BRPI0002645B1 - system and method for measuring the flow of a multiphase fluid - Google Patents
system and method for measuring the flow of a multiphase fluid Download PDFInfo
- Publication number
- BRPI0002645B1 BRPI0002645B1 BRPI0002645A BR0002645A BRPI0002645B1 BR PI0002645 B1 BRPI0002645 B1 BR PI0002645B1 BR PI0002645 A BRPI0002645 A BR PI0002645A BR 0002645 A BR0002645 A BR 0002645A BR PI0002645 B1 BRPI0002645 B1 BR PI0002645B1
- Authority
- BR
- Brazil
- Prior art keywords
- flow
- multiphase
- monitoring
- oil
- gas
- Prior art date
Links
Abstract
"sistema e método para medir a vazão de um fluido multifásico". é descrito um sistema e um método para medir a vazão de cada um dos componentes em escoamentos multifásicos, mais especificamente na monitoração da depleção de um reservatório, da vazão em tubulações de transporte em unidades de produção de petróleo, ou outras unidades que requeiram a monitoração da vazão de fluido. são utilizados: um misturador (6), transdutores de temperatura (11), de pressão manométrica (12) e transdutores de pressão diferencial (8), (10) e (14). os sinais hidráulicos emitidos pelas tomadas de pressão (7), (9) e (13) instaladas na tubulação, são captados pelos transdutores de pressão diferencial (8), (10) e (13) e são base para a determinação da velocidade translacional e a densidade total do fluxo de fluido multifásico. os outros sinais emitidos pelos outros transdutores (11) e (12) já citados, servem para correção dos dados coletados para as condições de operação. todos os sinais coletados são interpretados por um micro processador (15), que fornece como resultado final as vazões mássicas/volumétricas referentes aos componentes do fluxo de fluido multifásico (2) em tempo real. adicionalmente é descrito um método para monitoração das vazões de cada componente presente em um escoamento multifásico utilizando o sistema da presente invenção."system and method for measuring the flow of a multiphase fluid". A system and method for measuring the flow rate of each component in multiphase flows is described, more specifically in monitoring the depletion of a reservoir, the flow in transport pipelines in oil production units, or other units requiring monitoring. of fluid flow. a mixer (6), temperature (11), gauge pressure (12) transducers and differential pressure transducers (8), (10) and (14) are used. The hydraulic signals emitted by the pressure sockets (7), (9) and (13) installed in the piping are captured by the differential pressure transducers (8), (10) and (13) and are the basis for determining translational velocity. and the total density of multiphase fluid flow. The other signals emitted by the other transducers (11) and (12) already mentioned, serve to correct the data collected for the operating conditions. all collected signals are interpreted by a microprocessor (15), which provides as a final result mass / volumetric flow rates for real-time multiphase fluid flow components (2). Additionally, a method for monitoring the flow rates of each component present in a multiphase flow using the system of the present invention is described.
Description
SISTEMA E MÉTODO PARA MONITORAÇÃO DAS VAZÕES DE UMSYSTEM AND METHOD FOR MONITORING THE FLOWS OF A
ESCOAMENTO MULTIFÁSICOMULTI-PHASE FLOW
CAMPO DA INVENÇÃO A presente invenção encontra-se no campo dos sistemas e métodos para monitoração das vazões de cada um dos componentes presentes em escoamentos multifásicos, mais especificamente dirigido para a monitoração da depleção de reservatórios, da vazão em tubulações de transporte em unidades de produção de petróleo, ou outras unidades que requeiram a monitoração da vazão de fluido.FIELD OF THE INVENTION The present invention is in the field of systems and methods for monitoring the flow rates of each of the components present in multiphase flows, more specifically directed to the monitoring of reservoir depletion, flow in transport pipelines in production units. or other units that require fluid flow monitoring.
ESTADO DA TÉCNICATECHNICAL STATE
Na produção de petróleo, o escoamento multifásico está presente em todo o percurso dos fluidos produzidos. Esse percurso inclui colunas de produção, linhas de surgência, tubulações de elevação (riser) e unidades de refino.In oil production, multiphase flow is present all the way through the fluids produced. This route includes production columns, lining lines, risers and refining units.
Durante o trajeto de transporte dos fluidos pelas tubulações, um escoamento pode apresentar diversas configurações interfaciais de fases ou arranjos dessas fases.During the fluid transport path through the pipelines, a flow may have several interfacial phase configurations or arrangements of these phases.
Em um escoamento multifásico horizontal, podem, por exemplo, acontecer os seguintes padrões de escoamento: “bubble flow”, ou seja, um escoamento com bolhas de gás; “estratified flow’1, ou seja, escoamento com gás disperso na fase líquida; “wavy flow”, que é o escoamento com ondulações da fase líquida no interior da tubulação; “slug flow", conhecido como escoamento em golfadas e “annular flow”, que é um escoamento onde o gás está presente em tal quantidade, que o gás flui na parte mais interna da tubulação enquanto que a fase líquida escoa adjacente às paredes da tubulação.In a horizontal multiphase flow, for example, the following flow patterns may occur: “bubble flow”, ie a flow with gas bubbles; “Stratified flow'1, ie dispersed gas flow in the liquid phase; Wavy flow, which is the flow with ripples of the liquid phase inside the pipe; Slug flow, known as gush flow and annular flow, which is a flow where gas is present in such an amount that gas flows into the innermost part of the pipe while the liquid phase flows adjacent to the pipe walls .
Existem procedimentos de medida de vazão de um fluido multifásico, nos quais são utilizados de misturadores não restritivos ao fluxo, para que o fluido adquira um arranjo de fases com distribuição homogênea. Exemplo desse tipo de procedimento é encontrado no documento US 4,974,452, pertencente à Schlumberger Technology Corporation. Após a etapa de mistura, o fluido passa por uma série de medidores de vazão do tipo “venturi”. O documento US 4,776,210 da Atlantic Richfield Company descreve um método e sistema de medição da taxa de escoamento de um fluido multifásico em um trecho de tubulação de características conhecidas, onde a avaliação do escoamento é realizado por medição da pressão diferencial, com separação da fase gás, e medições referentes à fase aquosa realizadas por intermédio das constantes dielétricas do fluido e microondas.There are flow measurement procedures for a multiphase fluid in which non-flow restricting mixers are used so that the fluid acquires a homogeneously distributed phase arrangement. An example of this type of procedure is found in US 4,974,452, which belongs to Schlumberger Technology Corporation. After the mixing step, the fluid goes through a series of venturi type flowmeters. Atlantic Richfield Company US 4,776,210 describes a method and system for measuring the flow rate of a multiphase fluid in a pipe run of known characteristics, where flow assessment is performed by differential pressure measurement with gas phase separation. , and measurements concerning the aqueous phase by means of the fluid and microwave dielectric constants.
Outros métodos para monitoração utilizam gama-densitômetro para medir a densidade do fluido multifásico, como ilustrado no documento US 4,683,759 da Texaco Inc.Other methods for monitoring use gamma-densitometer to measure multiphase fluid density, as illustrated in US Patent 4,683,759.
Se por um lado o método citado acima tem como característica desejável uma não intrusividade na tubulação, por outro apresenta um grande problema por utilizar radioatividade que obriga a providência de esquemas de proteção radiológica, implicando não só em alto custo como um perigo em potencial envolvido.While on the one hand the above-mentioned method has a desirable non-intrusiveness in the pipeline, on the other hand it presents a major problem for using radioactivity which requires the provision of radiological protection schemes, implying not only high cost but also a potential hazard involved.
SUMÁRIO A presente invenção se refere a um sistema e um método para monitorar a vazão de cada um dos componentes de um escoamento multifásico em uma tubulação, por meio da análise de sinais emitidos por transdutores instalados na dita tubulação. São utilizados: um misturador, transdutores de temperatura e de pressão manométrica, assim como transdutores de pressão diferencial. Os sinais hidráulicos, emitidos por tomadas de pressão instaladas na tubulação imediatamente após a entrada e imediatamente antes da saída de um fluxo de fluido multifásico de um misturador, são captados por transdutores de pressão diferencial para determinação da velocidade do escoamento, por meio do método da correlação cruzada. Um outro transdutor de pressão diferencial, após o misturador, é utilizado para medira densidade da mistura óleo, água e gás. Os outros transdutores de pressão manométrica e temperatura, são utilizados para correções de características do fluxo de fluido multifásico para as condições de operação.SUMMARY The present invention relates to a system and method for monitoring the flow of each of the components of a multiphase flow in a pipe by analyzing signals emitted by transducers installed in said pipe. A mixer, temperature and gauge pressure transducers as well as differential pressure transducers are used. Hydraulic signals, emitted by pressure sockets installed in the pipeline immediately after inlet and immediately before the outlet of a multiphase fluid flow from a mixer, are captured by differential pressure transducers to determine flow velocity using the flow method. cross correlation. Another differential pressure transducer, after the mixer, is used to measure the density of the oil, water and gas mixture. The other gauge pressure and temperature transducers are used for correcting multiphase fluid flow characteristics for operating conditions.
Todos os sinais recebidos de todos os transdutores, além de dados referentes à densidade do óleo, da água e do gás inseridos manualmente, são recebidos e interpretados por um micro processador. O micro processador fornece como resultado final as vazões mássicas/ volumétricas referentes aos componentes do fluxo de fluido multifásico em tempo real.All signals received from all transducers, as well as manually entered oil, water and gas density data, are received and interpreted by a microprocessor. The microprocessor provides as a final result mass / volumetric flow rates for real-time multiphase fluid flow components.
Adicionalmente, é apresentado um método para monitoração da vazão de um fluxo de fluido multifásico utilizando o sistema da presente invenção, o qual inclui a homogeinização do fluxo de fluido multifásico, determinação da velocidade de translação do fluxo de fluido, determinação da fração volumétrica de cada fase, monitoração da pressão e temperatura para correção da densidade para as correções operacionais e combinação dos parâmetros densidade, velocidade e fração volumétrica de cada fase para determinação da vazão de óleo, água e gás. O sistema e o método propostos na presente invenção, além de fácil instalação, têm simples compreensão e interpretação dos resultados, resposta rápida, baixo custo, assim como independe da composição dos fluidos.Additionally, a method for monitoring the flow rate of a multiphase flow using the system of the present invention is disclosed, which includes homogenization of multiphase fluid flow, determination of fluid flow translation velocity, determination of the volume fraction of each phase, pressure and temperature monitoring for density correction for operational corrections and combination of the density, velocity and volume fraction parameters of each phase to determine oil, water and gas flow. The system and method proposed in the present invention, besides being easy to install, have simple understanding and interpretation of the results, fast response, low cost, as well as independent of the fluid composition.
BREVE DESCRIÇÃO DOS DESENHOSBRIEF DESCRIPTION OF DRAWINGS
As características do sistema e do método para monitorar as vazões de cada um dos componentes de um escoamento multifásico, objetos da presente invenção, serão melhor percebidas a partir da descrição detalhada que se fará a seguir, a mero título de exemplo, associada aos desenhos abaixo referenciados, os quais são parte integrante do presente relatório. A FIGURA 1 mostra uma representação em corte parcial e vista lateral de um trecho de tubulação por onde escoa um fluido multifásico antes e após a passagem por um misturador. A FIGURA 2 mostra uma representação em corte parcial e vista lateral de um trecho de tubulação por onde escoa um fluido multifásico com a localização do misturador e todos os pontos de amostragem e processamento de informações coletadas, de acordo com a presente concretização.The characteristics of the system and method for monitoring the flow rates of each of the components of a multiphase flow, objects of the present invention, will be better understood from the following detailed description, by way of example only, associated with the drawings below. which are an integral part of this report. FIGURE 1 shows a partial cross-sectional view and side view of a pipe run through which a multiphase fluid flows before and after passing through a mixer. FIGURE 2 shows a partial cross-sectional and side view representation of a pipe run through which a multiphase fluid with the mixer location and all collected information processing and sampling points according to the present embodiment flows.
DESCRIÇÃO DETALHADA DA INVENÇÃO A descrição detalhada do sistema e método para monitorar as vazões de cada componente de um escoamento multifásico, objetos da presente invenção, será feita de acordo com a identificação dos componentes que os formam, com base nas figuras acima descritas.DETAILED DESCRIPTION OF THE INVENTION Detailed description of the system and method for monitoring the flow rates of each component of a multiphase flow, objects of the present invention, will be made according to the identification of the components forming them, based on the figures described above.
Trata a presente invenção de um sistema e um método para monitorar as vazões de um escoamento multifásico, por exemplo com óleo, água e gás, por meio da análise de sinais emitidos por transdutores instalados em uma tubulação, sinais que são interpretados por um micro processador.The present invention provides a system and method for monitoring the flow rates of a multiphase flow, for example with oil, water and gas, by analyzing signals emitted by transducers installed in a pipe, signals that are interpreted by a microprocessor. .
Um escoamento multifásico é definido como sendo dois ou mais fluidos, com propriedades diferentes e imiscíveis, fluindo simultaneamente em uma tubulação. A definição de fase, não é relativo ao estado da matéria (sólido, líquido, gasoso ou plasma), mas sim ao número de interfaces presentes em um escoamento multifásico. Por exemplo, escoamento bifásico, significa a presença de uma interface. O escoamento, nesse caso, pode ser do tipo líquido-líquido imiscíveis ou líquido-gás.A multiphase flow is defined as two or more fluids, with different and immiscible properties, flowing simultaneously in a pipe. The phase definition is not relative to the state of matter (solid, liquid, gas or plasma), but rather to the number of interfaces present in a multiphase flow. For example, biphasic flow means the presence of an interface. The flow in this case may be of the immiscible liquid-liquid or liquid-gas type.
Quando fase líquida e fase gasosa escoam simultaneamente dentro de uma tubulação, distribuem-se segundo configurações interfaciais próprias, isto é, há uma distribuição espacial das fases na mistura e esta distribuição depende de: - condições operacionais, como vazão, pressão, temperatura, etc... - condições geométricas da tubulação, como dimensões, inclinação, forma, etc... - propriedades das fases, como densidade, viscosidade, etc...When liquid phase and gas phase flow simultaneously inside a pipe, they are distributed according to their own interfacial configurations, that is, there is a spatial distribution of the phases in the mixture and this distribution depends on: - operating conditions, such as flow, pressure, temperature, etc. ... - geometric pipe conditions such as dimensions, slope, shape, etc ... - phase properties such as density, viscosity, etc ...
As características acima combinadas, determinam certas classes de configurações interfaciais, normalmente denominadas de “regime” ou “padrão de escoamento multifásico”.The characteristics combined above determine certain classes of interfacial configurations, commonly called "regime" or "multiphase flow pattern".
Quando duas ou mais fases escoam em uma tubulação, normalmente, a velocidade dessas fases é diferente, ou seja, existe um escorregamento entre elas. O escorregamento, é a diferença entre a velocidade de uma fase em relação a outra. No caso de um escoamento do tipo óleo-água-gás, têm- se três velocidades de escorregamento: a) Diferença entre as velocidades do óleo e a água; b) Diferença entre as velocidades do óleo e o gás; c) Diferença entre as velocidades da água e o gás. A Figura 1 mostra uma representação em corte parcial de uma tubulação (1), por exemplo em posição horizontal, por onde escoa um fluido multifásico (2) em seu interior em escoamento do tipo “wavy flow”, com um determinado arranjo de fases e que passa por um misturador (6). A função principal do misturador (6) é equalizar e homogeneizar as velocidades das fases gás (3), água (4) e óleo (5). Antes do misturador (6), pode-se dizer que: V + v ψ V * V v m ^ vg ^ v a ^ vo Após a passagem pelo misturador (6) tem-se: V = V = V =V vm vg va vo Onde: Vm - velocidade média de escoamento da mistura.When two or more phases flow in a pipe, the velocity of these phases is usually different, ie there is a slip between them. Slip is the difference between the velocity of one phase relative to another. In the case of an oil-water-gas flow, there are three slip speeds: a) Difference between oil and water velocities; b) Difference between oil and gas velocities; c) Difference between water and gas velocities. Figure 1 shows a partial sectional representation of a pipe (1), for example in a horizontal position, through which a multiphase fluid (2) flows into it in wavy flow, with a given phase arrangement and passing through a mixer (6). The main function of the mixer (6) is to equalize and homogenize the velocities of the gas (3), water (4) and oil (5) phases. Before the mixer (6), it can be said that: V + v ψ V * V vm ^ vg ^ va ^ vo After passing through the mixer (6) we have: V = V = V = V vm vg va vo Where: Vm - average flow rate of the mixture.
Vg - velocidade de escoamento do gás.Vg - gas flow velocity.
Va - velocidade de escoamento da água. V0 - velocidade de escoamento do óleo. O misturador (6) também tem a função de gerar um diferencial de pressão variável. Quando óleo, água e gás escoam pelo interior de uma tubulação, a pressão manométrica cai ao longo do trajeto, por causa das perdas por fricção, relevo, restrições, etc...Va - water flow velocity. V0 - oil flow velocity. The mixer (6) also has the function of generating a variable pressure differential. When oil, water and gas flow inside a pipe, the head pressure drops along the path, due to friction losses, relief, constraints, etc ...
Quando a pressão de um processo é maior do que a pressão de saturação, o gás encontra-se em solução no óleo. A medida que a mistura gás-óleo escoa, a queda de pressão faz com que o gás “saia” da solução.When the pressure of a process is higher than the saturation pressure, the gas is in solution in the oil. As the gas-oil mixture drains, the pressure drop causes the gas to "come out" of the solution.
Ao longo do trajeto, diferentes arranjos de fases vão se configurando, ocasionando a variação das frações volumétricas médias. Como as interfaces entre as fases variam ao longo do tempo em uma determinada posição, esse fato acarreta a variação das frações volumétricas instantâneas e da densidade da mistura, uma vez que esta última é função das frações volumétricas. A variação instantânea na densidade da mistura provoca no misturador (6) uma variação instantânea na pressão diferencial.Along the way, different phase arrangements are formed, causing the variation of the average volumetric fractions. As the interfaces between phases vary over time in a given position, this fact causes the variation of the instantaneous volume fractions and the density of the mixture, since the latter is a function of the volume fractions. The instantaneous change in the density of the mixture causes in the mixer (6) an instantaneous change in the differential pressure.
Na Figura 2, pode ser observada uma concretização do sistema para a detecção e medição da velocidade, da fração volumétrica de cada fase e da vazão mássica/volumétrica de óleo, água e gás em um escoamento multifásico, de acordo com a presente invenção. Pode ser notada que esta disposição compreende: - um trecho de tubulação (1), flangeado para ser interconectado a uma tubulação por onde escoa um fluido multifásico (2); - um misturador (6), intimamente ligado intemamente ao trecho da tubulação (1) , serve como um homogeneizador de fases do fluxo de fluido multifásico (2) ; - um primeiro par de captadores (7), intimamente ligados à parede do trecho da tubulação (1), localizados imediatamente após a entrada do fluxo de fluido multifásico (2) no misturador (6), serve para captar dados de pressão; - um primeiro transdutor de pressão diferencial (8), conectado ao primeiro par de captadores (7), serve para transformar os impulsos hidráulicos dos captadores (7) em um sinal elétrico representativo da diferença de pressão captada em cada um desses últimos, correspondente à pressão medida na passagem do fluido multifásico (2) pela região da entrada do misturador (6); - um segundo par de captadores (9), intimamente ligados à parede do trecho da tubulação (1), localizados imediatamente antes da saída do misturador (6), servem para captar dados de pressão; - um segundo transdutor de pressão diferencial (10), conectado ao segundo par de captadores (9), serve para transformar os impulsos hidráulicos dos captadores (9) em um sinal elétrico representativo da diferença de pressão captada em cada um desses últimos, correspondente à pressão medida próxima ao final da passagem do fluxo de fluido multifásico (2) pelo misturador (6); - um transdutor de pressão (11), intimamente ligado à parede do trecho da tubulação (1), serve para captara pressão manométrica do fluxo de fluido multifásico (2) após a passagem pelo primeiro misturador (6); - um transdutor de temperatura (12), também é intimamente unido à parede do trecho de tubulação (1) e serve para medir a temperatura do fluxo de fluido multifásico (2) após a passagem pelo misturador (6); - um terceiro par de captadores (13), intimamente ligados à parede do trecho da tubulação (1), localizados após a saída do fluxo de fluido multifásico (2) do misturador (6), servem para captar dados de pressão; - um terceiro transdutor de pressão diferencial (14), conectado ao segundo par de captadores (13), serve para transformar os impulsos hidráulicos dos captadores (13) em um sinal elétrico representativo da diferença de pressão captada em cada um desses últimos, correspondente à pressão diferencial medida após a passagem do fluxo de fluido multifásico (2) pelo misturador (6), serve para determinação da densidade média do fluxo de fluido multifásico (2); - um microprocessador (15), é conectado e recebe os dados enviados pelos transdutores de pressão diferencial (8), (10) e (14), do transdutor de pressão (11), do transdutor de temperatura (12), além da densidade da fase oleosa (16), da densidade da fase aquosa (17) e da densidade da fase gasosa (18), serve para corrigir os dados de entrada para as condições de operação, por meio das características PVT da mistura e calcular as vazões mássica/ volumétrica do óleo, da água e do gás.In Figure 2, one embodiment of the system for detecting and measuring velocity, volume fraction of each phase and mass / volume flow of oil, water and gas in a multiphase flow can be seen in accordance with the present invention. It may be noted that this arrangement comprises: - a pipe run (1) flanged to be interconnected to a pipe through which a multiphase fluid (2) flows; - a mixer (6), intimately connected integrally to the pipe section (1), serves as a phase homogenizer of the multiphase fluid flow (2); - a first pair of pickups (7), closely connected to the wall of the pipe section (1), located immediately after the multiphase fluid flow (2) has entered the mixer (6), serves to capture pressure data; - a first differential pressure transducer (8) connected to the first pair of pickups (7) serves to transform the hydraulic impulses of the pickups (7) into an electrical signal representative of the pressure difference captured in each of the latter corresponding to pressure measured at the multiphase flow (2) through the mixer inlet region (6); - a second pair of pickups (9), closely connected to the wall of the pipe section (1), located immediately before the mixer outlet (6), serve to capture pressure data; - A second differential pressure transducer (10), connected to the second pair of pickups (9), serves to transform the hydraulic impulses of the pickups (9) into an electrical signal representative of the pressure difference captured in each one of these, corresponding to pressure measured near the end of the multiphase flow flow (2) through the mixer (6); - a pressure transducer (11), closely connected to the pipe section wall (1), serves to capture the gauge pressure of the multiphase fluid flow (2) after passing through the first mixer (6); - a temperature transducer (12) is also closely connected to the pipe run wall (1) and serves to measure the temperature of the multiphase fluid flow (2) after passing through the mixer (6); - a third pair of pickups (13), closely connected to the pipe section wall (1), located after the outlet of the multiphase fluid flow (2) from the mixer (6), serves to capture pressure data; - a third differential pressure transducer (14) connected to the second pair of pickups (13) serves to transform the hydraulic impulses of the pickups (13) into an electrical signal representative of the pressure difference captured in each of the latter corresponding to differential pressure measured after the multiphase fluid flow (2) passes through the mixer (6), serves to determine the average density of the multiphase fluid flow (2); - a microprocessor (15) is connected and receives the data sent by the differential pressure transducers (8), (10) and (14), the pressure transducer (11), the temperature transducer (12), in addition to the density oil phase (16), aqueous phase density (17) and gas phase density (18), serves to correct the input data for operating conditions by means of the PVT characteristics of the mixture and to calculate the mass flow rates. / volume of oil, water and gas.
Quando óleo, água e gás escoam ao mesmo tempo em uma tubulação, a tendência é de haver a segregação das fases, o que ocorre muito rapidamente, levando o escoamento a configurações interfaciais próprias. Como já foi dito, a distribuição espacial das fases na mistura, depende de condições operacionais, características dos fluidos, etc...When oil, water and gas flow at the same time in a pipe, the phase tends to segregate, which occurs very quickly, leading the flow to its own interfacial configurations. As already said, the spatial distribution of the phases in the mixture depends on operating conditions, fluid characteristics, etc ...
As grandezas no escoamento de um fluxo de fluido multifásico (2), variam instantaneamente com o tempo, e as velocidades das fases (V0), (Va) e (Vg) são geralmente diferentes. A resposta de um determinado instrumento, é uma função complexa de todas as grandezas envolvidas no escoamento. O misturador (6), condiciona os diversos arranjos de fases na entrada dele, para um padrão de escoamento em pequenas bolhas na saída do mesmo. A consequência imediata é a equalização das velocidades do óleo (V0), da água (Va) e do gás (Vg). A segunda função do misturador (6), é provocar um diferencial de pressão, variável, para determinar a velocidade média de escoamento da mistura (VJ por intermédio do método da correlação cruzada.The quantities in the flow of a multiphase fluid flow (2) vary instantaneously with time, and the velocities of the phases (V0), (Va) and (Vg) are generally different. The response of a given instrument is a complex function of all the quantities involved in the flow. The mixer 6 conditions the various phase arrangements at its inlet to a small bubble flow pattern at its outlet. The immediate consequence is the equalization of oil (V0), water (Va) and gas (Vg) speeds. The second function of the mixer 6 is to cause a variable pressure differential to determine the average flow rate of the mixture (VJ by means of the cross correlation method).
Como não existe um instrumento único que seja capaz de discretizar as densidades de cada fase no escoamento de um fluxo de fluido multifásico (2), as densidades são determinadas com correções para adequação às condições de pressão, volume e temperatura (PVTs) existentes no escoamento. Medindo-se a temperatura e pressão do processo e tendo-se os PVTs do óleo, da água e do gás, chega-se ao valor das respectivas densidades. O método de correlação cruzada para determinação da velocidade de uma ocorrência, é feito correlacionando-se a variação de alguma propriedade no fluido, neste caso o diferencial de pressão, entre dois transdutores de pressão diferencial que estejam separados por uma distância conhecida (d). Essa distância (d) depende da velocidade da mistura, ou seja, do cenário de aplicação do transdutor. Quando existe coincidência de padrão entre os valores medidos pelo primeiro transdutor de pressão diferencial (8) e o segundo transdutor de pressão diferencial (10), a função de correlação cruzada atinge um máximo deslocado no tempo, ou seja, os dois sinais de diferencial de pressão são correlacionados para determinar o tempo de trânsito necessário para que qualquer flutuação na densidade do fluxo de fluido multifásico (2), percebida pelo primeiro transdutor de pressão diferencial (8) seja confirmada pelo segundo transdutor de pressão diferencial (10). A função de correlação cruzada é definida por: onde : x( t - τ ) corresponde ao sinal de saída do primeiro transdutor de pressão diferencial (8) no tempo (t - τ ); y(t) é o sinal de saída do segundo transdutor de pressão diferencial (10) no tempo (t). O valor de τ correspondente à máxima amplitude de Rx y, representa o atraso de tempo ΔΤ entre os dois sinais.As there is no single instrument capable of discretizing the densities of each phase in the flow of a multiphase flow (2), the densities are determined with corrections to suit the pressure, volume and temperature (PVTs) conditions in the flow. . By measuring the temperature and pressure of the process and taking the PVTs of oil, water and gas, the respective densities are reached. The cross-correlation method for determining the velocity of an occurrence is done by correlating the variation of some property in the fluid, in this case the pressure differential, between two differential pressure transducers that are separated by a known distance (d). This distance (d) depends on the mixing speed, ie the transducer application scenario. When there is a pattern coincidence between the values measured by the first differential pressure transducer (8) and the second differential pressure transducer (10), the cross correlation function reaches a time-shifted maximum, ie the two differential pressure signals pressure are correlated to determine the transit time required for any fluctuation in multiphase fluid flow density (2) perceived by the first differential pressure transducer (8) to be confirmed by the second differential pressure transducer (10). The cross correlation function is defined by: where: x (t - τ) corresponds to the output signal of the first differential pressure transducer (8) in time (t - τ); y (t) is the output signal of the second differential pressure transducer (10) at time (t). The value of τ corresponding to the maximum amplitude of Rx y represents the time delay ΔΤ between the two signals.
Como a distância (d) entre os transdutores é conhecida, a velocidade da ocorrência (V) causada pelo misturador (6) em um tempo (t), é determinada por: V = d/t As frações volumétricas são determinadas combinando-se a densidade do fluxo de fluido multifásico (2), proporcionado pelo diferencial de pressão medido no terceiro transdutor de pressão diferencial (14). A densidade do fluxo de fluido multifásico (2) se correlaciona com a densidade do óleo, da água e do gás da seguinte forma: Pm — Po + Pa + ®g Pg Onde: pm - densidade do fluxo de fluido multifásico (2); ac - fração volumétrica da fase óleo (4); p0 - densidade da fase óleo (4); aa - fração volumétrica da fase água (5); pa - densidade da fase água (5); ag - fração volumétrica da fase gás (3); pg - densidade da fase gás (3). A fração de líquido (a,) é determinado por meio do diferencial de pressão medido no misturador (6). O diferencial de pressão é função da fração de líquido e da velocidade superficial do fluxo de fluido multifásico (2) elevado ao quadrado, ilustrada pela relação: Onde: ΔΡ é o diferencial de pressão; A é uma constante de ajuste; aL é a fração volumétrica de líquido; V velocidade da mistura. O somatório das frações volumétricas é igual a um, ou seja: 1 = ac + aa + ag A fase líquida do fluxo de fluido multifásico (2), é formada pela fase óleo (4) e da fase água (5): α, = a0 + aa Por meio da combinação das equações acima, determina-se a fração volumétrica de gás, de óleo e de água. A combinação da densidade, da velocidade e fração volumétrica de cada fase gera as três equações que fornecem os valores das vazões mássicas do óleo, da água e gás, como ilustrado a seguir respectivamente: m o ” V0 . cc0 · Po» m a — Va. aa. pa, m g — Vg. ag. pg. onde: m 0, m a e m g são respectivamente as vazões mássicas do óleo, da água e de gás; V0, Va e Vg são as velocidades de propagação das fases óleo, da água e do gás respectivamente; aQ, aa e ag são respectivamente as frações volumétricas do óleo, da água e do gás;As the distance (d) between the transducers is known, the velocity of occurrence (V) caused by the mixer (6) at a time (t) is determined by: V = d / t The volume fractions are determined by combining the multiphase fluid flow density (2) provided by the pressure differential measured on the third differential pressure transducer (14). Multiphase fluid flow density (2) correlates with oil, water and gas density as follows: Pm - Po + Pa + ®g Pg Where: pm - multiphase fluid flow density (2); ac - volumetric fraction of the oil phase (4); p0 - oil phase density (4); aa - water phase volume fraction (5); pa - water phase density (5); ag - gas phase volume fraction (3); pg - gas phase density (3). The liquid fraction (a) is determined by the pressure differential measured at the mixer (6). The pressure differential is a function of the liquid fraction and surface velocity of the squared multiphase fluid flow (2), illustrated by the relationship: Where: ΔΡ is the pressure differential; A is an adjustment constant; aL is the volume fraction of liquid; V speed of mixing. The sum of the volumetric fractions is equal to one, that is: 1 = ac + aa + ag The liquid phase of the multiphase fluid flow (2) is formed by the oil phase (4) and the water phase (5): α, = a0 + aa The combination of the above equations determines the volume fraction of gas, oil and water. The combination of density, velocity, and volume fraction of each phase yields the three equations that provide the values of the oil, water, and gas mass flow rates, as illustrated below, respectively: m o ”V0. cc0 · Po »m a - Va. aa. pa, m g - Vg. now p. where: m 0, m a and m g are respectively the oil, water and gas mass flow rates; V0, Va and Vg are the propagation velocities of the oil, water and gas phases respectively; aQ, aa and ag are respectively the volume fractions of oil, water and gas;
Po, pa e pg são as densidades do óleo, da água e do gás respectivamente. A seguir será descrito um método para monitoração das vazões de óleo, água e gás presentes em escoamentos multifásicos utilizando o sistema da presente invenção. O método compreende os seguintes passos: - homogeneizar o fluxo de fluido multifásico (2) por meio do misturador (6) para equalizar as velocidades das fases óleo, água e gás; - determinar a velocidade de translação do fluxo de fluido multifásico (2), pelo método da correlação cruzada, utilizando os sinais do primeiro e do segundo transdutores de pressão diferencial (8) e (10); - monitorar a temperatura e pressão do escoamento para proporcionar a correção da densidade de cada fase para as condições de operação; - proporcionar o sinal do terceiro transdutor de pressão diferencial (14), para determinação da densidade do fluxo de fluido multifásico (2); - determinar as frações volumétricas do óleo, água e gás combinando- se a densidade do fluxo de fluido multifásico (2), medida com o terceiro transdutor de pressão diferencial (14), e os diferenciais de pressão medidos pelos primeiro e segundo transdutores (8) e (10) de pressão diferencial na região do misturador (6); - combinar os parâmetros densidade, velocidade e fração volumétrica de cada fase do fluxo de fluido multifásico (2), para determinação da vazão de óleo, água e gás. A descrição que se fez até aqui da sistema e do método para monitoração das vazões de óleo, água e gás presentes em escoamentos multifásicos, objeto da presente invenção, deve ser considerada apenas como uma das possíveis concretizações, e quaisquer características particulares nela introduzida devem ser entendidas apenas como algo que foi descrito para facilitar a compreensão. Dessa forma, não podem de forma alguma serem consideradas como limitantes da invenção, a qual está apenas limitada ao escopo das reivindicações que seguem.Po, pa and pg are the densities of oil, water and gas respectively. In the following, a method for monitoring oil, water and gas flow rates present in multiphase flows using the system of the present invention will be described. The method comprises the following steps: homogenizing the multiphase fluid flow (2) through the mixer (6) to equalize the velocities of the oil, water and gas phases; - determining the translation velocity of multiphase fluid flow (2) by the cross-correlation method using the signals of the first and second differential pressure transducers (8) and (10); - monitor flow temperature and pressure to provide density correction of each phase for operating conditions; providing the signal from the third differential pressure transducer (14) for determining multiphase fluid flow density (2); - determine the volume fractions of oil, water and gas by combining the multiphase fluid flow density (2) measured with the third differential pressure transducer (14) and the pressure differentials measured by the first and second transducers (8 ) and (10) differential pressure in the mixer region (6); - Combine the density, velocity and volume fraction parameters of each phase of the multiphase fluid flow (2) to determine the oil, water and gas flow. The description thus far of the system and method for monitoring oil, water and gas flow rates present in multiphase flows, object of the present invention, should be considered only as one possible embodiment, and any particular features introduced therein should be understood only as something that has been described for ease of understanding. Accordingly, they cannot in any way be construed as limiting the invention, which is only limited to the scope of the following claims.
Claims (8)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| BRPI0002645A BRPI0002645B1 (en) | 2000-06-15 | 2000-06-15 | system and method for measuring the flow of a multiphase fluid |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| BRPI0002645A BRPI0002645B1 (en) | 2000-06-15 | 2000-06-15 | system and method for measuring the flow of a multiphase fluid |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| BR0002645A BR0002645A (en) | 2002-03-19 |
| BRPI0002645B1 true BRPI0002645B1 (en) | 2016-02-16 |
Family
ID=3944546
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| BRPI0002645A BRPI0002645B1 (en) | 2000-06-15 | 2000-06-15 | system and method for measuring the flow of a multiphase fluid |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| BR (1) | BRPI0002645B1 (en) |
-
2000
- 2000-06-15 BR BRPI0002645A patent/BRPI0002645B1/en active IP Right Grant
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| BR0002645A (en) | 2002-03-19 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US10126156B2 (en) | Device and method for online measurement of gas flowrate and liquid flowrate of wet gas in horizontal pipe | |
| Pan et al. | Gas flow rate measurement in low-quality multiphase flows using Venturi and gamma ray | |
| EP1305579B1 (en) | A meter for the measurement of multiphase fluids and wet gas | |
| US5390547A (en) | Multiphase flow separation and measurement system | |
| US6935189B2 (en) | Multiphase flow meter using multiple pressure differentials | |
| US7240568B2 (en) | Method and apparatus for determining the gas flow rate of a gas-liquid mixture | |
| US10704937B2 (en) | Critical flow nozzle flowmeter for measuring respective flowrates of gas phase and liquid phase in multiphase fluid and measuring method thereof | |
| US10724886B2 (en) | Stratified flow multiphase flowmeter | |
| US7133786B1 (en) | Method and apparatus for measuring nonhomogeneous flow phase velocities | |
| EP1190220A1 (en) | Multiphase venturi flow metering method | |
| NO20160505A1 (en) | Multiphase flow meter | |
| EA010415B1 (en) | Multiphase flowmeter | |
| EP3052906B1 (en) | A method and apparatus for measurement of individual components of a multiphase fluid | |
| Rajan et al. | Multiphase flow measurement techniques—a review | |
| Roumazeilles et al. | An experimental study on downward slug flow in inclined pipes | |
| US20160238422A1 (en) | A method and apparatus for measurement of individual components of a multiphase fluid | |
| BRPI0002645B1 (en) | system and method for measuring the flow of a multiphase fluid | |
| Falcone et al. | ANUMET: A novel wet gas flowmeter | |
| US11543276B2 (en) | Multiphase flowmeter system with a non-radioactive sensor subsystem and methods thereof | |
| Kjolaas et al. | Improvement of LedaFlow for low liquid loading conditions | |
| Tonkonog et al. | Experience of Application of Different Multiphase Metering Technologies for Cold Production and High Viscosity Oil Systems | |
| Andreussi et al. | Is it possible to reduce the cost (and increase the accuracy) of multiphase flow meters? | |
| Hogendoorn et al. | Application of the Magnetic Resonance Multiphase Flowmeter to Heavy Oil | |
| Mehdizadeh et al. | Alaska Oil & Gas Conservation Commission | |
| US20150107328A1 (en) | Method for Improving Accuracy of Multiphase Mixture Flowrate Measurement in A Pipeline |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| B07A | Technical examination (opinion): publication of technical examination (opinion) | ||
| B06A | Notification to applicant to reply to the report for non-patentiability or inadequacy of the applcation according art. 36 industrial patent law | ||
| B06A | Notification to applicant to reply to the report for non-patentiability or inadequacy of the applcation according art. 36 industrial patent law | ||
| B09A | Decision: granting | ||
| B16A | Patent or certificate of addition of invention granted |
Free format text: PRAZO DE VALIDADE: 10 (DEZ) ANOS CONTADOS A PARTIR DE 16/02/2016, OBSERVADAS AS CONDICOES LEGAIS. |