RU2715724C2 - Конденсатно-газовые соотношения углеводородсодержащих текучих сред - Google Patents
Конденсатно-газовые соотношения углеводородсодержащих текучих сред Download PDFInfo
- Publication number
- RU2715724C2 RU2715724C2 RU2016145404A RU2016145404A RU2715724C2 RU 2715724 C2 RU2715724 C2 RU 2715724C2 RU 2016145404 A RU2016145404 A RU 2016145404A RU 2016145404 A RU2016145404 A RU 2016145404A RU 2715724 C2 RU2715724 C2 RU 2715724C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- sample
- hydrocarbon
- gas
- gas phase
- chamber
- Prior art date
Links
- 239000012530 fluid Substances 0.000 title claims abstract description 85
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 title claims abstract description 66
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 title claims abstract description 66
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 title claims abstract description 66
- 239000012071 phase Substances 0.000 claims abstract description 79
- 239000007791 liquid phase Substances 0.000 claims abstract description 32
- 238000000034 method Methods 0.000 claims abstract description 18
- 238000000926 separation method Methods 0.000 claims abstract description 17
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims abstract description 14
- 238000004458 analytical method Methods 0.000 claims abstract description 11
- 238000011156 evaluation Methods 0.000 claims abstract 4
- 239000007789 gas Substances 0.000 claims description 150
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims description 12
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims description 7
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 claims description 6
- VLKZOEOYAKHREP-UHFFFAOYSA-N n-Hexane Chemical class CCCCCC VLKZOEOYAKHREP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 6
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 5
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 2
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 239000007792 gaseous phase Substances 0.000 description 5
- 238000005070 sampling Methods 0.000 description 5
- 239000012159 carrier gas Substances 0.000 description 4
- OFBQJSOFQDEBGM-UHFFFAOYSA-N Pentane Chemical compound CCCCC OFBQJSOFQDEBGM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 238000011208 chromatographic data Methods 0.000 description 2
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 2
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 238000010926 purge Methods 0.000 description 2
- XAGFODPZIPBFFR-UHFFFAOYSA-N aluminium Chemical compound [Al] XAGFODPZIPBFFR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910052782 aluminium Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000005119 centrifugation Methods 0.000 description 1
- 238000001816 cooling Methods 0.000 description 1
- 238000013480 data collection Methods 0.000 description 1
- 238000010828 elution Methods 0.000 description 1
- 239000002360 explosive Substances 0.000 description 1
- 230000005484 gravity Effects 0.000 description 1
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 description 1
- 230000014759 maintenance of location Effects 0.000 description 1
- 239000000463 material Substances 0.000 description 1
- 238000012544 monitoring process Methods 0.000 description 1
- 230000035515 penetration Effects 0.000 description 1
- 229910001220 stainless steel Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000010935 stainless steel Substances 0.000 description 1
- 238000003860 storage Methods 0.000 description 1
- 230000000007 visual effect Effects 0.000 description 1
Images
Classifications
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01N—INVESTIGATING OR ANALYSING MATERIALS BY DETERMINING THEIR CHEMICAL OR PHYSICAL PROPERTIES
- G01N33/00—Investigating or analysing materials by specific methods not covered by groups G01N1/00 - G01N31/00
- G01N33/26—Oils; Viscous liquids; Paints; Inks
- G01N33/28—Oils, i.e. hydrocarbon liquids
- G01N33/2835—Specific substances contained in the oils or fuels
- G01N33/2841—Gas in oils, e.g. hydrogen in insulating oils
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01N—INVESTIGATING OR ANALYSING MATERIALS BY DETERMINING THEIR CHEMICAL OR PHYSICAL PROPERTIES
- G01N33/00—Investigating or analysing materials by specific methods not covered by groups G01N1/00 - G01N31/00
- G01N33/26—Oils; Viscous liquids; Paints; Inks
- G01N33/28—Oils, i.e. hydrocarbon liquids
- G01N33/2823—Raw oil, drilling fluid or polyphasic mixtures
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01F—MEASURING VOLUME, VOLUME FLOW, MASS FLOW OR LIQUID LEVEL; METERING BY VOLUME
- G01F1/00—Measuring the volume flow or mass flow of fluid or fluent solid material wherein the fluid passes through a meter in a continuous flow
- G01F1/74—Devices for measuring flow of a fluid or flow of a fluent solid material in suspension in another fluid
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01N—INVESTIGATING OR ANALYSING MATERIALS BY DETERMINING THEIR CHEMICAL OR PHYSICAL PROPERTIES
- G01N1/00—Sampling; Preparing specimens for investigation
- G01N1/02—Devices for withdrawing samples
- G01N1/10—Devices for withdrawing samples in the liquid or fluent state
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01N—INVESTIGATING OR ANALYSING MATERIALS BY DETERMINING THEIR CHEMICAL OR PHYSICAL PROPERTIES
- G01N1/00—Sampling; Preparing specimens for investigation
- G01N1/02—Devices for withdrawing samples
- G01N1/22—Devices for withdrawing samples in the gaseous state
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01N—INVESTIGATING OR ANALYSING MATERIALS BY DETERMINING THEIR CHEMICAL OR PHYSICAL PROPERTIES
- G01N1/00—Sampling; Preparing specimens for investigation
- G01N1/02—Devices for withdrawing samples
- G01N1/22—Devices for withdrawing samples in the gaseous state
- G01N1/2202—Devices for withdrawing samples in the gaseous state involving separation of sample components during sampling
- G01N1/2211—Devices for withdrawing samples in the gaseous state involving separation of sample components during sampling with cyclones
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01N—INVESTIGATING OR ANALYSING MATERIALS BY DETERMINING THEIR CHEMICAL OR PHYSICAL PROPERTIES
- G01N33/00—Investigating or analysing materials by specific methods not covered by groups G01N1/00 - G01N31/00
- G01N33/26—Oils; Viscous liquids; Paints; Inks
- G01N33/28—Oils, i.e. hydrocarbon liquids
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01N—INVESTIGATING OR ANALYSING MATERIALS BY DETERMINING THEIR CHEMICAL OR PHYSICAL PROPERTIES
- G01N30/00—Investigating or analysing materials by separation into components using adsorption, absorption or similar phenomena or using ion-exchange, e.g. chromatography or field flow fractionation
- G01N30/02—Column chromatography
- G01N2030/022—Column chromatography characterised by the kind of separation mechanism
- G01N2030/025—Gas chromatography
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01N—INVESTIGATING OR ANALYSING MATERIALS BY DETERMINING THEIR CHEMICAL OR PHYSICAL PROPERTIES
- G01N30/00—Investigating or analysing materials by separation into components using adsorption, absorption or similar phenomena or using ion-exchange, e.g. chromatography or field flow fractionation
- G01N30/02—Column chromatography
- G01N30/26—Conditioning of the fluid carrier; Flow patterns
- G01N30/28—Control of physical parameters of the fluid carrier
- G01N30/32—Control of physical parameters of the fluid carrier of pressure or speed
- G01N2030/324—Control of physical parameters of the fluid carrier of pressure or speed speed, flow rate
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01N—INVESTIGATING OR ANALYSING MATERIALS BY DETERMINING THEIR CHEMICAL OR PHYSICAL PROPERTIES
- G01N7/00—Analysing materials by measuring the pressure or volume of a gas or vapour
Landscapes
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Health & Medical Sciences (AREA)
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- General Physics & Mathematics (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- General Health & Medical Sciences (AREA)
- Pathology (AREA)
- Immunology (AREA)
- Biochemistry (AREA)
- Analytical Chemistry (AREA)
- Biomedical Technology (AREA)
- Molecular Biology (AREA)
- Medicinal Chemistry (AREA)
- Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
- Food Science & Technology (AREA)
- Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
- General Chemical & Material Sciences (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Hydrology & Water Resources (AREA)
- Investigating Or Analysing Materials By Optical Means (AREA)
- Sampling And Sample Adjustment (AREA)
- Organic Low-Molecular-Weight Compounds And Preparation Thereof (AREA)
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
- Other Investigation Or Analysis Of Materials By Electrical Means (AREA)
Abstract
Группа изобретений относится к анализу углеводородсодержащих сред с помощью циклонной сепарации. Представлен способ анализа углеводородсодержащей текучей среды, который включает: подачу углеводородсодержащей текучей среды в циклонный сепаратор; разделение углеводородсодержащей текучей среды на образец газовой фазы и образец жидкой фазы с помощью циклонного сепаратора; разделение образца жидкой фазы на водный образец и неводный образец; оценку объема образца газовой фазы, причем оценка объема образца газовой фазы включает регулировку объема образца газовой фазы на основе состава газа; оценку объема неводного образца и оценку конденсатно-газового соотношения углеводородсодержащей текучей среды, причем конденсатно-газовое соотношение углеводородсодержащей текучей среды представляет собой отношение объема неводного образца к объему образца газовой фазы. Также описано устройство для анализа углеводородсодержащей текучей среды. Достигается упрощение аппаратурного оформления процесса анализа. 2 н. и 18 з.п. ф-лы, 3 ил.
Description
ЗАЯВЛЕНИЕ О ПРИОРИТЕТЕ
[0001] Данная заявка испрашивает приоритет на основании заявки US № 14/258976 от 22 апреля 2014 года, полное содержание которой включено в настоящий документ посредством ссылки.
УРОВЕНЬ ТЕХНИКИ
[0002] Настоящее изобретение относится к системам и способам для анализа углеводородсодержащих текучих сред с помощью циклонной сепарации.
[0003] При добыче нефти и газа углеводородсодержащие текучие среды анализируют для целей планирования путем определения газосодержания нефти, усадки флюида и состава газа. Газожидкостные сепараторы используются для разделения и анализа текучих сред в ходе этапов испытания и добычи при нефтегазовых работах. Существующие способы разделения включают гравитационное разделение в больших емкостях и разделение центрифугированием. Многие из этих способов, однако, предполагают использование крупногабаритного, занимающего много места и трудно транспортируемого оборудования.
СУЩНОСТЬ ИЗОБРЕТЕНИЯ
[0004] В первом общем аспекте анализ углеводородсодержащей текучей среды включает подачу углеводородсодержащей текучей среды в циклонный сепаратор, разделение углеводородсодержащей текучей среды на образец газовой фазы и образец жидкой фазы с помощью циклонного сепаратора, и разделение образца жидкой фазы на водный образец и неводный образец. Анализ углеводородсодержащей текучей среды также включает оценку объема образца газовой фазы, оценку объема неводного образца, и оценку конденсатно-газового соотношения углеводородсодержащей текучей среды, где конденсатно-газовое соотношение углеводородсодержащей текучей среды представляет собой отношение объема неводного образца к объему образца газовой фазы.
[0005] Варианты осуществления первого общего аспекта могут включать в себя один или более из следующих признаков.
[0006] В некоторых случаях оценка объема неводного образца включает установление положения границы раздела между водным образцом и неводным образцом. Неводный образец может быть собран в контейнер после оценки объема неводного образца. Состав образца газовой фазы может быть оценен. Оценка состава образца газовой фазы может включать подачу части образца газовой фазы в газовый хроматограф. Постоянные газы и С1-С5 соединения в образце газовой фазы могут быть оценены с помощью газового хроматографа. Совокупность гексанов и C6+ соединений в образце газовой фазы может быть определена. Оценка объема образца газовой фазы может включать корректировку объема образца газовой фазы на основе состава газа. В некоторых случаях могут оцениваться влагосодержание образца газовой фазы и температура образца газовой фазы или и то и другое. В некоторых случаях углеводородсодержащую текучую среду направляют из добычного трубопровода углеводородов ко входу циклонного сепаратора.
[0007] Во втором общем аспекте устройство для анализа углеводородсодержащей текучей среды включает в себя циклонный сепаратор, выполненный с возможностью разделения углеводородсодержащей текучей среды на образец газовой фазы и образец жидкой фазы, измеритель расхода, выполненный с возможностью оценки объема образца газовой фазы из циклонного сепаратора, и приемный резервуар, выполненный с возможностью приема образца жидкой фазы из циклонного сепаратора. Образец жидкой фазы включает водный образец и неводный образец. Контроллер функционально соединен с измерителем расхода и приемным резервуаром. Контроллер выполнен с возможностью оценки конденсатно-газового соотношения углеводородсодержащей текучей среды (т.е. отношения объема неводного образца к объему образца газовой фазы).
[0008] Варианты осуществления второго общего аспекта могут включать в себя один или более из следующих признаков.
[0009] В некоторых случаях циклонный сепаратор определяет циклонную камеру, имеющей продольную ось, и длина циклонного сепаратора вдоль продольной оси составляет до 2 м. Циклонная камера может определять вход для текучей среды, выход для газа и выход для жидкости. В одном примере диаметр выхода для жидкости находится в диапазоне от 1 см до 5 см. Циклонная камера может дополнительно включать в себя первую камеру, определяющую выход для газа, вторую камеру, определяющую выход для жидкости, и третью камеру между первой камерой и второй камерой, определяющую вход для текучей среды. Первая камера, вторая камера и третья камера обычно связаны по текучей среде и выровнены вдоль продольной оси. Внутренний диаметр второй камеры может линейно уменьшаться от диаметра третьей камеры до диаметра выхода для жидкости. Третья камера обычно включает в себя одну или несколько областей улавливания, причем каждая область улавливания соединена по текучей среде с приемным резервуаром с помощью трубопровода. Устройство может включать в себя газовый хроматограф, выполненный с возможностью приема части образца газовой фазы. В некоторых случаях пользовательский интерфейс соединен с возможностью обмена данными с контроллером. В некоторых случаях датчик влаги и температурный датчик соединены с возможностью обмена данными с контроллером и выполнены с возможностью оценки, соответственно, влажности и температуры образца газовой фазы. Приемный резервуар может содержать смотровое окно, и аналитическая система может включать в себя камеру, выполненную с возможностью регистрации местоположения границы раздела между водным образцом и неводным образцом в смотровом окне.
[00010] Описанные здесь способы и устройство обеспечивают преимущества, включая улучшенную портативность и мобильность. Аналитическая система является компактной, что является особенно предпочтительным в таких местах, как морские скважинные сооружения, где рабочее пространство ограничено, удалено и/или труднодоступно. Другие преимущества включают сбор данных в почти реальном времени, отбор образцов жидкости под давлением, определение выхода жидкого продукта для ультрабедных систем газа, месячное планирование и исследование добывающих конденсатных скважин.
[00011] Эти общие и конкретные аспекты могут быть реализованы с помощью устройства, системы или способа, или любого сочетания устройств, систем или способов. Подробности одного или более вариантов осуществления изложены на прилагаемых чертежах и в описании ниже. Другие признаки, цели и преимущества изобретения будут ясны из описания и чертежей и из формулы изобретения.
ОПИСАНИЕ ЧЕРТЕЖЕЙ
[00012] На фиг.1 представлена аналитическая система.
[00013] На фиг.2 представлен вид в поперечном разрезе циклонного сепаратора.
[00014] На фиг.3 представлена блок-схема способа анализа углеводородсодержащей текучей среды.
ПОДРОБНОЕ ОПИСАНИЕ
[00015] Настоящее изобретение относится к оценке конденсатно-газового соотношения углеводородсодержащей текучей среды с помощью циклонной сепарации. В одном примере, таком как пластовая текучая среда, углеводородсодержащая текучая среда является неочищенной. В другом примере, таком как углеводородсодержащая текучая среда в магистральном трубопроводе, углеводородсодержащая текучая среда является по меньшей мере частично очищенной. Конденсатно-газовое соотношение оценивается с помощью разделения углеводородсодержащей текучей среды на образец газовой фазы и образец жидкой фазы, оценки объема образца газовой фазы и неводной части образца жидкой фазы («конденсат»), и вычисления отношения объема неводной части образца жидкой фазы к объему образца газовой фазы.
[00016] Как описано в настоящем документе, циклонная сепарация используется для разделения углеводородсодержащей текучей среды на образец газовой фазы и образец жидкой фазы. Разделение осуществляется в устройстве, обычно называемом циклонным сепаратором. Углеводородсодержащая текучая среда обычно подается в циклонный сепаратор в виде потока (например, непрерывного потока) из источника, такого как магистральный трубопровод или другой трубопровод, используемый для транспортировки углеводородсодержащей текучей среды. В некоторых случаях углеводородсодержащую текучую среду подают в циклонный сепаратор из контейнера с фиксированным объемом (например, пробоотборного цилиндра). Углеводородсодержащую текучую среду подают в циклонный сепаратор так, чтобы создать высокую скорость вращения образца по спирали в пределах внутренней камеры циклонного сепаратора. Угол, под которым текучая среда подается внутрь камеры, геометрия внутренней камеры и скорость поступления текучей среды могут быть выбраны таким образом, что углеводородсодержащая текучая среда разделяется на образец газовой фазы и образец жидкой фазы, при этом образец газовой фазы, мигрирует в направлении верхнего конца циклонного сепаратора, и образец жидкой фазы стекает в направлении нижнего конца циклонного сепаратора. Таким образом, процесс разделения сам по себе достигается в отсутствие фильтров и в отсутствие подачи электроэнергии.
[00017] На фиг.1 представлена аналитическая система 100 для оценки конденсатно-газового соотношения углеводородсодержащей текучей среды с помощью циклонной сепарации. Аналитическая система 100 включает в себя циклонный сепаратор 102, заключенный в корпус 104. Вход 106, выполненный с возможностью приема углеводородсодержащей текучей среды, соединен с циклонным сепаратором 102 с помощью трубопровода 108. В некоторых случаях датчик 110 давления соединен с трубопроводом 108. Циклонный сепаратор 102 обычно имеет цилиндрическую форму и определяет внутреннюю камеру 112. Продольная ось l проходит вдоль длины циклонного сепаратора 102, от первого конца 114 до второго конца 116. После разделения углеводородсодержащей текучей среды на образец газовой фазы и образец жидкой фазы в циклонном сепараторе 102 образец газовой фазы выходит из циклонного сепаратора через первый конец 114, и образец жидкой фазы выходит из циклонного сепаратора через второй конец 116. В некоторых случаях циклонный сепаратор 102 по меньшей мере частично покрыт оболочкой 118. Оболочка 118 может нагревать циклонный сепаратор 102, изолировать циклонный сепаратор, или и то и другое.
[00018] Приемный резервуар (емкость) 120 для сбора образца жидкой фазы из циклонного сепаратора 102 соединен со вторым концом 116 циклонного сепаратора с помощью трубопровода 122. Приемный резервуар 120 может содержать смотровое окно 124, через которое может быть видно содержимое приемного резервуара 120, включая границу раздела между водным образцом и неводным образцом образца жидкой фазы. В некоторых вариантах осуществления трубопровод 122 включает в себя сливной клапан 126. Аналитическая система 100 включает в себя камеру 128 вблизи приемного резервуара 120 и контровую подсветку 130 напротив камеры. Камера 128 может быть прибором с зарядовой связью, цифровой камерой, видеокамерой или тому подобным. В некоторых случаях камера 128 прикреплена к перемещающему устройству (устройствам) 132, дающему возможность перемещения в одном или более направлениях относительно приемного резервуара 120. В одном примере перемещающее устройство 132 включает шприцевой насос, функционально соединенный с камерой 128 и выполненный с возможностью перемещения камеры по высоте приемного резервуара 120. Перемещающее устройство (устройства) 132 может быть также выполнено с возможностью перемещения камеры 128 вдоль ширины или длины приемного резервуара 120. Приемный резервуар 120 дает возможность визуального определения объема, например, с помощью отметок на стенке приемного резервуара. Образец жидкой фазы, собранный в приемный резервуар 120, проходит через двусторонний селекторный клапан 134, который обеспечивает разделение жидкого потока на неводный образец и водный образец. Неводный образец подается в емкость 136 через дозировочный клапан 138, и водный образец подается в емкость 140 через дозировочный клапан 142.
[00019] Измеритель 144 расхода соединен с первым концом 114 циклонного сепаратора 102 с помощью трубопровода 146. Газ, проходящий через измеритель расхода 144, выходит из аналитической системы 100 через выход 148. В некоторых случаях регуляторный клапан 150 клапан регулирует расход образца газовой фазы в трубопроводе 146 к измерителю 144 расхода. Датчик 152 давления обычно соединен с трубопроводом 146. Трубопровод 146 соединен с регулятором 154 обратного давления, ведущим к газовому хроматографу 156. Датчик 158, который может быть датчиком влаги, температурным датчиком или и тем и другим, по отдельности или вместе, соединен с трубопроводом 146 между циклонным сепаратором 102 и регуляторным клапаном 150. Источник 160 калибровочного газа и источник 162 газа-носителя соединены с газовым хроматографом 156. Газ-носитель из источника 162 газа-носителя поступает в газовый хроматограф 156 через регулятор 164, выполненный с возможностью снижения давления от газа-носителя к газовому хроматографу. Газовый хроматограф 156 соединен с атмосферой через выпуск 166.
[00020] Газовый хроматограф 156 идентифицирует и определяет количества соединений от метана (C1) до пентана (C5), постоянных газов и совокупности гексанов плюс C6+ соединений в образце газовой фазы на основе элюирования пиков по сравнению со стандартом. Используемый в настоящем документе термин «постоянные газы» обычно относится к одному или нескольким неуглеводородным газам, таким как He, H2, N2, O2, CO2. В некоторых случаях только некоторые постоянные газы, такие как N2, O2 и CO2, могут быть определены. В одном примере газовым хроматографом 156 является Totalflow Model 8206, доступный от ABB (Цюрих, Швейцария).
[00021] Контроллер 168 выполнен с возможностью оценки конденсатно-газового соотношения углеводородсодержащей текучей среды, подаваемой в циклонный сепаратор 102. Контроллер функционально соединен с измерителем 144 расхода, сливным клапаном 126, двусторонним селекторным клапаном 134 и датчиками 110, 152 и 158. В некоторых случаях контроллер 168 соединен с оболочкой 118 (например, для регулирования нагревания или охлаждения циклонного сепаратора 102 с помощью оболочки). Контроллер 168 также соединен с пользовательским интерфейсом или вычислительным устройством 170, что позволяет осуществлять наблюдение, анализ и управление выходными данными аналитической системы 100. В некоторых случаях пользовательский интерфейс или вычислительное устройство 170 соединено с сетью, что позволяет удаленным вычислительным устройствам обмениваться данными и/или удаленно управлять аналитической системой 100. Пользовательский интерфейс или вычислительное устройство 170 также соединено с камерой 128, перемещающим устройством (устройствами) 132 и газовым хроматографом 156. В некоторых случаях пользовательский интерфейс или вычислительное устройство 170 соединено с портом USB, доступным снаружи корпуса 104 через камеру 172.
[00022] Корпус 104, как правило, имеет прямоугольную форму с размерами в диапазоне от 72 дюйм x 28 дюйм x 18 дюйм (180 см x 75 см x 50 см) до 84 дюйм x 40 дюйм х 30 дюйм (215 см х 100 см x 75 см). Компактные размеры аналитической системы являются предпочтительными в местах с ограниченным пространством, таких как морские скважинные сооружения. Аналитическая система 100 обычно включает отдельную камеру 172, соединяемую с корпусом 104, но изолированную от атмосферы внутри корпуса 104. Продувочный газ подается в регулятор 174 по трубопроводу 176 и поступает в корпус 104 по трубопроводу 178 для создания и поддержания избыточного давления в корпусе так, что атмосфера в корпусе не проникает в камеру, и так, что проникновение в корпус потенциально взрывоопасной атмосферы из окружающего воздуха затруднено. Регулятор 174 и другие компоненты, такие как порт USB и управляющие переключатели для двустороннего селекторного клапана 134, дозировочных клапанов 138 и 142 и регуляторного клапана 150 потока, доступны через дверцу 180, благодаря чему можно осуществлять доступ к этим компонентам при одновременном сохранении избыточного давления внутри корпуса 104. В некоторых случаях аналитическая система 100 включает в себя индикатор 182 продувки, который обеспечивает индикацию (например, активирует подсветку), когда в корпусе 104 существует избыточное давление.
[00023] На фиг.2 представлен вид в поперечном разрезе примера циклонного сепаратора 102. Длина циклонного сепаратора 102 вдоль продольной оси l обычно составляет менее 10 фут (2 м). В одном примере длина циклонного сепаратора 102 составляет от 1,5 фут (0,5 м) до 5 фут (1,5 м). Циклонный сепаратор 102 обычно изготовлен из нержавеющей стали, но может также включать и другие материалы, такие как обработанный алюминий.
[00024] Циклонный сепаратор 102 включает в себя первую камеру 202 у первого конца 114, вторую камеру 204 у второго конца 116, и третью камеру 206, расположенную между первой камерой и второй камерой. Первая камера 202 соединена с выходом 208 для газа, и вторая камера соединена с выходом 210 для жидкости. Третья камера 206 соединена со входом 212 для текучей среды. Первая камера 202, вторая камера 204 и третья камера 206 образуют внутреннюю камеру, выровненную вдоль продольной оси l.
[00025] Первая камера 202 ограничена цилиндрической секцией 214 и имеет круглое внутреннее поперечное сечение, продолжающееся в непосредственной близости от первого конца 114 циклонного сепаратора 102 до третьей камеры 206. Внутренний диаметр круглого внутреннего поперечного сечения обычно находится в диапазоне от 0,5 дюйм (1 см) до 6 дюйм (15 см). Концевая секция 216 соединяет цилиндрическую секцию 214 с выходом 208 для газа. Длина первой камеры 202 обычно находится в диапазоне от 3 дюйм (7 см) до 12 дюйм (30 см).
[00026] Вторая камера 204 ограничена цилиндрической секцией 218 и имеет круглое внутреннее поперечное сечение, продолжающееся от третьей камеры 206 ко второму концу 116 циклонного сепаратора 102. Диаметр круглого внутреннего поперечного сечения уменьшается от конца, примыкающего к третьей камере 206, в направлении второго конца 116 циклонного сепаратора 102. Концевая секция 220 соединяет цилиндрическую секцию 218 с выходом 210 для жидкости. В некоторых случаях фитинг 222 выходит из концевой секции 220. Длина второй камеры обычно находится в диапазоне от 5 дюйм (12 см) до 12 дюйм (30 см).
[00027] Третья камера 206 ограничена первой секцией 224, второй секцией 226 и третьей секцией 228, и продолжается от первой камеры 202 до второй камеры 204. Первая секция 224 и вторая секция 226 соединены с помощью соединителя 230, и вторая секция 226 и третья секция 228 соединены с помощью соединителя 232. Первая секция 224, вторая секция 226 и третья секция 228 обычно имеют цилиндрические внутренние стенки одинакового внутреннего диаметра. Внутренний диаметр третьей камеры 206 обычно находится в диапазоне от 0,5 дюйм (1 см) до 6 дюйм (15 см). Длина третьей камеры 206 обычно находится в диапазоне от 8 дюйм (20 см) до 20 дюйм (50 см).
[00028] Соединитель 230 создает область 234 улавливания между первой секцией 224 и второй секцией 226, и соединитель 232 создает область 236 улавливания между второй секцией 226 и третьей секцией 228. Каждая из областей 234 и 236 улавливания имеет внутренний диаметр, который превышает внутренний диаметр секций, с которыми они соединены. Фитинг 238 выходит из соединителя 230. Фитинг 238 обычно соединен с фитингом 222 во второй камере 204 посредством трубопровода, благодаря чему жидкость из области 234 улавливания течет к выходу 210 для жидкости. Аналогичный фитинг может выходить из соединителя 232 и соединяться с фитингом 222, благодаря чему жидкость из области 236 улавливания течет к выходу 210 для жидкости.
[00029] Третья секция 228 соединена со входом 212 для текучей среды. Вход 212 для текучей среды расположен под углом α относительно продольной оси l. Угол α обычно находится в диапазоне от 60° до 65°. Расположение и угол текучей среды 212 относительно третьей секции 228, а также скорость, с которой углеводородсодержащая текучая среда входит в циклонный сепаратор 102, влияют на начальный путь потока текучей среды в циклонном сепараторе и эффект сепарации.
[00030] Как показано на фиг.1 и фиг.2, аналитическая система 100 может использоваться для получения конденсатно-газового соотношения углеводородсодержащей текучей среды, поданной в аналитическую систему. Во-первых, углеводородсодержащая текучая среда подается ко входу 106. В одном примере углеводородсодержащая текучая среда поступает из системы добывающей скважины в аналитическую систему 100 через вход 106. Углеводородсодержащей текучей среде может быть предоставлена возможность поступать через вход 106 в течение заданного времени отбора образцов. Скорость потока углеводородсодержащей текучей среды может находиться в диапазоне от 1 фактического фут3/мин (0,03 м3/мин) до 100 фут3/мин (3 м3/мин), например, от 4 фактических фут3/мин (0,1 м3/мин) до 60 фактических фут3/мин (2 м3/мин). От входа 106 углеводородсодержащая текучая среда поступает в третью камеру 206 циклонного сепаратора 102. Углеводородсодержащая текучая среда обычно подается в третью камеру 206 со скоростью в диапазоне от 10 фут/с (3 м/с) до 40 фут/с (12 м/с). Вход 212 для текучей среды направляет углеводородсодержащую текучую среду в третью камеру 206 под углом, который обычно параллелен касательной к внутренней стенке третьей камеры. Текучая среда в циклонном сепараторе 102 циркулирует внутри сепаратора 102, заставляя перемещаться жидкую фазу к внутренним боковым стенкам и газовую фазу от внутренних боковых стенок. Образец жидкой фазы обычно движется в направлении к выпускному отверстию 210, и образец газовой фазы обычно движется в направлении к выходу 208. Области 234 и 236 улавливания замедляют достижение первой камеры 202 частями образца жидкой фазы.
[00031] Образец жидкой фазы проходит через выход 210 циклонного сепаратора 102 и далее в приемный резервуар 120 по трубопроводу 122. Образец газовой фазы проходит через выход 208 циклонного сепаратора 102 и трубопровод 146 для газа в газовый хроматограф 156 через регулятор 154 обратного давления. Часть образца газовой фазы, которая поступает в газовый хроматограф 156, обычно мала по сравнению со всем образцом газовой фазы, который проходит по трубопроводу 146. Регулятор 154 обратного давления обычно изменяет давление части образца газовой фазы, которая поступает в газовый хроматограф 156, исходя из требований к давлению газового хроматографа. Температура и влажность образца газовой фазы оцениваются датчиком 158. Часть образца газовой фазы, которая не подается в газовый хроматограф 156, выводится из аналитической системы через регуляторный клапан 150 и измеритель 144 расхода, который оценивает объем образца газовой фазы, не поданный в газовый хроматограф 156.
[00032] Газовый хроматограф 156 идентифицирует компоненты в образце газовой фазы на основе соотношения времени удерживания с известными стандартами. Соответственно, оценивается состав образца газовой фазы, в том числе относительные содержания постоянных (или неуглеводородных) газов, концентрация (или мол.%) газов С1-С5 и совокупная концентрация (или мол.%) газов C6+. Объем образца газовой фазы, определенный с помощью измерителя 144 расхода, корректируют для исправления различия между составом калибровочного газа измерителя расхода и составом образца газовой фазы, определенным с помощью газового хроматографа. Данная корректировка может включать, например, умножение оцененного объема образца газовой фазы на отношение плотности образца газовой фазы, определенной с помощью данных состава из газового хроматографа, к плотности калибровочного газа измерителя расхода. Скорректированный объем всего образца газовой фазы может быть дополнительно приведен в соответствие с объемом при стандартной температуре и давлении окружающей среды (т.е. при 60°F (15,5°C) и абсолютном давлении 14,696 фунт/кв.дюйм (101,325 кПа)). Объем части образца газовой фазы, подаваемой в газовый хроматограф 156, обычно пренебрежимо мал по сравнению с оцениваемым объемом. В некоторых случаях данные из измерителя 144 расхода и газового хроматографа 156 подаются в пользовательский интерфейс или вычислительное устройство 170 посредством контроллера 168 для вычисления скорректированного объема образца газовой фазы.
[00033] Образец жидкой фазы отбирают в приемный резервуар 120. Граница раздела между водным образцом и неводным образцом, как правило, видна через смотровое окно 124 в приемном резервуаре 120. В некоторых случаях контровая подсветка 130 обеспечивает возможность более легкого определения границы раздела между водным образцом и неводным образцом для приемного резервуара 120 и/или камеры 128. При закрытом селекторном клапане 134 камера 128 регистрирует местоположение границы раздела относительно шкалы в смотровом окне 124, а также общий объем жидкости в приемном резервуаре 120. Объем неводного образца оценивается с помощью вычисления разности между общим объемом и объемом, связанным с положением границы раздела между водным образцом и неводным образцом.
[00034] Селекторный клапан 134 работает таким образом, что водный образец собирается в емкости 140, и неводный образец собирается в емкости 136. Объем жидкой фазы вводится в пользовательский интерфейс или вычислительное устройство оператором, наблюдающим шкалу и смотровое окно 124 с помощью камеры 128. В некоторых случаях объем неводного образца может вводиться в пользовательский интерфейс или вычислительное устройство 170 автоматически (например, исходя из положения перемещающего устройства 132) с помощью контроллера 168. После того, как объем образца газовой фазы был скорректирован для состава и приведен к стандартным условиям, конденсатно-газовое соотношение углеводородсодержащей текучей среды рассчитывают с помощью деления объема неводного образца на скорректированный объем образца газовой фазы.
[00035] На фиг.3 представлена блок-схема, описывающая способ 300 оценки конденсатно-газового соотношения углеводородсодержащей текучей среды. В 302 углеводородсодержащая текучая среда непрерывно подается в циклонный сепаратор в течение заданного времени отбора образцов. Например, как показано на фиг.1 и фиг.2, углеводородсодержащая текучая среда может быть направлена из добычного трубопровода углеводородов ко входу 212 для текучей среды циклонного сепаратора 102.
[00036] В 304 углеводородсодержащую текучую среду разделяют на образец газовой фазы и образец жидкой фазы. Например, образец жидкой фазы проходит через выход 210 циклонного сепаратора 102 и далее в приемный резервуар 120 по трубопроводу 122. Образец газовой фазы проходит через выход 208 циклонного сепаратора 102 и трубопровод 146 в измеритель 144 расхода. В некоторых случаях регуляторный клапан 150 клапан регулирует расход образца газовой фазы в трубопроводе 146, который входит в измеритель 144 расхода.
[00037] В 306 образец жидкой фазы разделяется на водный образец и неводный образец. Например, уровень текучей среды в приемном резервуаре 120 может поддерживаться таким, что граница раздела между водным образцом и неводным образцом видима в смотровое окно 124.
[00038] В 308 оценивается объем неводного образца. Камера 128 может использоваться для определения местоположения границы раздела между водным образцом и неводным образцом, чтобы оценить объем неводного образца. В некоторых случаях контровая подсветка 130 обеспечивает возможность более легкого определения границы раздела между водным образцом и неводным образцом для приемного резервуара 120 и/или камеры 128. Оцененный объем неводного образца посылается в пользовательский интерфейс или вычислительное устройство 170, например, с помощью ввода оператором или с помощью контроллера 168.
[00039] Часть образца газовой фазы направляется в газовый хроматограф 156 через регулятор 154 обратного давления. Датчик 158 оценивает влагосодержание и температуру образца газовой фазы. Регулятор 154 обратного давления регулирует давление части образца газовой фазы, которая поступает в газовый хроматограф 156. Часть образца газовой фазы, которая поступает в газовый хроматограф 156, как правило, пренебрежимо мала по сравнению со всем образцом газовой фазы, который проходит по трубопроводу 146. В некоторых случаях, регулятор 154 обратного давления изменяет давление части газовой фазы, которая поступает в газовый хроматограф 156, исходя из требований к давлению газового хроматографа.
[00040] В 310 объем образца газовой фазы оценивается с помощью интегрирования выводимых данных из измерителя 144 расхода за время отбора образцов. Данный объем можно скорректировать на основе хроматографических данных из газового хроматографа 156. В одном примере рассчитывали плотность или вязкость образца газовой фазы, полученные на основе хроматографических данных, и отношение плотности или вязкости образца газовой фазы к плотности или вязкости калибровочного газа измерителя расхода. Данное отношение использовалось для корректировки объема образца газа, полученного из измерителя расхода. Скорректированный объем образца газовой фазы может быть послан в пользовательский интерфейс или вычислительное устройство 170 с помощью контроллера 168.
[00041] В 312 оценивается конденсатно-газовое соотношение углеводородсодержащей текучей среды. В одном примере пользовательский интерфейс или вычислительное устройство 170 выполнены с возможностью оценки отношения объема неводного образца (конденсат) к образцу газовой фазы путем деления объемов, полученных в 308 и 310.
[00042] Было описано несколько вариантов осуществления изобретения. Тем не менее, следует понимать, что различные изменения могут быть сделаны без отклонения от сущности и объема изобретения. Соответственно, другие варианты осуществления входят в объем нижеследующей формулы изобретения.
Claims (35)
1. Способ анализа углеводородсодержащей текучей среды, который включает:
подачу углеводородсодержащей текучей среды в циклонный сепаратор;
разделение углеводородсодержащей текучей среды на образец газовой фазы и образец жидкой фазы с помощью циклонного сепаратора;
разделение образца жидкой фазы на водный образец и неводный образец;
оценку объема образца газовой фазы, причем оценка объема образца газовой фазы включает регулировку объема образца газовой фазы на основе состава газа;
оценку объема неводного образца; и
оценку конденсатно-газового соотношения углеводородсодержащей текучей среды, причем конденсатно-газовое соотношение углеводородсодержащей текучей среды представляет собой отношение объема неводного образца к объему образца газовой фазы.
2. Способ по п.1, в котором оценка объема неводного образца включает установление положения границы раздела между водным образцом и неводным образцом.
3. Способ по п.1, дополнительно включающий отбор неводного образца в контейнер после оценки объема неводного образца.
4. Способ по п.1, дополнительно включающий оценку состава образца газовой фазы.
5. Способ по п.4, в котором оценка состава образца газовой фазы включает подачу части образца газовой фазы в газовый хроматограф.
6. Способ по п.5, в котором оценка состава образца газовой фазы с помощью газового хроматографа включает определение постоянных газов и C1-C5 соединений в образце газовой фазы.
7. Способ по п.5, дополнительно включающий в себя определение совокупности гексанов и C6+ соединений в образце газовой фазы.
8. Способ по п.1, дополнительно включающий оценку влагосодержания образца газовой фазы.
9. Способ по п.1, дополнительно включающий оценку температуры образца газовой фазы.
10. Способ по п.1, в котором углеводородсодержащую текучую среду направляют из добычного трубопровода углеводородов ко входу циклонного сепаратора.
11. Устройство для анализа углеводородсодержащей текучей среды, содержащее:
циклонный сепаратор, выполненный с возможностью разделения углеводородсодержащей текучей среды на образец газовой фазы и образец жидкой фазы;
измеритель расхода, выполненный с возможностью оценки объема образца газовой фазы из циклонного сепаратора;
приемный резервуар, выполненный с возможностью приема образца жидкой фазы из циклонного сепаратора, причем образец жидкой фазы содержит водный образец и неводный образец; и
контроллер, функционально соединенный с измерителем расхода и приемным резервуаром, причем контроллер выполнен с возможностью оценки конденсатно-газового соотношения углеводородсодержащей текучей среды, и конденсатно-газовое соотношение углеводородсодержащей текучей среды представляет собой отношение объема неводного образца к объему образца газовой фазы;
датчик влаги и температурный датчик, соединенные с возможностью обмена данными с контроллером и выполненные с возможностью оценки влажности и температуры, соответственно, образца газовой фазы.
12. Устройство по п.11, в котором циклонный сепаратор определяет циклонную камеру, имеющую продольную ось, и длина циклонного сепаратора вдоль продольной оси составляет до 2 м.
13. Устройство по п.12, в котором циклонная камера определяет вход для текучей среды, выход для газа и выход для жидкости.
14. Устройство по п.13, в котором диаметр выхода для жидкости находится в диапазоне от 1 см до 5 см.
15. Устройство по п.13, в котором циклонная камера содержит:
первую камеру, определяющую выход для газа;
вторую камеру, определяющую выход для жидкости; и
третью камеру между первой камерой и второй камерой, определяющую вход для текучей среды; и
причем первая камера, вторая камера и третья камера связаны по текучей среде и выровнены вдоль продольной оси.
16. Устройство по п.15, в котором внутренний диаметр второй камеры линейно уменьшается от диаметра третьей камеры до диаметра выхода для жидкости.
17. Устройство по п.15, в котором третья камера содержит одну или более областей улавливания, причем каждая область улавливания соединена по текучей среде с приемным резервуаром с помощью трубопровода.
18. Устройство по п.11, дополнительно содержащее газовый хроматограф, выполненный с возможностью приема части образца газовой фазы.
19. Устройство по п.11, дополнительно содержащее пользовательский интерфейс, соединенный с возможностью обмена данными с контроллером.
20. Устройство по п.11, в котором приемный резервуар содержит смотровое окно и также содержит камеру, выполненную с возможностью регистрации местоположения границы раздела между водным образцом и неводным образцом в смотровом окне.
Applications Claiming Priority (3)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| US14/258,976 US9863926B2 (en) | 2014-04-22 | 2014-04-22 | Condensate-gas ratios of hydrocarbon-containing fluids |
| US14/258,976 | 2014-04-22 | ||
| PCT/US2015/026838 WO2015164352A1 (en) | 2014-04-22 | 2015-04-21 | Condensate-gas ratios of hydrocarbon-containing fluids |
Publications (3)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2016145404A RU2016145404A (ru) | 2018-05-23 |
| RU2016145404A3 RU2016145404A3 (ru) | 2019-01-11 |
| RU2715724C2 true RU2715724C2 (ru) | 2020-03-03 |
Family
ID=53059439
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2016145404A RU2715724C2 (ru) | 2014-04-22 | 2015-04-21 | Конденсатно-газовые соотношения углеводородсодержащих текучих сред |
Country Status (7)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US9863926B2 (ru) |
| AU (1) | AU2015249934B2 (ru) |
| GB (1) | GB2548438B (ru) |
| MY (1) | MY184494A (ru) |
| NO (1) | NO20161824A1 (ru) |
| RU (1) | RU2715724C2 (ru) |
| WO (1) | WO2015164352A1 (ru) |
Families Citing this family (8)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US9431876B2 (en) | 2014-07-30 | 2016-08-30 | Sgs North America Inc. | Portable fluid driven generator for instrument use in hazardous environments |
| US10967316B2 (en) * | 2017-07-20 | 2021-04-06 | The University Of Tulsa | Compact gas-liquid filtration cyclone separation unit |
| US11247145B2 (en) | 2017-12-13 | 2022-02-15 | The University Of Tulsa | Gas—liquid flow splitting (GLFS) system |
| US11029304B2 (en) * | 2018-07-18 | 2021-06-08 | Halliburton Energy Services, Inc. | Water retort |
| US11833445B2 (en) | 2021-09-22 | 2023-12-05 | Saudi Arabian Oil Company | Method and device for separating and measuring multiphase immiscible fluid mixtures using an improved analytical cell |
| US11833449B2 (en) * | 2021-09-22 | 2023-12-05 | Saudi Arabian Oil Company | Method and device for separating and measuring multiphase immiscible fluid mixtures |
| US11761945B2 (en) | 2021-09-22 | 2023-09-19 | Saudi Arabian Oil Company | Water analysis unit of a system for separating and analyzing a multiphase immiscible fluid mixture and corresponding method |
| US11320347B1 (en) | 2021-11-08 | 2022-05-03 | En-Fab, Inc. | Portable, high temperature, heavy oil well test unit with automatic multi sampling system |
Citations (8)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| EP0024148A1 (en) * | 1979-08-09 | 1981-02-25 | The British Petroleum Company p.l.c. | Separator for oil, gas and water |
| US4501325A (en) * | 1981-09-25 | 1985-02-26 | Texaco Inc. | Method for predicting workovers and shut-ins from analyzing the annulus effluent of a well |
| US20030136185A1 (en) * | 1999-10-28 | 2003-07-24 | Dutton Robert E. | Multiphase flow measurement system |
| US20030168391A1 (en) * | 2000-05-17 | 2003-09-11 | Magnar Tveiten | Separating a stream containing a multi-phase mixture and comprising lighter and heavier density liquids and particles entrained therein |
| RU2304716C1 (ru) * | 2005-12-05 | 2007-08-20 | Открытое акционерное общество "Инженерно-производственная фирма СИБНЕФТЕАВТОМАТИКА" (ОАО ИПФ "СибНА") | Способ пофазного учета продукции газоконденсатной скважины и устройство для реализации этого способа |
| RU2356040C2 (ru) * | 2006-12-28 | 2009-05-20 | Центр Разработки Нефтедобывающего Оборудования (Црно) | Способ определения содержания воды в нефтеводогазовой смеси |
| RU2375696C2 (ru) * | 2005-06-29 | 2009-12-10 | Майкро Моушн, Инк. | Способ и устройство для определения плотности одного компонента в многокомпонентном потоке текучей среды |
| US8497309B2 (en) * | 2007-06-27 | 2013-07-30 | H R D Corporation | Gasification of carbonaceous materials and gas to liquid processes |
Family Cites Families (12)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3367850A (en) * | 1964-12-07 | 1968-02-06 | Exxon Research Engineering Co | Method and apparatus for determining moisture content of hydrocarbon fluids |
| US3257609A (en) * | 1965-03-24 | 1966-06-21 | Phillips Petroleum Co | Method and apparatus for analyzing water concentration in a hydrocarbon sample by electrolysis |
| US4621518A (en) * | 1985-06-21 | 1986-11-11 | The Dow Chemical Company | Analyzer for water in gases by accumulate-desorb-inject method |
| US4849107A (en) * | 1985-10-21 | 1989-07-18 | Thew Martin T | Cyclone separator |
| GB8610009D0 (en) * | 1986-04-24 | 1986-05-29 | Mozley Ltd Richard | Hydrocyclone |
| US6245955B1 (en) * | 1998-09-01 | 2001-06-12 | Shell Oil Company | Method for the sub-sea separation of hydrocarbon liquids from water and gases |
| US6401529B1 (en) | 2000-09-28 | 2002-06-11 | Halliburton Energy Services, Inc. | Apparatus and method for determining constituent composition of a produced fluid |
| GB2432425B (en) * | 2005-11-22 | 2008-01-09 | Schlumberger Holdings | Isokinetic sampling method and system for multiphase flow from subterranean wells |
| GB2453586B (en) * | 2007-10-12 | 2012-04-11 | Caltec Ltd | Apparatus for and method of separating multi-phase fluids |
| US8109334B2 (en) * | 2009-07-13 | 2012-02-07 | Schlumberger Technology Corporation | Sampling and evaluation of subterranean formation fluid |
| BR112012026947A2 (pt) * | 2010-04-27 | 2016-07-12 | Shell Int Research | sistema de produção e separação submarino, e, método de retroajustar um sistema de produção submarino |
| US20120155964A1 (en) * | 2010-06-25 | 2012-06-21 | George Carter | Universal Subsea Oil Containment System and Method |
-
2014
- 2014-04-22 US US14/258,976 patent/US9863926B2/en active Active
-
2015
- 2015-04-21 MY MYPI2016001893A patent/MY184494A/en unknown
- 2015-04-21 GB GB1618142.2A patent/GB2548438B/en active Active
- 2015-04-21 RU RU2016145404A patent/RU2715724C2/ru active
- 2015-04-21 AU AU2015249934A patent/AU2015249934B2/en not_active Ceased
- 2015-04-21 WO PCT/US2015/026838 patent/WO2015164352A1/en active Application Filing
-
2016
- 2016-11-18 NO NO20161824A patent/NO20161824A1/en unknown
Patent Citations (8)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| EP0024148A1 (en) * | 1979-08-09 | 1981-02-25 | The British Petroleum Company p.l.c. | Separator for oil, gas and water |
| US4501325A (en) * | 1981-09-25 | 1985-02-26 | Texaco Inc. | Method for predicting workovers and shut-ins from analyzing the annulus effluent of a well |
| US20030136185A1 (en) * | 1999-10-28 | 2003-07-24 | Dutton Robert E. | Multiphase flow measurement system |
| US20030168391A1 (en) * | 2000-05-17 | 2003-09-11 | Magnar Tveiten | Separating a stream containing a multi-phase mixture and comprising lighter and heavier density liquids and particles entrained therein |
| RU2375696C2 (ru) * | 2005-06-29 | 2009-12-10 | Майкро Моушн, Инк. | Способ и устройство для определения плотности одного компонента в многокомпонентном потоке текучей среды |
| RU2304716C1 (ru) * | 2005-12-05 | 2007-08-20 | Открытое акционерное общество "Инженерно-производственная фирма СИБНЕФТЕАВТОМАТИКА" (ОАО ИПФ "СибНА") | Способ пофазного учета продукции газоконденсатной скважины и устройство для реализации этого способа |
| RU2356040C2 (ru) * | 2006-12-28 | 2009-05-20 | Центр Разработки Нефтедобывающего Оборудования (Црно) | Способ определения содержания воды в нефтеводогазовой смеси |
| US8497309B2 (en) * | 2007-06-27 | 2013-07-30 | H R D Corporation | Gasification of carbonaceous materials and gas to liquid processes |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| US20150300997A1 (en) | 2015-10-22 |
| RU2016145404A (ru) | 2018-05-23 |
| NO20161824A1 (en) | 2016-11-18 |
| AU2015249934A1 (en) | 2016-11-10 |
| GB201618142D0 (en) | 2016-12-14 |
| AU2015249934B2 (en) | 2019-04-04 |
| GB2548438A (en) | 2017-09-20 |
| MY184494A (en) | 2021-04-01 |
| US9863926B2 (en) | 2018-01-09 |
| WO2015164352A1 (en) | 2015-10-29 |
| RU2016145404A3 (ru) | 2019-01-11 |
| GB2548438B (en) | 2020-12-23 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2715724C2 (ru) | Конденсатно-газовые соотношения углеводородсодержащих текучих сред | |
| US8606531B2 (en) | System and method for spot check analysis or spot sampling of a multiphase mixture flowing in a pipeline | |
| EP2596346B1 (en) | Automated analysis of pressurized reservoir fluids | |
| US8677814B2 (en) | Device for extracting at least one type of gas contained in a drilling mud, an analysis arrangement and a related extraction method | |
| EP2460017B1 (en) | Pvt analysis of pressurized fluids | |
| US8245572B2 (en) | System and method for analysis of well fluid samples | |
| RU2372602C2 (ru) | Устройство для отбора образцов текучей среды | |
| US7668688B2 (en) | System, program product, and related methods for estimating and managing crude gravity in real-time | |
| US20110185809A1 (en) | Universal flash system and apparatus for petroleum reservoir fluids study | |
| EP2702403B1 (en) | Analysis of pressurized reservoir fluids | |
| US20080257413A1 (en) | System, Program Product, and Related Methods for Global Targeting of Process Utilities Under Varying Conditions | |
| RU2555984C2 (ru) | Измерение потерь газа на системе поверхностной циркуляции буровой установки | |
| US10928261B2 (en) | System and method for analysing vapour pressure | |
| RU2644449C1 (ru) | Измеритель содержания дисперсной фазы в газовом потоке | |
| Flaten et al. | Tools for gas-condensate liquid management |