RU2544180C2 - Способ измерения мультифазного флюида в скважине - Google Patents
Способ измерения мультифазного флюида в скважине Download PDFInfo
- Publication number
- RU2544180C2 RU2544180C2 RU2012109105/03A RU2012109105A RU2544180C2 RU 2544180 C2 RU2544180 C2 RU 2544180C2 RU 2012109105/03 A RU2012109105/03 A RU 2012109105/03A RU 2012109105 A RU2012109105 A RU 2012109105A RU 2544180 C2 RU2544180 C2 RU 2544180C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- flow
- fluid
- gas
- stage
- flow meter
- Prior art date
Links
- 239000012530 fluid Substances 0.000 title claims abstract description 132
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 45
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims abstract description 26
- 238000005259 measurement Methods 0.000 claims abstract description 14
- 238000004458 analytical method Methods 0.000 claims abstract description 10
- 238000005070 sampling Methods 0.000 claims description 10
- 230000007704 transition Effects 0.000 claims description 5
- 238000009530 blood pressure measurement Methods 0.000 claims description 4
- 238000011144 upstream manufacturing Methods 0.000 claims description 4
- 230000003068 static effect Effects 0.000 claims description 2
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 9
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 abstract description 9
- 238000012937 correction Methods 0.000 abstract description 3
- 238000001514 detection method Methods 0.000 abstract 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 57
- 239000000523 sample Substances 0.000 description 12
- 239000012071 phase Substances 0.000 description 11
- 230000008859 change Effects 0.000 description 4
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 4
- 230000001133 acceleration Effects 0.000 description 3
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 3
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 3
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 3
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 3
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 2
- 238000004422 calculation algorithm Methods 0.000 description 2
- 238000004364 calculation method Methods 0.000 description 2
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 2
- 230000014509 gene expression Effects 0.000 description 2
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 238000012544 monitoring process Methods 0.000 description 2
- 230000009467 reduction Effects 0.000 description 2
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 1
- 101100460203 Schizosaccharomyces pombe (strain 972 / ATCC 24843) new2 gene Proteins 0.000 description 1
- 239000012223 aqueous fraction Substances 0.000 description 1
- 238000009529 body temperature measurement Methods 0.000 description 1
- 230000006835 compression Effects 0.000 description 1
- 238000007906 compression Methods 0.000 description 1
- 230000003247 decreasing effect Effects 0.000 description 1
- 238000001739 density measurement Methods 0.000 description 1
- 230000001419 dependent effect Effects 0.000 description 1
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 1
- 239000008398 formation water Substances 0.000 description 1
- 239000007792 gaseous phase Substances 0.000 description 1
- 230000005484 gravity Effects 0.000 description 1
- 230000001939 inductive effect Effects 0.000 description 1
- 239000007791 liquid phase Substances 0.000 description 1
- 239000000463 material Substances 0.000 description 1
- 238000005192 partition Methods 0.000 description 1
- 230000000737 periodic effect Effects 0.000 description 1
- 238000005381 potential energy Methods 0.000 description 1
- 230000008569 process Effects 0.000 description 1
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 1
- 230000005855 radiation Effects 0.000 description 1
- 230000005514 two-phase flow Effects 0.000 description 1
Images
Classifications
-
- 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
- G01F1/05—Measuring the volume flow or mass flow of fluid or fluent solid material wherein the fluid passes through a meter in a continuous flow by using mechanical effects
- G01F1/34—Measuring the volume flow or mass flow of fluid or fluent solid material wherein the fluid passes through a meter in a continuous flow by using mechanical effects by measuring pressure or differential pressure
- G01F1/36—Measuring the volume flow or mass flow of fluid or fluent solid material wherein the fluid passes through a meter in a continuous flow by using mechanical effects by measuring pressure or differential pressure the pressure or differential pressure being created by the use of flow constriction
- G01F1/363—Measuring the volume flow or mass flow of fluid or fluent solid material wherein the fluid passes through a meter in a continuous flow by using mechanical effects by measuring pressure or differential pressure the pressure or differential pressure being created by the use of flow constriction with electrical or electro-mechanical indication
-
- 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
- G01F1/05—Measuring the volume flow or mass flow of fluid or fluent solid material wherein the fluid passes through a meter in a continuous flow by using mechanical effects
- G01F1/34—Measuring the volume flow or mass flow of fluid or fluent solid material wherein the fluid passes through a meter in a continuous flow by using mechanical effects by measuring pressure or differential pressure
- G01F1/36—Measuring the volume flow or mass flow of fluid or fluent solid material wherein the fluid passes through a meter in a continuous flow by using mechanical effects by measuring pressure or differential pressure the pressure or differential pressure being created by the use of flow constriction
- G01F1/40—Details of construction of the flow constriction devices
- G01F1/44—Venturi tubes
-
- 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
- G01F1/05—Measuring the volume flow or mass flow of fluid or fluent solid material wherein the fluid passes through a meter in a continuous flow by using mechanical effects
- G01F1/34—Measuring the volume flow or mass flow of fluid or fluent solid material wherein the fluid passes through a meter in a continuous flow by using mechanical effects by measuring pressure or differential pressure
- G01F1/50—Correcting or compensating means
-
- 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
- G01F1/76—Devices for measuring mass flow of a fluid or a fluent solid material
- G01F1/86—Indirect mass flowmeters, e.g. measuring volume flow and density, temperature or pressure
-
- 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
- G01F1/86—Indirect mass flowmeters, e.g. measuring volume flow and density, temperature or pressure
- G01F1/88—Indirect mass flowmeters, e.g. measuring volume flow and density, temperature or pressure with differential-pressure measurement to determine the volume flow
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01F—MEASURING VOLUME, VOLUME FLOW, MASS FLOW OR LIQUID LEVEL; METERING BY VOLUME
- G01F15/00—Details of, or accessories for, apparatus of groups G01F1/00 - G01F13/00 insofar as such details or appliances are not adapted to particular types of such apparatus
- G01F15/02—Compensating or correcting for variations in pressure, density or temperature
- G01F15/022—Compensating or correcting for variations in pressure, density or temperature using electrical means
- G01F15/024—Compensating or correcting for variations in pressure, density or temperature using electrical means involving digital counting
Landscapes
- Physics & Mathematics (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- General Physics & Mathematics (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Geophysics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Measuring Volume Flow (AREA)
Abstract
Изобретение относится к добыче скважинного флюида, в частности к способу измерения мультифазного потока флюида с использованием расходомера. Техническим результатом является повышение точности измерения мультифазного потока флюида. Способ включает определение многофазного потока в расходомере путем измерения давления флюида в расходомере и использования измеренного давления для расчета плотности потока. Общий расход через расходомер определяется на основе рассчитанной плотности и PVT анализа флюида. Скорректированный общий массовый расход подсчитывается с использованием методики коррекции на скольжение жидкость/газ. Значения расхода также корректируются с учетом коэффициента расхода при истечении, изменяющегося с изменениями числа Рейнольдса для флюида. Газовая и нефтяная фракции могут быть определены по скорректированному общему массовому расходу и величине газовой фракции. 2 н. и 14 з.п. ф-лы, 4 ил., 1 табл.
Description
Родственные заявки
По настоящей заявке испрашивается приоритет предварительной заявки США №61/233711, поданной 13 августа 2009 г, содержание которой целиком включено в данную заявку путем ссылки.
Область техники
Изобретение относится к добыче скважинного флюида, в частности к способу измерения мультифазного потока флюида с использованием расходомера.
Предшествующий уровень техники
Расходомеры часто используют для измерения потока текучей среды (далее - флюида), получаемой из углеводородной эксплуатационной скважины. Расходомер может быть размещен внизу в эксплуатационной скважине, переходнике или кессоне, используемом вместе с морской скважиной, или в магистральном продуктивном трубопроводе, используемом для раздачи добытых флюидов. Результаты мониторинга флюида, добываемого из скважины, используются при оценке состояния ствола скважины и перспектив продуктивной жизни скважины. В некоторых случаях магистральные трубопроводы могут содержать флюид, добытый из скважин, принадлежащих разным владельцам. Поэтому для должного расчета требуется устройство измерения расхода, отслеживающее вклад в общий поток от каждого владельца.
Добытый флюид может содержать воду и (или) газ, смешанные с жидкими углеводородами. Знание водной фракции желательно для обеспечения доступности к соответствующим средствам отделения воды от добываемого флюида. Кроме того, количество и присутствие газа служит другим индикатором параметров скважины, и величина массового потока газообразной фазы влияет на требования к перекачке. Могут использоваться расходомеры, обеспечивающие информацию, отражающую общий поток, долю пластовой воды и газовой фракции. Однако это часто требует периодического анализа флюида, поступающего в расходомер. Это может включать размещение пробоотборника выше по потоку расходомера, что может вносить погрешность и прерывать или на время останавливать добычу флюида.
Раскрытие изобретения
В данной заявке раскрыт способ определения (оценки) потока текучей среды (флюида) через расходомер. В представленном в качестве примера варианте выполнения способ включает пропускание флюида через расходомер и использование показаний давления в расходомере для определения объемной плотности потока. Соответствующие величины газового и жидкостного потока в общем потоке могут быть установлены на основе определения объемной плотности и параметров флюида, составляющего общий поток. Расходомер может иметь погрешность превышения показаний, связанную со скольжением между газом и жидкостью, которая может быть найдена с учетом величины потоков газа и жидкости и параметров флюида, составляющего общий поток. С учетом погрешности превышения показаний величины газового и жидкостного потока пересчитываются с использованием определенной ошибки превышения показаний. Дополнительный пересчет газового и жидкостного потока производится с использованием коэффициента расхода при истечении, основанного на пересчете потоков с использованием погрешности превышения показаний. PVT анализ (давление-объем-температура) может быть проведен с использованием образцов флюида, отобранных из общего потока, и на основе его получены параметры флюида, составляющего общий поток, для некоторого диапазона давления и температуры. Альтернативно может быть найдена величина массового расхода в потоке на основе определения объемной плотности и параметров флюида, составляющего общий поток. Массовый расход в потоке может быть пересчитан на основе повторного определения потока газа и жидкости. В одном из иллюстративных вариантов выполнения изобретения подсчитывается число Рейнольдса с целью пересчета газового и жидкостного потоков, которое используется для определения коэффициента расхода при истечении. По одной из альтернатив переопределенный газовый поток основывается на коэффициенте расхода при истечении и погрешности превышения показаний, если газовая объемная фракция больше 50%, и переопределенный газовый поток основывается на коэффициенте расхода при истечении, если газовая объемная фракция меньше или равна 50%. В одном из вариантов выполнения расходомер расположен в скважинной трубе, и поток выходит из расходомера в скважинную трубу и транспортируется к устьевому оборудованию, размещенному у поверхности. Опционно способ может включать определение величины фазового перехода из жидкости в газ в потоке между расходомером и устьевым оборудованием на основе параметров флюида, составляющего поток. В альтернативном варианте выполнения соответствующие значения расхода в газовом потоке и жидкостном потоке, которые составляют основной поток, определяются у устьевого оборудования на основе величины фазового перехода жидкости в газ. Расходомер может быть расходомером Вентури.
В альтернативном варианте выполнения обеспечен способ определения мультифазного потока флюида через расходомер, включающий отбор образцов флюида из скважины и проведение PVT анализа отобранного флюида. Расходомер вводится в скважину так, чтобы через него протекал скважинный флюид, при этом давление флюида в расходомере измеряется по разности высоты столбов в расходомере. На основе результатов измерений давления в расходомере определяется плотность флюида в скважине, которая используется для подсчета потока через расходомер. В подсчитанный поток вносится поправка на превышение показаний в расходомере путем определения нового расхода через расходомер и пересчета результатов определения потока на основе числа Рейнольдса для нового значения расхода. Опционно способ может включать определение фазовой фракции флюида в скважине на основе сопоставления результатов измерения плотности и параметров флюида. В альтернативном варианте на основе нового расхода определяется новое значение коэффициента расхода при истечении для расходомера. Альтернативно расход для каждой фазовой фракции флюида в скважине может быть пересчитан путем умножения результатов определения потока на фазовую фракцию флюида. Расходомер может быть расходомером Вентури, расходомером диафрагменного типа и измерителем с расходомерным соплом. В одной скважине может быть обеспечено несколько расходомеров.
В одном из вариантов выполнения раскрытого способа флюид отбирается и анализируется в условиях, то есть при давлении, температуре и (или) объеме, которые могут со временем изменяться. Анализ флюида может включать получение в разных условиях параметров флюида, например плотности, вязкости, газонефтяного отношения и коэффициента приведения к пластовым условиям. Кроме того, если флюид содержит более одной физической фазы, например жидкость и (или) газ, измеряются его параметры для каждой фазы. Жидкость может содержать одновременный флюид, включающий углеводороды, и в некоторых случаях также воду. Возможные варианты жидкостей включают бурильные растворы и флюиды воздействия на пласт. В одном из вариантов выполнения строятся таблицы корреляции исходных данных для каждого набора параметров флюида с их соответствующими давлением и температурой. По этим таблицам могут быть получены полиномиальные выражения, предоставляющие данные при изменении состояния флюида. Выражения могут быть полиномами первого, второго, третьего, четвертого или пятого порядков.
Краткое описание чертежей
Далее изобретение рассмотрено более подробно со ссылкой на прилагаемые чертежи, на которых показано:
на фиг.1 - вид сбоку в сечении зонда, отбирающего пробы флюида в скважине;
на фиг.2 - вид сбоку в сечении одного из вариантов выполнения измерительного устройства;
на фигурах 3А-3В - частичный вид сбоку в сечении приводимых в качестве примера вариантов выполнения расходомеров;
на фигурах 4А и 4Б - блок-схема приводимого в качестве примера способа использования расходомера.
Должно быть понятно, что данное изобретение не ограничено приведенными вариантами выполнения. Напротив, настоящее описание призвано раскрыть все альтернативы, модификации и эквиваленты, которые могут быть внесены без отклонения от идеи и объема данного изобретения, определенных прилагаемой формулой изобретения.
Осуществление изобретения
Ниже настоящее изобретение описано более подробно со ссылкой на прилагаемые чертежи, на которых представлены варианты выполнения изобретения. Однако изобретение может быть осуществлено во многих различных видах и не должно рассматриваться как ограниченное вариантами выполнения, описанными ниже; скорее эти варианты выполнения приведены так, чтобы данное описание было всеобъемлющим и законченным, а также полностью раскрывало объем изобретения специалистам в данной области техники. По всему описанию одинаковые ссылочные номера относятся к одинаковым элементам. Для удобства при ссылке на прилагаемые чертежи термины направления используются только для ссылки и иллюстрации. Например, термины направления, такие как “верхний”, “нижний”, “над”, “ниже” и т.п., используются для иллюстрации относительного положения.
Должно быть понятно, что изобретение не ограничено конкретными деталями конструкции, операции, конкретными материалами или представленными и описанными вариантами выполнения, так как специалисту в данной области станут очевидными различные модификации и эквиваленты изобретения. На чертежах и в описании раскрыты иллюстративные варианты выполнения изобретения, и, хотя используются специальные термины, они используются только в родовом и описательном смысле, а не в целях установления ограничений. Соответственно, изобретение поэтому ограничено только объемом, определяемым приложенной формулой изобретения.
На фиг.1 дан частичный разрез при виде сбоку зонда 10, находящегося в скважине 5 и предназначенного для отбора проб флюида 7 в скважине 5. Скважинный флюид 7 может включать флюиды, используемые при бурении или заканчивании скважины, флюид, поступающий из пласта 6, через который проходит скважина 5, или сочетание этих флюидов. Хотя зонд 12 показан закрепленным на каротажном кабеле 12, он может крепиться подъемной трубой, натяжным канатом, бурильной колонной или любым другим способом подъема и опускания зонда в скважине. Отбор проб зондом 10 может производиться через выборочно открываемый канал 14, сообщающийся с баком 16 для образцов, помещенным в зонд 10. Отбор проб флюида 7 зондом 10 может производиться до или после выдачи флюида из скважины 5. Бак для образцов может быть герметизирован после отбора проб флюида для последующего анализа. Анализ флюида 7, накопленного в баке 16, может производиться на поверхности, например в лаборатории. Кроме того, бак 16 для образцов может быть герметизирован для сохранения отобранного флюида при давлении и (или) температуре отбора, так чтобы могли быть получены более точные результаты анализа. Опционно отбор проб скважинного флюида 7 может выполняться путем доставки его к устьевому оборудованию 18, установленному вверху скважины 5. Снабженная клапаном поточная линия 20 может быть использована для отбора проб флюида из устьевого оборудования 18. Из скважины 5 к устьевому оборудованию 18 флюид 7 может доставляться по насосно-компрессорной колонне (не показана).
На фиг.2 схематически показано частичное сечение при виде сбоку устройства 30 измерения расхода, расположенного в скважине 5. Устройство 30 измерения расхода может быть размещено в скважине 5 после отбора образцов флюида 7 зондом 10 (фиг.1). Устройство 30 с фиг.2 содержит входную трубу 32, по которой скважинный флюид 7 поступает к соединенному с ней расходомеру 34. Выходная труба 36 показана соединенной с торцом расходомера 34, противоположным входной трубе 34, и заканчивающейся у устьевого оборудования 38 над скважиной 5. Выходная труба 36 сообщается с расходомером 34 и устьевым оборудованием 38 на противоположном конце, так что поток, проходящий через входную трубу 32, направляется к устьевому оборудованию 38. В одном из вариантов выполнения входная и выходная трубы 32, 36 включают насосно-компрессорную колонну, используемую для добычи флюида 7 из скважины 5.
В приводимом в качестве примера варианте выполнения скважинный флюид 7 проходит через расходомер 34 и испытывает в нем временное падение давления. Падение давления может быть оценено по результатам слежения за параметрами флюида, такими как давление и (или) температура. Датчик 40, показанный на фиг.2 приблизительно у входа расходомера 34, может измерять давление и (или) температуру скважинного флюида 7, поступающего в расходомер 34. Опционно датчик 40 может быть установлен на входной трубе 32 точно у входа расходомера 34 или в самом расходомере 34. Другой датчик 42 показан введенным дальше по расходомеру 34 и также может быть использован для измерения давления и (или) температуры. Показанный на фиг.2 датчик 42 находится приблизительно в средней части расходомера 34, однако в зависимости от типа используемого расходомера 34 датчик 42 может быть расположен в различных точках по длине расходомера 34. Например, датчик 42 может быть по целевому назначению расположен так, чтобы сравнение результатов соответствующих измерений давления датчиками 40, 42 могло давать значение падения давления на всем расходомере 34 или на его части.
Дополнительный датчик 44 показан на выходе трубы 36 между расходомером 34 и устьевым оборудованием 38. Опционно верхний по потоку датчик 45 может быть введен, как показано, на входной трубе 32 и отнесен от расходомера 34. Приводимые в качестве примера расстояния между расходомером 34 и датчиками 44, 45 составляют приблизительно 0,3 м, 1,52 м, 3,05 м, 15,24 м, 30,48 м, 60,96 м, 76,20 м, 91,44 м, 106,68 м, 121,92 м, 152,40 м, а также значения, промежуточные между этими величинами. Датчики 44, 45 могут использоваться для измерения давления, температуры и (или) плотности. Датчики 40, 42, 44, 45 могут содержать пьезоэлектрические элементы, термопары, денситометры или любые другие устройства, обеспечивающие измерение давления, температуры, плотности флюида или других параметров флюида или их комбинации. В качестве примера денситометры включают денситометры радиационного типа, а также емкостного и индуктивного типов. Датчики 40, 42, 44, 45 могут находиться в непосредственном контакте с флюидом 7, соединяться с пробниками, выступающими внутрь флюида, или сопрягаться с перегородкой на стороне, противоположной флюиду 7.
В одном из примеров использования устройства 30 измерения расхода с фиг.2 перепад давления между расходомером 34 и датчиком 44 может быть определен по измеренным значениям давления, полученным с датчиков 40, 42, 44. Объемная плотность флюида 7, проходящего через измеритель 34, может быть получена по увеличению (или снижению) перепада (перепадов) между показаниями датчиков 40, 42, 44 и перепадов соответствующих давлений, измеренных датчиками 40, 42, 44. В альтернативном варианте выполнения датчик 44 непосредственно измеряет объемную плотность флюида 7. Выражение в уравнении 1.0 может быть использовано для измерения плотности флюида 7, проходящего через измеритель. В альтернативном варианте результаты измерений с датчика 45 могут быть использованы для определения плотности флюида 7.
Расчетная плотность флюида
где:
где β - известный бета-коэффициент, обычно предоставляемый производителем расходомера;
TVD - истинная глубина по вертикали;
f - коэффициент трения;
L - измеренное расстояние между входом расходомера и удаленным местоположением.
В уравнении 1.0 учитывается потенциальная энергия флюида, называемая также в данном случае статическим напором, за исключением действительной глубины по вертикали измеряемого флюида. Кроме того, принимается во внимание кинетическая энергия путем рассмотрения динамических потерь на трение и ускорение.
Газовая фракция флюида 7, проходящего через расходомер 34, может быть определена по измеренной объемной плотности (уравнение 1.0) отобранного флюида. Уравнение 2.0 дает пример определения величины газовой объемной фракции (GVF).
С использованием табличных данных или полиномиальной модели получены значения для плотности нефти (ρo) и плотности газа (ρg), соответствующие измеренным давлению и температуре.
Массовый расход через расходомер 34 может быть подсчитан с использованием уравнения 3.0, приведенного ниже.
где а2 - площадь у горловины (там, где в расходомере наименьший диаметр), и Сd - коэффициент расхода при истечении. Здесь коэффициент расхода при истечении установлен как постоянная величина, равная 0,995, однако, как описано ниже более подробно, в последующих приближениях будет использоваться переменное значение Cd, зависящее от числа Рейнольдса для флюида.
На фигурах 3А-3В в качестве примера представлены сечения расходомеров при виде сбоку. Расходомер 34А с фиг.3А представляет собой расходомер Вентури с внутренним диаметром d1 расходомера, меньшим, чем входной диаметр D1. Приведенный на фиг.3В расходомер 34В представляет собой расходомер диафрагменного типа, имеющий диск 46, введенный перпендикулярно в траекторию потока, и отверстие 48 в диске 46. Диаметр d1 отверстия меньше входного диаметра D1 расходомера 34В. Расходомер 34С с фиг.3В представляет собой измеритель с расходомерным соплом, аналогичный расходомеру Вентури с фиг.3А, но имеющий более сглаженный переход между входным и выходным диаметрами D1, d1. Как известно, уменьшение диаметра до значения d1 приводит к увеличению скорости, временно вызывая соответствующее падение давления в расходомере. По результатам измерения падения давления можно получить величину расхода через измеритель.
В одном из вариантов выполнения объемный расход через расходомер 34 определяется на основе падения давления потока флюида в нем. Разность между значениями давления, измеренными датчиком 40 и датчиком 42, и соответствующие входной и внутренний диаметры расходомера могут быть использованы для определения расхода Q через расходомер 34. Соотношение между падением давления и входным/внутренним диаметрами D1, d1 зависит от типа используемого расходомера. Специалисты в данной области способны установить должную корреляцию между падением давления и диаметром для получения значения расхода Q.
Из полученного выше значения массового расхода Qbulk, если флюид включает более чем одну фазу, может быть определен объемный расход для каждой фазы. В варианте выполнения, в котором флюид содержит газ и нефть, массовый расход нефти Qo=(1-GVF)×Qbulk (уравнение 4.1) и массовый расход газа Qg=GVF×Qbulk (уравнение 4.2).
Погрешности, связанные с эффектом скольжения, могут исказить результаты измерений, полученных с расходомера. Эффект скольжения происходит из-за смешивания паров и жидкости во флюиде, что приводит к возникновению явления, называемого в данном документе превышением показаний. Изменения в плотности паров с изменением давления также приводят к погрешностям измерения расхода. Точный подсчет массового расхода включает корректировку результатов измерения разности давлений на эффект сжатия газа и эффект скольжения. В одном из вариантов выполнения изобретения в представленном способе для компенсации этих эффектов используется модифицированный вариант коррекции De Leeuw. Это включает прежде всего определение числа Фруда (Fr), которое может быть найдено для каждой фазы, присутствующей во флюиде.
где vs,o и vs,g - поверхностная скорость для нефти и газа, соответственно
где: Dn - диаметр текучей среды там, где производится оценка флюида, например во входном канале, горловине или ниже по потоку; и
g - ускорение свободного падения (9,81 м/с2).
Используя полученные выше значения числа Фруда, может быть оценен эффект скольжения между газовой и жидкостной фазами с использованием числа Локхарта и Мартинелли X, соотношение для которого приведено в уравнении 6.0.
Если измеряемый флюид представляет собой скважинный флюид, то значения его плотности могут быть получены с использованием результатов замеров давления и температуры. Можно предположить, что газом является метан, в то время как жидкости могут быть изначально собраны и оценены в процессе бурения. Анализируя жидкости, собранные в процессе бурения, можно получить начальную оценку плотности скважинной жидкости. По мере использования расходомера 34 в скважине флюиды могут собираться и анализироваться на поверхности с целью корректировки на изменение жидкостной композиции, влияющее на параметры флюида. Зная число Локхарта и Мартинелли, может быть подсчитано превышение показаний с использованием уравнений 7.1 и 7.2,
где n=0,41 для 0,5≤Frg≤1,5; и
Массовый расход Qbulk может быть скорректирован на эффект скольжения путем деления его на коэффициент превышения показаний φ.
Как было отмечено выше, настоящий способ включает опционное выполнение итераций на основе числа Рейнольдса для флюида, поступающего в расходомер. Число Рейнольдса представляет собой отношение кинетической энергии флюида или его инерционности к вязкости с учетом сил, воздействующих на флюид. Значение числа Рейнольдса может быть определено по приведенному ниже уравнению 9.0.
где: Re - число Рейнольдса на входе расходомера,
u - скорость потока на входе расходомера=Qbulk/Ainlet,
Q - расход по показаниям расходомера,
Ainlet - площадь поперечного сечения на входе расходомера,
Dinlet - диаметр на входе расходомера,
ρ - плотность флюида,
µ - вязкость флюида.
Было установлено, что функция, по которой коэффициенты модели потока соотносятся с числом Рейнольдса, может изменяться для различных диапазонов значений последнего. В приведенной ниже таблице дан перечень функций, связанных с коэффициентом расхода при истечении Cd, и соответствующие диапазоны значений числа Рейнольдса, для которых эти функции применимы.
Cd=0 | Re=0 |
Сd=0.1432log Re+0.4653 | 0<Re<2,000 |
Сd=0.03375log Re+0.8266 | 2,000≤Re≤120,000 |
Cd=-0.01351log Re+1.0666 | 120,000≤Re<200,000 |
Cd==1.015 | Re≥200,000 |
Для корректировки на динамически изменяющееся значение коэффициента расхода при истечении с изменением числа Рейнольдса новое значение массового расхода Qbulk,newl умножается на скорректированное значение Сd из таблицы.
Объемная газовая фракция флюида определяет, насколько результаты измерений потока искажаются эффектом скольжения. Это учитывается при определении скорректированного объемного массового расхода для нефти и газа. Как показано в уравнении 11.0, если газовая объемная фракция больше 50%, то новый расход газа определяется умножением газовой объемной фракции на значение расхода, полученное из уравнения 10.0. Если газовая объемная фракция меньше 50%, новый расход газа определяется умножением газовой объемной фракции на значение расхода, полученное из уравнения (3.0), и коэффициент расхода при истечении Сd (уравнение 11.1).
Расход нефти к поверхности Qo,surface может быть получен делением Qo,new на коэффициент приведения к пластовым условиям для нефти Во. Как отмечено выше, Во может быть получен обращением к данным, полученным для образцов флюида, взятым при известных температуре и давлении. Приведенное ниже уравнение 12.0 дает пример того, как может быть определено значение расхода к поверхности для нефти Qo,surface.
Определение количества газа, поступающего к поверхности, может быть найдено умножением величины расхода нефти к поверхности на разность между полученным соотношением нефти и газа в скважине и полученным соотношением нефти и газа у поверхности. Пример этого показан приведенным ниже уравнением 13.0.
Суммирование величин, полученных по уравнениям (11.0) или (11.1) и (13.0), дает значение общего объемного расхода газа у поверхности. Это делается по уравнению (14.0), приведенному ниже.
На фигурах 4А и 4Б дана иллюстрация способа в виде алгоритма измерения расхода флюида в скважине с использованием стандартного расходомера. С помощью расходомера, расположенного в скважине в потоке флюида, измеряют давление и температуру потока флюида (стадия 410). Отбирают пробы флюида или в скважине, или у поверхностной части скважины и определяют параметры флюида с учетом изменения давления и (или) температуры (стадия 412). В параметры флюида входят газонефтяное отношение, плотность, вязкость и пластовые объемные фракции для каждой фазы флюида (стадия 414). Вычисляют общую плотность флюида с использованием результатов измерений расходомером (стадия 416) и газовую объемную фракцию по вычисленной плотности (стадия 418). Массовый расход вычисляют с использованием зависящего от типа расходомера уравнения (стадия 420). По газовой объемной фракции, полученной на стадии 418, и объемному расходу, полученному на стадии 420, может быть вычислен объемный расход нефти и газа (стадия 422). Для учета скольжения в многофазном потоке вычисляют превышение показаний (стадия 424), и массовый расход корректируют по результатам вычисленного превышения показаний (стадия 426), чтобы получить значение нового массового расхода. Вычисляют новые число Рейнольдса и коэффициент расхода при истечении Сd (таблица) на основе нового массового расхода (стадия 428). Значение расхода корректируют с учетом нового коэффициента расхода при истечении (стадия 430), чтобы получить другое новое значение расхода. Обращаясь теперь к фиг.4Б, определяют газовую и нефтяную фракции, исходя из расхода, полученного на стадии 430 (стадия 432). Объемные газовый и нефтяной расходы снижают, принимая во внимание поток к поверхности (стадии 434, 436). Используя сниженные газовые расходы и новый газовый расход, полученный на стадии 432, определяют общий объемный газовый расход к поверхности (стадия 438).
В одном из примеров в течение 18 дней измеряли расход газа и нефти у поверхностной части скважины, выдающей многофазный флюид. В течение того же времени измеряли поток в скважине, используя расходомер, расположенный в ней. Измеренные потоки нефти и газа определяли по показаниям расходомера, используя известный в предшествующем уровне техники способ и способ, отображенный на фиг.4. В известном способе использовался расходомер Вентури и прибор измерения давления, расположенный выше или ниже расходомера. Плотность определяли по измерению давления столба жидкости, но плотность флюида вычисляли без корректировки на потери на трение или ускорение. Кроме того, в известном способе предполагалось, что трение для газа в скважине равно нулю, и при оценке газовой и нефтяной фракций основывались на приведенных выше уравнениях 4.1 и 4.2. По результатам, полученным по известному способу, выявлено, что измеренный нефтяной поток у поверхности лежит в диапазоне приблизительно от 4900 до менее 4000 стандартных баррелей, в сутки. Известный способ измерения расхода дал результаты приблизительно от 5100 до 5000 стандартных баррелей в сутки. Расход газа, измеренный у поверхности, составлял приблизительно от 7800 до 8200 MMSCF/D (1 MMSCF/D=0,03 стандартных м3 в сутки). Известный в предшествующем уровне техники способ измерения расхода был не способен обнаружить величины газового потока и возвратного потока вблизи нулевых значений. Способ с фиг.4 определял расходы нефти, значение которых лежит от менее 4500 до приблизительно 3900 стандартных баррелей с сутки, и расход газа, значение которого лежит приблизительно от 9800 до 7500 MMSCF/D. Таким образом, в отличие от известного в предшествующем уровне техники способа представленный в данном описании алгоритм способен выдавать результаты измерения двухфазного потока в скважине с использованием стандартного расходомера. Следует также отметить, что результаты были более точны при увеличении процентного содержания газа в потоке. Соответственно, предлагаемый в изобретении способ обладает дополнительной возможностью использования для измерения потока “влажного газа”.
Настоящее изобретение, следовательно, может быть легко использовано для решения различных задач и достигать конечных целей и упомянутых преимуществ, так же как других присущих ему. В то время как представленный предпочтительный вариант выполнения изобретения служит для его раскрытия, существуют многочисленные изменения в деталях реализации, направленных на достижение желаемых результатов. Например, раскрытый способ может включать более чем один расходомер, помещенный в скважину 5. Несколько расходомеров могут измерять флюид из одного и того же продуктивного интервала, например, последовательно или могут измерять поток из различных продуктивных интервалов. Расходомеры могут быть обеспечены на отдельных участках насосно-компрессорной колонны. Кроме того, представленный способ может быть использован в скважине 5, в которую нагнетается газ и (или) конденсат. Эти и другие аналогичные модификации легко придут на ум специалистам в данной области техники. Хотя изобретение представлено только в одном из своих вариантов, специалистам должно быть понятно, что оно этим не ограничено, но подразумеваются различные изменения в нем, не выходящие за объем изобретения.
Claims (16)
1. Способ определения расхода потока текучей среды с использованием расходомера, в котором:
а) направляют поток через расходомер и определяют объемную плотность потока;
б) определяют соответствующие величины газового и жидкостного потоков в общем потоке на основе определения объемной плотности и параметров текучей среды, составляющей общий поток;
в) определяют погрешность превышения показаний в расходомере на основе величин газового и жидкостного потоков, полученных на стадии (б), и параметров текучей среды, составляющей общий поток;
г) пересчитывают величины газового и жидкостного потоков, полученные на стадии (б), с использованием определенной погрешности превышения показаний; и
д) пересчитывают величины газового и жидкостного потоков, полученные на стадии (г), с использованием коэффициента расхода при истечении, основанного на пересчитанных величинах газового и жидкостного потоков, полученных на стадии (г),
причем также определяют число Рейнольдса для комбинации газового и жидкостного потоков, определенных на стадии (г), и для коэффициента расхода при истечении, определенного на стадии (д), учитывается число Рейнольдса, и
если газовая объемная фракция больше 50%, пересчитанный газовый поток, полученный на стадии (д), определяется умножением коэффициента расхода при истечении на газовый поток, полученный на стадии (г), а если газовая объемная фракция меньше или равна 50%, пересчитанный газовый поток, полученный на стадии (д), определяется умножением коэффициента расхода при истечении на газовый поток, полученный на стадии (б).
а) направляют поток через расходомер и определяют объемную плотность потока;
б) определяют соответствующие величины газового и жидкостного потоков в общем потоке на основе определения объемной плотности и параметров текучей среды, составляющей общий поток;
в) определяют погрешность превышения показаний в расходомере на основе величин газового и жидкостного потоков, полученных на стадии (б), и параметров текучей среды, составляющей общий поток;
г) пересчитывают величины газового и жидкостного потоков, полученные на стадии (б), с использованием определенной погрешности превышения показаний; и
д) пересчитывают величины газового и жидкостного потоков, полученные на стадии (г), с использованием коэффициента расхода при истечении, основанного на пересчитанных величинах газового и жидкостного потоков, полученных на стадии (г),
причем также определяют число Рейнольдса для комбинации газового и жидкостного потоков, определенных на стадии (г), и для коэффициента расхода при истечении, определенного на стадии (д), учитывается число Рейнольдса, и
если газовая объемная фракция больше 50%, пересчитанный газовый поток, полученный на стадии (д), определяется умножением коэффициента расхода при истечении на газовый поток, полученный на стадии (г), а если газовая объемная фракция меньше или равна 50%, пересчитанный газовый поток, полученный на стадии (д), определяется умножением коэффициента расхода при истечении на газовый поток, полученный на стадии (б).
2. Способ по п.1, в котором осуществляют отбор образцов текучей среды из потока, анализ образцов текучей среды и определение на основе анализа параметров текучей среды, составляющей общий поток, в некотором диапазоне давления и температуры.
3. Способ по п.1, в котором определяют величины массового расхода потока на основе определения объемной плотности и параметров текучей среды, составляющей общий поток.
4. Способ по п.3, в котором осуществляют пересчет величины массового расхода в потоке на основе пересчета газового и жидкостного потоков, выполненного на стадии (г).
5. Способ по п.1, в котором расходомер расположен в скважинной трубе и поток выходит из расходомера в эту трубу и транспортируется к устьевому оборудованию, размещенному у поверхности.
6. Способ по п.1, в котором определяют величину фазового перехода жидкости в газ в потоке между расходомером и устьевым оборудованием на основе параметров текучей среды, составляющей поток.
7. Способ по п.5, в котором определяют соответствующие значения расхода в газовом потоке и жидкостном потоке, составляющих общий поток, у устьевого оборудования на основе величины фазового перехода жидкости в газ.
8. Способ по п.1, в котором объемную плотность, полученную на стадии (а), определяют с учетом статического напора текучей среды вдоль вертикали и динамических потерь в потоке текучей среды, возникающих в расходомере.
9. Способ по п.1, в котором осуществляют регистрацию давления в местоположениях, выбранных из перечня, включающего положения вдоль расходомера, ниже по потоку расходомера, выше по потоку расходомера и их сочетание.
10. Способ по п.1, в котором расходомер представляет собой расходомер Вентури.
11. Способ определения мультифазного потока текучей среды через расходомер, при выполнении которого:
а) отбирают пробы текучей среды из скважины;
б) определяют параметры текучей среды по отобранным пробам;
в) обеспечивают расходомер в скважине, так чтобы скважинная текучая среда проходила через расходомер;
г) измеряют давление текучей среды в скважине на различных глубинах;
д) определяют плотность текучей среды в скважине на основе результатов измерения давления, полученных на стадии (г);
е) определяют поток через расходомер на основе измерений, проведенных на стадии (в);
ж) вносят поправку на превышение показаний расходомера путем определения нового расхода через расходомер; и
з) пересчитывают результат определения потока, полученный на стадии (е), с учетом числа Рейнольдса для нового расхода, полученного на стадии (ж).
а) отбирают пробы текучей среды из скважины;
б) определяют параметры текучей среды по отобранным пробам;
в) обеспечивают расходомер в скважине, так чтобы скважинная текучая среда проходила через расходомер;
г) измеряют давление текучей среды в скважине на различных глубинах;
д) определяют плотность текучей среды в скважине на основе результатов измерения давления, полученных на стадии (г);
е) определяют поток через расходомер на основе измерений, проведенных на стадии (в);
ж) вносят поправку на превышение показаний расходомера путем определения нового расхода через расходомер; и
з) пересчитывают результат определения потока, полученный на стадии (е), с учетом числа Рейнольдса для нового расхода, полученного на стадии (ж).
12. Способ по п.11, в котором определяют фазовый состав текучей среды в скважине на основе сопоставления результатов измерений, полученных на стадии (д), с параметрами, полученными на стадии (б).
13. Способ по п.11, в котором определяют новый коэффициент расхода при истечении для расходомера при новом значении расхода, полученном на стадии (ж).
14. Способ по п.12, в котором определяют расход для каждой фазовой фракции потока в скважине путем умножения величины потока, полученной на стадии (з), на величину фазовой фракции потока.
15. Способ по п.11, в котором расходомер выбирают из перечня, включающего расходомер Вентури, расходомер диафрагменного типа и измеритель с расходомерным соплом.
16. Способ по п.11, в котором при измерении давления осуществляют регистрацию давления в местоположениях, выбранных из перечня, включающего положения вдоль расходомера, ниже по потоку расходомера, выше по потоку расходомера и их сочетание.
Applications Claiming Priority (5)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
US23371109P | 2009-08-13 | 2009-08-13 | |
US61/233,711 | 2009-08-13 | ||
US12/851,322 | 2010-08-05 | ||
US12/851,322 US8620611B2 (en) | 2009-08-13 | 2010-08-05 | Method of measuring multi-phase fluid flow downhole |
PCT/US2010/045469 WO2011020017A2 (en) | 2009-08-13 | 2010-08-13 | Method of measuring multi-phase fluid flow downhole |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2012109105A RU2012109105A (ru) | 2013-09-20 |
RU2544180C2 true RU2544180C2 (ru) | 2015-03-10 |
Family
ID=43586869
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2012109105/03A RU2544180C2 (ru) | 2009-08-13 | 2010-08-13 | Способ измерения мультифазного флюида в скважине |
Country Status (9)
Country | Link |
---|---|
US (1) | US8620611B2 (ru) |
AU (1) | AU2010282333B2 (ru) |
BR (1) | BR112012003282B1 (ru) |
EC (1) | ECSP12011670A (ru) |
GB (1) | GB2485313B (ru) |
MY (1) | MY159321A (ru) |
NO (1) | NO344772B1 (ru) |
RU (1) | RU2544180C2 (ru) |
WO (1) | WO2011020017A2 (ru) |
Families Citing this family (34)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
EP2522997B1 (en) * | 2011-05-13 | 2014-01-29 | Vetco Gray Controls Limited | Monitoring hydrocarbon fluid flow |
US9903200B2 (en) * | 2011-07-19 | 2018-02-27 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Viscosity measurement in a fluid analyzer sampling tool |
US9617833B2 (en) * | 2012-06-22 | 2017-04-11 | Halliburton Energy Services, Inc. | Evaluating fluid flow in a wellbore |
US10077997B2 (en) * | 2012-07-24 | 2018-09-18 | Haimo Technologies Group Corp. | Wet gas flow measuring method and apparatus |
GB2509213B (en) * | 2012-12-20 | 2017-07-26 | Taylor Hobson Ltd | Method and apparatus for flow measurement |
US9367653B2 (en) * | 2013-08-27 | 2016-06-14 | Halliburton Energy Services, Inc. | Proppant transport model for well system fluid flow simulations |
EP2848900A1 (en) * | 2013-09-16 | 2015-03-18 | Siemens Aktiengesellschaft | Differential-pressure flowmeter and method of determining a flow rate |
US10119396B2 (en) | 2014-02-18 | 2018-11-06 | Saudi Arabian Oil Company | Measuring behind casing hydraulic conductivity between reservoir layers |
WO2015167583A1 (en) * | 2014-05-02 | 2015-11-05 | Halliburton Energy Services, Inc. | Model for one-dimensional temperature distribution calculations for a fluid in a wellbore |
CN104196518A (zh) * | 2014-07-02 | 2014-12-10 | 中国石油大学(北京) | 井筒环空中气液固三相间滑脱测量设备及方法 |
NO343025B1 (no) | 2014-12-23 | 2018-10-08 | Resman As | Fremgangsmåte og apparat for online monitorering av tracere |
US10392922B2 (en) | 2015-01-13 | 2019-08-27 | Saudi Arabian Oil Company | Measuring inter-reservoir cross flow rate between adjacent reservoir layers from transient pressure tests |
US10180057B2 (en) | 2015-01-21 | 2019-01-15 | Saudi Arabian Oil Company | Measuring inter-reservoir cross flow rate through unintended leaks in zonal isolation cement sheaths in offset wells |
US10094202B2 (en) | 2015-02-04 | 2018-10-09 | Saudi Arabian Oil Company | Estimating measures of formation flow capacity and phase mobility from pressure transient data under segregated oil and water flow conditions |
CN104763409B (zh) * | 2015-03-03 | 2017-08-01 | 西安威盛电子科技股份有限公司 | 一种石油井下流量测量装置及测量方法 |
US10101194B2 (en) | 2015-12-31 | 2018-10-16 | General Electric Company | System and method for identifying and recovering from a temporary sensor failure |
RU2625130C1 (ru) * | 2016-03-10 | 2017-07-11 | Публичное Акционерное Общество "Нефтеавтоматика" | Способ определения доли свободного и растворённого газа в сырой нефти на замерных установках |
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 |
US11940318B2 (en) | 2016-09-27 | 2024-03-26 | Baker Hughes Energy Technology UK Limited | Method for detection and isolation of faulty sensors |
US11377949B2 (en) * | 2017-06-05 | 2022-07-05 | Schlumberger Technology Corporation | Multiphase flow metering |
CA3075989C (en) * | 2017-11-13 | 2022-06-28 | Landmark Graphics Corporation | Simulating fluid production using a reservoir model and a tubing model |
US10890480B2 (en) * | 2018-02-07 | 2021-01-12 | Saudi Arabian Oil Company | Systems and methods for finding and solving wet gas venturi meter problems in real-time |
US20190330971A1 (en) * | 2018-04-27 | 2019-10-31 | Saudi Arabian Oil Company | Electrical submersible pump with a flowmeter |
WO2019209344A1 (en) * | 2018-04-27 | 2019-10-31 | Landmark Graphics Corporation | System for determining mud density with dissolved environmental material |
WO2020027766A1 (en) * | 2018-07-30 | 2020-02-06 | Schlumberger Technology Corporation | Formation fluid analysis apparatus and related methods |
CN110197040B (zh) * | 2019-06-06 | 2023-04-07 | 东北石油大学 | 一种基于雷诺数的环空压力计算方法 |
US11125058B2 (en) | 2019-09-13 | 2021-09-21 | Silverwell Technology Ltd | Method of wellbore operations |
DE102019135320A1 (de) * | 2019-12-19 | 2021-06-24 | Endress + Hauser Flowtec Ag | Verfahren zur Durchflussmessung eines Mediums auf Basis einer Differenzdruckmessung |
US11193370B1 (en) | 2020-06-05 | 2021-12-07 | Saudi Arabian Oil Company | Systems and methods for transient testing of hydrocarbon wells |
US11692858B2 (en) | 2020-06-05 | 2023-07-04 | Weatherford Technology Holdings, Llc | Flow rate optimizer |
CN115726745B (zh) * | 2021-08-30 | 2024-08-27 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种超临界流体质量流量确定方法 |
RU2767835C1 (ru) * | 2021-10-28 | 2022-03-22 | Анатолий Петрович Горшенёв | Диафрагменный измеритель критических течений |
CN115855187A (zh) * | 2022-12-21 | 2023-03-28 | 海默新宸水下技术(上海)有限公司 | 一种基于折算滑速比拟合的湿天然气计量方法 |
CN116522825B (zh) * | 2023-07-03 | 2023-09-26 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种油井产量确定方法及系统 |
Citations (5)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US4312234A (en) * | 1980-05-12 | 1982-01-26 | Alberta Oil Sands Technology And Research Authority | Two-phase flowmeter |
RU2160888C2 (ru) * | 1994-11-09 | 2000-12-20 | Йон Стейнар Гудмундссон | Способ определения расхода потока текучей среды |
US20080066559A1 (en) * | 2006-09-19 | 2008-03-20 | Johansen Espen S | Wet-gas flowmeter |
US20090000390A1 (en) * | 2005-03-04 | 2009-01-01 | Nora Duhanyan | Method and Apparatus for Measuring the Flow Rates of the Individual Phases of a Multiphase Fluid Mixture |
WO2009056841A1 (en) * | 2007-11-03 | 2009-05-07 | Schlumberger Technology B.V. | Determination of density for metering a fluid flow |
Family Cites Families (9)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US6253624B1 (en) * | 1998-01-13 | 2001-07-03 | Rosemount Inc. | Friction flowmeter |
CA2359007C (en) * | 1999-01-13 | 2005-03-15 | Andrew Richards | Improved flow monitoring apparatus |
TW421710B (en) * | 1999-04-13 | 2001-02-11 | Inst Of Nuclear Energy Res Roc | Method and device for bi-directional low-velocity flow measurement |
GB0017840D0 (en) | 2000-07-21 | 2000-09-06 | Bg Intellectual Pty Ltd | A meter for the measurement of multiphase fluids and wet glass |
GB2399641B (en) * | 2003-03-18 | 2005-08-31 | Schlumberger Holdings | Method and apparatus for determining the gas flow rate of a gas-liquid mixture |
US7117717B2 (en) * | 2003-12-12 | 2006-10-10 | Invensys Systems, Inc. | Densitometer with pulsing pressure |
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 |
EP1984704B1 (en) * | 2006-02-15 | 2022-08-24 | Rosemount Inc. | Multiphasic overreading correction in a process variable transmitter |
WO2008011587A2 (en) * | 2006-07-21 | 2008-01-24 | Invensys Systems, Inc. | Multi-phase coriolis flowmeter |
-
2010
- 2010-08-05 US US12/851,322 patent/US8620611B2/en active Active
- 2010-08-13 WO PCT/US2010/045469 patent/WO2011020017A2/en active Application Filing
- 2010-08-13 AU AU2010282333A patent/AU2010282333B2/en active Active
- 2010-08-13 MY MYPI2012000586A patent/MY159321A/en unknown
- 2010-08-13 RU RU2012109105/03A patent/RU2544180C2/ru active
- 2010-08-13 GB GB1202024.4A patent/GB2485313B/en active Active
- 2010-08-13 BR BR112012003282-8A patent/BR112012003282B1/pt active IP Right Grant
-
2012
- 2012-01-31 NO NO20120102A patent/NO344772B1/no unknown
- 2012-02-13 EC ECSP12011670 patent/ECSP12011670A/es unknown
Patent Citations (5)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US4312234A (en) * | 1980-05-12 | 1982-01-26 | Alberta Oil Sands Technology And Research Authority | Two-phase flowmeter |
RU2160888C2 (ru) * | 1994-11-09 | 2000-12-20 | Йон Стейнар Гудмундссон | Способ определения расхода потока текучей среды |
US20090000390A1 (en) * | 2005-03-04 | 2009-01-01 | Nora Duhanyan | Method and Apparatus for Measuring the Flow Rates of the Individual Phases of a Multiphase Fluid Mixture |
US20080066559A1 (en) * | 2006-09-19 | 2008-03-20 | Johansen Espen S | Wet-gas flowmeter |
WO2009056841A1 (en) * | 2007-11-03 | 2009-05-07 | Schlumberger Technology B.V. | Determination of density for metering a fluid flow |
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
NO344772B1 (no) | 2020-04-20 |
BR112012003282B1 (pt) | 2019-04-02 |
GB2485313B (en) | 2017-06-28 |
BR112012003282A2 (pt) | 2016-03-01 |
MY159321A (en) | 2016-12-30 |
WO2011020017A2 (en) | 2011-02-17 |
GB201202024D0 (en) | 2012-03-21 |
NO20120102A1 (no) | 2012-02-15 |
AU2010282333B2 (en) | 2014-11-27 |
RU2012109105A (ru) | 2013-09-20 |
GB2485313A (en) | 2012-05-09 |
AU2010282333A1 (en) | 2012-02-23 |
US8620611B2 (en) | 2013-12-31 |
ECSP12011670A (es) | 2012-06-29 |
US20110040485A1 (en) | 2011-02-17 |
WO2011020017A3 (en) | 2011-05-26 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
RU2544180C2 (ru) | Способ измерения мультифазного флюида в скважине | |
US10704937B2 (en) | Critical flow nozzle flowmeter for measuring respective flowrates of gas phase and liquid phase in multiphase fluid and measuring method thereof | |
US9347310B2 (en) | Multiphase flowmeter for subsea applications | |
US7938023B2 (en) | Wet-gas flowmeter | |
US8056409B2 (en) | Hybrid flowmeter that includes an integral vortex flowmeter and a differential flow meter | |
AU2009257758B2 (en) | Method of measuring multiphase flow | |
CN101903750B (zh) | 对用于计量流体流的密度的确定 | |
US8606531B2 (en) | System and method for spot check analysis or spot sampling of a multiphase mixture flowing in a pipeline | |
US9046399B2 (en) | Minimally intrusive monitoring of a multiphase process flow using a tracer and a spatially arranged array of at least two sensors on a flow pipe | |
US11280141B2 (en) | Virtual multiphase flowmeter system | |
RU2378638C2 (ru) | Плотномер-расходомер жидких сред | |
US11187635B2 (en) | Detecting a fraction of a component in a fluid | |
US7240537B2 (en) | Method for the determination of the wall friction profile along pipes by pressure transients measurements | |
US11692858B2 (en) | Flow rate optimizer | |
RU73485U1 (ru) | Плотномер-расходомер жидких сред | |
US11905825B2 (en) | Downhole 3-phase flow measurement using speed of sound above and below the bubble-point pressure | |
Khoori et al. | Multiphase Flowmeter and Production Logs Diagnose Well Response in an Onshore ADCO Field, Abu Dhabi | |
US20110139446A1 (en) | Method of Determining Queried Fluid Cuts Along a Tubular |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
QB4A | Licence on use of patent |
Free format text: LICENCE Effective date: 20160801 |