RU2014111212A - Система испытания скважины на чистую нефть и газ - Google Patents

Система испытания скважины на чистую нефть и газ Download PDF

Info

Publication number
RU2014111212A
RU2014111212A RU2014111212/28A RU2014111212A RU2014111212A RU 2014111212 A RU2014111212 A RU 2014111212A RU 2014111212/28 A RU2014111212/28 A RU 2014111212/28A RU 2014111212 A RU2014111212 A RU 2014111212A RU 2014111212 A RU2014111212 A RU 2014111212A
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
gas
measuring
flow rate
pure oil
well
Prior art date
Application number
RU2014111212/28A
Other languages
English (en)
Other versions
RU2577257C2 (ru
Inventor
Манус П. ГЕНРИ
Ричард П. КАЗИМИРО
Original Assignee
Инвенсис Системз, Инк.
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Инвенсис Системз, Инк. filed Critical Инвенсис Системз, Инк.
Publication of RU2014111212A publication Critical patent/RU2014111212A/ru
Application granted granted Critical
Publication of RU2577257C2 publication Critical patent/RU2577257C2/ru

Links

Classifications

    • G—PHYSICS
    • G01—MEASURING; TESTING
    • G01F—MEASURING VOLUME, VOLUME FLOW, MASS FLOW OR LIQUID LEVEL; METERING BY VOLUME
    • G01F1/00—Measuring the volume flow or mass flow of fluid or fluent solid material wherein the fluid passes through a meter in a continuous flow
    • G01F1/76—Devices for measuring mass flow of a fluid or a fluent solid material
    • G01F1/78—Direct mass flowmeters
    • G01F1/80—Direct mass flowmeters operating by measuring pressure, force, momentum, or frequency of a fluid flow to which a rotational movement has been imparted
    • G01F1/84—Coriolis or gyroscopic mass flowmeters
    • G01F1/845—Coriolis or gyroscopic mass flowmeters arrangements of measuring means, e.g., of measuring conduits
    • 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
    • E21B21/00—Methods or apparatus for flushing boreholes, e.g. by use of exhaust air from motor
    • E21B21/06—Arrangements for treating drilling fluids outside the borehole
    • E21B21/063—Arrangements for treating drilling fluids outside the borehole by separating components
    • 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
    • G—PHYSICS
    • G01—MEASURING; TESTING
    • G01F—MEASURING VOLUME, VOLUME FLOW, MASS FLOW OR LIQUID LEVEL; METERING BY VOLUME
    • G01F1/00—Measuring the volume flow or mass flow of fluid or fluent solid material wherein the fluid passes through a meter in a continuous flow
    • G01F1/76—Devices for measuring mass flow of a fluid or a fluent solid material
    • G01F1/78—Direct mass flowmeters
    • G—PHYSICS
    • G01—MEASURING; TESTING
    • G01F—MEASURING VOLUME, VOLUME FLOW, MASS FLOW OR LIQUID LEVEL; METERING BY VOLUME
    • G01F1/00—Measuring the volume flow or mass flow of fluid or fluent solid material wherein the fluid passes through a meter in a continuous flow
    • G01F1/76—Devices for measuring mass flow of a fluid or a fluent solid material
    • G01F1/78—Direct mass flowmeters
    • G01F1/80—Direct mass flowmeters operating by measuring pressure, force, momentum, or frequency of a fluid flow to which a rotational movement has been imparted
    • G01F1/84—Coriolis or gyroscopic mass flowmeters
    • G—PHYSICS
    • G01—MEASURING; TESTING
    • G01F—MEASURING VOLUME, VOLUME FLOW, MASS FLOW OR LIQUID LEVEL; METERING BY VOLUME
    • G01F1/00—Measuring the volume flow or mass flow of fluid or fluent solid material wherein the fluid passes through a meter in a continuous flow
    • G01F1/76—Devices for measuring mass flow of a fluid or a fluent solid material
    • G01F1/78—Direct mass flowmeters
    • G01F1/80—Direct mass flowmeters operating by measuring pressure, force, momentum, or frequency of a fluid flow to which a rotational movement has been imparted
    • G01F1/84—Coriolis or gyroscopic mass flowmeters
    • G01F1/845—Coriolis or gyroscopic mass flowmeters arrangements of measuring means, e.g., of measuring conduits
    • G01F1/8468—Coriolis or gyroscopic mass flowmeters arrangements of measuring means, e.g., of measuring conduits vibrating measuring conduits

Landscapes

  • Physics & Mathematics (AREA)
  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Geology (AREA)
  • Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Mining & Mineral Resources (AREA)
  • Fluid Mechanics (AREA)
  • Environmental & Geological Engineering (AREA)
  • General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Geochemistry & Mineralogy (AREA)
  • General Physics & Mathematics (AREA)
  • Geophysics (AREA)
  • Mechanical Engineering (AREA)
  • Measuring Volume Flow (AREA)

Abstract

1. Система испытания скважины на чистую нефть и газ для испытания группы нефтегазовых скважин, причем данная группа включает в себя множество одиночных скважин, и система испытания содержит:первую и вторую измерительные системы чистой нефти и газа;множество вентилей, включающих в себя по меньшей мере первый и второй вентили, причем каждый вентиль выполнен с возможностью сообщения по текучей среде с одной одиночной скважиной, где каждый вентиль может независимо перестраиваться между первым положением, в котором вентиль соединяет по текучей среде соответствующую скважину с первой измерительной системой чистой нефти и газа, и вторым положением, в котором вентиль соединяет по текучей среде соответствующую скважину со второй измерительной системой чистой нефти и газа.2. Система испытания скважины на чистую нефть и газ по п. 1, дополнительно содержащая: измерительный контроллер, включающий в себя процессор и память, причем измерительный контроллер находится в сообщении с множеством вентилей и первой и второй измерительными системами чистой нефти и газа, данный измерительный контроллер выполнен с возможностью:получения данных из первой и второй измерительных систем чистой нефти и газа, когда первый вентиль находится в первом положении, а второй вентиль находится во втором положении;переключения первого из указанного множества вентилей из первого положения во второе положение;получения данных переключения из первой и второй измерительных систем чистой нефти и газа после переключения первого вентиля из первого положения во второе положение; ивычисления параметра выходящего потока из скважины, которая связ

Claims (37)

1. Система испытания скважины на чистую нефть и газ для испытания группы нефтегазовых скважин, причем данная группа включает в себя множество одиночных скважин, и система испытания содержит:
первую и вторую измерительные системы чистой нефти и газа;
множество вентилей, включающих в себя по меньшей мере первый и второй вентили, причем каждый вентиль выполнен с возможностью сообщения по текучей среде с одной одиночной скважиной, где каждый вентиль может независимо перестраиваться между первым положением, в котором вентиль соединяет по текучей среде соответствующую скважину с первой измерительной системой чистой нефти и газа, и вторым положением, в котором вентиль соединяет по текучей среде соответствующую скважину со второй измерительной системой чистой нефти и газа.
2. Система испытания скважины на чистую нефть и газ по п. 1, дополнительно содержащая: измерительный контроллер, включающий в себя процессор и память, причем измерительный контроллер находится в сообщении с множеством вентилей и первой и второй измерительными системами чистой нефти и газа, данный измерительный контроллер выполнен с возможностью:
получения данных из первой и второй измерительных систем чистой нефти и газа, когда первый вентиль находится в первом положении, а второй вентиль находится во втором положении;
переключения первого из указанного множества вентилей из первого положения во второе положение;
получения данных переключения из первой и второй измерительных систем чистой нефти и газа после переключения первого вентиля из первого положения во второе положение; и
вычисления параметра выходящего потока из скважины, которая связана с первым вентилем, исходя из полученных данных и данных переключения.
3. Система испытания скважины на чистую нефть и газ по п. 1, дополнительно содержащая: измерительный контроллер, включающий в себя процессор и память, причем измерительный контроллер находится в сообщении с множеством вентилей и первой и второй измерительными системами чистой нефти и газа,
в которой измерительный контроллер выполнен с возможностью осуществления испытания скважины на одной выбранной скважине, причем испытание скважины включает:
управление вентилями для переключения потока текучей среды из выбранной скважины из одной из первой и второй измерительных систем к другой из первой и второй измерительных систем и
вычисления разности в результате переключения в общем расходе текучей среды к по меньшей мере одной из первой и второй измерительных систем.
4. Система испытания скважины на чистую нефть и газ по п. 3, в которой указанное испытание дополнительно включает вычисление разности в результате переключения в общем расходе текучей среды к каждой из указанных первой и второй измерительных систем чистой нефти и газа.
5. Система испытания скважины на чистую нефть и газ по п. 4, в которой испытание скважины дополнительно включает вычисление среднего из разностей в результате переключения в общем расходе текучей среды для первой и второй измерительных систем чистой нефти и газа.
6. Система испытания скважины на чистую нефть и газ по п. 5, в которой измерительный контроллер выполнен с возможностью вычисления параметра выходящего потока, связанного с выбранной скважиной, как функции от указанного среднего.
7. Система испытания скважины на чистую нефть и газ по п. 3, в которой измерительный контроллер выполнен с возможностью осуществления указанного испытания скважины на множестве скважин в группе, при этом измерительный контроллер:
управляет вентилями для переключения потока текучей среды из каждой скважины в упомянутом множестве поочередно от одной из первой и второй измерительных систем к другой из первой и второй измерительных систем и
вычисляет разность в общем расходе текучей среды в результате переключения каждой скважины в указанном множестве к по меньшей мере одной из первой и второй измерительных систем.
8. Система испытания скважины на чистую нефть и газ по п. 7, в которой число скважин в указанном множестве скважин равно N и измерительный контроллер выполнен с возможностью выполнения испытаний на всех N скважинах путем переключения потока текучей среды между первой и второй измерительными системами чистой нефти и газа не более чем N+1 раз.
9. Система испытания скважины на чистую нефть и газ по п. 8, в которой измерительный контроллер выполнен с возможностью выбора скважин в порядке, который приводит к чередованию между (i) переключением потока текучей среды одной из скважин от первой измерительной системы чистой нефти и газа ко второй измерительной системе чистой нефти и газа и (ii) переключением потока текучей среды из другой скважины от второй измерительной системы чистой нефти и газа к первой измерительной системе чистой нефти и газа.
10. Система испытания скважины на чистую нефть и газ по п. 9, в которой измерительный контроллер выполнен с возможностью выбора скважин в таком порядке, что последовательные пары испытаний включают в себя переключение потока текучей среды, которое повышает разность в общем расходе между первой и второй измерительными системами чистой нефти, и переключение потока текучей среды, которое уменьшает разность в общем расходе между первой и второй измерительными системами чистой нефти.
11. Система испытания скважины на чистую нефть и газ по п. 10, в которой измерительный контроллер выбирает скважины в порядке, определенном ранжированием объема продукции из одиночных скважин.
12. Система испытания скважины на чистую нефть и газ по п. 1, в которой по меньшей мере одна из первой и второй измерительных систем чистой нефти и газа содержит расходомер Кориолиса и измеритель обводненности.
13. Система испытания скважины на чистую нефть и газ по п. 1, в которой ни одна из первой и второй измерительных систем чистой нефти и газа не включает в себя какой-либо сепаратор.
14. Система испытания скважины на чистую нефть и газ по п. 1, в которой первая и вторая измерительные системы чистой нефти и газа являются по сути идентичными.
15. Система испытания скважины на чистую нефть и газ по любому из п.п. 1-14, дополнительно содержащая вентиль регулирования давления для каждой из первой и второй измерительных систем чистой нефти и газа, причем вентили регулирования давления выполнены с возможностью поддержания постоянного давления на входах первой и второй измерительных систем чистой нефти и газа, несмотря на изменения в притоке текучей среды к первой и второй измерительным системам чистой нефти и газа в результате переключений.
16. Система испытания скважины на чистую нефть и газ по п. 1, в которой каждая из первой и второй измерительных систем чистой нефти и газа выполнена с возможностью определения динамических оценок неопределенности каждого из массового расхода нефти, массового расхода воды и массового расхода газа.
17. Система испытания скважины на чистую нефть и газ по п. 16, в которой каждая из первой и второй измерительных систем чистой нефти и газа дополнительно выполнена с возможностью определения динамических оценок неопределенности каждого из массового расхода нефти, массового расхода воды и массового расхода газа на основе моделирования методом Монте-Карло.
18. Система испытания скважины на чистую нефть и газ по п. 16 или п. 17, дополнительно содержащая измерительный контроллер, включающий в себя процессор и память, причем измерительный контроллер находится в сообщении с множеством вентилей и первой и второй измерительными системами чистой нефти и газа, при этом измерительный контроллер выполнен с возможностью:
управления вентилями для переключения потока текучей среды из выбранной скважины из одной из первой и второй измерительных систем к другой из первой и второй измерительных систем;
вычисления разности в общем расходе текучей среды в результате переключения к по меньшей мере одной из первой и второй измерительных систем;
сравнения одной или нескольких динамических оценок неопределенности, связанных с испытанием скважины, с одними или несколькими пороговыми значениями и
повторения стадий управления и вычисления позднее в ответ на то, что одна или несколько динамических оценок неопределенности превышают пороговое значение.
19. Измерительный контроллер для определения параметра выходящего потока из каждой одиночной скважины в группе скважин, причем измерительный контроллер содержит:
измерительный контроллер, включающий в себя процессор и память, при этом измерительный контроллер выполнен с возможностью коммуникации со множеством вентилей, каждый из которых выполнен с возможностью сообщения по текучей среде с одной из одиночных скважин и первой и второй измерительными системами чистой нефти и газа, где измерительный контроллер выполнен с возможностью:
получения данных по умолчанию из первой и второй измерительных систем чистой нефти и газа, когда первый вентиль из множества вентилей находится в первом положении и соединяет по текучей среде соответствующую скважину с первой измерительной системой чистой нефти и газа и второй вентиль из множества вентилей находится во втором положении и соединяет по текучей среде соответствующую скважину со второй измерительной системой чистой нефти и газа;
переключения первого вентиля из первого положения во второе положение, так что первый вентиль соединяет по текучей среде соответствующую скважину со второй измерительной системой чистой нефти и газа;
получения данных переключения из первой и второй измерительных систем чистой нефти и газа после переключения первого вентиля из первого положения во второе положение и
вычисления параметра выходящего потока из скважины, которая связана с первым вентилем, исходя из полученных данных по умолчанию и данных переключения.
20. Способ оценки потока из группы нефтегазовых скважин, включающий:
поступление выходящего потока из первой подгруппы скважин в совокупности к первой измерительной системе расхода через первый канал при поступлении выходящего потока из второй подгруппы скважин в совокупности ко второй измерительной системе расхода через второй канал, отличный от первого канала;
измерение общего расхода через первую измерительную систему расхода и общего расхода через вторую измерительную систему;
перенаправление выходящего потока из указанной одиночной скважины из одной из указанных первой и второй измерительных систем к другой из указанных первой и второй измерительных систем;
измерение общего расхода через по меньшей мере одну из первой и второй измерительных систем после перенаправления и
использование разности между общим расходом до перенаправления и после перенаправления для оценки дебита указанной одиночной скважины.
21. Способ по п. 20, в котором оценка расхода включает в себя оценку массового расхода по меньшей мере одного компонента из газа, нефти, воды и любого их сочетания.
22. Способ по п. 20, в котором оценка расхода включает в себя оценку объемного расхода по меньшей мере одного компонента из газа, нефти, воды и любых их сочетаний.
23. Способ по п. 20, в котором оценка дебита из указанной одиночной скважины включает в себя оценку дебита чистой нефти из указанной одиночной скважины.
24. Способ по п. 20, в котором все скважины в указанной группе скважин включены в одну из первой и второй подгрупп скважин.
25. Способ по п. 20, дополнительно включающий:
поступление выходящего потока из третьей подгруппы скважин в совокупности к третьей измерительной системе расхода по третьему каналу;
измерение общего расхода через третью измерительную систему расхода;
перенаправление выходящего потока из одиночных скважин в указанной третьей подгруппе из третьей измерительной системы к одной из указанных первой и второй измерительных систем;
измерение общего расхода через третью измерительную систему после перенаправления и использование разности между общим расходом до перенаправления и после перенаправления для оценки дебита указанной одиночной скважины в указанной третьей подгруппе.
26. Способ по п. 20, дополнительно включающий:
перенаправление выходящего потока из другой из указанных одиночных скважин от одной из указанных первой и второй измерительных систем к другой из указанных первой и второй измерительных систем;
измерение общего расхода через по меньшей мере одну из первой и второй измерительных систем после перенаправления и
использование разности между общим расходом перед перенаправлением и после перенаправления для оценки дебита указанной другой одиночной скважины.
27. Способ по п. 20, дополнительно включающий вычисление разности в общем расходе текучей среды, образующейся в результате переключения к каждой из указанных первой и второй измерительных систем чистой нефти и газа.
28. Способ по п. 27, дополнительно включающий вычисление среднего из разностей, образующихся в результате переключения, в общем расходе текучей среды для первой и второй систем измерения чистой нефти и газа.
29. Способ по п. 28, дополнительно включающий вычисление параметра выходящего потока, связанного с выбранной скважиной, как функции указанного среднего.
30. Способ по п. 20, в котором измерение общего расхода через первую измерительную систему расхода и общего расхода через вторую измерительную систему включает в себя измерение общего расхода для каждой из первой и второй измерительных систем с
помощью расходомера Кориолиса и измерителя обводненности.
31. Способ по п. 20, в котором измерение общего расхода через первую измерительную систему расхода и общего расхода через вторую измерительную систему включает в себя измерение многофазного потока без разделения потока на разные фракции текучей среды перед измерением многофазного потока.
32. Способ по п. 20, дополнительно включающий использование вентиля регулирования давления для каждой из первой и второй измерительных систем чистой нефти и газа для сохранения постоянного давления на входах первой и второй измерительных систем чистой нефти и газа, несмотря на изменения в притоке текучей среды к первой и второй измерительным системам чистой нефти и газа в результате переключений.
33. Способ по п. 20, в котором поток через каждую из первой и второй измерительных систем содержит многофазный поток, включающий в себя нефть, воду и газ, причем способ дополнительно включает определение динамических оценок неопределенности каждого из массового расхода нефти, массового расхода воды и массового расхода газа для первой и второй измерительных систем расхода.
34. Способ по п. 31, в котором определение динамических оценок неопределенности каждого из массового расхода нефти, массового расхода воды и массового расхода газа для первой и второй измерительных систем расхода включает применение моделирования методом Монте-Карло.
35. Система измерения многофазного потока для измерения многофазной текучей среды, включающей в себя нефть, воду и газ,
причем система включает в себя:
массовый расходомер Кориолиса, выполненный с возможностью измерения массового расхода и плотности многофазной текучей среды;
измеритель обводненности, выполненный с возможностью измерения обводненности многофазной текучей среды; и
процессор, выполненный с возможностью определения массового расхода нефти, массового расхода воды и массового расхода газа, используя массовый расход и плотность по расходомеру Кориолиса и обводненность по измерителю обводненности,
при этом процессор дополнительно выполнен с возможностью определения динамических оценок неопределенности каждого из массового расхода нефти, массового расхода воды и массового расхода газа.
36. Система измерения многофазного потока по п. 35, в которой процессор дополнительно выполнен с возможностью определения динамических оценок неопределенности каждого из массового расхода нефти, массового расхода воды и массового расхода газа на основе моделирования методом Монте-Карло.
37. Система измерения многофазного потока по п. 35, в которой процессор дополнительно выполнен с возможностью определения динамических оценок неопределенности каждого из массового расхода нефти, массового расхода воды и массового расхода газа с помощью:
(а) вычисления неопределенности измерений массового расхода, плотности и обводненности по массовому расходомеру Кориолиса;
(b) выбора значений для видимого массового расхода, плотности и обводненности, где эти значения выбирают из вероятностного распределения на основе вычисленного значения и неопределенности каждого параметра;
(c) проведения трехфазных измерительных расчетов с использованием значений, выбранных на стадии (b), для получения смоделированного массового расхода нефти, смоделированного массового расхода воды и смоделированного массового расхода газа, и регистрации смоделированных массовых расходов;
(d) по меньшей мере десятикратного повторения стадий (b) и (с) для получения соответствующего количества смоделированных массовых расходов для каждого из массового расхода нефти, массового расхода воды и массового расхода газа;
(e) вычисления среднего значения для каждого из массового расхода нефти, массового расхода воды и массового расхода газа и
(f) вычисления оценки неопределенности для каждого из массового расхода нефти, массового расхода воды и массового расхода газа с помощью смоделированных массовых расходов.
RU2014111212/28A 2012-11-19 2013-11-19 Система испытания скважины на чистую нефть и газ RU2577257C2 (ru)

Applications Claiming Priority (5)

Application Number Priority Date Filing Date Title
US201261728224P 2012-11-19 2012-11-19
US61/728,224 2012-11-19
US201361825872P 2013-05-21 2013-05-21
US61/825,872 2013-05-21
PCT/US2013/070785 WO2014078853A1 (en) 2012-11-19 2013-11-19 Net oil and gas well test system

Publications (2)

Publication Number Publication Date
RU2014111212A true RU2014111212A (ru) 2015-09-27
RU2577257C2 RU2577257C2 (ru) 2016-03-10

Family

ID=50726674

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU2014111212/28A RU2577257C2 (ru) 2012-11-19 2013-11-19 Система испытания скважины на чистую нефть и газ

Country Status (6)

Country Link
US (3) US9562427B2 (ru)
EP (1) EP2920558B1 (ru)
CN (1) CN103959019B (ru)
CA (1) CA2846656C (ru)
RU (1) RU2577257C2 (ru)
WO (1) WO2014078853A1 (ru)

Families Citing this family (36)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
DE102011078240A1 (de) * 2011-06-28 2013-01-03 Siemens Aktiengesellschaft Leckageerkennung mittels stochastischer Massenbilanz
GB2507368B (en) 2013-04-30 2016-01-06 Iphase Ltd Method and apparatus for monitoring the flow of mixtures of fluids in a pipe
US9540914B2 (en) * 2013-09-23 2017-01-10 Schlumberger Technology Corporation Water fraction monitoring technique
CN105095552B (zh) * 2014-05-23 2018-07-20 中国石油化工股份有限公司 一种通用概率分布参数估计流程与分析方法
CN106662478B (zh) * 2014-09-04 2020-01-31 高准公司 差示流量计工具
AT516421B1 (de) * 2014-10-31 2016-07-15 Anton Paar Gmbh Verfahren und Messgerät zur Dichtemessung von fluiden Medien
WO2016068965A1 (en) * 2014-10-31 2016-05-06 Halliburton Energy Services, Inc. Detecting and preventing two-phase flow to gaseous fueled engines
US9863798B2 (en) 2015-02-27 2018-01-09 Schneider Electric Systems Usa, Inc. Systems and methods for multiphase flow metering accounting for dissolved gas
US9664548B2 (en) * 2015-03-19 2017-05-30 Invensys Systems, Inc. Testing system for petroleum wells having a fluidic system including a gas leg, a liquid leg, and bypass conduits in communication with multiple multiphase flow metering systems with valves to control fluid flow through the fluidic system
US11359951B2 (en) * 2015-04-30 2022-06-14 Schlumberger Technology Corporation Multiphase flow meters and related methods
US20160333685A1 (en) * 2015-05-16 2016-11-17 Phase Dynamics, Inc. Apparatuses and Methods for Detecting Faults in Pipeline Infrastructure Using Well Measurement Data
US9963956B2 (en) 2015-07-07 2018-05-08 Schlumberger Technology Corporation Modular mobile flow meter system
DE102016100950A1 (de) * 2016-01-20 2017-07-20 Krohne Messtechnik Gmbh Verfahren zum Betreiben eines Coriolis-Massedurchflussmessgeräts und diesbezügliches Coriolis-Massedurchflussmessgerät
US20170342824A1 (en) * 2016-05-27 2017-11-30 DWT Solutions, L.P., a California Limited Partnership Hydrocarbon Well Production Analysis System
CN109477367B (zh) * 2016-06-28 2022-09-16 斯伦贝谢技术有限公司 模块式试井系统和方法
US10416015B2 (en) 2016-07-07 2019-09-17 Schlumberger Technology Corporation Representative sampling of multiphase fluids
DE102016113200B4 (de) * 2016-07-18 2022-05-25 Krohne Ag Verfahren zum Betreiben eines Durchflussmessgeräts und Durchflussmessgerät
US10401207B2 (en) * 2016-09-14 2019-09-03 GE Oil & Gas UK, Ltd. Method for assessing and managing sensor uncertainties in a virtual flow meter
NO347308B1 (en) * 2016-09-19 2023-09-11 Roxar Flow Measurement As System and method for monitoring the content of a multiphase flow
US20190120048A1 (en) * 2016-09-27 2019-04-25 Halliburton Energy Services, Inc. Using fluidic devices to estimate water cut in production fluids
US10677038B2 (en) 2016-10-13 2020-06-09 Honeywell International Inc. System and method for production well test automation
US10670575B2 (en) 2017-03-24 2020-06-02 Schlumberger Technology Corporation Multiphase flow meters and related methods having asymmetrical flow therethrough
US11035840B2 (en) * 2018-04-18 2021-06-15 Elite Holding Solutions, Llc Method for processing a fluid
CN108561124A (zh) * 2018-07-02 2018-09-21 大庆辰佳科技有限公司 一种利用相变检测法的油井三相流测量仪器及其操作方法
US20210270109A1 (en) * 2018-07-27 2021-09-02 Shell Oil Company System and method for producing and processing a multiphase hydrocarbon-containing fluid from a hydrocarbon-containing reservoir
CN111289062A (zh) * 2018-12-07 2020-06-16 中国石油化工股份有限公司 一种多相流标定系统
AT521899B1 (de) * 2018-12-12 2020-11-15 Avl List Gmbh Messsystem und Verfahren zur Messung eines Massendurchflusses, einer Dichte, einer Temperatur oder einer Strömungsgeschwindigkeit
NO345115B1 (en) * 2019-01-28 2020-10-05 Seabed Separation As Well testing under full field production
CN113762559B (zh) * 2020-06-05 2024-07-05 中国石油化工股份有限公司 多层合采气井智能产量劈分方法及系统
US20220155117A1 (en) * 2020-11-16 2022-05-19 Sensia Llc System and method for quantitative verification of flow measurements
US11761807B2 (en) * 2020-12-01 2023-09-19 Honeywell International Inc. Gas meter architecture
US11944920B2 (en) 2021-06-29 2024-04-02 Saudi Arabian Oil Company Modified gathering manifold, a production system, and a method of use
CN115126473B (zh) * 2022-06-29 2023-08-15 重庆科技学院 一种页岩气井标准化测试产量的计算方法
US20240077348A1 (en) * 2022-09-06 2024-03-07 Saudi Arabian Oil Company Measuring multiphase flows from wells
GB2615414A (en) * 2022-12-22 2023-08-09 Anaero Tech Limited Fluid flow control device
CN116244385B (zh) * 2023-05-11 2023-08-15 克拉玛依精进石油科技有限公司 原油数据采集与传输分析智能系统及方法

Family Cites Families (36)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US4429581A (en) * 1981-05-26 1984-02-07 Baker Cac, Inc. Multiphase flow measurement system
GB9020759D0 (en) * 1990-09-24 1990-11-07 Schlumberger Ltd Improvements relating to meters
US5363696A (en) * 1993-09-21 1994-11-15 Paul-Munroe Engineering Method and arrangement for oil well test system
WO1995010028A1 (en) * 1993-10-05 1995-04-13 Atlantic Richfield Company Multiphase flowmeter for measuring flow rates and densities
CN2212074Y (zh) * 1994-11-17 1995-11-08 中国石油天然气总公司第四石油机械厂 70—105MPa高压测试井口控制装置
US5680899A (en) * 1995-06-07 1997-10-28 Halliburton Energy Services, Inc. Electronic wellhead apparatus for measuring properties of multiphase flow
US5654502A (en) * 1995-12-28 1997-08-05 Micro Motion, Inc. Automatic well test system and method of operating the same
US6311136B1 (en) 1997-11-26 2001-10-30 Invensys Systems, Inc. Digital flowmeter
US20030216874A1 (en) 2002-03-29 2003-11-20 Henry Manus P. Drive techniques for a digital flowmeter
US6343516B1 (en) * 1998-01-16 2002-02-05 Texaco Inc. Multiphase flow sampling using an autotraversing sample probe
US6234030B1 (en) * 1998-08-28 2001-05-22 Rosewood Equipment Company Multiphase metering method for multiphase flow
NO310322B1 (no) * 1999-01-11 2001-06-18 Flowsys As Maling av flerfasestromning i ror
US6318156B1 (en) * 1999-10-28 2001-11-20 Micro Motion, Inc. Multiphase flow measurement system
DE60139548D1 (de) 2000-03-23 2009-09-24 Invensys Sys Inc Korrektur für eine zweiphasenströmung in einem digitalen durchflussmesser
US6898541B2 (en) * 2000-12-04 2005-05-24 Weatherford/Lamb, Inc. Method and apparatus for determining component flow rates for a multiphase flow
US6561041B1 (en) * 2001-11-28 2003-05-13 Conocophillips Company Production metering and well testing system
US7188534B2 (en) * 2003-02-10 2007-03-13 Invensys Systems, Inc. Multi-phase coriolis flowmeter
US7059199B2 (en) 2003-02-10 2006-06-13 Invensys Systems, Inc. Multiphase Coriolis flowmeter
US6997032B2 (en) * 2003-04-08 2006-02-14 Invensys Systems, Inc. Flowmeter zeroing techniques
US7299705B2 (en) * 2003-07-15 2007-11-27 Cidra Corporation Apparatus and method for augmenting a Coriolis meter
NO20050592A (no) * 2005-02-03 2006-07-24 Roxar As Apparat for strømningsmåling
US7337084B2 (en) * 2005-06-21 2008-02-26 Invensys Systems, Inc. Switch-activated zero checking feature for a Coriolis flowmeter
US7343253B2 (en) * 2005-07-11 2008-03-11 Invensys Systems, Inc. Coriolis mode processing techniques
GB2432425B (en) * 2005-11-22 2008-01-09 Schlumberger Holdings Isokinetic sampling method and system for multiphase flow from subterranean wells
US7599807B2 (en) 2006-02-13 2009-10-06 Invensys Systems, Inc. Compensating for frequency change in flowmeters
CN101517379A (zh) 2006-07-21 2009-08-26 因万西斯系统股份有限公司 多相科里奥利流量计
US7617055B2 (en) 2006-08-28 2009-11-10 Invensys Systems, Inc. Wet gas measurement
NO325315B1 (no) * 2006-08-29 2008-03-25 Abb As Fremgangsmåte i et system for produksjon av olje og/eller gass
US7415357B1 (en) * 2007-03-07 2008-08-19 Honeywell International Inc. Automated oil well test classification
AU2008290585B2 (en) * 2007-08-17 2011-10-06 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. Method for controlling production and downhole pressures of a well with multiple subsurface zones and/or branches
CA2723089C (en) * 2008-05-01 2016-09-20 Micro Motion, Inc. Very low frequency vibratory flow meter
US8621937B2 (en) * 2010-08-24 2014-01-07 Invensys Systems, Inc. Multiphase metering system
DE102010061759B4 (de) * 2010-11-23 2024-01-18 Robert Bosch Gmbh Drehratensensor mit ineinander liegenden Coriolis-Elementen
US9708907B2 (en) * 2011-04-26 2017-07-18 Baker Hughes Incorporated Apparatus and method for estimating formation lithology using X-ray flourescence
US9856731B2 (en) * 2013-02-13 2018-01-02 Phase Dynamics, Inc. Apparatus and method for wellhead testing
US9194390B1 (en) * 2013-07-23 2015-11-24 Pronk Technologies, Inc. Pump tester

Also Published As

Publication number Publication date
US10302477B2 (en) 2019-05-28
US9512709B2 (en) 2016-12-06
US20140137643A1 (en) 2014-05-22
RU2577257C2 (ru) 2016-03-10
WO2014078853A1 (en) 2014-05-22
EP2920558A4 (en) 2017-01-11
CA2846656A1 (en) 2014-05-19
US20140137642A1 (en) 2014-05-22
US20170167906A1 (en) 2017-06-15
EP2920558A1 (en) 2015-09-23
CN103959019B (zh) 2017-03-22
EP2920558B1 (en) 2023-02-15
CN103959019A (zh) 2014-07-30
CA2846656C (en) 2022-06-14
US9562427B2 (en) 2017-02-07

Similar Documents

Publication Publication Date Title
RU2014111212A (ru) Система испытания скважины на чистую нефть и газ
Farley et al. Field testing of an optimal sensor placement methodology for event detection in an urban water distribution network
US11047720B2 (en) Gas meter system and heating value estimation method
AU2013405149B2 (en) Coriolis direct wellhead measurement devices and methods
RU2012110042A (ru) Мультифазное измерение
RU2006144584A (ru) Способ и система многопутевого ультразвукового измерения параметров потока частично развитых профилей потока
CN109916458B (zh) 一种分解断面流速法
NO342426B1 (no) Fremgangsmåte for sammenligning og tilbakefordeling av produksjon
Martins et al. Characterization of the hydraulic performance of a gully under drainage conditions
RU2014111080A (ru) Система и способ объединения расположенных рядом расходомеров
EA031936B1 (ru) Система для измерения расхода многофазного потока с учетом растворенного газа
RU2726304C1 (ru) Способ определения покомпонентного расхода газожидкостной среды
RU2344288C2 (ru) Способ определения продуктивности группы скважин
GB2547383A (en) Position estimation device, position estimation system, position estimation method and computer-readable recording medium
EA036893B1 (ru) Добыча углеводородов с помощью тестового сепаратора
Okeya et al. Locating pipe bursts in a district metered area via online hydraulic modelling
RU2338873C2 (ru) Система определения продуктивности куста скважин
RU2552511C1 (ru) Способ измерения дебита нефтяных скважин на групповых замерных установках
Soldevila et al. Leak localization in water distribution networks using a kriging data-based approach
EA200970227A1 (ru) Способ контроля параметров, используемый в системе добычи нефти и/или газа
Couput et al. Operational experience with virtual flow measurement technology
JPWO2014178116A1 (ja) 流量予想装置及び流量予想システム
Arsene et al. Confidence limit analysis of water distribution systems based on a least squares loop flows state estimation technique
CN111379966B (zh) 存储器、氢气管网工况数据生成方法、装置和设备
RU2744486C1 (ru) Способ определения массы компонента газожидкостной среды