BR112018006809B1

BR112018006809B1 - Estimação de taxa de fluxo em uma bomba

Info

Publication number: BR112018006809B1
Application number: BR112018006809-8A
Authority: BR
Inventors: Kjetil Fjalestad; Dinesh KRISHNAMOORTHY
Original assignee: Statoil Petroleum As
Priority date: 2015-10-05
Filing date: 2016-10-05
Publication date: 2021-11-16
Also published as: NO20180572A1; RU2018116575A3; US20220373376A1; AU2016335457A1; MX2018004194A; RU2737055C2; GB201517537D0; NO346114B1; US11428560B2; GB2543048A; WO2017061873A1; BR112018006809A2; US20180252566A1; GB2543048B; AU2016335457B2; CA3001234A1; RU2018116575A

Abstract

estimação de taxa de fluxo em uma bomba. trata-se de um método para determinar uma taxa de fluxo estimada de fluxo de fluido em uma bomba que compreende: obter medições da pressão e da temperatura de fluido na admissão da bomba, da pressão e da temperatura do fluido na descarga da bomba, e da potência elétrica suprida para a bomba; determinar valores que representam a densidade do fluido e a capacidade de calor específica do fluido, ou a entalpia de fluido específica com base em medições e/ou dados de histórico; e calcular uma eficiência estimada da bomba e uma taxa de fluxo estimada do fluido com base na potência elétrica medida, nas temperaturas medidas, nas pressões medidas, no valor determinado para densidade e no valor determinado para capacidade de calor específica ou no valor determinado para entalpia de fluido específica.

Description

[0001] A invenção se refere a um método e um aparelho para estimar a taxa de fluxo de fluxo de fluido em uma bomba, como uma bomba centrífuga para fluxos multifásicos como fluxos de petróleo e gás. A invenção pode ser usada para avaliar a taxa de fluxo para vários fluidos, vantajosamente incluindo fluidos com frações de fase/componentes de fluido ou viscosidade variável.

[0002] É benéfico ter capacidade para determinar a taxa de fluxo de fluidos em qualquer sistema de transporte e/ou processamento de fluido. Por exemplo, na indústria de petróleo, é importante mediar as taxas de fluxo de fluidos produzidos por poços de gás e petróleo. Várias bombas são usadas na condução de fluidos para sistemas de transporte e/ou processamento de fluido, como sistemas de poço de petróleo, e pode ser importante o conhecimento das taxas de fluxo através das várias bombas, porém é difícil determinar especialmente quando há um fluido multifásico, e frações de fase de fluido comprimível, e/ou um fluido com uma ou mais propriedades que são difíceis de determinar.

[0003] Há vários exemplos na técnica anterior referentes à determinação de taxas de fluxo com base em parâmetros de bomba e a fazer uso da capacidade de medir a potência elétrica suprida para a bomba a fim de derivar as informações referentes às condições de operação de bomba, mesmo quando a bomba está em uma localização remota ou inacessível. Por exemplo, o documento US 2013/317762 revela um método para determinar taxas de fluxo para um poço equipado com uma bomba submersível elétrica (ESP). A potência elétrica é aplicada a uma ESP e controlada com aparelho de comando de superfície. Um processador recebe pressões de admissão e descarga de um único calibre ou dois calibres instalados no poço. O processador recebe uma tensão e uma corrente. O processador recebe adicionalmente pelo menos um valor estático. O processador calcula uma eficiência para a razão de taxa de fluxo pela aplicação da corrente e tensão recebidas e uma equação de equilíbrio de potência. O processador obtém uma taxa de fluxo não dimensional pela aplicação da eficiência calculada para a razão de taxa de fluxo e os dados estáticos. O processador calcula a taxa de fluxo da taxa de fluxo não dimensional. O processador cria um logaritmo de taxas de fluxo calculadas.

[0004] O documento US 2015/211906 revela um outro método para detectar a taxa de fluxo de uma bomba centrífuga como uma ESP. O método envolve determinar a velocidade de rotação da bomba ou do motor que aciona a bomba, uma variável hidráulica da bomba, tipicamente a pressão de entrega e uma variável elétrica do motor de acionamento, por exemplo, a potência elétrica. A taxa de fluxo é avaliada por meio dessas variáveis. Para isso, as variáveis dependentes da taxa de fluxo são determinadas por meio de uma combinação matemática de termos de equações que descrevem relações físicas da bomba e motor de acionamento, em que um termo contém a velocidade de rotação da bomba e uma variável hidráulica da bomba e um outro termo contém uma variável elétrica ou mecânica do motor de acionamento da bomba e a velocidade de rotação da bomba. A taxa de fluxo é determinada por meio da relação funcional entre a taxa de fluxo e a variável dependente.

[0005] Tais técnicas são frequentemente referenciadas como “sensores virtuais” para a taxa de fluxo. As mesmas fornecem uma estimação da taxa de fluxo em vez de uma medição. Outras tecnologias usadas para medições de taxa de fluxo similares incluem medidores multifásicos de vazão (MPFMs). No entanto, ainda há uma necessidade para técnicas aprimoradas para a estimação de taxa de fluxo para bombas como ESPs e para outras bombas, especialmente para o bombeamento de fluidos multifásicos e fluidos comprimíveis. Instrumentos de cabeça de poço atualmente disponíveis como MPFMs são dispendiosos e exigem calibração intensa, e atualmente não fornecem precisão aceitável para fluxos viscosos como óleos pesados. Os “sensores virtuais” de ESP existentes também exigem calibração intensa e são fortemente dependentes da viscosidade de fluido. Além disso, a calibração repetida é exigida ao longo do tempo visto que a bomba é usada e suas características de operação alteram devido ao desgaste e ao rasgamento. Variações na viscosidade de fluido geram desafios particulares em fluidos multifásicos, como fluidos de produção de campo petrolífero visto que a viscosidade pode variar consideravelmente em um curto período de tempo e não pode ser facilmente modelada ou medida em tempo real. Por conseguinte, a técnica anterior tem dificuldades significativas em lidar com viscosidade variável.

[0006] Vista a partir de um primeiro aspecto, a presente invenção fornece um método para determinar uma taxa de fluxo estimada de fluxo de fluido em uma bomba, o método compreendendo: obter medições da pressão e temperatura de fluido na admissão para a bomba, a pressão e temperatura do fluido na descarga da bomba, e a potência elétrica suprida para a bomba; determinar valores que representam a densidade do fluido e a capacidade de calor específica do fluido, e/ou a entalpia de fluido específica com base em medições e/ou dados de histórico; e calcular uma eficiência estimada da bomba e uma taxa de fluxo estimada do fluido com base na potência elétrica medida, nas temperaturas medidas, nas pressões medidas, no valor determinado para densidade e no valor determinado para capacidade de calor específica ou no valor determinado para entalpia de fluido específica.

[0007] Ao contrário dos métodos conhecidos, uma medição de temperatura tanto na admissão quanto na descarga é incluída em combinação com a determinação de densidade e capacidade de calor específica, ou da entalpia de fluido específica. O resultado disso é que é possível determinar a taxa de fluxo mesmo quando o fluido é um fluido viscoso e/ou quando a viscosidade varia. O método faz uso de valores para densidade e capacidade de calor específica juntos, ou apenas entalpia de fluido específica, ou todos dentre de densidade, capacidade de calor específica e entalpia de fluido específica. Em que a entalpia de fluido específica é conhecida ou pode ser determinada, desse modo, o método acima também pode ser usado quando o fluido é comprimível. Além disso, onde a bomba tem uma área em seção transversal conhecida na entrada e descarga, então, mesmo se os valores de entalpia de fluido específica não estiverem disponíveis ou não forem usados, de modo que a densidade e capacidade de calor específica devam ser usadas em vez disso, então, o método pode ser usado quando o fluido é comprimível, em que a área em seção transversal é levada em consideração durante o cálculo de eficiência de bomba e taxa de fluxo estimada. Desse modo, a mesma permite a estimação precisa de taxa de fluxo através da bomba mesmo no caso de fluidos multifásicos com viscosidade variável, como produção fluidos de um poço de óleo e petróleo incluindo água, bem como ainda óleos pesados. A técnica anterior não tem essa capacidade. O método proposto pode ser usado com qualquer bomba em que as medições de pressão e temperatura exigidas podem ser obtidas, e em que a potência suprida para a bomba pode ser determinada. Não há exigência para calibração intensa, mesmo quando o desempenho de bomba altera devido ao desgaste da bomba. No entanto, se a calibração estiver disponível, então, vantajosamente o método pode ser estendido para fazer uso também dos dados de calibração e para determinar a viscosidade de fluido, fornecendo uma vantagem adicional comparada aos sistemas de ESP da técnica anterior mencionados acima.

[0008] A invenção tem, em parte, por base uma realização de que embora a viscosidade não possa ser medida ou atribuída a um valor estimado preciso, é possível determinar valores adequadamente precisos para a densidade e a capacidade de calor específica do fluido e/ou para a entalpia de fluido específica. Na maioria dos cenários típicos, esses parâmetros são constantes por períodos de tempo relativamente longos, diferente da densidade que varia rápida e imprevisivelmente. Por conseguinte, não há exigência para uma medida instantânea de densidade, capacidade de calor específica ou entalpia de fluido. Em vez disso, uma medição pode ser obtida por um período de tempo mais longo, por exemplo, pelo uso de uma técnica de medição mais lenta, ou uma medição pode ser tomada de fluidos que já passaram através da bomba, sendo que essa medição “histórica” é usada para gerar um valor adequado para a densidade e para a capacidade de calor específica. Desse modo, em algumas implementações exemplificativas, o fluido que passa através da bomba pode ser periodicamente amostrado ou coletado a jusante da bomba, sendo que as medições são tomadas com uso de técnicas conhecidas, e essas medições podem ser usadas no presente método como valores adequadamente precisos para densidade e capacidade de calor específica e/ou entalpia de fluido específica. Tais medições periódicas podem, por exemplo, ser tomadas por hora, por dia, por semana, ou por mês dependendo da situação particular. Alternativamente, valores estimados para densidade de fluido, capacidade de calor específica e/ou entalpia de fluido específica podem ser usados. Esses podem ser derivados de modelos de propriedade de fluido e das pressões e temperaturas que são medidas na admissão e descarga de bomba.

[0009] As temperaturas medidas e pressões podem ser obtidas a partir de sensores convencionais no local na entrada e descarga da bomba. A mesma já é conhecida na técnica para usar tais sensores para monitorar propósitos e para controle de processo. O método pode incluir fornecer sensores de temperatura e pressão se necessário. Em particular, o método pode incluir fornecer um sensor para a temperatura de descarga no caso em que uma bomba existente tem sensores de pressão de descarga e entrada, e um sensor de temperatura de entrada, que é uma disposição típica. É uma vantagem da invenção que frequentemente apenas esse único sensor de temperatura adicional seja exigido para adaptar uma bomba existente para uso com o método, ou, de fato, em alguns casos, pode não haver sensores adicionais necessários. Uma outra vantagem é que o método pode ser usado no caso de uma bomba submersível (ESP) em que o motor também está dentro do tubo de poço independentemente da localização do sensor de temperatura no sensor de admissão relativo ao motor. Assim, o sensor pode estar a montante ou a jusante do motor. Se o sensor estiver a jusante do motor, então, a eficiência de motor deve estar incluída ao calcular a potência suprida para a bomba.

[0010] A fim de o método ser o mais preciso, é preferencial evitar as medições tomadas durante períodos de transição ou fluxo instável, por exemplo, após alterações significativas serem feitas para o controle da bomba e/ou para outros dispositivos de controle de fluxo a montante ou a jusante da bomba que afetam as condições de fluxo na bomba. Tais outros dispositivos de controle de fluxo devem incluir válvulas, bombas e assim por diante. Transição ou fluxo instável também pode resultar de fontes externas, como alterações no interior de poço em uma instalação de gás e petróleo que resulta de formações geológicas ou variações naturais. Portanto, o método pode incluir uma etapa para determinar se uma condição de fluxo estável existe, por exemplo, permitindo que um período de tempo predeterminado decorra após o sistema ser iniciado ou após uma condição de fluxo instável ser conhecida para estar presente ou ter sido detectada. Em alguns exemplos, isso pode incluir permitir que um período de tempo predeterminado decorra após uma alteração ser feita para o controle da bomba ou para outros dispositivos de controle de fluxo que afetam o fluxo na bomba. O período de tempo predeterminado pode ser 5 minutos ou 10 minutos, por exemplo. Alternativa ou adicionalmente, o método pode incluir verificar alterações acima de um certo limite em uma ou mais dentre as pressões medidas, as temperaturas medidas, a potência suprida para o sistema de bomba ou a eficiência de bomba calculada durante aquele período de tempo. Se houver uma alteração em excesso do limite, então, considera-se que o fluxo seja instável, e, por conseguinte, permite-se que mais tempo decorra para verificar uma condição adequada. Tipicamente, o limite pode ser para alterações maiores que 1 a 5 % da diferença medida (por exemplo, a variação deve ser menor que ± 0,1 oC se o aumento de temperatura da admissão para descarga for 2 oC) enquanto o limite será dependente de sistema. Para alguns casos, um modelo dinâmico (equações de diferencial) poderia compensar para os transientes e um observador (por exemplo, um filtro de Kalman) poderia ser aplicado para fornecer taxa de fluxo válida estimada mesmo durante os períodos transientes.

[0011] De preferência, o método inclui adicionalmente comparar a eficiência estimada da bomba com os valores de eficiência do fabricante. Isso fornece uma verificação para garantir que não haja falhas no sistema e que não haja influências externas resultantes do método que se torna impreciso ou ineficaz. Por exemplo, uma falha de sensor devido a problemas físicos (por exemplo, entupimento) ou elétricos pode resultar em uma má leitura, que pode não fornecer resultados precisos. Uma condição de fluxo instável, como fluxo instável conforme discutido acima, gerará também estimação imprecisa da taxa de fluxo. Pode haver uma mudança inesperada e rápida na densidade ou capacidade de calor específica se o fluido composição alterar de repente, por exemplo, devido ao grande aumento inesperado da cortina de água em um fluido de produção de gás e petróleo. A comparação da eficiência calculada do método atual e a eficiência esperada para a bomba fornece um meio para verificar os dados de entrada e, por conseguinte, identificar quaisquer valores potenciais ruins.

[0012] As verificações adicionais também podem ser incluídas. Por exemplo, as temperaturas de descarga e admissão podem ser comparadas para verificar que a temperatura de descarga é maior que ou pelo menos igual à temperatura de admissão. Uma temperatura de descarga que é menor que a temperatura de admissão pode tender a indicar fluxo zero ou fluxo inverso, ou algum outro problema.

[0013] A área em seção transversal da bomba será, com certeza, tipicamente uma quantidade conhecida com base na especificação de bomba. Em geral, a área em seção transversal da entrada e a descarga será idêntica.

[0014] A potência elétrica suprida para a bomba pode ser medida de qualquer maneira adequada. Essa potência elétrica pode ser potência suprida diretamente para a bomba para um motor que é integral da bomba, ou potência elétrica suprida para um motor fora da bomba, em que esse motor potencializa a bomba através de um acoplamento mecânico. Em algumas modalidades exemplificativas, o método envolve medição de corrente e tensão supridas para a bomba (que pode ser suprida diretamente ou através de um motor separado). Vantajosamente, isso pode ser feito remotamente da bomba, sendo que um ajuste é feito para levar em consideração as perdas nos condutores entre o ponto de medição e o motor de bomba.

[0015] A etapa para calcular uma taxa de fluxo estimada pode ser executada com uso de quaisquer fórmulas adequadas referentes aos valores estimados e medidos. Uma implementação preferencial tem como base a consideração de que a potência suprida para bomba é convertida em energia mecânica e em calor no fluido bombeado, e que não há perda de massa (isto é, nenhum vazamento) ou de calor (isto é, todo o calor perdido é tomado pelo fluido). Isso pode ser aplicável para ESPs e outros sistemas de interior de poço, bem como outros sistemas em que o vazamento de calor é desprezível. Para onde não houver uma perda de calor não desprezível, então, a perda de calor pode ser calculada/estimada com essa que está incluída no cálculo. Os equilíbrios de massa e energia são usados para determinar a taxa de fluxo com base nos valores medidos de pressão e temperatura, na área em seção transversal conhecida para a bomba e nos valores determinados para densidade e capacidade de calor específica ou para entalpia de fluido específica. Os equilíbrios de massa e energia adequados são estabelecidos abaixo por meio de exemplos como as equações (1) e (2). O método pode fazer uso dessas equações, ou equivalentes matemáticas das mesmas.

[0016] Será observado que vários modelos podem ser usados para determinar uma taxa de fluxo de massa para o fluido com base nos parâmetros de entrada usados para o presente método. Um exemplo é estabelecido nas equações (3) a (9) abaixo, fazendo uso da densidade e capacidade de calor específica. Uma outra possibilidade consiste em usar a entalpia de fluido, conforme mostrado nas equações (44 a 47). O método pode fazer uso dessas equações e pode incluir adicionalmente uma ou mais de equações (12) a (32), ou combinações das mesmas conforme apropriado a fim de obter uma ou mais dentre a taxa de fluxo de massa, a taxa de fluxo de volume ou a eficiência de bomba. Os equivalentes matemáticos dessas equações também podem ser usados. O método pode incluir soluções alternativas para uso com fluidos incomprimíveis (ou fluidos que podem ser aproximados como incomprimíveis) e para fluidos comprimíveis. No caso de fluidos comprimíveis, então, um método não linear pode ser usado para resolver as equações.

[0017] Opcionalmente, o método pode incluir usar dados de calibração para a bomba para determinar uma viscosidade para o fluido misturado com base na taxa de fluxo estimada e na eficiência de bomba estimada. Onde um fluido viscoso estiver presente, então, essa etapa pode incluir o uso de fatores de correção de viscosidade, por exemplo, conforme definido nas equações (33) a (38) abaixo. Adicionalmente, quando um fluido comprimível está presente, então, o método pode incluir o uso de funções de fator de correção de gás para estimar a fração de volume de gás ou a fração de massa de gás dentro da bomba, por exemplo, conforme definido nas equações (39) a (43).

[0018] A bomba pode ser uma bomba centrífuga. A abordagem descrita acima foi constatada para fornecer resultados precisos para esse tipo de bomba. A bomba pode, por exemplo, ser uma bomba submersível elétrica (ESP).

[0019] De preferência, o método é usado para estimar taxas de fluxo para fluidos multifásicos, por exemplo, na indústria de petróleo e gás. Desse modo, a bomba pode ser uma bomba em uma instalação de gás e petróleo. O fluido pode ser um fluido multifásico de produção de um poço de petróleo, como uma mistura de petróleo, água e/ou gás. O método foi constatado para fornecer vantagens particulares sobre os métodos da técnica anterior quando o fluido inclui componentes viscosos, como óleos pesados. Desse modo, em alguns exemplos, o fluido inclui óleos pesados.

[0020] Em um aspecto adicional, a invenção fornece um produto de programa de computador compreendendo instruções que, quando executadas, configurarão um dispositivo de processamento de dados para executar o método descrito acima no primeiro aspecto e os recursos preferenciais/opcionais do mesmo. Desse modo, pode haver um produto de programa de computador compreendendo instruções que, quando executadas, configurarão um dispositivo de processamento de dados para receber medições de pressão e temperatura de fluido em uma admissão de uma bomba, pressão e temperatura do fluido em uma descarga da bomba, e potência elétrica suprida para a bomba; para receber ou determinar valores que representam a densidade do fluido e a capacidade de calor específica do fluido, ou a entalpia de fluido específica, com base em medições e/ou dados de histórico; e para calcular uma eficiência estimada para a bomba e uma taxa de fluxo estimada do fluido com base na potência elétrica medida, nas temperaturas medidas, nas pressões medidas, na área em seção transversal conhecida, no valor para densidade e no valor para capacidade de calor específica ou no valor para entalpia de fluido específica.

[0021] O produto de programa de computador pode incluir um algoritmo que se destina a ser executado em vários ambientes, como um sistema de controle de processo, em um sistema de computador dedicado ou em combinação com outro software relacionado a produto.

[0022] A invenção fornece adicionalmente um aparelho para estimar a taxa de fluxo de fluido em uma bomba, em que o aparelho compreende um dispositivo de processamento de dados disposto para receber medições de pressão e temperatura de fluido em uma admissão de uma bomba, pressão e temperatura do fluido em uma descarga da bomba, e potência elétrica suprida para a bomba; para receber ou determinar valores que representam a densidade do fluido e a capacidade de calor específica do fluido e/ou a entalpia de fluido específica com base em medições e/ou dados de histórico; e para calcular uma eficiência estimada para a bomba e uma taxa de fluxo estimada do fluido com base na potência elétrica medida, nas temperaturas medidas, nas pressões medidas, na área em seção transversal conhecida, no valor para densidade e no valor para capacidade de calor específica ou no valor para entalpia de fluido específica. O dispositivo de processamento de dados pode ser disposto para executar qualquer uma ou todas as etapas de método descritas acima.

[0023] O aparelho pode ser um aparelho de controle para a bomba e/ou para uma instalação incluindo a bomba. Por exemplo, o aparelho pode ser um aparelho de controle para uma instalação de gás e petróleo e a bomba pode ser para bombear fluidos da instalação de gás e petróleo, como fluidos multifásicos. O aparelho pode incluir a bomba, que pode ser uma bomba centrífuga. A bomba pode ser uma ESP.

[0024] Certas modalidades preferenciais da invenção serão agora descritas apenas a título de exemplo e em referência aos desenhos anexos em que:

[0025] A Figura 1 mostra uma ESP com motor e bomba dentro do poço;

[0026] A Figura 2 é um gráfico que mostra taxa de fluxo medida de um teste de ESP - linha azul - e a taxa de fluxo estimada com o modele na equação (15) - linha vermelha;

[0027] A Figura 3 é um gráfico que mostra a eficiência medida do teste de ESP - linha azul - e eficiência estimada com o modelo na equação (16) - linha vermelha;

[0028] A Figura 4 mostra o aumento de temperatura registrado do teste de ESP - linha azul - e os mesmos valores estimados com o modelo na equação (15) - linha vermelha - quando a taxa de fluxo medida foi usada como uma entrada para o modo;

[0029] A Figura 5 mostra um gráfico de taxa de um circuito fechado para um teste de ESP - linha azul - e a taxa de fluxo estimada com o modelo na equação (23) - linha vermelha;

[0030] A Figura 6 é um gráfico de eficiência do circuito fechado - linha azul - e a eficiência estimada com equação (26) - linha vermelha e equação (27) - linha amarela;

[0031] A Figura 7 mostra, no gráfico superior, a taxa de fluxo obtida de um circuito fechado para um teste de ESP- linha azul - e a taxa de fluxo estimada com o modelo de multifásico conforme mostrado na equação (23) - linha vermelha, e, no gráfico inferior, a fração de volume de gás;

[0032] A Figura 8 mostra a viscosidade obtida do circuito fechado - linha azul - e a viscosidade estimada com o modelo de multifásico - linha vermelha; e

[0033] A Figura 9 é um exemplo de curvas de eficiência de ESP para várias viscosidades de fluido.

[0034] A estimação de taxa de fluxo através de uma bomba será descrita abaixo em referência a uma bomba submersível elétrica (ESP) como um exemplo. A ESP é uma bomba centrífuga que é instalada dentro do poço com o motor elétrico conforme mostrado na Figura 1. O motor e a bomba convertem a potência elétrica em calor e energia mecânica para o fluido bombeado. Os cálculos exemplificativos se referem, em primeiro lugar, a um fluido incomprimível, por exemplo uma mistura de petróleo e água, e, em segundo lugar, a um fluido comprimível, por exemplo, uma mistura de petróleo, água e gás.

[0035] A potência suprida de bomba, Pbomba, será convertida em energia mecânica, PFluido, ou calor, QFluido, no fluido bombeado. Considera-se que a massa de fluido dentro da bomba é constante, e não há perda de massa (nenhum vazamento do poço) ou calor do sistema (fluido é aquecido). é entalpia específica. A aplicação de equilíbrios de massa e energia gerará:

[0036] A entalpia de estagnação, , e a entalpia específica, , conforme expressado conforme estabelecido abaixo.

[0037] em que v é a velocidade de fluido, g é gravitação específica, h é a altura, u é energia interna, e p é pressão.

[0038] Para bombas de interior de poço, tanto o motor quanto a bomba são colocados no tubo de fluxo, então, a perda de calor do sistema de bombeamento pode ser negligenciada desde que esse calor seja transferido para o fluido e a temperature na descarga seja medida. Então, a equação (2) pode ser escrita:

[0039] Com base nas equações (1) e (2a), a taxa de fluxo de massa pode ser determinada com uso de entalpia de fluido específica obtida pela estimação ou medição do fluido de acordo com as equações (44) a (47) abaixo. Alternativamente, uso da densidade e capacidade de calor específica seguindo então o modelo pode ser derivado para determinar a taxa de fluxo de massa, w:

[0040] A potência elétrica, Pbomba, para a bomba (ou o motor) pode ser medida ou calculada a partir da tensão e corrente:

[0041] Se o fluido bombeado for incomprimível, a densidade de fluido na admissão e na descarga será igual. Se for considerado que as áreas de fluxo também são iguais, a equação pode ser simplificada como:

[0042] Se a capacidade de calor específica também for igual na entrada e saída, a equação pode ser expressada:

[0043] Agora, a taxa de fluxo de massa, w, ou a taxa de fluxo de volume, q, pode ser determinada:

[0044] A Figura 2 mostra os resultados de um cálculo exemplificativo com uso da equação (15). Uma ESP CentriliftTMfoi testada com todos os parâmetros de saída e entrada relevantes que são medidos, e as taxas de fluxo que também são medidas. A capacidade de calor específica foi cP = 1800, e as variáveis restantes foram medidas no circuito fechado do equipamento de teste. A Figura 2 ilustra a taxa de fluxo medida conforme comparado à taxa de fluxo estimada com uso da equação (15). Será observado que há uma correspondência fechada entre as duas taxas de fluxo, especialmente durante o estado contínuo/condições de fluxo estável.

[0045] A eficiência de bomba, Q, pode ser expressada como a potência de bomba transformada em energia mecânica de fluido:

[0046] A Figura 3 mostra os resultados de um cálculo exemplificativo com uso da equação (16). O mesmo teste de ESP CentriliftTMfoi usado para a Figura 2. A Figura 3 ilustra a eficiência medida conforme comparado à eficiência estimada com uso da equação (16). Será observado que há uma correspondência fechada entre os dois valores de eficiência, especialmente durante o estado contínuo/condições de fluxo estável.

[0047] Alternativamente, a partir do aumento de temperatura de fluido:

[0048] A combinação das equações (16) e (17) permite o cálculo direto da eficiência de bomba independente da potência de freio aplicada, Pbomba através da equação (18), a eficiência de bomba deve ser verificada para estar na faixa de bomba (conforme especificado pelo fabricante) e apenas válida se Tex >Tin + Min e pex >pin + Min antes aplicada para a taxa de fluxo estimação de acordo com a equação (14) ou (15). Se a eficiência de bomba do cálculo estiver fora da faixa do fabricante, então, um alerta é feito em relação às medições potencialmente ruins ou alguma outra influência externa que leva a más resultados, como um fluxo instável durante o período de medição.

[0049] Tanto a taxa de fluxo estimada (Figura 2) quanto a eficiência de bomba (Figura 3) desviam das medições de circuito fechado. A incerteza principal dos dados de entrada é a alteração de temperatura medida. Para avaliar essa varável de entrada, o modele foi usado para calcular o aumento de temperatura e comparar com a medição de circuito fechado. As alterações de temperatura estimada e medida (para alcançar a taxa de fluxo medida de circuito fechado) são mostradas na Figura 4.

[0050] Se o fluido bombeado for comprimível, os cálculos são mais complexos conforme indicado na equação (19). Visto que esse modelo é uma equação da 3a ordem, um método não linear (por exemplo, Newton Raphson) pode ser usado para resolver a equação. Se for considerado que as áreas de seção transversal na admissão e descarga são iguais, a equação pode ser escrita:

[0051] As considerações a seguir são aquelas das frações de massa de fase, xi, e as propriedades de (fase) fluido são conhecidas e que não há erro entre as fases. As seguintes relações para densidade e capacidade de calor misturadas podem ser estabelecidas:

[0052] A taxa de fluxo pode ser formulada como equação da 3a ordem:

[0053] A eficiência da bomba pode ser expressada como a fração da potência aplicada que é transformada em energia mecânica, similar à equação (16), mas a capacidade de compressão de fluido deve ser reconhecida para:

[0054] Equação (26) pode ser reformulada na eficiência, , como uma fórmula de 3a ordem:

Os modelos nas equações (23)e (27) são não lineares e a solução pode ser constatada com uso do método de Newton-Raphson. Desse modo, o derivado da função será usado:

A solução da variável é agora constatada por iterações em x (que é w ou Ƞ nas equações acima):

[0055] A Figura 5 mostra um cálculo exemplificativo com uso da equação (23). Uma ESP CentriliftTMfoi testada com todos os parâmetros de saída e entrada relevantes que são medidos, e as taxas de fluxo que também são medidas. A capacidade de calor específica foi cP = 1750, e as variáveis restantes foram medidas no circuito fechado. A Figura 5 ilustra a taxa de fluxo medida conforme comparado à taxa de fluxo estimada com uso da equação (23). Será observado que há uma correspondência fechada entre as duas taxas de fluxo, especialmente durante o estado contínuo/condições de fluxo estável.

[0056] A Figura 6 mostra dados do mesmo teste em relação à eficiência. Os valores medidos para eficiência são plotados juntamente com os valores calculados das equações (26) e (27) com base nos diferenciais de pressão e temperatura respectivamente.

[0057] A Figura 7 ilustra, no gráfico superior, uma comparação de taxas de fluxo do circuito fechado para um teste de ESP e taxas de fluxo calculadas com uso da equação (23), com o gráfico inferior que mostra a fração de volume de gás (GVF). Será observado que as grandes variações em GVF resultam em variações substanciais na capacidade de compressão do fluido através da bomba. Entretanto, a taxa de fluxo estimada da equação (23) segue os valores medidos proximamente.

[0058] As curvas de bomba e os fatores de correção de viscosidade podem ser usados para encontrar a viscosidade de fluido conforme mostrado na equação (38).

[0059] Enquanto a diferença absoluta entre a viscosidade estimada e a viscosidade estimada na iteração anterior é maior que uma tolerância definida , iterar as equações (33) - (38) para estimar a viscosidade. Equação (33) salva a viscosidade estimada na etapa anterior para ser comparada com a viscosidade estimada da etapa atual. Inicialmente, isso pode ser definido para um valor suposto inicial definido pelo usuário. O fator de correção de viscosidade para fluxo é computado para essa viscosidade (34) a taxa de fluxo estimada de (14) é convertida para o caso de base de referência (água, 60 Hz) com uso do fator de correção de viscosidade e leis de afinidade(35). A eficiência de base nbaseé então computada a partir da curva de base de referência implementada na forma de uma tabela de pesquisa(36). Com uso da eficiência de base e da eficiência estimada de (16), (17) ou (18), o fator de correção de viscosidade para eficiência é computado (37). A viscosidade é, então, estimada a partir da função de VCF para eficiência (38). Isso é então iterado até que a alteração na viscosidade seja menor que um valor de tolerância definida. A Figura 8 mostra a viscosidade conforme medido a partir do circuito fechado para o teste de ESP comparado em relação à viscosidade calculada com uso do modelo descrito acima.

[0060] Também é possível determinar a viscosidade de fluido da eficiência, a taxa de fluxo, a taxa de fluxo de massa, a frequência de bomba e as curvas de eficiência/dados de calibração específica de bomba se estiverem disponíveis. Um exemplo de tais curvas é mostrado na Figura 9. Quando a taxa de fluxo e eficiência são conhecidas, então, a viscosidade pode ser lida a partir do gráfico. Bem como isso, outras relações específicas de bomba como Dp vs. fluxo, ou potência vs. fluxo podem ser usadas.

[0061] Para fluxo multifásico através da ESP, A GVF pode ser estimada com uso do fator de correção de gás GCF e a eficiência estimada de (16), (17) ou (18). Quando o gás entra na ESP, o desempenho da bomba é afetado e isso pode ser observado na pressão diferencial e na potência de freio (BHP) da bomba. Para levar em consideração o efeito do gás no sistema, os denominados fatores de correção de gás são modelados para dp e BHP. O GCF para dp e BHP são, em primeiro lugar, uma função da fração de gás ou do GVF e são modelados com uso dos dados experimentais. A estimação do GVF com uso do GCF pode ser feita com uso das equações abaixo.

[0062] Conforme notado acima, os valores de entalpia de fluido específica podem ser determinados como uma alternativa para usar a densidade e capacidade de calor específica. Nesse caso, começar com as equações (1) e (2a) acima, então, as equações abaixo podem ser usadas para constatar a eficiência e, por conseguinte, a taxa de fluxo. A entalpia de fluido pode ser constatada a partir das bases de dados de fluido, e, então, calculada com base na pressão e temperatura atuais

[0063] em que xi é a fração de massa da fase no i.

[0064] Além disso, a eficiência , pode ser constatada a partir da entalpia diretamente como:

[0065] A função de entalpia pode ser definida como uma função polinomial em p e T:

[0066] Por meio de um resumo, uma revisão de um processo exemplificativo é estabelecida abaixo. Para garantir cálculos de taxa de fluxo precisos e consistentes, algumas precauções são necessárias conforme explicado acima. Em primeiro lugar, as medições de entrada Pbomba, pinterno, Tinterno, pexterno, Texternosão obtidas. Desse modo, esses valores são verificados para garantir que sejam adequados, por exemplo verificando que o último valor está em linha com as medições durante um determinado período anterior (por exemplo não se desvia mais que um determinado valor do valor médio durante os últimos 5 minutos). Isso garante que as medições são estáveis. Também é possível ajustas os efeitos dinâmicos prevendo a medição (ou medições) com base nos dados de entrada. Um estimador, como um filtro de Kalman, pode ser usado nesse caso. Se as medições não foram adequadas, então, em alguns casos, as mesmas podem ser corrigidas com uso de um modelo ou similares. Alternativamente, o processo pode exigir um período de espera do tipo discutido acima para permitir que um estado estável contínuo seja alcançado.

[0067] Se as medições forem adequadas, então, as partes apropriadas do modelo acima que são utilizadas para calcular a eficiência de bomba serão determinadas. A eficiência calculada deve ser verificada, e se a mesma estiver em linha com os dados de fabricante, então, a mesma é aceita. Se a eficiência estiver fora da faixa, então um alerta é feito para indicar que algo está errado com o: 1. Dados de entrada medidos (operador deve verificar), 2. Bomba (desgaste, rasgamento, falha) que deve ser notificada, ou 3. As propriedades de fluido aplicadas (atualização de modelo de fluido podem ser exigidas)

[0068] Se desejado e se os parâmetros específicos de bomba estiverem disponíveis, então, a viscosidade de fluido pode ser diretamente determinada.

[0069] Na análise acima, visto que a ESP usada como um exemplo tem o motor e a bomba submersos no fluido, a perda de calor pode ser ignorada. A técnica proposta pode ser adaptada para qualquer bomba ou compressor em que a potência elétrica aplicada é medida ou pode ser determinada. O mesmo modelo pode ser usado para constatar a taxa de fluxo visto que a perda de calor, Qperda, é compensada. Isso pode ser feito com um modelo simples:

[0070] O coeficiente de transferência de calor, HA, pode ser adaptado ou determinado a partir da localização ou tamanho de equipamento. A temperatura de ambiente, Tamb, também deve ser medida para essa situação.

[0071] Desse modo, será observado que a estimação de taxa de fluxo proposta fornece resultados precisos, conforme evidenciado pelas comparações nas Figuras, e, além disso, que há várias vantagens em comparação aos sistemas conhecidos nos documentos US 2013/317762 e US 2015/211906. A viscosidade de fluido não é exigida para ser medida ou estimada, o que simplifica os cálculos significativamente e também permite que uma faixa maior de fluidos seja a base para os cálculos, incluindo, por exemplo, óleos pesados. A capacidade de compressão (isto é, fração de gás) não afetará significativamente a precisão dos resultados, o que significa que a técnica de estimação fornece vantagens importantes em relação ao fluxo multifásico, como bombeamento de misturas de petróleo e gás. Além disso, não é necessário testar a bomba com viscosidade variável de fluido para propósitos de calibração a fim de obter estimações precisas de taxa de fluxo, embora, se os dados de calibração adequados estão disponíveis, então, isso possa ser vantajosamente usado para determinar a viscosidade de fluido.

Claims

1. Método para determinar uma taxa de fluxo de massa estimada de fluidos multifásicos na indústria de petróleo e gás em um sistema de bomba incluindo uma bomba, em que o método é caracterizado pelo fato de que compreende: obter medições da pressão e da temperatura de fluido na admissão para a bomba, da pressão e da temperatura do fluido na descarga da bomba e da potência suprida para o sistema de bomba; determinar valores que representam a entalpia de fluido específica com base em medições e modelos de fluido e/ou dados de histórico; e calcular uma eficiência estimada da bomba e uma taxa de fluxo estimada do fluido com base na potência suprida, nas temperaturas medidas, nas pressões medidas, e o valor determinado para entalpia de fluido específica.

2. Método, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que o fluido que atravessa a bomba é amostrado ou coletado a jusante da bomba, com medições sendo tomadas para determinar valores para densidade e capacidade de calor específica e/ou para entalpia específica.

3. Método, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que os valores estimados para densidade de fluido, capacidade de calor específica e/ou entalpia de fluido específica são usados, com os valores estimados sendo derivados de modelos de propriedade de fluido e das pressões e temperaturas que são medidas na admissão e na descarga da bomba.

4. Método, de acordo com a reivindicação 1,2 ou 3, caracterizado pelo fato de que compreende modificar um dispositivo de bomba com a finalidade de que o mesmo inclua sensores de temperatura e pressão para a admissão e a descarga.

5. Método, de acordo com qualquer uma das reivindicações anteriores, caracterizado pelo fato de que compreende determinar se uma condição de fluxo estável existe antes de usar valores medidos de temperatura e pressão no cálculo de eficiência e taxa de fluxo de massa estimadas.

6. Método, de acordo com qualquer uma das reivindicações 1 a 5, caracterizado pelo fato de que compreende permitir que um período de tempo predeterminado decorra após o sistema ser iniciado ou após saber que uma condição de fluxo instável está presente ou foi detectada.

7. Método, de acordo com a reivindicação 6, caracterizadopelo fato de que compreende permitir que um período de tempo predeterminado decorra após uma alteração ser feita no controle da bomba ou em outros dispositivos de controle de fluxo afetando o fluxo na bomba.

8. Método, de acordo com qualquer uma das reivindicações 1 a 7, caracterizadopelo fato de que compreende verificar por alterações acima de um certo limite em uma ou mais das pressões medidas, das temperaturas medidas, da potência suprida para a bomba ou da eficiência de bomba calculada durante um período de tempo predeterminado antes do uso de valores medidos de temperatura e pressão no cálculo de eficiência estimada e taxa de fluxo de massa.

9. Método, de acordo com a reivindicação 6, 7 ou 8, caracterizadopelo fato de que o período de tempo predeterminado é pelo menos 5 minutos.

10. Método, de acordo com qualquer uma das reivindicações 1 a 9, caracterizadopelo fato de que compreende comparar a eficiência estimada da bomba com os valores de eficiência do fabricante e fornecer uma indicação de qualquer discrepância.

11. Método, de acordo com qualquer uma das reivindicações 1 a 10, caracterizadopelo fato de que compreende comparar as temperaturas de descarga e admissão e verificar que a temperatura de descarga é mais alta que ou pelo menos igual à temperatura de admissão.

12. Método, de acordo com qualquer uma das reivindicações 1 a 11, caracterizadopelo fato de que a etapa de cálculo da eficiência estimada para a bomba e da taxa de fluxo de massa estimada é executada com base na consideração de que a potência suprida para a bomba é convertida em energia mecânica e em calor no fluido bombeado, e que não há perda de massa ou calor.

13. Método, de acordo com qualquer uma das reivindicações 1 a 12, caracterizadopelo fato de que os equilíbrios de massa e energia são usados para determinar a taxa de fluxo de massa com base nos valores medidos de pressão e temperatura, na área em seção transversal conhecida para a bomba e nos valores determinados para densidade e capacidade de calor específica ou para entalpia de fluido específica.

14. Método, de acordo com qualquer uma das reivindicações 1 a 13, caracterizadopelo fato de compreende usar dados de calibração para a bomba para determinar uma viscosidade para o fluido misturado com base na taxa de fluxo de massa estimada e na eficiência de bomba estimada.

15. Método, de acordo com qualquer uma das reivindicações 1 a 14, caracterizadopelo fato de que compreende usar dados de calibração para a bomba para determinar a fração de gás na bomba para fluidos comprimíveis com base na taxa de fluxo de massa e na eficiência estimadas.

16. Método, de acordo com qualquer uma das reivindicações 1 a 15, caracterizadopelo fato de que a bomba é uma bomba centrífuga.

17. Método, de acordo com qualquer uma das reivindicações 1 a 16, caracterizadopelo fato de que a bomba é uma bomba submersível elétrica (ESP).

18. Método, de acordo com qualquer uma das reivindicações 1 a 17, caracterizadopelo fato de que o método é usado para estimar taxas de fluxo de massa para fluidos multifásicos na indústria de petróleo e gás.

19. Aparelho para estimar taxa de fluxo de massa de fluido em uma bomba, caracterizadopelo fato de que compreende um dispositivo de processamento de dados disposto para executar o método como definido na reivindicação 1, estando disposto para receber medições de pressão e temperatura de fluido em uma admissão de uma bomba, pressão e temperatura do fluido em uma descarga da bomba, e potência elétrica suprida para a bomba; para receber ou determinar valores que representam a entalpia de fluido específica com base em medições e/ou dados de histórico; e para calcular uma eficiência estimada para a bomba e uma taxa de fluxo de massa estimada do fluido com base na potência elétrica medida, nas temperaturas medidas, nas pressões medidas, na área em seção transversal conhecida, no valor para entalpia de fluido específica.