NO339840B1 - Optisk flerfase strømningsmåler - Google Patents
Optisk flerfase strømningsmåler Download PDFInfo
- Publication number
- NO339840B1 NO339840B1 NO20072787A NO20072787A NO339840B1 NO 339840 B1 NO339840 B1 NO 339840B1 NO 20072787 A NO20072787 A NO 20072787A NO 20072787 A NO20072787 A NO 20072787A NO 339840 B1 NO339840 B1 NO 339840B1
- Authority
- NO
- Norway
- Prior art keywords
- phase
- fluid mixture
- light
- flow
- time
- Prior art date
Links
- 230000003287 optical effect Effects 0.000 title claims description 25
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims description 68
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims description 39
- 238000000034 method Methods 0.000 claims description 23
- 230000003993 interaction Effects 0.000 claims description 17
- 238000012545 processing Methods 0.000 claims description 11
- 238000001514 detection method Methods 0.000 claims description 5
- 230000005855 radiation Effects 0.000 claims description 5
- 230000004044 response Effects 0.000 claims description 4
- 238000004364 calculation method Methods 0.000 claims description 3
- 230000023077 detection of light stimulus Effects 0.000 claims 1
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 20
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 18
- 239000000523 sample Substances 0.000 description 12
- 238000002834 transmittance Methods 0.000 description 9
- 238000010521 absorption reaction Methods 0.000 description 8
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 6
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 5
- 238000004458 analytical method Methods 0.000 description 4
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 4
- 238000005102 attenuated total reflection Methods 0.000 description 3
- 230000004069 differentiation Effects 0.000 description 3
- 230000008859 change Effects 0.000 description 2
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 2
- 230000008569 process Effects 0.000 description 2
- 238000012935 Averaging Methods 0.000 description 1
- 238000009825 accumulation Methods 0.000 description 1
- 238000013459 approach Methods 0.000 description 1
- 239000012223 aqueous fraction Substances 0.000 description 1
- 230000002238 attenuated effect Effects 0.000 description 1
- 230000005540 biological transmission Effects 0.000 description 1
- 238000004891 communication Methods 0.000 description 1
- 239000000470 constituent Substances 0.000 description 1
- 238000005260 corrosion Methods 0.000 description 1
- 230000007797 corrosion Effects 0.000 description 1
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 1
- 230000001934 delay Effects 0.000 description 1
- 230000001419 dependent effect Effects 0.000 description 1
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 1
- 238000001914 filtration Methods 0.000 description 1
- 239000001257 hydrogen Substances 0.000 description 1
- 229910052739 hydrogen Inorganic materials 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
- 238000003672 processing method Methods 0.000 description 1
- 238000000985 reflectance spectrum Methods 0.000 description 1
- 238000005070 sampling Methods 0.000 description 1
- 230000003313 weakening effect Effects 0.000 description 1
Classifications
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01F—MEASURING VOLUME, VOLUME FLOW, MASS FLOW OR LIQUID LEVEL; METERING BY VOLUME
- G01F1/00—Measuring the volume flow or mass flow of fluid or fluent solid material wherein the fluid passes through a meter in a continuous flow
- G01F1/704—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
- G01F1/7086—Measuring the time taken to traverse a fixed distance using optical detecting arrangements
-
- 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
- G01N—INVESTIGATING OR ANALYSING MATERIALS BY DETERMINING THEIR CHEMICAL OR PHYSICAL PROPERTIES
- G01N21/00—Investigating or analysing materials by the use of optical means, i.e. using sub-millimetre waves, infrared, visible or ultraviolet light
- G01N21/17—Systems in which incident light is modified in accordance with the properties of the material investigated
- G01N21/25—Colour; Spectral properties, i.e. comparison of effect of material on the light at two or more different wavelengths or wavelength bands
- G01N21/31—Investigating relative effect of material at wavelengths characteristic of specific elements or molecules, e.g. atomic absorption spectrometry
- G01N21/35—Investigating relative effect of material at wavelengths characteristic of specific elements or molecules, e.g. atomic absorption spectrometry using infrared light
-
- 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
- G01F1/712—Measuring the time taken to traverse a fixed distance using auto-correlation or cross-correlation detection means
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01N—INVESTIGATING OR ANALYSING MATERIALS BY DETERMINING THEIR CHEMICAL OR PHYSICAL PROPERTIES
- G01N21/00—Investigating or analysing materials by the use of optical means, i.e. using sub-millimetre waves, infrared, visible or ultraviolet light
- G01N21/17—Systems in which incident light is modified in accordance with the properties of the material investigated
- G01N21/41—Refractivity; Phase-affecting properties, e.g. optical path length
- G01N21/4133—Refractometers, e.g. differential
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01N—INVESTIGATING OR ANALYSING MATERIALS BY DETERMINING THEIR CHEMICAL OR PHYSICAL PROPERTIES
- G01N21/00—Investigating or analysing materials by the use of optical means, i.e. using sub-millimetre waves, infrared, visible or ultraviolet light
- G01N21/17—Systems in which incident light is modified in accordance with the properties of the material investigated
- G01N21/55—Specular reflectivity
- G01N21/552—Attenuated total reflection
Landscapes
- Physics & Mathematics (AREA)
- General Physics & Mathematics (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Spectroscopy & Molecular Physics (AREA)
- Measuring Volume Flow (AREA)
- Health & Medical Sciences (AREA)
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Analytical Chemistry (AREA)
- Biochemistry (AREA)
- General Health & Medical Sciences (AREA)
- Immunology (AREA)
- Pathology (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Investigating Or Analysing Materials By Optical Means (AREA)
- Optical Radar Systems And Details Thereof (AREA)
- Testing Of Optical Devices Or Fibers (AREA)
Description
BAKGRUNN FOR OPPFINNELSEN
Oppfinnelsesområdet
[0002]Utførelsesformer av oppfinnelsen vedrører generelt metoder og apparatur for å bestemme i det minste én strømningshastighet/strømningsmengde for én eller flere faser inne i en flerfase fluidstrøm.
Beskrivelse av beslektet teknikk
[0003]Innenfor petroleumsindustrien, så vel som i mange andre industrier, frembyr evnen til å overvåke strømning av visse fluider i prosessrør i sanntid betraktelig verdi. Olje- og/eller gassbrønnoperatører måler periodisk vann/olje/gass-strømningsmengder i en total produksjonsstrømningsstrøm inneholdende en blanding av disse tre faser. Denne informasjon hjelper til med å forbedre brønnproduksjon, pålegging av produksjonsavgifter, riktig korrosjonsinhibering basert på mengden av vann og generell bestemmelse av brønnens ytelse.
[0004]Mens noen metoder muliggjør måling av strømningsmengder i tofase-blandinger oppstår vanskelighet ved bestemmelse av individuelle volumetriske fraksjoner og strømningsmengder i trefaseblandinger. Separatorer kan anvendes for å separere ut én eller flere faser fra produksjonsstrømningsstrømmen, men de innfører ytterligere utstyr 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 strømningsmålerinnretninger være komplekse og kan begrense strømning og skape signifikant trykktap, som f.eks. når det er nødvendig med venturibaserte målinger.
[0005]I mange tilfeller anvender flerfasestrømningsmålere en metode for å måle en strømningsmengde av hele strømningsstrømmen og en ytterligere prosess for å måle volumfraksjon av olje, vann og gass. Denne målte informasjon, anvendt for strømningsmodeller, muliggjør anslag av hver av de individuelle fasestrømnings-mengder. Strømningsmodellene foretar imidlertid anslag vedrørende strømnings-karakteristikkene som f.eks. glidningshastighetsforskjellen ("slippage veolocity") mellom væske- og gassfasene modelleres med strømningsmodellen. Strømnings-modellene kan derfor ikke fullstendig svare for entydigheten av hver spesiell fluidstrømning. Med andre ord tillater anvendelse av disse strømningsmodeller med målte totalstrømnings- og volumfraksjoner ikke direkte uavhengig måling av aktuelle fasehastigheter og strømningsmengder.
[0006]US 2002176646 A1 beskriver et system med flere optiske sonder som brukes i brønnhull. En første sonde har en spiss i form av et kubisk hjørne hvor diagonalen til det kubiske hjørnet er innrettet med aksen til sonden. En andre sonde har en spiss som er dannet på en 45 ° konus. En effekt av anordningen er at lys gjennom sondene reflekteres henholdsvis tre ganger eller to ganger, men vil likevel beholde samme retning. For å lette drenering, kan selve spissen av sonden være avrundet. Begge utførelser gir også en sonde med stor numerisk apertur, og begge er nyttige for deteksjon av reflektans og opphopning i en flerfasefluid. En tredje sonde har sfærisk eller parabolsk sondespiss. Den tredje sondespissen har en liten numerisk apertur og er nyttig for deteksjon av fluorescens og olje hastighet.
[0007]Det foreligger derfor et behov for forbedrede metoder og apparatur for å muliggjøre bestemmelse av i det minste én strømningshastighet for én eller flere faser i en flerfase fluidstrøm og følgelig strømningsmengde for nevnte én eller flere faser.
OPPSUMMERING AV OPPFINNELSEN
[0008]Utførelsesformer av oppfinnelsen vedrører generelt metoder og apparatur for å bestemme i det minste en strømningshastighet/strømningsmengde for én eller flere faser inne i en flerfase fluidstrømning. Ifølge noen utførelsesformer inkluderer et apparat for å måle strømning av en fluidblanding i en ledning første og andre optiske følere anbrakt langs ledningen og konfigurert til å detektere lysvekselvirkninger med fluidblandingen, hvori den første optiske føler er separert i en avstand i en retning av strømning gjennom ledningen fra den andre optiske føler, og en prosessor koplet til å motta første og andre tidsvarierende signaler av lysvekselvirkningene fra henholdsvis den første og andre optiske føler, hvori prosessoren er konfigurert med en logikkdel for å bestemme fasehastighet av i det minste én fase i fluidblandingen. I noen utførelsesformer inkluderer en fremgangsmåte, for å måle strømning av en fluidblanding i en ledning, detektering av lysvekselvirkninger med fluidblandingen ved første og andre lokaliteter langs ledningen, hvori den første lokalitet er separert i en avstand i en retning av strømning gjennom ledningen fra den andre lokalitet, og bearbeiding av første og andre tidsvarierende signaler av lysvekselvirkningene detektert ved henholdsvis første og andre lokalitet, hvori bearbeidingen bestemmer fasehastigheten av i det minste én fase i fluidblandningen. For noen utførelsesformer inkluderer en metode for måling av strømning av en fluidblanding i en ledning, måling av lysvekselvirkninger ved første og andre lokaliteter langs en ledning for å detektere en tidsforsinkelse i vekselvirkninger detektert ved den første lokalitet og deretter ved den andre lokalitet, og beregning av en strømningshastighet i fluidblandingen basert på tidsforsinkelsen.
KORT BESKRIVELSE AV TEGNINGENE
[0009]For at den måte hvorpå de ovenfor anførte 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 oppfinnelsen og derfor ikke anses som begrensende for dens omfang idet oppfinnelsen kan underkastes andre like effektive utførelsesformer.
[0010]Fig. 1 er en skjematisk tverrsnittstegning langs en lengde av rørledning med en fluidblanding som strømmer deri og første og andre optiske følerinnretninger i avstand fra hverandre langs rørlengden, ifølge utførelsesformer av oppfinnelsen.
[0011]Fig. 2 er en graf som illustrerer absorpsjon av to typer av olje, vann og kondensat for en infrarød region og selekterte bølgelengder som kan selekteres for utspørring via følerinnretningene, vist i fig. 1.
[0012]Fig. 3 er et skjema av et fordelt ordnet system av de optiske følerinnret-ninger koplet til logikkdeler konfigurert til å muliggjøre beregning av i det minste én strømningshastighet av én eller flere faser inne i blandingen bestemt på bestemmelse av en tidsforsinkelse fra én føler til en ytterligere føler av visse tidsvarierende egenskaper detektert ved forskjellige bølgelengder, ifølge utførelsesformer av oppfinnelsen.
[0013]Fig. 4 er en graf av signaler detektert fra første og andre detektorer versus tid og illustrerer tidsforsinkelsen (x).
[0014]Fig. 5 er en skjematisk tverrsnittstegning av første og andre reflektansbaserte optiske følerinnretninger for bruk med noen utførelsesformer i lignende anvendelser som anvendt med transmittansdetektorer vist i figurene 1 og 3.
[0015]Fig. 6 er et skjematisk riss av første og andre svekkede total refleksjons-og/eller brytningsindeksbaserte optiske følerinnretninger for bruk med noen utførelsesformer ifølge metodene som f.eks. anvendt med transmittans-detektorene vist i figurene 1 og 3.
DETALJERT BESKRIVELSE
[0016]Utførelsesformer av oppfinnelsen vedrører metoder og apparatur som muliggjør direkte måling av i det minste én strømningshastighet for én eller flere faser, individuelt eller i kombinasjon, i en flerfase fluidblanding som strømmer i en rørledning. Noen utførelsesformer tilveiebringer bestemmelse av aktuelle individuelle fasestrømningsmengder for hver av de tre faser (f.eks. olje, vann og gass) som er distinkte fra hverandre i fluidblandingen. En flerfase strømningsmåler ifølge utførelsesformer av oppfinnelsen inkluderer minst to optiske følere romlig fordelt langs en lengde av ledningen og som er konstruert til å detektere lysvekselvirkninger med fluidblandingen og som er spesielle for fasene slik at detekterte tidsvarierende signaler kan bearbeides via krysskorrelasjon eller en ordnet systembearbeidingsalgoritme til å tilveiebringe ønskede individuelle fasestrøm-ningshastighet for olje-, vann- og/eller gassfasen. Denne strømningshastighet kan anvendes til fasefraksjonsmålinger, som kan oppnås under anvendelse av den samme strømningsmåler eller en ytterligere separat innretning, for å beregne strømningsmengdene for fasene.
[0017]Fig. 1 viser en lengde av ledningen 100 med en første optisk avsøkings-innretning 104 og en andre optisk avsøkingsinnretning 106 i avstand fra hverandre langs lengden. En fluidstrømning 101 vist ved en pil beveger seg gjennom ledningen og kan inkludere en vannfase 108, en oljefase 110 og en gassfase 112. Vann-, olje- og gassfasene 108, 110, 112 forblir distinkte fra hverandre uansett forskjellige mulige strømningsmønstre av denne blanding som f.eks. et avbildet eksempelvis strømningsmønster av fasene.
[0018]Den første optiske avsøkingsinnretning 104 inkluderer en første kilde 311 for innføring av lys (vist ved piler 150) inn i fluidstrømmen 101 og en første detektor 301 for å detektere lyset etter at dette er sendt gjennom fluidstrømningen 101. På tilsvarende måte inkluderer den andre optiske avsøkingsinnretning 106 en andre kilde 312 for innføring av lys i fluidstrømningen 101 og en andre detektor 302 for å detektere lyset etter at dette er sendt gjennom fluidstrømningen 101. Vinduer 103 i veggen av ledningen 100 muliggjør at lyset passerer fra hver av kildene 311, 312 til tilsvarende av detektorene 301, 302 tvers gjennom fluidstrømningen 101. Bortsett fra at de er anbrakt ved forskjellige lokaliteter kan avsøkingsinnretningene 104, 106 være identiske. For noen utførelsesformer kan innretningene 104, 106, individuelt eller kollektivt, være de samme eller liknende til én eller flere av de innretninger som er beskrevet i US Patent Application 11/065,489 (i det følgende referert til som '489-patentsøknaden) tidligere innlemmet som referanse.
[0019]Lys fra kildene 311, 312 kan skrive seg fra en enkelt emitter som er delt eller fra separate emittere. Videre kan lyskildene 311, 312 inkludere bredbånds lysemittere eller én eller flere smale båndlasere. Hver av fasene 108, 110, 112 svekker lyset på forskjellig måte for forskjellige bølgelengder når lyset passerer gjennom fluidstrømningen 101. Følgelig måler detektorene 301, 302 det lys som transmitteres gjennom fluidstrømningen 101 for spesielle individuelle bølgelengder som tilsvarer vann-, olje- og gassfasen, henholdsvis 108, 110, 112. Avhengig av de anvendte lyskilder 311, 312 kan passende filtre, koplet med lyskilder 311, 312 og/eller detektorene 301, 302, skille skarpt for ønskede bølgelengder.
[0020]En kommunikasjonsledning 114, koplet til detektorene 301, 302, viderefører signaler vedrørende denne svekking av visse bølgelengder til bearbeidingsutstyr som analyserer signalene med en tverrkorrelasjons- eller ordnet systembearbeidingsalgoritme som beskrevet videre i det følgende. Som basis av denne analyse har f.eks. vannfasen 108, i et tverrsnitt av fluidstrømningen 101 ved en lokalisering av den første avsøkingsinnretning 104 en gitt prosentandel av strømningen, fordelingen eller annen egenskap ved et gitt tidspunkt slik at selektering av bølgelengder for vannfaseanalyser muliggjør detektering av den samme hendelse av vannfasen 108 ved et senere øyeblikk i tid med den andre avsøkingsinnretning 106 så snart fluidstrømningen 101 går videre mot den andre avsøkingsinnretning 106. En tilsvarende analogi gjelder for oljefasen 110 og gassfasen 112.
[0021]Et hvilket som helst spesielt aspekt av fluidstrømningen vil gjerne ha tendens til å endres eller svekkes i noen grad ettersom dette aspekt beveger seg med fluidstrømning 101 avhengig av koherensen av fluidstrømningen. Fordelaktig foregår liten merkbar endring i fluidstrømningen 101 mellom avsøkingsinnretnin-gene 104, 106 på grunn av seleksjon av avstand mellom avsøkingsinnretningene 104, 106. Videre sampler avfølingsinnretningene 104, 106 ved intervaller som f.eks. flere hertz til flere kilohertz for å tilveiebringe en avbildning av et separat tverrsnitt av strømningen uten signifikant dannelse av middelverdier av fluidstrøm-ningen 101 overtid, noe som ville ha tendens til å gjøre tidsvarierende responser som skal sammenliknes uklare.
[0022]Så snart det eller de tidsvarierende signaler er målt for hvilke som helst ønskelige faser innenfor fluidstrømningen 101 kan en tidsforsinkelse (x) måles ved bruk av krysskorrelasjonsmetoder. Strømningshastighet for hver av fasene beregnes derfor som at den er avstanden mellom avsøkingsinnretningene 104, 106 dividert med tidsforsinkelsen (V=x/-x). Alternativt kan strømningshastigheten beregnes ved bruk av en ordnet systembearbeidingsalgoritme. Som nevnt i det foregående foregår differensiering mellom fasene 108, 110, 112 ved at det eller de tidsvarierende signaler selekteres slik at den tilsvarer én av fasene ved f.eks. et forhold mellom de detekterte bølgelengder eller en bølgelengde detektert alene. Svekking av én bølgelengde kan være hovedsakelig avhengig av (dvs. sensitiv for) en første fase og hovedsakelig uavhengig av (dvs. hovedsakelig insensitiv) til en andre fase, mens svekking av en ytterligere bølgelengde kan være hovedsakelig uavhengig av den første fase og hovedsakelig uavhengig av den andre fase. Et første bølgelengdebånd emittert av kildene 311, 312 kan hovedsakelig overføres gjennom en første fase (f.eks. vannfasen 108) av fluidstrømningen 101 og i vesentlig grad absorberes av den andre fase (f.eks. oljefasen 110), og et andre bølgelengdebånd emittert av kildene 311, 312 kan hovedsakelig absorberes av den første fase i forhold til den andre fase. Detektorene 301, 302 kan detektere svekking av første og andre bølgelengdebånd etter at infrarød IR-stråling har passert gjennom i det minste en del av fluidstrømningen 101 slik at tidsforsinkelsen x bestemmes basert på svekkingen av både første og andre bølgelengdebånd.
[0023]Fig. 2 viser en graf av absorpsjon versus bølgelengde for to typer av olje vist ved kurvene 501, 502, vann representert ved kurven 503 og kondensat vist ved kurven 504 for en infrarød IR-region. Grafen viser fire bølgelengdebånd 505-508 for filtrering/analyse i bestemmelse av strømningshastigheter ifølge utførelses-former av oppfinnelsen. Andre bølgelengdebånd kan selekteres uten å gå utenfor rammen for oppfinnelsen. Generelt inkluderer et første bølgelengdebånd 505 bølgelengder innenfor et område på omtrentlig 900 nanometer (nm) til 1200 nm, f.eks. 950 nm, hvor der er en oljeabsorpsjonstopp. Et andre bølgelengdebånd 506 inkluderer bølgelengder sentrert omkring 1450 nm hvor der er en vannabsorp-sjonstopp. En fordypning omkring 1650 nm tilveiebringer en ytterligere utspør-ringsregion hvor et tredje bølgelengdebånd 507 generelt er sentrert. Et fjerde bølgelengdebånd 508 inkluderer generelt en topp sentrert ved omtrent 1730 nm som er fundamentalt assosiert med karbon-hydrogenbindingene i oljen 501, 502 og i kondensatet 504. De vesentlige likheter og/eller forskjeller i absorbsjon av de forskjellige faser 108, 110, 112 ved hver av båndene 505-508 muliggjør videre deres differensiering fra hverandre.
[0024]Fig. 3 viser et skjema av et strømningsmålersystem 300 som anvender kildene 311, 312 og detektorer 301, 302 som danner et fordelt ordnet system 304. Det ordnede system 304 kan inkludere ytterligere følere og detektorer 305, som kan være like eller konfigurert til å tilveiebringe forskjellig bølgelengdeanalyse og/eller forskjellig avstand. Hver detektor 301, 302 måler transmittans for å tilveiebringe som utgang et første bølgelengde (\-\) -signal 314, et andre bølge-lengde ( X2) -signal 316 og eventuelle ytterligere bølgelengde (XN) -signaler. Krysskorrelasjons-logikkdelen 317 bestemmer tidsforsinkelsen (t) assosiert med hver av bølgelengdesignalene detektert ved detektorene 301, 302 som et resultat av avstanden innenfor det ordnede system 304 som angitt ved avstanden x.
[0025]Fig. 4 viser en graf av en første detektert transmittans 401 målt med den første detektor sammen med en andre detektert transmittans 402 målt ved hjelp av den andre detektor versus tid og illustrerer tidsforsinkelsen, t, mellom de detekterte transmittanser 401, 402. De detekterte transmittanser 401, 402 representerer transmittans av det første bølgelengd ^-signal 314. For eksempel kan den første bølgelengde ^ være ved 1450 nm slik at tidsforsinkelsen t tilsvarer den tid som kreves for at vannet i fluidstrømningen 101 beveger seg over avstanden x. For noen utførelsesformer kan bølgelengdesignalene være basert på én eller flere spesielle bølgelengder eller et forhold mellom signaler fra to eller flere bølgelengder i lys av enestående absorpsjonskarakteristikker av faser i fluidstrømningen 101 slik som f.eks. beskrevet i det foregående i forbindelse med fig. 2. Som eksempler av dette forhold, kan en bølgelengde selekteres som er sensitiv for gass for sammenligning med en ytterligere bølgelengde selektert som er innsensitiv for gass eller andre bølgelengder sensitive for andre bestanddeler av fluidstrømningen 101.
[0026]Som illustrert i fig. 3 mottar strømningslogikkdelen 318 inngang fra krysskorrelasjons-logikkdelen 317 og tilveiebringer en strømningshastighet/ strømningsmengde av i det minste én av vann-, olje- og/eller gassfasene 108, 110, 112 individuelt eller i kombinasjon, via en utgang 320 i form av en skjerm, utskrift eller annet brukergrensesnitt. Strømningslogikkdelen 318 kan beregne hastigheten (V) for hver fase forutsatt at avstanden x og tidsforsinkelsen t er gitt med formelen V=x/x. Som beskrevet i '489-patentsøknaden kan fasefraksjonen av vann-, olje- og/eller gassfasene 108, 110, 112 beregnes. Ved å konfigurere det ordnede system 304 for å bestemme fasefraksjoner som beskrevet i '489-søknaden eller å anvende en hvilken som helst separat fasefraksjonsmåler som f.eks. beskrevet i '489-patentsøknaden kan individuelle strømningsmengder for vann-, olje- og/eller gassfasene 108, 110, 112 følgelig beregnes basert på anvendelse av respektive strømningshastigheter til disse fasefraksjoner.
[0027]Fig. 5 viser en skjematisk tverrsnittstegning av første og andre reflektansbaserte optiske avsøkingsinnretninger 204, 206 for bruk med noen utførelsesformer. I liknende anvendelser som anvendt med transmittans-detektorene vist i figurene 1 og 3, muliggjør de reflektansbaserte optiske avsøkningsinnretninger 204, 206 bestemmelse av strømningshastighet/ strømningsmengde. Analoge bearbeidingsmetoder til de som er beskrevet tidligere heri, kan anvendes for detektert reflektert lys, som er spesielt for vann-, olje- og gassfaser 208, 210, 212. I operasjon reflekteres lys emittert av første og andre lyskilder 211, 213 fra vann-, olje- og gassfasene 208, 210, 212 og dette reflekterte lys detekteres ved første, henholdsvis andre detektorer 201, 202, med visse reflekterte bølgelengder assosiert med hver fase. En tidsforsinkelse t foregår med det detekterte reflekterte lys for tidsvarierende reflektansbaserte fenomener som beveger seg med fluidstrømningen. Derfor kan hastighet beregnes som en funksjon av avstand mellom de reflektansbaserte optiske avsøkningsinnretninger 204, 206 og den tid det tar for å detektere et reflektert lystrekk med den andre detektor 202 etter at det er blitt detektert ved den første detektor 201. Videre, kan hastighet for forskjellige eller kombinasjoner av fase/faser 208, 210, 212 beregnes avhengig av hvilken eller hvilke faser tilsvarer det reflekterte lystrekk til å gi den eller de bølgelengder som måles ved detektorene 201, 202.
[0028]Fig. 6 illustrerer en skjematisk tverrsnittstegning av første og andre refraktometre 604, 606 for bruk med noen utførelsesformer. Refraktometrene 604, 606 kan muliggjøre refraktometrisk og svekket total reflektans ATR, ("attunated total reflectance" ATR) spektrometrisk ved å måle brytningsindeksen av fluider og/eller svekkede reflektansspektra. En fluidstrømning 601 eksponert ved vinduer 603 til første og andre lyskilder 611,613 anordnet i en vinkel i forhold til de tilsvarende vinklede detektorer 610, 612 tilveiebringer varierende brytnings-indekser basert på bestanddeler av fluidstrømningen 601. Vinduene 603 har en brytningsindeks på f.eks. 1,7, slik at lys transmittert gjennom vinduene reflekteres ved et grensesnitt mellom vinduet 603 og fluidstrømningen 601 på grunn av forskjelligheter i brytningsindeksene av vinduene og fluidstrømningen. Videre absorberes noe lys av bestanddelene av fluidstrømningen 601 ved dette grensesnitt slik at svekningskarakteristikker av reflektert lys differerer avhengig av absorbsjonen av disse bestanddeler. Mens vinduene 603 i denne og andre illustrerte utførelsesformer er vist separat kan noen utførelsesformer integrere vinduene under anvendelse av et eneste vindu for mer enn én avsøkings-innretning som f.eks. refraktometrene 604, 606. Detektorene 610, 612 måler økninger i refleksjoner som f.eks. brytningsindeksen av fluidstrømningen 601 minsker. En oljefase med en brytningsindeks på omtrent 1,5 gir anledning til en reflektert fraksjon av lys fra kildene 611, 613 som f.eks. er mindre enn 20%. En vannfraksjon med en brytningsindeks typisk i området 1,3 til 1,4 produserer imidlertid en reflektert fraksjon av lyset som er omtrent 30 til 65% mens gass med en brytningsindeks nær 1,0 tilveiebringer en reflektert fraksjon av lys som nærmer seg 100%.
[0029]Tidsvarierende signaler med tilsvarende styrker av reflekterte signaler detektert for de forskjellige faser kan bestemmes ved å analysere responser fra første og andre detektorer 610, 612. Respektive tidsforsinkelser forekommer med det detekterte reflekterte lys for disse styrker av de reflekterte signaler og som muliggjør differensiering av en tidsforsinkelse t for hver fase. Hastighet kan derfor beregnes som en funksjon av avstanden mellom refraktometrene 604, 606 og den tid det tar å detektere en brytningsindeks som er karakteristisk av en fase av den andre detektor 612 etter å være blitt detektert ved den første detektor 610.
[0030]Utførelsesformer som vist tilveiebringer ikke-invasiv strømningshastighet/ strømningsmengde-analysemetoder. For eksempel er den første kilde 311 anordnet utenfor ledningen 100 og motsatt den første detektor 301 som også er lokalisert på utsiden av ledningen slik at overførings- eller absorpsjonsmålinger foregår i sin helhet innenfor et tverrsnitt av ledningen 100. Noen utførelsesformer kan imidlertid implementeres som en invasiv sonde som illustrert f.eks. i '489-patentsøknaden som tidligere er innlemmet som referanse.
[0031]Mens det foregående er rettet på utførelsesformer av den foreliggende oppfinnelse kan andre og videre utførelsesformer av oppfinnelsen utvikles uten å gå utenfor den grunnleggende ramme derav, og rammen derav bestemmes av de etterfølgende patentkrav.
Claims (21)
1. Apparat for å måle strømning av en fluidblanding i en ledning (100),karakterisert vedat: en første og en andre optiske sensor (204, 206) er anbrakt langs ledningen (100) og konfigurert til å detektere lysvekselvirkninger med fluidblandingen, hvori den første optiske sensoren er separert i en avstand i en retning av strømning (101) gjennom ledningen (100) fra den andre optiske sensoren, og hvor lysvekselvirkningene detektert av de optiske sensorene (204, 206) er et mål på reflektert stråling av lys sendt inn i fluidblandingen; og en prosessor koplet for å motta de første og de andre tidsvarierende signaler av lysvekselvirkningene fra henholdsvis den første og den andre optiske sensoren, hvori prosessoren er konfigurert med en logikkdel (317, 318) for å bestemme fasehastighet av i det minste én fase (2018, 2018, 212) i fluidblandingen.
2. Apparat ifølge krav 1, hvor logikkdelen (317, 318) beregner en tidsforsinkelse av korresponderende responser i de første og de andre tidsvarierende signalene.
3. Apparat ifølge krav 2, hvor logikkdelen (317, 318) bestemmer fasehastigheten basert på avstanden dividert med tidsforsinkelsen.
4. Apparat ifølge krav 1, hvor de optiske sensorene (204, 206) danner refraktometre (604, 606).
5. Apparat ifølge krav 1, hvor hver av sensorene (204, 206) er anbrakt ikke-invasiv utenfor ledningen (100) og omfatter en lyskilde (211, 213) og en detektor (201, 202).
6. Apparat ifølge krav 1, hvor logikkdelen (317, 318) ytterligere er konfigurert for å bestemme individuelle fasehastigheter for hver av de tre distinkte faser (208, 210, 212) i fluidblandingen.
7. Apparat ifølge krav 1, hvor de første og de andre tidsvarierende signalene tilsvarer bølgelengdesignaler som er selektivt responderende til i det minste én fase (208, 210, 212).
8. Apparat ifølge krav 1, hvor logikkdelen (317, 318) ytterligere er konfigurert til å bestemme fasestrømningsrate av nevnte minst én fase (208, 210, 212) forutsatt en fasefraksjon av nevnte minst ene fase (208, 210, 212).
9. Apparat ifølge krav 1, hvor logikkdelen (317, 318) omfatter en krysskorrelasjonsalgoritme.
10. Apparat ifølge krav 1, hvor den første og den andre optiske sensoren (204, 206) omfatter: en lyskilde (211, 213) for å sende infrarød stråling som inkluderer i det minste første og andre bølgelengdebånd (505, 506) inn i fluidblandingen, idet det første bølgelengdebåndet hovedsakelig overføres gjennom en første fase (208) av fluidblandingen og absorberes hovedsakelig av en andre fase (210), og det andre bølgelengdebåndet (506) absorberes hovedsakelig av den første fasen (208) relativt til den andre fasen (210); og en detektor (201, 202) for å tilveiebringe de tidsvarierende signalene basert på deteksjon av dempning av de første og de andre bølgelengdebåndene etter at infrarød strålingen har passert gjennom i det minste en del av fluidblandingen.
11. Fremgangsmåte for å måle strømming (101) av en fluidblanding i en ledning (100),karakterisert vedå omfatte: deteksjon av lysvekselvirkninger med fluidblandingen ved første og andre lokaliteter langs ledningen (100), hvori den første lokalitet er separert i en avstand i en retning av strømningen (101) gjennom ledningen (100) fra den andre lokalitet og hvor lysvekselvirkningene detektert den første lokasjonen og den andre lokasjonen er et mål på reflektert stråling av lys sendt inn i fluidblandingen; og bearbeide de første og de andre tidsvarierende signaler av lysvekselvirkningene detektert ved henholdsvis den første og den andre lokaliteten, hvori bearbeidingen bestemmer fasehastigheten av i det minste én fase i fluidblandingen.
12. Fremgangsmåte ifølge krav 11, hvor bearbeidingen omfatter beregning av en tidsforsinkelse av korresponderende responser innenfor første og andre tidsvarierende signaler.
13. Fremgangsmåte ifølge krav 12, hvor bearbeidingen bestemmer fasehastigheten basert på avstanden dividert med tidsforsinkelsen.
14. Fremgangsmåte ifølge krav 11, hvor bearbeidingen bestemmer individuell fasehastigheter for hver av de distinkte fasene (208, 210, 212) i fluidblandingen.
15. Fremgangsmåte ifølge krav 11, hvor deteksjon av lysvekselvirkningen omfatter måling av lysreflektans av lys sendt gjennom fluidblandingen for å tilveiebringe første og andre tidsvarierende signaler tilsvarende bølgelengdesignaler som er selektivt responderende til nevnte i det minste én fase (208, 210, 212).
16. Fremgangsmåte ifølge krav 11, ytterligere omfattende: bestemmelse av en fasefraksjon av nevnte minst én fase (208, 210, 212);
og beregning av en fase-strømningsrate av nevnte minst ene fase (208, 210, 212) ved å anvende fasehastighet og fasefraksjon som bestemt.
17. Fremgangsmåte for å måle strømning (101) av en fluidblanding i en ledning (100),karakterisert vedå omfatte: måling av lysvekselvirkninger ved første og andre lokaliteter langs ledningen (100) for å detektere en tidsforsinkelse i vekselvirkninger detektert ved den første lokaliteten og deretter ved den andre lokaliteten, hvor lysinteraksjonene som blir detektert er mål på mengden lys som blir reflektert av lyset som sendes inn i fluidblandingen; og beregning av en strømningshastighet (101) i fluidblandingen basert på tidsforsinkelsen.
18. Fremgangsmåte ifølge krav 17, ytterligere omfattende: bestemmelse av en fasefraksjon i fluidblandingen, og beregning av en fasestrømningsmengde under anvendelse av hastigheten og fasefraksjonen.
19. Fremgangsmåte ifølge krav 17, videre omfattende å sende lyset inn i fluidblandingen på en samme side av ledningen (100) som den første og den andre lokasjonen.
20. Apparat ifølge krav 1, videre omfattende minst én lyskilde (211,213) for å sende lys inn i fluidblandingen, hvor lyskilden (211, 213) er på en samme side av ledningen (100) som detektorene (201, 202) til den første og andre sensoren (204, 206).
21 .Fremgangsmåte ifølge krav 11, videre omfattende å sende lyset inn i fluidblandingen på en samme side av ledningen (100) som den første og den andre lokasjonen.
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
US11/421,700 US7880133B2 (en) | 2006-06-01 | 2006-06-01 | Optical multiphase flowmeter |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
NO20072787L NO20072787L (no) | 2007-12-03 |
NO339840B1 true NO339840B1 (no) | 2017-02-06 |
Family
ID=38289510
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
NO20072787A NO339840B1 (no) | 2006-06-01 | 2007-05-31 | Optisk flerfase strømningsmåler |
Country Status (4)
Country | Link |
---|---|
US (2) | US7880133B2 (no) |
CA (2) | CA2590996C (no) |
GB (1) | GB2438728B (no) |
NO (1) | NO339840B1 (no) |
Families Citing this family (22)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US7880133B2 (en) * | 2006-06-01 | 2011-02-01 | Weatherford/Lamb, Inc. | Optical multiphase flowmeter |
US7654155B2 (en) * | 2006-09-19 | 2010-02-02 | Weatherford/Lamb, Inc. | Wet-gas flowmeter |
US8248255B2 (en) * | 2009-10-13 | 2012-08-21 | Verifuel Ltd. | Optical fluid tester |
EP2317068A1 (en) * | 2009-10-30 | 2011-05-04 | Welltec A/S | Scanning tool |
US9068873B2 (en) | 2012-02-14 | 2015-06-30 | King Fahd University Of Petroleum And Minerals | Multiphase flow measurement system and method |
US9383476B2 (en) | 2012-07-09 | 2016-07-05 | Weatherford Technology Holdings, Llc | In-well full-bore multiphase flowmeter for horizontal wellbores |
US9733182B2 (en) * | 2013-04-04 | 2017-08-15 | Baker Hughes Incorporated | Apparatus and method for determining a fluid property downhole using a bulk reading refractometer |
US9632071B2 (en) | 2013-07-25 | 2017-04-25 | General Electric Company | Systems and methods for analyzing a multiphase fluid |
US9103704B2 (en) | 2013-07-25 | 2015-08-11 | General Electric Company | Holding device to hold a reflector and an electromagnetic guiding device |
US10087751B2 (en) | 2013-08-20 | 2018-10-02 | Halliburton Energy Services, Inc. | Subsurface fiber optic stimulation-flow meter |
US10036242B2 (en) | 2013-08-20 | 2018-07-31 | Halliburton Energy Services, Inc. | Downhole acoustic density detection |
US9410422B2 (en) | 2013-09-13 | 2016-08-09 | Chevron U.S.A. Inc. | Alternative gauging system for production well testing and related methods |
JP2015081776A (ja) * | 2013-10-21 | 2015-04-27 | 株式会社アクアテック | 流量測定装置 |
CN103592103A (zh) * | 2013-11-11 | 2014-02-19 | 浙江大学 | 基于激光消光法的小通道液固两相流参数测量装置及方法 |
US9377400B2 (en) | 2014-03-31 | 2016-06-28 | Redshift Systems Corporation | Motion modulation fluidic analyzer system |
US9625378B2 (en) * | 2014-03-31 | 2017-04-18 | Redshift Bioanalytics, Inc. | Fluid analyzer with modulation for liquids and gases |
WO2016104893A1 (ko) * | 2014-12-22 | 2016-06-30 | 고려대학교 산학협력단 | 유체 속도 측정 장치 |
KR101605638B1 (ko) | 2014-12-22 | 2016-03-22 | 고려대학교 산학협력단 | 유체 속도 측정 장치 |
US10120102B2 (en) | 2015-11-04 | 2018-11-06 | General Electric Company | Fluid sensor cable assembly, system, and method |
US11561559B2 (en) | 2017-04-14 | 2023-01-24 | Schlumberger Technology Corporation | Pressure drop in low liquid loading flows |
CN107006377B (zh) * | 2017-04-20 | 2020-01-07 | 山东农业大学 | 一种基于神经网络的奶牛挤奶量检测装置及其检测方法 |
DE102018123448A1 (de) * | 2018-09-24 | 2020-03-26 | Promecon Process Measurement Control Gmbh | Verfahren und Vorrichtung zum Messen einer Strömungsgeschwindigkeit eines Gasstroms |
Citations (3)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US5167149A (en) * | 1990-08-28 | 1992-12-01 | Schlumberger Technology Corporation | Apparatus and method for detecting the presence of gas in a borehole flow stream |
US5201220A (en) * | 1990-08-28 | 1993-04-13 | Schlumberger Technology Corp. | Apparatus and method for detecting the presence of gas in a borehole flow stream |
US20020176646A1 (en) * | 2001-01-23 | 2002-11-28 | Schlumberger Technology Corporation | Optical probes and probe systems for monitoring fluid flow in a well |
Family Cites Families (33)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
DE2201507C2 (de) | 1972-01-13 | 1974-01-24 | Theo Dipl.-Ing. Dr. 8000 Muenchen Pilhofer | Vorrichtung zur Bestimmung der Größe der dispersen Elemente eines fluiden, nicht mischbaren Zweistoffsystems |
US4402230A (en) * | 1981-07-17 | 1983-09-06 | Raptis Apostolos C | Method and apparatus for measuring flow velocity using matched filters |
US4856321A (en) * | 1983-07-29 | 1989-08-15 | Panametrics, Inc. | Apparatus and methods for measuring fluid flow parameters |
DE3680999D1 (de) * | 1985-05-29 | 1991-09-26 | Artificial Sensing Instr Asi A | Optischer sensor zum selektiven nachweis von substanzen und zum nachweis von brechzahlaenderungen in messubstanzen. |
GB2186981B (en) | 1986-02-21 | 1990-04-11 | Prad Res & Dev Nv | Measuring flow in a pipe |
AU618602B2 (en) * | 1988-06-03 | 1992-01-02 | Commonwealth Scientific And Industrial Research Organisation | Measurement of flow velocity and mass flowrate |
GB9011086D0 (en) | 1990-05-17 | 1990-07-04 | Jackson Roger G | Tomographic monitoring of fluid flows |
GB2266959B (en) | 1992-05-12 | 1995-09-06 | Schlumberger Ltd | Multiphase fluid flow measurement |
US5654551A (en) * | 1992-05-22 | 1997-08-05 | Commonwealth Scientific And Industrial Research Organisation | Method and apparatus for the measurement of the mass flow rates of fluid components in a multiphase slug flow |
GB9415962D0 (en) | 1994-08-06 | 1994-09-28 | Schlumberger Ltd | Multiphase fluid component discrimination |
FR2749080B1 (fr) | 1996-05-22 | 1998-08-07 | Schlumberger Services Petrol | Procede et appareil de discrimination optique de phases pour fluide triphasique |
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 |
US6076049A (en) | 1998-02-26 | 2000-06-13 | Premier Instruments, Inc. | Narrow band infrared water cut meter |
US6023340A (en) * | 1998-05-07 | 2000-02-08 | Schlumberger Technology Corporation | Single point optical probe for measuring three-phase characteristics of fluid flow in a hydrocarbon well |
US6354147B1 (en) | 1998-06-26 | 2002-03-12 | Cidra Corporation | Fluid parameter measurement in pipes using acoustic pressures |
CN2349553Y (zh) * | 1998-07-28 | 1999-11-17 | 窦剑文 | 气液多相流流量测量装置 |
NO310322B1 (no) | 1999-01-11 | 2001-06-18 | Flowsys As | Maling av flerfasestromning i ror |
US6691584B2 (en) | 1999-07-02 | 2004-02-17 | Weatherford/Lamb, Inc. | Flow rate measurement using unsteady pressures |
US6672163B2 (en) | 2000-03-14 | 2004-01-06 | Halliburton Energy Services, Inc. | Acoustic sensor for fluid characterization |
US6369881B1 (en) * | 2000-05-19 | 2002-04-09 | Optical Scientific, Inc. | Optical flow sensor |
US6850317B2 (en) * | 2001-01-23 | 2005-02-01 | Schlumberger Technology Corporation | Apparatus and methods for determining velocity of oil in a flow stream |
GB0107184D0 (en) * | 2001-03-22 | 2001-05-09 | Yortech Instr Ltd | Gas velocity measurement |
US6683681B2 (en) | 2002-04-10 | 2004-01-27 | Baker Hughes Incorporated | Method and apparatus for a downhole refractometer and attenuated reflectance spectrometer |
US6945095B2 (en) * | 2003-01-21 | 2005-09-20 | Weatherford/Lamb, Inc. | Non-intrusive multiphase flow meter |
CA2439242C (en) * | 2003-09-03 | 2008-01-29 | Photon Control Inc. | Optical flow meter for measuring gases and liquids in pipelines |
CA2449551A1 (en) | 2003-11-17 | 2005-05-17 | Photon Control Inc. | Optical device and method for sensing multiphase flow |
NO320172B1 (no) | 2004-02-27 | 2005-11-07 | Roxar Flow Measurement As | Stromningsmaler og fremgangsmate for maling av individuelle mengder av gass, hydrokarbonvaeske og vann i en fluidblanding |
US6997055B2 (en) | 2004-05-26 | 2006-02-14 | Baker Hughes Incorporated | System and method for determining formation fluid parameters using refractive index |
US7233001B2 (en) | 2005-02-24 | 2007-06-19 | Weatherford/Lamb, Inc. | Multi-channel infrared optical phase fraction 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 |
EP2399515A3 (en) * | 2005-11-30 | 2012-10-17 | Toshiba Medical Systems Corporation | Method for noninvasive measurement of glucose and apparatus for noninvasive measurement of glucose |
US7880133B2 (en) * | 2006-06-01 | 2011-02-01 | Weatherford/Lamb, Inc. | Optical multiphase flowmeter |
EP1921425A1 (en) * | 2006-11-10 | 2008-05-14 | Nederlandse Organisatie voor toegepast-natuurwetenschappelijk Onderzoek TNO | Fluid flow meter using thermal tracers |
-
2006
- 2006-06-01 US US11/421,700 patent/US7880133B2/en not_active Expired - Fee Related
-
2007
- 2007-05-30 GB GB0710273A patent/GB2438728B/en not_active Expired - Fee Related
- 2007-05-31 CA CA2590996A patent/CA2590996C/en not_active Expired - Fee Related
- 2007-05-31 CA CA2794627A patent/CA2794627C/en not_active Expired - Fee Related
- 2007-05-31 NO NO20072787A patent/NO339840B1/no not_active IP Right Cessation
-
2011
- 2011-02-01 US US13/019,182 patent/US8569702B2/en not_active Expired - Fee Related
Patent Citations (3)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US5167149A (en) * | 1990-08-28 | 1992-12-01 | Schlumberger Technology Corporation | Apparatus and method for detecting the presence of gas in a borehole flow stream |
US5201220A (en) * | 1990-08-28 | 1993-04-13 | Schlumberger Technology Corp. | Apparatus and method for detecting the presence of gas in a borehole flow stream |
US20020176646A1 (en) * | 2001-01-23 | 2002-11-28 | Schlumberger Technology Corporation | Optical probes and probe systems for monitoring fluid flow in a well |
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
US20110203386A1 (en) | 2011-08-25 |
CA2794627C (en) | 2016-04-12 |
CA2590996A1 (en) | 2007-12-01 |
GB2438728B (en) | 2010-03-31 |
CA2590996C (en) | 2013-01-22 |
GB0710273D0 (en) | 2007-07-11 |
GB2438728A (en) | 2007-12-05 |
US7880133B2 (en) | 2011-02-01 |
NO20072787L (no) | 2007-12-03 |
US8569702B2 (en) | 2013-10-29 |
US20070278408A1 (en) | 2007-12-06 |
CA2794627A1 (en) | 2007-12-01 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
NO339840B1 (no) | Optisk flerfase strømningsmåler | |
CA2601840C (en) | Wet-gas flowmeter | |
CA2749621C (en) | Multiphase flow meter for subsea applications using hydrate inhibitor measurement | |
US8285491B2 (en) | Devices and methods for quantification of liquids in gas-condensate wells | |
NO339331B1 (no) | Sonar-basert flerfasestrømningsmåler | |
CA2673783C (en) | Water detection and 3-phase fraction measurement systems | |
CN107850473B (zh) | 用于多相流体流中的基于近红外的含水率监控的系统和方法 | |
US7609368B2 (en) | Optical device and method for sensing multiphase flow | |
NO339488B1 (no) | Anordning og fremgangsmåte for måling av en parameter i en multifasestrømning | |
US20110303019A1 (en) | Minimally intrusive monitoring of a multiphase process flow using a tracer | |
NO340358B1 (no) | Sonar-forbehandlingsinnretning for periferistrømning | |
EP2505971A2 (en) | Pump controller with multiphase measurement | |
EP1660869B1 (en) | Real-time on-line sensing and control of emulsions in formation fluids | |
NO340150B1 (no) | Apparat og fremgangsmåte for å måle en parameter i en multifasestrøm | |
CN105547386B (zh) | 一种测量水平管道内气液两相流流量的装置及方法 | |
CN105628108B (zh) | 一种测量竖直管道内气液两相流流量的装置及方法 | |
WO2023234874A1 (en) | Device for measurement of liquid flow and flow speed based on measurement of refractive indexes of liquids and a method for determination of liquid flow and flow speed |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
MM1K | Lapsed by not paying the annual fees |