RU2016123019A - Устройства и способы непосредственного измерения кориолиса в устье скважины - Google Patents
Устройства и способы непосредственного измерения кориолиса в устье скважины Download PDFInfo
- Publication number
- RU2016123019A RU2016123019A RU2016123019A RU2016123019A RU2016123019A RU 2016123019 A RU2016123019 A RU 2016123019A RU 2016123019 A RU2016123019 A RU 2016123019A RU 2016123019 A RU2016123019 A RU 2016123019A RU 2016123019 A RU2016123019 A RU 2016123019A
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- gas
- involved
- variable
- excitation
- threshold value
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims 27
- 238000005259 measurement Methods 0.000 title claims 8
- 230000005284 excitation Effects 0.000 claims 28
- 230000003321 amplification Effects 0.000 claims 18
- 238000003199 nucleic acid amplification method Methods 0.000 claims 18
- 230000000737 periodic effect Effects 0.000 claims 2
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 2
- 238000012935 Averaging Methods 0.000 claims 1
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims 1
- 230000001186 cumulative effect Effects 0.000 claims 1
- 238000001514 detection method Methods 0.000 claims 1
- 230000010355 oscillation Effects 0.000 claims 1
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
-
- 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
- E21B47/113—Locating fluid leaks, intrusions or movements using electrical indications; using light radiations
-
- 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
- G01F1/78—Direct mass flowmeters
- G01F1/80—Direct mass flowmeters operating by measuring pressure, force, momentum, or frequency of a fluid flow to which a rotational movement has been imparted
- G01F1/84—Coriolis or gyroscopic mass flowmeters
- G01F1/8409—Coriolis or gyroscopic mass flowmeters constructional details
- G01F1/8436—Coriolis or gyroscopic mass flowmeters constructional details signal processing
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01F—MEASURING VOLUME, VOLUME FLOW, MASS FLOW OR LIQUID LEVEL; METERING BY VOLUME
- G01F1/00—Measuring the volume flow or mass flow of fluid or fluent solid material wherein the fluid passes through a meter in a continuous flow
- G01F1/76—Devices for measuring mass flow of a fluid or a fluent solid material
- G01F1/78—Direct mass flowmeters
- G01F1/80—Direct mass flowmeters operating by measuring pressure, force, momentum, or frequency of a fluid flow to which a rotational movement has been imparted
- G01F1/84—Coriolis or gyroscopic mass flowmeters
- G01F1/845—Coriolis or gyroscopic mass flowmeters arrangements of measuring means, e.g., of measuring conduits
- G01F1/8468—Coriolis or gyroscopic mass flowmeters arrangements of measuring means, e.g., of measuring conduits vibrating measuring conduits
- G01F1/8472—Coriolis or gyroscopic mass flowmeters arrangements of measuring means, e.g., of measuring conduits vibrating measuring conduits having curved measuring conduits, i.e. whereby the measuring conduits' curved center line lies within a plane
- G01F1/8477—Coriolis or gyroscopic mass flowmeters arrangements of measuring means, e.g., of measuring conduits vibrating measuring conduits having curved measuring conduits, i.e. whereby the measuring conduits' curved center line lies within a plane with multiple measuring conduits
-
- 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
- G01F15/08—Air or gas separators in combination with liquid meters; Liquid separators in combination with gas-meters
Landscapes
- Physics & Mathematics (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- General Physics & Mathematics (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Geophysics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Signal Processing (AREA)
- Measuring Volume Flow (AREA)
- Emergency Alarm Devices (AREA)
Claims (51)
1. Способ непосредственного измерения в устье скважины по меньшей мере одной скважины, содержащий этапы, на которых
определяют опасность вовлеченного газа по меньшей мере у одной скважины, причем опасность вовлеченного газа основывается на количестве вовлеченного газа, превышающем определенную пороговую величину усиления возбуждения;
выводят по меньшей мере одну переменную на основе определенной опасности вовлеченного газа; и
выводят соответствующий индикатор достоверности, коррелирующий по меньшей мере с одной переменной.
2. Способ по п.1, в котором по меньшей мере одна переменная включает в себя по меньшей мере одно из: переменных потока, диагностической информации и предупреждений пользователя.
3. Способ по п.2, в котором переменные потока включают в себя по меньшей мере одно из: массового расхода, объемного расхода, плотности, содержания воды и нетто-объема добычи нефти.
4. Способ по п.2, в котором диагностическая информация включает в себя по меньшей мере одно из: температуры; обнаружения многофазных состояний; продолжительностей времени в интервалах времени измерения, где вовлеченный газ превышает определенную пороговую величину усиления возбуждения; и информации о многофазных состояниях, причем информация о многофазных состояниях включает в себя по меньшей мере одно из: газовой фракции, постоянного вовлечения и перемежающегося вовлечения газа.
5. Способ по п.1, в котором этап, на котором выводят по меньшей мере одну переменную, включает в себя этап, на котором непрерывно усредняют по меньшей мере одну переменную по заранее установленному интервалу времени и выводят соответствующее одно усредненное значение данных по меньшей мере у одной переменной.
6. Способ по п.5, в котором заранее установленный интервал времени определяется одним из пользователя и состояний потока, причем состояния потока включают в себя одно из периодического перемежающегося и постоянного вовлечения.
7. Способ по п.5, в котором заранее установленный интервал времени является одним из равномерного и неравномерного по длительности.
8. Способ по п.5, в котором по меньшей мере одна непрерывно усредненная переменная включает в себя по меньшей мере одно из: переменных потока, диагностической информации и предупреждений пользователя, если опасность вовлеченного газа ниже определенной пороговой величины усиления возбуждения.
9. Способ по п.5, в котором по меньшей мере одна непрерывно усредненная переменная включает в себя по меньшей мере одно из: диагностической информации и предупреждений пользователя, если опасность вовлеченного газа выше определенной пороговой величины усиления возбуждения.
10. Способ по п.1, в котором этап, на котором выводят по меньшей мере одну переменную, включает в себя этап, на котором выводят по меньшей мере одну мгновенную переменную в заранее установленные и равномерные интервалы времени.
11. Способ по п.10, в котором вывод по меньшей мере одной мгновенной переменной включает в себя по меньшей мере одно из: переменных потока, диагностической информации и предупреждений пользователя, если опасность вовлеченного газа ниже определенной пороговой величины усиления возбуждения.
12. Способ по п.10, в котором вывод по меньшей мере одной мгновенной переменной включает в себя по меньшей мере одно из: диагностической информации и предупреждений пользователя, если опасность вовлеченного газа выше определенной пороговой величины усиления возбуждения.
13. Способ по п.12, в котором этап, на котором выводят по меньшей мере одну мгновенную переменную, дополнительно включает в себя этап, на котором сохраняют последнее значение данных у переменных потока и выводят хранимое последнее значение данных, коррелирующее с заранее установленными и равномерными интервалами времени.
14. Способ по п.1, в котором соответствующий индикатор достоверности основывается на продолжительности времени в интервале времени измерения, где обнаруживается вовлечение газа.
15. Способ по п.1, в котором соответствующий индикатор достоверности основывается на вычисленном сравнении части одного из массового или объемного расхода, возникающего при вовлечении газа, и одного из общего массового и общего объемного расхода в течение интервала времени измерения.
16. Способ по п.1, в котором соответствующий индикатор достоверности основывается на вычислении состояний потока, причем состояния потока включают в себя одно из периодического перемежающегося и постоянного вовлечения.
17. Способ по п.5, в котором соответствующий индикатор достоверности основывается по меньшей мере на одном из: массовой доли в течение заранее установленного интервала времени, где опасность вовлеченного газа выше определенной пороговой величины усиления возбуждения, доли времени, где опасность вовлеченного газа выше определенной пороговой величины усиления возбуждения, и общего объемного расхода.
18. Способ по п.10, в котором соответствующий индикатор достоверности основывается по меньшей мере на одном из: совокупного скользящего среднего доли времени, когда опасность вовлеченного газа выше определенной пороговой величины усиления возбуждения, доли массового расхода, где опасность вовлеченного газа выше определенной пороговой величины усиления возбуждения, количества продолжительностей времени, где опасность вовлеченного газа ниже определенной пороговой величины усиления возбуждения, и общего объемного расхода.
19. Способ по п.1, в котором по меньшей мере одна скважина включает в себя электрические погружные насосы.
20. Способ по п.1, в котором этап, на котором определяют пороговую величину усиления возбуждения, включает в себя этап, на котором определяют, включают ли состояния потока по меньшей мере одно из: газовой фракции, постоянного вовлечения и перемежающегося вовлечения газа.
21. Способ по п.1, в котором этап, на котором определяют пороговую величину усиления возбуждения, включает в себя этапы, на которых
сохраняют по меньшей мере одно из заводских базовых значений усиления возбуждения, заданных во время калибровки измерителя;
вычисляют по меньшей мере один период времени, где измеренное усиление возбуждения низкое и устойчивое; и
задают пороговую величину усиления возбуждения на основе измеренного усиления возбуждения, коррелирующего по меньшей мере с одним из интервалов времени.
22. Способ по п.21, включающий в себя этап, на котором
корректируют пороговую величину усиления возбуждения на основе измеренного содержания воды и увеличений вязкости.
23. Способ непосредственного измерения в устье скважины по меньшей мере одной скважины, содержащий этапы, на которых
определяют опасность вовлеченного газа по меньшей мере у одной скважины, где опасность вовлеченного газа основывается на количестве вовлеченного газа, превышающем определенную пороговую величину усиления возбуждения; и
выводят по меньшей мере одну переменную на основе определенной опасности вовлеченного газа, в котором этап, на котором выводят по меньшей мере одну переменную, включает в себя этап, на котором непрерывно усредняют по меньшей мере одну переменную по заранее установленному интервалу времени и выводят соответствующее одно усредненное значение данных по меньшей мере у одной переменной.
24. Способ для непосредственного измерения в устье скважины по меньшей мере одной скважины, содержащий этапы, на которых
определяют опасность вовлеченного газа по меньшей мере у одной скважины, где опасность вовлеченного газа основывается на количестве вовлеченного газа, превышающем определенную пороговую величину усиления возбуждения; и
выводят по меньшей мере одну переменную на основе определенной опасности вовлеченного газа, в котором этап, на котором выводят по меньшей мере одну переменную, включает в себя этап, на котором выводят по меньшей мере одну мгновенную переменную в заранее установленные и равномерные интервалы времени.
25. Способ для непосредственного измерения в устье скважины по меньшей мере одной скважины, содержащий этапы, на которых
определяют опасность вовлеченного газа по меньшей мере у одной скважины, где опасность вовлеченного газа основывается на количестве вовлеченного газа, превышающем определенную пороговую величину усиления возбуждения, и в котором этап, на котором определяют пороговую величину усиления возбуждения, включает в себя этапы, на которых
сохраняют по меньшей мере одно из заводских базовых значений усиления возбуждения, заданных во время калибровки измерителя;
вычисляют по меньшей мере один период времени, где измеренное усиление возбуждения низкое и устойчивое; и
задают пороговую величину усиления возбуждения на основе измеренного усиления возбуждения, коррелирующего по меньшей мере с одним из интервалов времени; и
выводят по меньшей мере одну переменную на основе определенной опасности вовлеченного газа.
26. Электроника (20) измерителя для устройства (5) непосредственного измерения в устье скважины, причем электроника (20) измерителя содержит интерфейс (201), сконфигурированный для осуществления связи с расходомером в сборе в устройстве (5) непосредственного измерения в устье скважины и приема ответных колебаний, и систему (203) обработки, соединенную с интерфейсом (201) и сконфигурированную для:
определения опасности вовлеченного газа по меньшей мере у одной скважины, где опасность вовлеченного газа основывается на количестве вовлеченного газа, превышающем определенную пороговую величину усиления возбуждения;
вывода по меньшей мере одной переменной на основе определенной опасности вовлеченного газа; и
вывода соответствующего индикатора достоверности, коррелирующего по меньшей мере с одной переменной.
27. Устройство (5) непосредственного измерения Кориолиса в устье скважины, содержащее
расходомер (10) в сборе для формирования ответных колебаний; и
электронику (20) измерителя, подключенную к расходомеру в сборе, сконфигурированную для приема и обработки ответных колебаний, чтобы сформировать по меньшей мере одну переменную; причем электроника измерителя дополнительно сконфигурирована для
определения опасности вовлеченного газа по меньшей мере у одной скважины, где опасность вовлеченного газа основывается на количестве вовлеченного газа, превышающем определенную пороговую величину усиления возбуждения;
вывода по меньшей мере одной переменной на основе определенной опасности вовлеченного газа; и
вывода соответствующего индикатора достоверности, коррелирующего по меньшей мере с одной переменной.
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| PCT/US2013/070179 WO2015073013A1 (en) | 2013-11-14 | 2013-11-14 | Coriolis direct wellhead measurement devices and methods |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2016123019A true RU2016123019A (ru) | 2017-12-19 |
| RU2655022C1 RU2655022C1 (ru) | 2018-05-23 |
Family
ID=49667624
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2016123019A RU2655022C1 (ru) | 2013-11-14 | 2013-11-14 | Устройства и способы непосредственного измерения кориолиса в устье скважины |
Country Status (12)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US10900348B2 (ru) |
| EP (1) | EP3069108B1 (ru) |
| JP (1) | JP6300924B2 (ru) |
| KR (1) | KR101889831B1 (ru) |
| CN (2) | CN105705911A (ru) |
| AR (1) | AR098380A1 (ru) |
| AU (1) | AU2013405149B2 (ru) |
| BR (1) | BR112016010314B1 (ru) |
| CA (1) | CA2930519C (ru) |
| MX (1) | MX386455B (ru) |
| RU (1) | RU2655022C1 (ru) |
| WO (1) | WO2015073013A1 (ru) |
Families Citing this family (13)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| MX2017010769A (es) * | 2015-03-04 | 2017-12-04 | Micro Motion Inc | Dispositivos y metodos de determinacion de confianza de mediciones de caudalimetros. |
| US10180056B2 (en) * | 2015-10-29 | 2019-01-15 | Rockwell Automation Asia Pacific Business Center Pte. Ltd. | Systems and methods for acquiring generating watercut and bottleneck notifications at a well site |
| US10876874B2 (en) * | 2016-01-13 | 2020-12-29 | Micro Motion, Inc. | Multi-phase coriolis measurement device and method |
| BR112019003526A2 (pt) * | 2016-09-27 | 2019-05-21 | Halliburton Energy Services Inc | método e coluna de completação |
| GB2558872A (en) | 2016-11-11 | 2018-07-25 | Schlumberger Technology Bv | Downhole tool for measuring fluid flow |
| JP7026204B2 (ja) * | 2017-08-08 | 2022-02-25 | マイクロ モーション インコーポレイテッド | 流量計を動作させるための方法、および、プロセス流体を受け取るように構成された流量計の計器エレクトロニクス |
| JP6740989B2 (ja) * | 2017-10-10 | 2020-08-19 | 横河電機株式会社 | 流量演算装置 |
| WO2019164512A1 (en) * | 2018-02-23 | 2019-08-29 | Micro Motion, Inc. | Dissolution monitoring method and apparatus |
| US11441988B2 (en) * | 2018-04-09 | 2022-09-13 | Micro Motion, Inc. | Flowmeter phase fraction and concentration measurement adjustment method and apparatus |
| CN112368553B (zh) * | 2018-07-11 | 2024-08-27 | 高准公司 | 确定总校准时间的方法 |
| CN112840181B (zh) * | 2018-10-29 | 2023-12-19 | 恩德斯+豪斯流量技术股份有限公司 | 校正科里奥利测量设备测量值的方法及科里奥利测量设备 |
| WO2021031217A1 (zh) * | 2019-08-22 | 2021-02-25 | 无锡洋湃科技有限公司 | 一种基于科氏力质量流量计的湿气流量计量方法及其装置 |
| EP4034844B1 (en) * | 2019-09-25 | 2025-11-19 | Micro Motion, Inc. | Notification of events and apportioning of process data in a meter |
Family Cites Families (34)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US5594180A (en) * | 1994-08-12 | 1997-01-14 | Micro Motion, Inc. | Method and apparatus for fault detection and correction in Coriolis effect mass flowmeters |
| US8290721B2 (en) * | 1996-03-28 | 2012-10-16 | Rosemount Inc. | Flow measurement diagnostics |
| US6311136B1 (en) * | 1997-11-26 | 2001-10-30 | Invensys Systems, Inc. | Digital flowmeter |
| US6327914B1 (en) * | 1998-09-30 | 2001-12-11 | Micro Motion, Inc. | Correction of coriolis flowmeter measurements due to multiphase flows |
| US6347293B1 (en) * | 1999-07-09 | 2002-02-12 | Micro Motion, Inc. | Self-characterizing vibrating conduit parameter sensors and methods of operation therefor |
| US6318156B1 (en) * | 1999-10-28 | 2001-11-20 | Micro Motion, Inc. | Multiphase flow measurement system |
| DE01918944T1 (de) * | 2000-03-23 | 2004-10-21 | Invensys Systems, Inc., Foxboro | Korrektur für eine zweiphasenströmung in einem digitalen durchflussmesser |
| US6910366B2 (en) * | 2001-08-24 | 2005-06-28 | Endress + Hauser Flowtec Ag | Viscometer |
| US6772036B2 (en) * | 2001-08-30 | 2004-08-03 | Fisher-Rosemount Systems, Inc. | Control system using process model |
| US7188534B2 (en) * | 2003-02-10 | 2007-03-13 | Invensys Systems, Inc. | Multi-phase coriolis flowmeter |
| US7059199B2 (en) * | 2003-02-10 | 2006-06-13 | Invensys Systems, Inc. | Multiphase Coriolis flowmeter |
| RU2349881C2 (ru) * | 2004-06-22 | 2009-03-20 | Майкро Моушн, Инк. | Электронный блок измерителя и способ для обнаружения остаточного вещества в расходомерном устройстве |
| US7389687B2 (en) * | 2004-11-05 | 2008-06-24 | Cidra Corporation | System for measuring a parameter of an aerated multi-phase mixture flowing in a pipe |
| JP4831784B2 (ja) * | 2005-03-29 | 2011-12-07 | マイクロ・モーション・インコーポレーテッド | コリオリ流量計、及び、流れ特性を決定するための方法 |
| RU2371677C2 (ru) * | 2005-03-29 | 2009-10-27 | Майкро Моушн, Инк. | Измерительное электронное устройство и способ для определения жидкой фракции потока в материале газового потока |
| US20060247869A1 (en) * | 2005-04-26 | 2006-11-02 | Lucero Guillermo A | Multiphase flow meter and data system |
| US7376521B2 (en) * | 2006-02-22 | 2008-05-20 | Fmc Technologies, Inc. | Flow computer with networked I/O modules |
| US7716994B2 (en) * | 2006-05-08 | 2010-05-18 | Invensys Systems, Inc. | Single and multiphase fluid measurements using a Coriolis meter and a differential pressure flowmeter |
| US7617055B2 (en) * | 2006-08-28 | 2009-11-10 | Invensys Systems, Inc. | Wet gas measurement |
| CN101516590A (zh) * | 2006-09-25 | 2009-08-26 | 巴斯夫欧洲公司 | 连续生产吸水性聚合物颗粒的方法 |
| US8855948B2 (en) * | 2007-04-20 | 2014-10-07 | Invensys Systems, Inc. | Wet gas measurement |
| BRPI0721623B1 (pt) * | 2007-05-03 | 2018-05-08 | Micro Motion Inc | medidor de fluxo vibratório, e, método de corrigir uma fase arrastada em um fluxo em duas fases de duas fases de um material fluido em um medidor de fluxo vibratório |
| KR101201391B1 (ko) * | 2007-07-30 | 2012-11-20 | 마이크로 모우션, 인코포레이티드 | 삼상 유동의 유동 특성을 측정하기 위한 진동 유량계 시스템 및 방법 |
| US8589091B2 (en) * | 2008-02-11 | 2013-11-19 | Micro Motion, Inc. | System, method, and computer program product for detecting a process disturbance in a vibrating flow device |
| GB0905375D0 (en) * | 2009-03-28 | 2009-05-13 | Univ Cranfield | Method, controller and system for controlling the slug flow of a multiphase fluid |
| WO2011008308A1 (en) * | 2009-07-13 | 2011-01-20 | Micro Motion, Inc. | Meter electronics and fluid quantification method for a fluid being transferred |
| JP4962804B2 (ja) * | 2009-07-16 | 2012-06-27 | 横河電機株式会社 | コリオリ流量計 |
| RU2541376C2 (ru) * | 2010-08-24 | 2015-02-10 | Инвенсис Системз, Инк. | Мультифазное измерение |
| US9207670B2 (en) * | 2011-03-21 | 2015-12-08 | Rosemount Inc. | Degrading sensor detection implemented within a transmitter |
| CN103765171B (zh) * | 2011-06-08 | 2016-09-14 | 微动公司 | 用于通过振动计来确定和控制流体静压的方法和设备 |
| US9856731B2 (en) * | 2013-02-13 | 2018-01-02 | Phase Dynamics, Inc. | Apparatus and method for wellhead testing |
| US9895630B2 (en) * | 2014-06-26 | 2018-02-20 | Valin Corporation | Allocation measurement systems and methods |
| US9778091B2 (en) * | 2014-09-29 | 2017-10-03 | Schlumberger Technology Corporation | Systems and methods for analyzing fluid from a separator |
| US20160333685A1 (en) * | 2015-05-16 | 2016-11-17 | Phase Dynamics, Inc. | Apparatuses and Methods for Detecting Faults in Pipeline Infrastructure Using Well Measurement Data |
-
2013
- 2013-11-14 US US15/030,426 patent/US10900348B2/en active Active
- 2013-11-14 KR KR1020167015692A patent/KR101889831B1/ko active Active
- 2013-11-14 CN CN201380080913.2A patent/CN105705911A/zh active Pending
- 2013-11-14 CN CN202211134970.1A patent/CN115435857A/zh active Pending
- 2013-11-14 AU AU2013405149A patent/AU2013405149B2/en active Active
- 2013-11-14 JP JP2016531689A patent/JP6300924B2/ja active Active
- 2013-11-14 CA CA2930519A patent/CA2930519C/en active Active
- 2013-11-14 WO PCT/US2013/070179 patent/WO2015073013A1/en not_active Ceased
- 2013-11-14 EP EP13795970.6A patent/EP3069108B1/en active Active
- 2013-11-14 BR BR112016010314-9A patent/BR112016010314B1/pt active IP Right Grant
- 2013-11-14 MX MX2016005384A patent/MX386455B/es unknown
- 2013-11-14 RU RU2016123019A patent/RU2655022C1/ru active
-
2014
- 2014-11-11 AR ARP140104236A patent/AR098380A1/es active IP Right Grant
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| BR112016010314B1 (pt) | 2020-12-08 |
| AU2013405149B2 (en) | 2017-03-09 |
| JP6300924B2 (ja) | 2018-03-28 |
| MX2016005384A (es) | 2016-08-11 |
| CN105705911A (zh) | 2016-06-22 |
| KR20160083951A (ko) | 2016-07-12 |
| EP3069108B1 (en) | 2022-10-05 |
| CA2930519A1 (en) | 2015-05-21 |
| RU2655022C1 (ru) | 2018-05-23 |
| MX386455B (es) | 2025-03-18 |
| US10900348B2 (en) | 2021-01-26 |
| CN115435857A (zh) | 2022-12-06 |
| JP2016540976A (ja) | 2016-12-28 |
| EP3069108A1 (en) | 2016-09-21 |
| CA2930519C (en) | 2020-07-07 |
| KR101889831B1 (ko) | 2018-08-21 |
| AR098380A1 (es) | 2016-05-26 |
| AU2013405149A1 (en) | 2016-05-19 |
| WO2015073013A1 (en) | 2015-05-21 |
| US20160245074A1 (en) | 2016-08-25 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2016123019A (ru) | Устройства и способы непосредственного измерения кориолиса в устье скважины | |
| US12123303B2 (en) | Method and system for determining the flow rates of multiphase and/or multi-component fluid produced from an oil and gas well | |
| RU2015106923A (ru) | Определение характеристики текучей среды для многокомпонентной текучей среды с сжимаемыми и несжимаемыми компонентами | |
| RU2017132839A (ru) | Устройства и способы определения степени достоверности измерений расходомера | |
| RU2017115034A (ru) | Способ и устройство для контроля, анализа и сообщения информации о количестве жидкости в резервуаре | |
| RU2012104852A (ru) | Электронный измеритель и способ количественного анализа перекачиваемого флюида | |
| MX388327B (es) | Dispositivo y metodo de medicion de coriolis de fases multiples. | |
| RU2013156813A (ru) | Система и способ для предотвращения неверных измерений потока в вибрационном расходомере | |
| RU2018116575A (ru) | Оценка расхода в насосе | |
| MX364857B (es) | Dispositivos y metodos de determinacion de umbral de coriolis. | |
| CN114777884B (zh) | 流量计校准方法及装置、电子设备、存储介质 | |
| US20180356275A1 (en) | Calibration apparatus and sensitivity determining module for virturl flow meter and associated method | |
| NZ630410A (en) | Apparatus and method for determining a non-condensable gas parameter | |
| WO2016053108A1 (en) | Estimating cuttings removal | |
| KR102401189B1 (ko) | 환기율 계산 장치 및 방법 | |
| MX2017012417A (es) | Deteccion de una medicion inexacta del caudal por un medidor vibratorio. | |
| EA020663B1 (ru) | Способ измерения дебита нефтяных скважин | |
| US11860149B2 (en) | Systems and methods for dynamic real-time water-cut monitoring | |
| RU2566419C1 (ru) | Способ определения расхода воды | |
| RU2610548C1 (ru) | Способ определения расходов фаз двухфазной смеси в трубопроводе | |
| RU2015156319A (ru) | Определение степени тепловой обработки жидкого продукта | |
| RU2012104359A (ru) | Способ и система оценки качества цементажа в процессе закачки | |
| MX2014009809A (es) | Aparato y metodo para cuantificar y almacenar un liquido infiltrado en el suelo y transmitir sus mediciones a traves de internet. | |
| HK1226136A1 (zh) | 科里奧利直接井口測量設備和方法 |