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1. (WO2018106265) PROCÉDÉ ET SYSTÈME DE SURVEILLANCE CONTINUE DE LA FRACTION D'EAU DANS UN FLUX DE PUITS DE PÉTROLE
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N° de publication : WO/2018/106265 N° de la demande internationale : PCT/US2016/066041
Date de publication : 14.06.2018 Date de dépôt international : 11.12.2016
CIB :
G01V 1/28 (2006.01)
G PHYSIQUE
01
MÉTROLOGIE; ESSAIS
V
GÉOPHYSIQUE; MESURE DE LA GRAVITATION; DÉTECTION DES MASSES OU OBJETS; MARQUES D'IDENTIFICATION
1
Séismologie; Prospection ou détection sismique ou acoustique
28
Traitement des données sismiques, p.ex. pour analyse, pour interprétation, pour correction
Déposants :
OREL, SERGEl [US/US]; US
Inventeurs :
RAHALIOU, Aleksander; BY
CHAKHOUSKI, Aliaksandr; BY
SOTTSAU, Aliaksei; BY
AKBASHEV, Ramir; RU
Mandataire :
ZALL, Michael, E.; US
Données relatives à la priorité :
15/373,46309.12.2016US
Titre (EN) METHOD AND SYSTEM FOR CONTINUOUS MONITORING OF THE WATER FRACTION IN AN OIL WELL STREAM
(FR) PROCÉDÉ ET SYSTÈME DE SURVEILLANCE CONTINUE DE LA FRACTION D'EAU DANS UN FLUX DE PUITS DE PÉTROLE
Abrégé :
(EN) A method, system and apparatus for continuously determining the watercut of production fluid flowing in a pipeline from an oil reservoir. The method includes providing an electrochemical impedance sensor at a fixed location in the pipeline for continuously measuring the impedance value of the flowing production fluid at such location. A sample of the production fluid is obtained from the pipeline to determine the watercut value of the sample. From such watercut values from the sample, a correlation formula is determined of the watercut value of the sample with the measured impedance value at the fixed location. Subsequently the continuously measured impedance values are inputted into the correlation formula to continuously calculate the watercut value of the flowing production fluid to thereby continuously determine the watercut of the flowing production fluid with the impedance sensor.
(FR) L'invention concerne un procédé, un système et un appareil permettant de déterminer en continu la teneur en eau d'un fluide de production s'écoulant dans un pipeline à partir d'un réservoir de pétrole. Le procédé consiste à disposer un capteur d'impédance électrochimique à une position fixe dans le pipeline de façon à mesurer en continu la valeur d'impédance du fluide de production s'écoulant à ladite position. Un échantillon du fluide de production est prélevé du pipeline pour déterminer la valeur de teneur en eau de l'échantillon. À partir desdites valeurs de teneur en eau de l'échantillon, il est procédé à une détermination d'une formule de corrélation de la valeur de teneur en eau de l'échantillon avec la valeur d'impédance mesurée à la position fixe. Les valeurs d'impédance mesurées en continu sont ultérieurement entrées dans la formule de corrélation de façon à calculer en continu la valeur de teneur en eau du fluide de production s'écoulant pour ainsi déterminer en continu, au moyen du capteur d'impédance, la teneur en eau du fluide de production s'écoulant.
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États désignés : AE, AG, AL, AM, AO, AT, AU, AZ, BA, BB, BG, BH, BN, BR, BW, BY, BZ, CA, CH, CL, CN, CO, CR, CU, CZ, DE, DJ, DK, DM, DO, DZ, EC, EE, EG, ES, FI, GB, GD, GE, GH, GM, GT, HN, HR, HU, ID, IL, IN, IR, IS, JP, KE, KG, KH, KN, KP, KR, KW, KZ, LA, LC, LK, LR, LS, LU, LY, MA, MD, ME, MG, MK, MN, MW, MX, MY, MZ, NA, NG, NI, NO, NZ, OM, PA, PE, PG, PH, PL, PT, QA, RO, RS, RU, RW, SA, SC, SD, SE, SG, SK, SL, SM, ST, SV, SY, TH, TJ, TM, TN, TR, TT, TZ, UA, UG, US, UZ, VC, VN, ZA, ZM, ZW
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Langue de publication : anglais (EN)
Langue de dépôt : anglais (EN)