodisk vann-olje-gassfasefraksjonenes strømingsmengder i en total produksjonsstrømningsstrøm inneholdende en blanding av disse tre faser. Denne informasjon hjelper til med å forbedre brønnproduksjon, fordeling av avgifter, riktig inhibering av korrosjon basert på mengden av vann og generell bestemmelse av brønnens ytelse.
[0003] Mens noen metoder muliggjør måling av strømningsmengder i tofaseblandinger, oppstår vanskeligheter i å bestemme individuelle volumetriske fraksjoner og strømningsmengder i trefaseblandinger. Separatorer kan anvendes for å separere ut én eller flere faser fra strømningsstrømmen, men innfører ekstra utstyr, tid og omkostninger. Andre kostbare og tidkrevende prosedyrer medfører manuell sampling av blandingen for å oppnå informasjon vedrørende de individuelle volumetriske fraksjoner. På den annen side kan strømningsmålende innretninger være komplekse og kan begrense strømning som da skaper signifikanttrykktap, som for eksempel når det anvendes venturibaserte målinger.
[0004] Det foreligger derfor et behov for forbedrede fremgangsmåter og apparatur som muliggjør bestemmelse av individuelle fasefraksjoner og følgelig strømningsmengder av flere faser i en fluidstrømning.
OPPSUMMERING AV OPPFINNELSEN
[0005] Utførelsesformer av oppfinnelsen vedrører generelt
flerfasefluidstrømningsmålere. Den foreliggende oppfinnelse tilveiebringer et apparat for å måle strømning av en fluidblanding i en ledning, omfattende: en lydhastighetsmåler anbrakt langs ledningen og konfigurert til å bestemme en
lydhastighet i blandingen; en fasefraksjonsmåler anbrakt langs ledningen og konfigurert til å bestemme en prosentandel av en første fase i fluidblandingen; og en prosessor konfigurert med logikkretser for å bestemme fasefraksjoner av andre og tredje faser i fluidblandingen basert på evaluering av lydhastigheten i kombinasjon med prosentandelen av den første fase.
[0006] Den foreliggende oppfinnelse tilveiebringer også et apparat for måling av strømning av en fluidblanding i en ledning, omfattende: en akustisk avsøkings-innretning konfigurert til å bestemme en lydhastighet i fluidblandingen med følere rommelig fordelt langs ledningen for å detektere akustiske trykkvariasjoner som beveger seg med lydhastigheten; og en fasefraksjonsinnretning konfigurert til å måle en første fasefraksjon i fluidblandingen og avlede fra den første fasefraksjon og lydhastigheten andre og tredje fasefraksjoner i fluidblandingen, hvori fasefraksjonene definerer separate og distinkte faser i fluidblandingen.
[0007] Den foreliggende oppfinnelse tilveiebringer videre en fremgangsmåte for å måle strømning av en fluidblanding i en ledning, omfattende: måling av en lydhastighet i fluidblandingen ved avsøkning langs ledningen av akustiske trykkvariasjoner som beveger seg med lydhastigheten; måling av en første fasefraksjon i fluidblandingen; og bestemmelse av andre og tredje fasefraksjoner i fluidblandingen under anvendelse av lydhastigheten og den første fasefraksjon, hvori fasefraksjonene definerer separate og distinkte faser i fluidblandingen.
Ytterligere utførelsesformer av apparatene og fremgangsmåten i henhold til den foreliggende oppfinnelse fremgår av de uselvstendige patentkrav.
KORT BESKRIVELSE AV TEGNINGENE
For at den måte hvorpå de ovenfor angitte trekk ved den foreliggende oppfinnelse kan bli forstått i detalj gis en mer spesiell beskrivelse av oppfinnelsen, kort oppsummert i det foregående, med henvisning til utførelsesformer, hvorav noen er illustrert i de vedføyde tegninger. Det skal imidlertid bemerkes at de vedføyde tegninger bare illustrerer typiske utførelsesformer av denne oppfinnelse og skal derfor ikke anses som begrensende for oppfinnelsens omfang, idet oppfinnelsen kan ha andre like effektive utførelsesformer.
[0009] Fig. 1 er et skjematisk diagram av et flerfase strømningsmålersystem ifølge en utførelsesform av oppfinnelsen, med en serie systemføler for lydhastighet og masse ("bulk") virvelhastighet, en vannfraksjonsmåler og signalgrensesnitt-kretssystemer.
[0010] Fig. 2 er et flytskjema, ifølge en utførelsesform av oppfinnelsen, for med signalgrensesnitt-kretssystemer og evaluere flerfasestrømningsmengder med et system lignende systemet vist i fig. 1, men som har en oljefraksjonsmåler i stedet for vannfraksjonsmåleren.
[0011] Fig. 3 er en graf av endringer i lydhastigheten versus vannfraksjon for forskjellige olje-gassforhold som illustrerer at en målt lydhastighet og en målt vannfraksjon funksjonelt tilsvarer et spesielt olje-gassforhold som muliggjør bestemmelse av slike olje-gassforhold.
DETALJERT BESKRIVELSE
[0012] Utførelsesformer av oppfinnelsen vedrører flerfasestrømningsmålere i stand til å bestemme individuelle fasefraksjoner for tre faser i en fluidblanding. Passende strømningsalgoritmer kan utnytte denne fasefraksjonsinformasjon med en avsøkt total kombinert strømningsmengde av blandingen for å finne individuelle strømningsmengder for de tre faser, som for eksempel olje, vann og gass. For noen utførelsesformer inkluderer flerfasestrømningsmåleren et seriesystem av rommelig fordelte trykkfølere konfigurert til å bestemme en lydhastighet i blandingen og en hvilken som helst type av vannfraksjonsmåler, oljefraksjonsmåler eller gassfraksjonsmåler.
[0013] Fig. 1 illustrerer et flerfase-strømningsmålersystem som inkluderer en lydhastighet seriesystemføler 104, en vannfraksjonsmåler 106 og signalgrensesnitt-kretssystemer 150. Nårfluidstrømningen 102 vist ved en pil beveger seg gjennom en ledning 100, avsøker seriesystemføleren 104 og vannfraksjonsmåleren 106 som begge er anbrakt langs ledningen egenskapene av fluidstrømningen 102, som kan være en blanding av tre distinkte faser som er olje, gass og vann. Signalgrensesnitt-kretssystemet 150 mottar signaler fra seriesystemføleren 104 og vannfraksjonsmåleren 106 gjennom overføringsledninger 107, som kan være forsynt med én eller flere elektriske ledningstråder eller optiske fibere.
[0014] Seriesystemføleren 104 kan inkludere et første trykkavsøkingselement 105A, et andre trykkavsøkingselement 105B og et tredje trykkavsøkingselement 105N fordelt langs en lengde av ledningen 100. I praksis danner to eller flere av avsøkingselementene 105A-N seriesystemføleren 104, slik at antallet av avsøkingselementer 104A-N kan være mer eller mindre enn tre som vist. Avstand mellom avsøkingselementene 105A-N muliggjør avsøking av akustiske signaler som beveger seg med lydhastigheten gjennom fluidstrømningen 102 i ledningen 100 (referert til "akustisk avsøking") og kan også muliggjøre avsøking av lokale trykkvariasjoner med kort varighet som beveger seg med fluidstrømningen (referert til som "strømningshastighetsavsøking"). For noen utførelsesformer definerer spoler av optisk fiber viklet omkring ledningen 100 hvert av søkingselementene 105A-N. Andre trykkmålingsinnretninger som foreksempel piezoelektriske eller polyvinylidenfluorid (PVDF) baserte detektorer kan tilveiebringe trykk tidsvarierende signaler med seriesystemføleren 104. De akustiske signaler og/eller de lokale trykkvariasjoner kan oppstå fra naturlig forekommende fenomener når fluidstrømmen 102 beveger seg gjennom ledningen 100.
[0015] Uansett typen av avsøkningselementet 105A-N som anvendes muliggjør fortolkning av disse signaler fra seriesystemføleren 104 bestemmelse av i det minste lydhastigheten (amix, LH eller amix) av fluidstrømmen 102 med amixlogikk-kretsen 108. For noen utførelsesformer tillater fortolkning av signalene fra seriesystemføleren 104 med hastighetslogikkretsen 116 bestemmelse av hastigheten (Vmix) av fluidstrømmen 102. US patent nummer 6.354.147 og 6.782.150, som er innlemmet heri som referanse, beskriver eksempler på passende beregninger for å bestemme amixog hastigheten med lignende apparatur som er passende eksempler på seriesystemføleren 104 med avsøkingselementene 105A-N.
[0016] Vannfraksjonsmåleren 106 sender passende signaler til målerens fasefraksjonslogikkrets 110 for å måle hvilken prosentandel av fluidstrømmen 102 som er vann (d.v.s. vannfasefraksjonen) ved hjelp av metoder som for eksempel di som tilveiebringes av mikrobølge-vannfraksjonsmålere, spektroskopibaserte vannfraksjonsmålere, densistetsvann-fraksjonsmålere, eller kapasitive eller dielektriske vannfraksjonsmålere. Som egnede eksempler på vannfraksjonsmåleren 106, beskriver US patent nummer 6.076.049 og 6.292.756 sammen med US patentsøknad nr 11/065.489, som er innlemmet er heri som referanse, infrarød optiske fibersystemer for å bestemme prosentandelen av vann i fluidstrømmen 102. Mens de følgende ligninger forutsetter at vannfraksjonsmåleren 106 anvendes, krever bruk av en oljefraksjonsmåler (se fig. 2) eller en gassfraksjonsmåler i stedet for vannfraksjonsmåleren 106 bare mindre tilsynelatende endringer av de følgende ligninger og beskrivelsen som følger. Med andre ord muliggjør kombinering av den målte amixmed en måling av hvilken som helst enfasefraksjon beregning av de tilsvarende volumetriske fraksjoner av de andre to faser ifølge utførelsesformene av oppfinnelsen. For eksempel kan kombinasjon av den målte amixtilveiebrakt av seriesystemfølgeren 104 med den målte vannfraksjon tilveiebrakt av vannfraksjonsmåleren 106 anvendes som beskrevet heri for å bestemme den volumetriske fraksjon av olje og den volumetriske fraksjon av gass.
[0017] Etter bestemmelse av amixfluidstrømmen 102 med seriesystemføleren 104 og amixlogikkretsen 108 og vannprosentandelen med vannfraksjonsmåleren 106 og målerens fasefraksjons-logikkrets 110, kan oljefasefraksjonen beregnes basert på disse målinger ved bruk av beregnings-fasefraksjonslogikk-krets 112. Beregningsfase-fraksjonslogikk-kretsen 112 kan anvende de følgende ligninger og forhold. Først tilveiebringes blandingens densitet ved hjelp av:
Hvor fy er den volumetriske fraksjon og o, w, g angir henholdsvis olje, vann og. Videre gis blandingens isentropiske kompressibilitet ved:
I tillegg definerer den følgende ligning olje/gassforholdet som:
[0018] Løsning av ligningene (1) og (2) gir en 2. grads ligning som er løsbar for oljefasefraksjonen. Deretter kan gassfasefraksjonen beregnes ved at det vises evne til å løse både fasefraksjonen av olje- og fasefraksjonen av gass når amixog vannfraksjonen er gitt. Den 2. grads ligning avledet fra ligningene (1) og (2) er: hvor faktorene A, Bog C er gitt ved:
Individuelle densiteter og isentropiske kompressibiliteter for olje, vann og gass er kjente verdier. Som tidligere beskrevet måles verdier for <t>wog amixslik at faktorene A, Bog C kan beregnes for å muliggjøre løsning for en eneste ukjent som er oljefasefraksjonen (<t>0) i ligning (4).
[0019] Så snart vannfasefraksjonen (<t>w) er målt og oljefasefraksjonen (<)>0) er beregnet med beregnings-fasefraksjonslogikk-kretsen 112 beregner den øvrige fasefraksjonslogikk-krets 114 den prosentandel av fluidstrømmen 102, som representerer gassfasefraksjonen (<t>g) ifølge den følgende ligning:
[0020] Strømningsalgoritme-logikkretsen 118 forener informasjon fra
fasefraksjonslogikk-kretsen 110, 112, 114 vedrørende de volumetriske individuelle fasefraksjoner for hver av olje, gass og vann med hastigheten av fluidstrømningen fra hastighets-logikkretsen 116 for å finne individuelle strømningsmengder for hver av olje, vann og gassfasene. Som et eksempel beskriver US patent nummer 6.813.962, som innlemmes heri som referanse, strømningsmodelleringsmetoder anvendt med hastighet eller blandingsstrømningsmengder. Algoritmelogikk-kretsen 118 kan inkludere forutsetninger vedrørende trefasestrømning som for eksempel slurringshastighet mellom væske- og gassfaser.
Oljestrømningsmengden, gasstrømningsmengden og/eller
vannstrømningsmengden kan være utgangen fra signalgrensesnitt-kretssystemet 150 via en skjerm, utskrift eller annet brukergrensesnitt.
[0021] Fig. 2 viser et flytskjema for å evaluere flerfasestrømningsmengder med et system lignende systemet vist i fig. 1, men som har en oljefraksjonsmåler (for eksempel se US patentsøknad nr 11/065.489) i stedet for vannfraksjonsmåleren 106. En metode for evaluere flerfasestrømnings-mengder inkluderer et lydhastighets- (LH) trinn 204, måling av en lydhastighet (LH) i en blanding av fluider (for eksempel en trefaseblanding som inkluderer en vannfase, en gassfase og en oljefase) ved å detektere akustiske signaler som beveger seg gjennom fluidet som strømmer i en ledning ved hjelp av en strømningsmåler med et seriesystem av fordelte følere. For noen utførelsesformer danner ledningen en del av produksjonsrøret lokalisert ved en overflate av en olje- og gassbrønn. Ved et fasemålertrinn 206, foregår måling av en oljeprosentandel i blandingen med en oljefraksjonsmåler anbrakt langs ledningen.
[0022] Deretter mates informasjon oppnådd fra fasemålertrinnet 206 og lydhastighets- (LH) trinnet 204 inn i et initialt fasebestemmelsestrinn 212. I det initiale fasebestemmelsestrinn 212, bestemmer bearbeiding av tidligere målte lydhastighet (LH) og oljeprosentandelen en verdi for en vannprosentandel i blandingen. Etfaserestberegningstrinn 214 inkluderer bestemmelse av en gassprosentandel av blandingen basert på en hvilken som helst restandel av blandingen som ikke er allokert til olje og/eller vann i forbindelse med tidligere bestemmelser ved fasemålertrinnet 204 og det initiale fasebestemmelsestrinn 212.
[0023] Når det ønskes å oppnå strømningsmengdedata for individuelle faser inkluderer et hastighetstrinn 216 måling av en masse ("bulk") hastighet av fluidet. For noen utførelsesformer inkluderer denne måling av massehastigheten detektering av trykkvariasjoner som beveger seg med en hastighet som hovedsakelig tilsvarer en hastighet av fluidet. Ved et utgangstrinn 218 gir anvendelse av en multifasestrømnings-algoritme prosentandelene for volumetrisk fraksjon fra fasemålertrinnet 204, det initiale fasebestemmelsestrinn 212, og faserestberegningstrinnet 214 og hastigheten fra hastighetstrinnet 216 muliggjør utgang av strømningsmengder av olje, vann og gass.
[0024] Fig. 3 illustrerer en graf av lydhastighet versus vannfraksjon for forskjellige olje-gassforhold. Kurver 300, 320, 340, 360, 380 og 400 representerer olje-gassforhold på henholdsvis 0,0, 0,2, 0,4, 0,6, 0,8 og 1,0. Følgelig representerer en olje/vannkurve 400 fluidblandinger som ikke inneholder noe gass mens en gass/vannkurve 300 representerer fluidblandinger som ikke inneholder noe olje.
[0025] Grafen viser at en målt lydhastighet og en målt vannfraksjon tilsvarer et spesielt olje-gassforhold som muliggjør beregning av, eller endog kalibrering av olje/gassforhold som skyldes endringer i lydhastigheten for en gitt vannfraksjon som en funksjon av olje/gassforholdet. Dette illustrerer grafisk hvorledes olje/gassforholdet kan bestemmes ved å måle lydhastigheten og vannfraksjonen. Videre muliggjør en kombinert olje/og gassfraksjon basert på vannfraksjonsmålingen når den anvendes i ligning (3) bestemmelse av oljefasefraksjonen (<t>0). Beregning av gassfasefraksjonen (<t>g) følger følgelig anvendelse av ligning (8). Om ønsket kan de bestemte volumetriske fasefraksjoner forenes med en total strømningsmengdemåling og en multifasestrømningsalgoritme for å finne strømningsmengdene av olje, vann og gass.
[0026] For noen utførelsesformer kan en separat masse ("bulk") strømningsmåleinnretning være anbrakt langs ledningen 100 for å måle en kombinert strømningsmengde av alle faser. Føleren 104 kan derfor bare behøves å være konfigurert for å detektere lydhastigheten og ikke nødvendigvis hastigheten av fluidstrømmen 102. Målinger vedrørende fasefraksjonene i fluidstrømmen 102 kan oppnås i noen anvendelser uten å nødvendiggjøre hastigheten av fluidstrømmen 102 når det ikke deretter er ønskelig å oppnå strømningsmengdedata for de individuelle faser.
[0027] Mens det foregående er rettet på utførelsesformer av den foreliggende oppfinnelse kan andre og ytterligere utførelsesformer av oppfinnelsen utvikles uten å gå utenfor den grunnleggende ramme av oppfinnelsen og oppfinnelsens ramme bestemmes av de etterfølgende patentkrav.
Claims (20)
1. Apparat for å måle strømning av en fluidblanding i en ledning, omfattende: en lydhastighetsmåler anbrakt langs ledningen og konfigurert til å bestemme en lydhastighet i blandingen; en fasefraksjonsmåler anbrakt langs ledningen og konfigurert til å bestemme en prosentandel av en første fase i fluidblandingen; og en prosessor konfigurert med logikkretser for å bestemme fasefraksjoner av andre og tredje faser i fluidblandingen basert på evaluering av lydhastigheten i kombinasjon med prosentandelen av den første fase.
2. Apparat ifølge krav 1, hvori fasene omfatter olje, gass og vann.
3. Apparat ifølge krav 1, hvori den første fase er vann.
4. Apparat ifølge krav 1, hvori den første fase er olje.
5. Apparat ifølge krav 1, hvori prosessoren ytterligere er konfigurert til å anvende en multifasestrømningsalgoritme for å bestemme strømningsmengdene av første, andre og tredje faser.
6. Apparat ifølge krav 1, hvori fasefraksjonsmåleren omfatter en infrarød optisk basert spektroskopianalyse av fluidblandingen.
7. Apparat ifølge krav 1, hvori fasefraksjonsmåleren omfatter en mikrobølgebasert innretning.
8. Apparat ifølge krav 1, hvori fasefraksjonsmåleren omfatter en kapasitansbasert innretning.
9. Apparat ifølge krav 1, hvori målerne er optisk basert og omfatter optiske fibere.
10. Apparat for måling av strømning av en fluidblanding i en ledning, omfattende: en akustisk avsøkingsinnretning, konfigurert til å bestemme en lydhastighet i fluidblandingen med følere rommelig fordelt langs ledningen for å detektere akustiske trykkvariasjoner som beveger seg med lydhastigheten; og en fasefraksjonsinnretning konfigurert til å måle en første fasefraksjon i fluidblandingen og avlede fra den første fasefraksjon og lydhastigheten andre og tredje fasefraksjoner i fluidblandingen, hvori fasefraksjonene definerer separate og distinkte faser i fluidblandingen.
11. Apparat ifølge krav 10, hvori fasene omfatter olje, gass og vann.
12. Apparat ifølge krav 10, hvori den første fasefraksjon er en vannfraksjon.
13. Apparat ifølge krav 10, hvori den første fasefraksjon er en oljefraksjon.
14. Apparat ifølge krav 10, som videre omfatter en strømningshastighetsavsøkingsinnretning omfattende et seriesystem av følere som tilveiebringer signaler som er indikative for trykkvariasjoner i fluidblandingen som beveger seg med omtrentlig hastigheten av fluidblandingen.
15. Fremgangsmåte for å måle strømning av en fluidblanding i en ledning, omfattende: måling av en lydhastighet i fluidblandingen ved avsøkning langs ledningen av akustiske trykkvariasjoner som beveger seg med lydhastigheten; måling av en første fasefraksjon i fluidblandingen; og bestemmelse av andre og tredje fasefraksjoner i fluidblandingen under anvendelse av lydhastigheten og den første fasefraksjon, hvori fasefraksjonene definerer separate og distinkte faser i fluidblandingen.
16. Fremgangsmåte ifølge krav 15, hvori fasene omfatter olje, gass og vann.
17. Fremgangsmåte ifølge krav 15, hvori den første fasefraksjon er en vannfraksjon.
18. Fremgangsmåte ifølge krav 15, hvori den første fasefraksjon er en oljefraksjon.
19. Fremgangsmåte ifølge krav 15, som ytterligere omfatter tilveiebringelse av ledningen ved en brønn, for å definere del av produksjonsrøret som strekker seg fra det indre av brønnen til en lokalitet ved en overflate av brønnen.
20. Fremgangsmåte ifølge krav 15, som ytterligere omfatter bestemmelse av en strømningsmengde av den første, andre og tredje fase ved anvendelse av en flerfasestrømningsmodell.
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| US11/382,761 US7401530B2 (en) | 2006-05-11 | 2006-05-11 | Sonar based multiphase flowmeter |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| NO20072414L NO20072414L (no) | 2007-11-12 |
| NO339331B1 true NO339331B1 (no) | 2016-11-28 |
Family
ID=38219189
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| NO20072414A NO339331B1 (no) | 2006-05-11 | 2007-05-10 | Sonar-basert flerfasestrømningsmåler |
Country Status (4)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US7401530B2 (no) |
| CA (1) | CA2588329C (no) |
| GB (1) | GB2438081B (no) |
| NO (1) | NO339331B1 (no) |
Families Citing this family (18)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US7654155B2 (en) * | 2006-09-19 | 2010-02-02 | Weatherford/Lamb, Inc. | Wet-gas flowmeter |
| CA2679649C (en) * | 2007-02-27 | 2012-05-08 | Precision Energy Services, Inc. | System and method for reservoir characterization using underbalanced drilling data |
| WO2009091413A1 (en) | 2008-01-17 | 2009-07-23 | Halliburton Energy Services Inc. | Apparatus and method for detecting pressure signals |
| US8736822B2 (en) * | 2008-01-17 | 2014-05-27 | Halliburton Energy Services, Inc. | Apparatus and method for detecting pressure signals |
| US20110109912A1 (en) | 2008-03-18 | 2011-05-12 | Halliburton Energy Services , Inc. | Apparatus and method for detecting pressure signals |
| WO2010014265A1 (en) * | 2008-03-18 | 2010-02-04 | Halliburton Energy Services Inc. | Apparatus and method for detecting pressure signals |
| EP2464948A4 (en) * | 2009-08-11 | 2017-12-27 | Expro Meters, Inc. | Method and apparatus for monitoring multiphase fluid flow |
| US8740455B2 (en) * | 2010-12-08 | 2014-06-03 | Baker Hughes Incorporated | System and method for distributed environmental parameter measurement |
| WO2014142698A1 (ru) | 2013-03-12 | 2014-09-18 | Shumilin Sergey Vladimirovich | Способ измерения расхода многофазной жидкости |
| GB2516960A (en) * | 2013-08-08 | 2015-02-11 | Zenith Oilfield Technology Ltd | Multiphase Flowmeter |
| 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 |
| WO2015065869A1 (en) * | 2013-10-28 | 2015-05-07 | Shell Oil Company | Method and system for monitoring fluid flow in a conduit |
| CN104697738A (zh) * | 2013-12-06 | 2015-06-10 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种油气水多相流试验装置及工艺方法 |
| CN107238658B (zh) * | 2016-03-28 | 2020-04-07 | 中国石油化工股份有限公司 | 超声波测量系统及方法 |
| CN109682775A (zh) * | 2019-01-11 | 2019-04-26 | 大连四方佳特流体设备有限公司 | 原油多相流红外智能计量系统 |
| CN111829601B (zh) * | 2020-07-21 | 2022-03-18 | 中国人民解放军国防科技大学 | 流体的多状态参数同步测量方法及装置、电子设备和介质 |
| US20220326059A1 (en) * | 2021-04-13 | 2022-10-13 | Aramco Services Company | Wet gas holdup gas fraction and flow meter |
Citations (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US6354147B1 (en) * | 1998-06-26 | 2002-03-12 | Cidra Corporation | Fluid parameter measurement in pipes using acoustic pressures |
| US6601458B1 (en) * | 2000-03-07 | 2003-08-05 | Weatherford/Lamb, Inc. | Distributed sound speed measurements for multiphase flow measurement |
| US6813962B2 (en) * | 2000-03-07 | 2004-11-09 | Weatherford/Lamb, Inc. | Distributed sound speed measurements for multiphase flow measurement |
Family Cites Families (12)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US6076049A (en) * | 1998-02-26 | 2000-06-13 | Premier Instruments, Inc. | Narrow band infrared water cut meter |
| US6292756B1 (en) * | 1998-02-26 | 2001-09-18 | Premier Instruments, Inc. | Narrow band infrared water fraction apparatus for gas well and liquid hydrocarbon flow stream use |
| US6782150B2 (en) * | 2000-11-29 | 2004-08-24 | Weatherford/Lamb, Inc. | Apparatus for sensing fluid in a pipe |
| US7059172B2 (en) * | 2001-11-07 | 2006-06-13 | Weatherford/Lamb, Inc. | Phase flow measurement in pipes using a density meter |
| US7165464B2 (en) * | 2002-11-15 | 2007-01-23 | Cidra Corporation | Apparatus and method for providing a flow measurement compensated for entrained gas |
| US6945095B2 (en) * | 2003-01-21 | 2005-09-20 | Weatherford/Lamb, Inc. | Non-intrusive multiphase flow meter |
| US7134320B2 (en) * | 2003-07-15 | 2006-11-14 | Cidra Corporation | Apparatus and method for providing a density measurement augmented for entrained gas |
| US7152460B2 (en) * | 2003-07-15 | 2006-12-26 | Cidra Corporation | Apparatus and method for compensating a coriolis meter |
| 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 |
| EP1899688B1 (en) | 2005-07-07 | 2010-10-27 | Expro Meters, Inc. | A system and method for optimizing a gas/liquid separation process |
| CA2637011C (en) | 2006-01-11 | 2016-06-14 | Expro Meters, Inc. | An apparatus and method for measuring a parameter of a multiphase flow |
-
2006
- 2006-05-11 US US11/382,761 patent/US7401530B2/en active Active
-
2007
- 2007-05-09 CA CA2588329A patent/CA2588329C/en not_active Expired - Fee Related
- 2007-05-10 NO NO20072414A patent/NO339331B1/no unknown
- 2007-05-10 GB GB0709020A patent/GB2438081B/en active Active
Patent Citations (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US6354147B1 (en) * | 1998-06-26 | 2002-03-12 | Cidra Corporation | Fluid parameter measurement in pipes using acoustic pressures |
| US6601458B1 (en) * | 2000-03-07 | 2003-08-05 | Weatherford/Lamb, Inc. | Distributed sound speed measurements for multiphase flow measurement |
| US6813962B2 (en) * | 2000-03-07 | 2004-11-09 | Weatherford/Lamb, Inc. | Distributed sound speed measurements for multiphase flow measurement |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| GB2438081B (en) | 2011-06-29 |
| CA2588329A1 (en) | 2007-11-11 |
| GB0709020D0 (en) | 2007-06-20 |
| US7401530B2 (en) | 2008-07-22 |
| CA2588329C (en) | 2012-04-17 |
| GB2438081A (en) | 2007-11-14 |
| NO20072414L (no) | 2007-11-12 |
| US20070295101A1 (en) | 2007-12-27 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| NO339331B1 (no) | Sonar-basert flerfasestrømningsmåler | |
| CA2601840C (en) | Wet-gas flowmeter | |
| US6945095B2 (en) | Non-intrusive multiphase flow meter | |
| AU2008355583B2 (en) | Method for generating a diagnostic from a deviation of a flow meter parameter | |
| EP1886098B1 (en) | An apparatus and method for measuring a parameter of a multiphase flow | |
| CA2532468C (en) | A dual function flow measurement apparatus having an array of sensors | |
| NO339840B1 (no) | Optisk flerfase strømningsmåler | |
| CA2637011C (en) | An apparatus and method for measuring a parameter of a multiphase flow | |
| Zhang et al. | High GVF and low pressure gas–liquid two-phase flow measurement based on dual-cone flowmeter | |
| WO2001067050A1 (en) | Simultaneous determination of multiphase flowrates and concentrations | |
| NO340170B1 (no) | Våtgassmåling ved å bruke et differensielt trykkbasert strømningsmeter med sonarbasert strømningsmeter | |
| NO325756B1 (no) | Fremgangsmater for maling av en gassmassefraksjon og en fremgangsmate for maling av en sann gassmassestrom | |
| NO340358B1 (no) | Sonar-forbehandlingsinnretning for periferistrømning | |
| EP2464948A1 (en) | Method and apparatus for monitoring multiphase fluid flow | |
| WO2008016697A2 (en) | Method for monitoring a flowing fluid | |
| CN104880228B (zh) | 多相流量计 | |
| Zheng et al. | Error analysis of gas and liquid flow rates metering method based on differential pressure in wet gas | |
| EP2428776B1 (en) | A method and apparatus for measuring a gas flow velocity | |
| RU2348918C2 (ru) | Плотномер жидких или газообразных сред | |
| NO305775B1 (no) | Apparat og fremgangsmÕte for mÕling av egenskaper ved fluida | |
| RU2378638C2 (ru) | Плотномер-расходомер жидких сред | |
| WO2016109073A1 (en) | Ultrasonic viscometer | |
| CN116412866A (zh) | 一种气液两相流测量系统及测量方法 | |
| RU2419770C2 (ru) | Расходомер с тремя тензодатчиками |
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 |
|
| CREP | Change of representative |
Representative=s name: BRYN AARFLOT AS, STORTINGSGATA 8, 0161 OSLO, NORGE |