BRPI0015083B1 - sistema de medida de fluxo de múltiplas fases e método para executar medidas do fluxo de múltiplas fases - Google Patents

Abstract

"sistema de medida de fluxo de múltiplas fases". trata-se de um sistema de teste de poço automático (100) que utiliza um separador de vórtice de duas fases 104 conectado com um par de medidores de fluxo coriolis (154, 166) para medir taxas de fluxo volumétrico no fluxo de três fases. são executadas medidas de acordo com um processo (p200) incluindo uma técnica de convergência repetitiva. as medidas são aperfeiçoadas pelo uso da densidade em tempo real e das medidas de corte de água a partir de um medidor de corte de água (172) e de um medidor de densidade da água.

Description

"SISTEMA DE MEDIDA DE FLUXO DE MÚLTIPLAS FASES E MÉTODO PARA EXECUTAR MEDIDAS DO FLUXO DE MÚLTIPLAS FASES" FUNDAMENTO DA INVENÇÃO 1. Campo da Invenção Esta invenção relaciona-se com o campo da tecnologia de medição de fluxo incluindo sistemas em uso ao medir volumes de produção incluindo uma mistura de múltiplas fases de fases separadas, por exemplo, uma mistura incluindo fases de óleo, gás e de água. Mais especificamente, este sistema utiliza um medidor de fluxo Coriolis em combinação com um separador de duas fases para medir os volumes de produção dos respectivos componentes ou fases da mistura de múltiplas fases. 2. Declaração do Problema É freguente o caso em gue um material fluindo através de um cano de distribuição contém múltiplas fases. Como utilizado aqui dentro, o termo "fases" refere-se a um tipo de material que pode existir em contato com outros materiais. Por exemplo, uma mistura de óleo e água inclui uma fase de óleo separada e uma fase de água separada. De forma similar, uma mistura de óleo, gás e água inclui uma fase de gás separada e uma fase de liquido separada com a fase de liquido incluindo uma fase de óleo e uma fase de água. 0 termo "material" é utilizado aqui dentro no contexto de que o material inclui gás e líquidos.

Surgem problemas espectrais quando se utiliza um medidor de fluxo para medir as taxas de fluxo de massa ou volumétrico em uma corrente de fluxo de múltiplas fases com- binadas. Especificamente, o medidor de fluxo é projetado para proporcionar uma medida direta da corrente de fluxo combinado, mas esta medida não pode ser diretamente resolvida em medidas individuais das respectivas fases. Este problema é particularmente agudo na indústria de petróleo, onde os poços de produção e óleo e de gás proporcionam a corrente de fluxo de múltiplas fases incluindo óleo, gás e água salgada não processados. É uma prática comum na indústria de petróleo instalar equipamento que é utilizado para separar as respectivas fases de óleo, gás e de água do fluxo dos poços de óleo e de gás.

Os poços de produção em um campo ou em uma parte de um campo frequentemente compartilham uma instalação de produção para este propósito, incluindo um separador de produção principal, um separador de teste do poço, acesso de transporte do cano de distribuição, poços de dispensa de água salgada e aspectos de controle de segurança. 0 gerenciamento apropriado da produção dos campos de óleo ou de gás demanda conhecimento dos respectivos volumes de óleo, gás e de água que são produzidos a partir dos campos e dos poços individuais nos campos. Este conhecimento é utilizado para aperfeiçoar a eficiência da produção do campo, bem como em alocar o proprietário de rendas a partir das vendas comerciais da produção em volume.

As instalações anteriores de equipamento de separação incluíam a instalação dos dispositivos de separação do tipo vaso grande e volumoso. Estes dispositivos possuem um vaso de pressão vertical ou alongado junto com a válvula interna e as montagens de barragem. A terminologia da indústria refere-se a um separador de "duas fases" como um gue é utilizado para separar uma fase de gás de uma fase de líquido incluindo óleo e água. 0 uso de um separador de duas fases não permite as medidas volumétricas diretas de serem obtidas a partir dos componentes segregados de óleo e de água sob as condições de produção reais porque as frações de óleo e de água combinadas, na prática, não são repartidas da corrente de líquido combinada. Um separador de "três fases" é utilizado para separar a fase de gás das fases de líquido e também separa a fase de líquido em uma fase de óleo e uma fase de água. Se comparado com os separadores de duas fases, os separadores de três fase requerem montagens de válvula e de barragem adicionais e tipicamente possuem volumes maiores para permitir os tempos de residência mais longos dos materiais produzidos para separação de gravidade dos materiais de produção em seus respectivos componentes de óleo, gás e água.

Os separadores de vaso de pressão mais antigos são volumosos e ocupam uma área de superfície relativamente grande. Esta área de superfície é muito limitada e muito cara de se proporcionar em certas instalações incluindo a plataformas de produção ao largo e em gabaritos de conclusão sub-oceânicos. Alguns esforços de desenvolvimento têm tentado proporcionar capacidades de medida de múltiplas fases em pacotes compactos para uso em localizações onde a área de superfície é limitada. Estes pacotes tipicamente exigem o uso de tecnologia nuclear para obter as medidas do fluxo de múltiplas fases.

Os medidores de fluxo Coriolis são medidores de fluxo de massa que também podem ser operados como densitôme-tros de tubo que vibra. A densidade de cada fase pode ser utilizada para converter a taxa do fluxo de massa para uma fase particular em uma medida volumétrica. Várias dificuldades existem ao utilizar um medidor de fluxo Coriolis para identificar as respectivas porcentagens de massa de óleo, gás e de água em um encadeamento de fluxo combinado total. A Patente dos Estados Unidos N° 5.029.482 ensina o uso de correlações empiricamente derivadas que são obtidas por fluir as correntes de fluxo de gás e de liquido combinados tendo porcentagens de massa conhecidas dos respectivos componentes de gás e de liquido através de um medidor Coriolis. As correlações empiricamente derivadas são então utilizadas para calcular a porcentagem de gás e a porcentagem de liquido em um encadeamento de fluxo de gás e de liquido combinado de porcentagens de gás e de liquido desconhecidas baseado em uma medida Coriolis direta da taxa de fluxo de massa total. A composição da mistura fluida a partir do poço pode se alterar com o tempo baseado nos fenômenos de pressão, volume e de temperatura a medida que a pressão no reservatório se esgota e por consequência, existe uma necessidade constante de verificar novamente o valor da densidade . A Patente dos Estados Unidos N° 4.773.257 ensina que uma fração da água de uma corrente de fluxo total de óleo e de água pode ser calculada pelo ajuste da taxa de fluxo de massa total medida para o conteúdo de água e gue as taxas de fluxo de massa correspondentes das respectivas fases de óleo e de água podem ser convertidas em valores volu-métricos por dividir a taxa de fluxo de massa para as respectivas fases pela densidade das respectivas fases. A densidade das respectivas fases deve ser determinada a partir das medidas de laboratório reais. A patente '257 conta com o eguipamento de separação para realizar a separação do gás dos liguidos total e esta separação é assumida como sendo completa. A Patente dos Estados Unidos N° 5.654.502 descreve um medidor de fluxo Coriolis de autocalibragem gue utiliza um separador para obter as respectivas medidas de densidade de óleo e de água, oposto às medidas de densidade do laboratório. As medidas de densidade do óleo são corrigidas para o conteúdo de água, o gual é medido por um monitor ou sonda de corte de água. A patente '502 conta com um separador para eliminar o gás dos fluidos percorrendo através do medidor e não ensina um mecanismo para proporcionar as medidas de fluxo de múltiplas fases guando o gás é uma parte da corrente do fluxo gue é aplicada junto ao medidor de fluxo Coriolis .

Da mesma forma, o eguipamento de separação de três fases não necessariamente proporciona a separação completa da fase de óleo da fase de água. As sondas de corte de água são utilizadas para medir o conteúdo de água na fase de óleo segregada porgue um conteúdo de água residual de até cerca de dez porcento tipicamente permanece no componente de óleo segregado visível. 0 termo "corte de água" é utilizado para descrever o conteúdo de água de uma mistura de múltiplas fases e é mais frequentemente aplicado junto a uma proporção que representa uma relação entre um volume de óleo e um volume de água em uma mistura de óleo e água. De acordo com a utilização mais convencional do termo "corte de água", os fluidos de produção do poço teriam um corte de água de 95% quando a água compreende 95 fora de um total de 100 barris de líquidos de óleo e de água. O termo "corte de água" é algumas vezes também utilizado para indicar uma proporção do volume total de óleo produzido com o volume total de água produzida. O termo "corte de óleo" podería implicar no volume de óleo dividido pelo volume combinado de óleo e de água. Como definido aqui dentro o termo "corte de água" abrange qualquer valor que seja matematicamente equivalente a um valor representando água ou óleo como uma porcentagem da mistura de líquido total incluindo água e óleo.

Ainda permanece uma necessidade de proporcionar um pacote compacto para executar as medidas de fluxo de múltiplas fases quando o gás é parte da corrente de fluxo e onde o pacote não requer o uso de tecnologia nuclear para executar medidas diretas no fluído. Por consequência, é um aspecto da presente invenção proporcionar um método e aparelho que seja capaz de executar medidas de fluxo de múltiplas fases em sistemas possuindo misturas de gás e de líquidos ou em sistemas de líquido possuindo misturas de líquidos, quer estas misturas sejam miscíveis ou não miscíveis.

SOLUÇÃO A presente invenção supera os problemas que são esboçados acima por proporcionar um sistema de teste de poço baseado no Coriolis totalmente automatizado que não requer amostraqem manual ou análise de laboratório do material da produção de modo a determinar a densidade dos componentes de fase. Adicionalmente, o sistema de teste elimina os erros de medida volumétrica que derivam a partir da liberação do qás em solução em pressões reduzidas.

Um sistema de teste de poço de acordo com esta invenção possui dois modos de operação. 0 sistema de teste opera como um sistema de teste de poço normal para medir o volume dos respectivos componentes que são separados a partir de uma mistura de componentes, a saber, um material da produção da cabeça de poço incluindo fases de óleo, de qás e de áqua. 0 sistema de teste do poço também possui um modo especial de determinação de densidade que evita a necessidade de obter amostras manuais dos fluidos da produção para as medidas de densidade. Medidas de densidade no local obtidas a partir do sistema de teste de poço são precisas do que as medidas de laboratório porque o material é medido em condições em linha. 0 sistema de teste de poço também inclui dispositivos que separam uma corrente de fluxo combinada incluindo fluidos de produção da cabeça de poço com múltiplas fases em componentes separados. Uma tubulação com válvula é utilizada para seletivamente encher um separador de vórtice com a produção de um único poço. Um separador de qravidade é uti- lizado para reter uma mistura de fases de óleo, gás e água de múltiplos poços enguanto a força de gravidade segrega estes componentes das misturas da produção. Uma válvula de descarga é aberta para pelo menos parcialmente drenar os componentes liguidos da mistura de componentes da produção a partir do separador de gravidade após a separação dos respectivos componentes.

Medidores de fluxo Coriolis podem ser operados em um modo de medidor de fluxo de massa e no modo de densitôme-tro. Estes medidores são utilizados para medir as taxas de fluxo de massa dos respectivos componentes de óleo e de água a medida gue eles deixam os respectivos separadores. As medidas de densidade são obtidas a partir dos componentes de óleo segregados do fluxo de múltiplas fases. Um monitor de corte de água é utilizado para obter as leituras de corte de água da fase de óleo segregada. Juntos, a densidade do fluido, a temperatura, a taxa de fluxo de massa e as medidas de corte de água são utilizados para calcular uma taxa de fluxo volumétrico para as fases de óleo e de água na corrente de produção. Esta correção resulta em um cálculo mais preciso para a taxa volumétrica de fluxo de óleo.

Nas modalidades preferidas, os erros de teste volumétrico também são minimizados pela conexão de uma fonte de gás pressurizado com o separador de teste. A fonte de gás pressurizado é utilizada para manter uma pressão do separador substancialmente constante mesmo guando a válvula de descarga do separador está permitindo o fluxo de liguido de dentro do separador de teste.

Outros aspectos importantes, objetivos e vantagens serão aparentes para os com conhecimento na técnica quando da leitura da discussão abaixo em combinação com os desenhos acompanhantes.

BREVE DESCRIÇÃO DOS DESENHOS A FIG. 1 representa um layout esquemático de um sistema de teste de poço automatizado de acordo com a presente invenção;

As FIGs. 2A e 2B 2 representam digramas de fluxo-grama governando a operação do sistema da FIG. 1; A FIG. 3 é um gráfico de dados hipotéticos demonstrando os efeitos práticos da descarga de gás em relação à resposta de frequência dos tubos de fluxo em um medidor de fluxo Coriolis; e A FIG. 4 é um gráfico de dados hipotéticos apresentando a relação entre o ganho de acionamento e o tempo para um evento onde uma bolha transitória entra em um medidor de fluxo Coriolis.

DESCRIÇÃO DETALHADA DA MODALIDADE PREFERIDA A FIG. 1 representa um diagrama esquemático de um sistema de medida de fluxo de múltiplas fases compacto 100 para uso na indústria de petróleo. O sistema 100 inclui uma linha de fluxo de múltiplas fases de entrada 102 que descarrega-se dentro de um separador de vórtice de duas fases vertical 104. Por sua vez, o separador de vórtice 104 descarrega gás dentro de uma linha de fluxo de medida de gás superior 106 e descarrega líquidos dentro de uma linha de fluxo de medida de líquido inferior 108. A linha de fluxo de me- dida de gás 106 e a linha de fluxo de medida de liquido 108 recombinam-se dentro da linha de descarga 110 após as medidas do fluxo terem sido executadas. Um controlador 112 inclui um processador central junto com o circuitamento associado para operar os respectivos componentes do sistema 100. O sistema 100 é montado em uma estrutura de cavalete 114 para portabilidade e uma tubulação de produção 116 fornece os fluidos de múltiplas fases para o sistema 100 a partir de uma pluralidade de poços de óleo ou de gás. A linha de fluxo de descarga 110 leva a um separador de produção de três fases 118 para separação das fases de gás, água e óleo antes de um ponto de venda comercial. A linha de fluxo de múltiplas fases de entrada 102 recebe os fluidos de múltiplas fases incluindo óleo, gás e água a partir da tubulação de produção 116 ao longo da direção da seta 120. Uma seção de venturi 122 utiliza o bem conhecido efeito Bernouli para reduzir a pressão nos fluxos de múltiplas fases de entrada dentro da linha de fluxo 102 no estrangulador do venturi. É preferido que o grau de redução de pressão ocorra até um nível que se aproxime da pressão de trabalho interna dentro do medidor de líquido Coriolis 166. Esta redução na pressão libera ou despacha gás dos fluídos de múltiplas fases dentro da linha de fluxo 102. Uma seção de inclina/declina 124 facilita a segregação por gravidade nas fases de gás e de líquido dos fluidos de múltiplas fases precedendo ao separador de vórtice 104. O elemento de descarga horizontal 126 alimenta o separador de vórtice 104. 0 separador de vórtice 104 é representado em vista de meia seção para revelar os componentes de trabalho interiores. O elemento de descarga horizontal 126 está operativamente posicionado para descarga tangencial dentro da seção de separação interior cilíndrica do separador de vórtice 104. Esta maneira de descarga causa gue um efeito de tornado ou e ciclone ocorra em uma parte do liquido 128 dos fluidos de múltiplas fases dentro do separador de vórtice 104. A parte de líquido 128 é uma fase de maioria líquida incluindo as fases de água, óleo e de gás entradas. As forças centrifugas surgindo a partir do efeito de ciclone causam a separação adicional da fase de gás embarcadas a partir da parte de liquido 128, mas não é possível eliminar totalmente a fase de gás embarcada exceto em taxas de fluxo relativamente baixas permitindo a segregação por gravidade adicional da fase de gás embarcada. A parte de líquido 128 descarrega-se a partir do separador de vórtice 104 dentro da linha defluxo de medida de líquido 108. Um depósito de água 130 está instalado na parte mais baixa do separador de vórtice 104. Este depósito pode ser sangrado para se obter medidas de densidade de água periódicas, ou um medidor de densidade de água (não representado na FIG. 1) pode ser instalado em combinação com o depósito 130 para proporcionar a informação sobre a densidade da água para o controlador 112.

Uma parte de gás 132 dos fluidos de múltiplas fases dentro do separador de vórtice é uma maioria da fase de gás incluindo gás junto com vapor de óleo e água. Uma tela de coleta de vapor 134 é utilizada para condensação parcial do vapor, o qual na forma condensada forma gotas de volta para dentro da parte de líquido 128. A parte de gás 132 descarrega-se dentro da linha de fluxo de medida de gás 106. A linha de fluxo de medida de gás 106 inclui um transmissor de pressão 135 que transmite uma leitura de pressão absoluta da pressão dentro da linha de fluxo de medida de gás 106 para o controlador 112 com o caminho 136. O transmissor de pressão 135 pode ser comparado comercialmente, por exemplo, como um transmissor de pressão Modelo 2088 da Rosemount de Eden Prairie, Minnesota. Um tubo 138 conecta a linha de medida de gás 136 com a parte de baixo do separador de vórtice 104. O tubo 138 contém um medidor hidrostático 140 acoplado com um transmissor de pressão 142 para uso ao transmitir a informação sobre a pressão com respeito à cabeça hidrostática entre o ponto 144 dentro da linha de fluxo de medida de gás 106 e o ponto 146 na parte de baixo do separador de vórtice 104. O caminho 148 conecta o transmissor de pressão 142 com o controlador 112, o qual utiliza os dados da cabeça hidrostática do transmissor de pressão 142 para abrir e fechar as válvulas de estrangulamento eletricamente operáveis 150 e 174 para ajuste de pressão garantido a operação apropriada do separador de vórtice 104, isto é, para impedir o separador de vórtice de tornar-se sobrecarregado com gás até o ponto onde a parte de gás 132 descarrega dentro da linha de medida de líquido 108 ou até o ponto onde a parte de líquido 128 descarrega dentro da linha de fluxo de medida de gás 106. Os caminhos 152 e 176 conectam operacionalmente o controlador 112 com as vál- vulas de estrangulamento 1500 e 174, que podem, por exemplo, ser compradas como as válvulas Modelo V2001066-ASCO da Fisher de Marshall Town, Iowa.

Um medidor de fluxo de massa Coriolis 154 na linha de fluxo de medida de gás 106 proporciona a taxa de fluxo de massa e as medidas de densidade da parte de gás 132 de um fluido de múltiplas fases dentro da linha de fluxo de medida de gás 106. O medidor de fluxo de massa Coriolis 154 está acoplado com um transmissor de fluxo 156 para proporcionar sinais representando estas medidas para o controlador 112. O medidor de fluxo Coriolis 154 está eletronicamente configurado para operações incluindo medidas das taxas de fluxo de massa, densidades e temperaturas dos materiais passando através da linha de fluxo de medida de gás 106. Formas ilustrativas de medidor de fluxo Coriolis 154 incluem os Modelos ELITE CMF300356NU e o Modelo CMF300H551NU, que são disponíveis a partir da Micro Motion de Boulder, Colorado. O caminho 158 acopla de forma operacional o transmissor de fluxo 156 com o controlador 112 para transmissão destes sinais. Uma válvula de verificação 160 na linha de fluxo de medida de gás 106 garante o fluxo positivo na direção da seta 162, desse modo impedindo a intrusão da parte de liquido 128 dentro da linha de fluxo de medida de gás 106. A linha de fluxo de medida de líquido 108 contém um misturador estático 164, o qual agira a parte de líquido 128 dentro da linha de fluxo de medida de líquido 108 para impedir a segregação por gravidade das respectivas fases de óleo, água e de gás embarcadas. Um medidor de fluxo Corio- lis 166 proporciona a taxa de fluxo de massa e as medidas de densidade da parte de liquido 128 dentro da linha de fluxo de medida de liquido 108 e está conectado com o transmissor de fluxo 168 para transmissão dos sinais representando estas medidas via o caminho 170 para o controlador 112.

Um monitor de corte de água 172 está instalado na linha de fluxo de medida de liquido 108 para medir o corte de água na parte de liquido 128 dentro da linha de fluxo de medida de liquido 108. O tipo de monitor de corte de água é selecionado dependendo de quanto grande o corte de água é esperado de ser na corrente de fluxo. Por exemplo, os medidores de capacitância são relativamente baratos, mas outros tipos de medidores podem ser exigidos onde o corte de água pode exceder cerca de 30% por volume. As sondas de capacitância ou de resistência operam em relação ao principio de que o óleo e a água possuem constantes dielétricas drasticamente diferentes. Estas sondas perdem sensibilidade com o conteúdo crescente de água e proporcionam medidas de corte de água aceitavelmente precisas somente onde o volume de água é menor do que cerca de 20% até cerca de 30% da corrente de fluxo total. O limite de precisão acima de 30% está muito abaixo do nivel que é observado a partir de vários poços de produção. Por exemplo, o volume total de produção de liquido de um poço de óleo pode ser 99% de água. A capacitância ou resistividade baseada nos monitores de corte de água, portanto, são relegadas para a determinação do corte de água em um componente de óleo que possui um conteúdo de água relativamente baixo.

Dispositivos comercialmente disponíveis que são utilizados para medir o corte de água incluem os sensores próximos de infravermelho, os sensores de capacitân-cia/indutância, sensores de micro-ondas e sensores de frequência de rádio. Cada tipo de dispositivo está associado com limites operacionais. Portanto, uma sonda de corte de água pode medir a porcentagem volumétrica de água em uma corrente de fluxo de óleo e água combinados.

Os dispositivos de monitoramento de corte de água incluindo os dispositivos de micro-ondas são capazes de detectar água em quantidade de até cerca de cem porcento da mistura do fluxo, mas em ambientes incluindo o fluxo de três fases estão sujeitos a interpretar o conteúdo de gás como óleo. Esta interpretação ocorre porque os dispositivos de detecção por micro-onda operam em relação ao princípio de que a água no espectro de interesse absorve sessenta vezes mais energia micro-ondas do que faz o óleo cru. Os cálculos de absorção assumem que nenhum gás natural está presente, mas o gás natural absorve duas vezes mais radiação de microondas do que absorve o óleo cru. Segue que um sistema de detecção de corte de água por micro-ondas podería corrigir a leitura de corte de água por compensar o fato de que o gás na mistura afetou a medida. 0 caminho 173 conecta de forma operacional o monitor de corte de água 172 com o controlador 112. 0 controlador 112 utiliza uma válvula bidirecional eletricamente atuada 174 para controlar a pressão na linha de medida de líquido 108 de uma maneira que garante a operação apropriada do separador de vórtice 104 em cooperação com a válvula 150, isto é, a válvula 174 é aberta e fechada para impedir a parte de gás 132 de descarregar dentro da linha de fluxo de medida de liquido 108 e para impedir a parte de liquido 128 de descarregar dentro da linha de fluxo de medida de gás 106. O caminho 176 conecta de forma operacional a válvula 174 com o controlador 112. Uma válvula de verificação 178 na linha de fluxo de medida de liquido 108 garante o fluxo positivo na direção da seta 180, desse modo impedindo a intrusão da parte de gás 132 dentro da linha de fluxo de medida de liquido 108. A linha de fluxo de medida de gás 106 encontra-se em um T com a linha de fluxo de medida de liquido 108 para formar uma linha de fluxo de descarga comum 110 levando ao separador de produção 118. O controlador 112 é um sistema de automação que é utilizado para governar a operação do sistema 100. Em um nivel básico, o controlador 112 inclui um computador que é programado com o software de aquisição de dados e de programação junto com o circuitamento acionador e as interfaces para operação dos dispositivos remotos. Uma forma preferida do controlador 112 é o Fisher Modelo ROC264. A tubulação de produção 116 contém uma pluralidade de válvulas de três direções eletronicamente operáveis, por exemplo, as válvulas 182 e 184, cada uma das quais possui as fontes de produção correspondentes tal como um poço de óleo 186 ou um poço de gás 188. Uma válvula de três direções particularmente preferida para uso neste pedido é a válvula de troca de poço Xomox TUFFLINE 037AX WCB/316 com um atuador MATRYX MX200. As válvulas de preferência são configuradas para cada uma receber os fluidos da produção a partir de um poço individual correspondente, mas também podem receber a produção de um grupo de poços. 0 controlador 112 seletivamente configura estas válvulas por transmitir sinais através do caminho 190. As válvulas são seletivamente configuradas para fluir fluidos com múltiplas fases a partir de um poço 186 ou a partir de combinações de poços (por exemplo, os poços 186 e 188) dentro do trilho 192 para entrega dos fluidos para dentro da linha de fluxo de múltiplas fases gue entra 102 enguanto outras válvulas são seletivamente configuradas para desviarem do sistema 100 por fluir através da linha de fluxo de desvio 194. 0 separador de produção 118 está conectado com o transmissor de pressão 195b e com o caminho 196 para transmissão dos sinais para o controlador 112. 0 separador 118 está conectado de forma operacional com uma linha de venda de gás, com uma linha de venda de óleo e com uma linha de descarga de água salgada (não representada na FIG. 1) de gualguer maneira convencional conhecida por agueles com conhecimento na técnica.

Operação do Sistema 100 As FIGs. 2A e 2B representam diagramas de processo esguemático de um processo P200 representando a lógica de controle para uso ao programar o controlador 112. Estas instruções tipicamente residem em uma memória eletrônica ou em um dispositivo de armazenamento eletrônico para acesso e uso pelo controlador 112. As instruções gue incorporam o processo P200 podem ser armazenadas em qualquer meio que possa ser lido por máquina para recuperação, interpretação e execução pelo controlador 112 ou dispositivos similares que estejam conectados com o sistema 100 de qualquer maneira operável. 0 processo P200 começa com a etapa P202 na qual o controlador 112 determinar se é apropriado entrar com o modo de teste da produção. Com respeito à FIG. 1, isto siqnifica que o controlador 112 seletivamente configura as válvulas 182 e 184 da tubulação de produção 116 para fluir um poço ou combinações de poços selecionadas por um operador de poços correspondendo às fontes de produção 186 e 188 através do trilho 192 e para dentro da linha de fluxo de múltiplas fases de entrada 102. Esta determinação normalmente é executada com base em um retardo de tempo, por exemplo, para testar cada poço pelo menos uma vez por semana. O modo de teste pode também ser executado em uma base continua com as respectivas válvulas da tubulação de produção 116 sempre sendo seletivamente configuradas para fluir para dentro do sistema 100 enquanto outras válvulas são configuradas para desviar do sistema 100 através da linha de desvio 194. Estes tipos de medidas de teste de poço são convencionalmente utilizados ao se alocar, em uma base de entrada, as porcentagens da corrente de fluxo total que passa através do separador da produção 118 até as fontes de produção especificas, por exemplo as fontes 186 e 188.

As válvulas manualmente atuadas 196 e 197 podem ser abertas e fechadas para isolamento seletivo do sistema 100, isto é, as válvulas 196 e 197 podem ser ambas fechadas para a remoção de todos os componentes que estão montados no cavalete 114. Uma válvula eletricamente atuada 199 normalmente está fechada. Uma segunda linha de desvio ou linha de desvio redundante 198 interior às válvulas 196 e 197 permite o fluxo de desviar do sistema 100 quando a válvula 199 está aberta e as válvulas 150 e 175 estão fechadas. O teste começa na etapa P204 com o controlador 112 constringindo ou abrindo as válvulas 150 e 174 para reduzir ou aumentar a taxa de fluxo total através do separador de vórtice 104 para o propósito de separar o gás das fases liquidas no fluido de múltiplas fases. A taxa de fluxo total através do sistema 100 não precisa ser reduzida porque o controlador 112 pode abrir a válvula 199 para permitir o fluxo através do desvio interior 198. A taxa de fluxo exata depende do volume fisico do separador de vórtice e da linha de fluxo de medida de liquido 108, bem como da quantidade de fluido que as fontes 186 e 188 são capazes de liberar para o sistema 100. O objetivo de reduzir a taxa de fluxo através do sistema 100 é eliminar bolhas embarcadas a partir da linha de fluxo de medida de liquido 108 através do uso do separador de vórtice 104 com a assistência da segregação por gravidade enquanto a taxa de fluxo ainda está alta o suficiente para impedir a segregação por gravidade substancial do óleo da água na fase de liquido restante. Também é possível realizar a separação substancialmente completa da fase de gás da fase de líquido por aumentar a taxa de fluxo com a sepa- ração sendo realizada pelas forças centrífugas através do separador de vórtice 104. O controlador 112 monitora o ganho de acionamento ou a voltagem de retenção do medidor de fluxo Coriolis 166 para este propósito, como explicado com referência às FIGS. 3 e 4. A FIG. 3 é um gráfico de dados hipotéticos demonstrando os efeitos práticos do amortecimento do gás sobre a resposta de frequência dos tubos de fluxo no medidor de fluxo Coriolis 166 (veja também a FIG. 1). O registro de transmissividade é plotado em função da frequência da voltagem alternada aplicada junto à bobina de acionamento do medidor de fluxo Coriolis 166, por exemplo, nas frequências fo, fi e Í2. A proporção de transmissividade Tr é igual a saída das bobinas de retenção do medidor divididas pela entrada de acionamento, isto é, Tr é o ganho de acionamento: Uma primeira curva 300 corresponde ao sistema não amortecido da Equação (1), isto é, nenhum gás está presente no fluido sendo medido. Uma segunda curva 302 corresponde a um sistema amortecido, onde o gás está presente. Ambas curvas 300 e 302 possuem um valor ótimo 304 e 304', respectivamente, na frequência natural fn. A Fig. 4 é um gráfico de dados hipotéticos apresentando a relação entre o ganho de acionamento e o tempo para um evento 400 onde uma bolha transitória entra no medidor de fluxo Coriolis 166 como uma bolha embarcada em um fluido de múltiplas fases. A bolha entra no tempo 402 e sai no tempo 404. O ganho de acionamento é expresso como uma porcentagem na FIG. 4 e plotado como uma função do tempo nos intervalos, por exemplo, ti, t2 e t3. O controlador 112 (veja também a FIG. 1) é programado para monitorar o ganho de acionamento ou a transmissividade por comparar o mesmo com um valor limite 406. Onde o ganho de acionamento ou transmissividade da curva 408 excede o limite 406, o controlador 112 reconhece que as medidas de densidade são afetadas pela presença de bolhas transitórias. Portanto, o medidor de fluxo Coriolis 166 utiliza somente os valores de densidade obtidos quando o ganho de acionamento é menor do que o limite 406 para propósitos da etapa P206. O nível exato do limite 406 depende do projeto específico do medidor junto com o ambiente pretendido de uso e é pretendido permitir menos do que um até dois porcento de gás por volume no fluido com múltiplas fases.

Ao operar os medidores Coriolis, é frequente o caso em que a voltagem de retenção cai em proporção inversa ao evento 400 da curva 400n apresentada na FIG. 4. Os medidores algumas vezes são programados para perceber esta queda na amplitude e eles respondem por vibrar uma bobina de oscilação até uma amplitude da especificação máxima do projeto até que o efeito de amortecimento do gás seja revertido.

Com o controlador 112 abrindo e/ou fechando as válvulas 150 e 174 até que o ganho de acionamento caia abaixo do limite 406 da maneira descrita para a etapa P204, a etapa P206 inclui o medidor de fluxo Coriolis 166 medindo a densidade da fase de líquido sem o gás embarcado. Esta medida de densidade é pretendida de representar a densidade da fase de líquido não possuindo gás. Esta medida de densidade é referida como pL na discussão abaixo e é utilizada para descrever a densidade de uma mistura liquida incluindo gás e óleo com nenhuma fração de gás embarcada. Como uma alternativa a executar as medidas diretas no fluido com múltiplas fases na linha de medida de líquido 108, também é possível obter amostras do fluido de múltiplas fases para a análise de laboratório ou aproximar as medidas de densidade pelo uso de correlações de fluído empiricamente derivadas para obter aproximações menos preferidas de Pl.

Na etapa P208, o controlador 112 seletivamente ajusta as válvulas 150 e 174 de uma maneira que otimize os resultados da separação no separador de vórtice 104 de acordo com as especificações do fabricante baseado nas taxas grosseiras dos medidores de fluxo Coriolis 154 e 166 junto com os sinais de pressão recebidos a partir do transmissor de pressão 135 e do medidor de pressão diferencial 140. Nesta etapa, a tubulação de produção 116 é configurada para fluir para as medidas de teste de poço de produção ativo. O separador de vórtice 104 funciona de forma diferente nesta etapa, se comparado com a etapa P204, porque o controlador 112 não ajusta as válvulas 150 e 174 de uma maneira que reduza o ganho de acionamento abaixo do limite 406 apresentado na FIG. 4. Nesta circunstância, a fase de maioria de líquido fluindo através da linha de medida de líquido 108 pode incluir as bolhas de gás embarcadas. A etapa P210 inclui o uso do medidor de fluxo Coriolis 166 para medir a taxa de fluxo de massa total Qtl da fase de maioria de liquido incluindo o gás embarcado dentro da linha de medida de liquido 108, bem como a densidade da fase de maioria de liquido. Esta medida de densidade é referida como Pmeas na discussão que se segue.

Na etapa P212, o controlador 112 determina a densidade do gás seco pgas do gás no fluido de múltiplas fases. A densidade do gás pode ser calculada a partir da informação de pressão e de temperatura utilizando-se correlações bem conhecidas desenvolvidas pela American Gas Association baseado na gravidade do gás, ou a análise de laboratório pode proporcionar outras correlações empíricas para a densidade do gás determinada a partir de medidas reais do gás produzido a partir da corrente de fluxo de múltiplas fases. Outra técnica alternativa para a determinação da densidade do gás é obter a medida de densidade real a partir do medidor de fluxo Coriolis 154 simultaneamente com a etapa P204 ou em uma etapa separada P210 onde o controlador 112 seletivamente ajusta as válvulas 150 e 174 para minimizar a intensidade de ganho de acionamento apresentada na FIG. 4. Em algumas situações, também é possível assumir que a densidade do gás permanece constante porque a densidade do gás é relativamente baixa em comparação com a densidade do liquido e a pressuposição de uma densidade de gás constante pode resultar em um nivel de erro aceitável.

Na etapa P214, o controlador 112 calcula uma fração de gás Xl na fase de líquido, onde: onde Xlí é a fração representando o vazio de gás no fluido de múltiplas fases fluindo através do medidor de fluxo Coriolis 166, i denota as repetições sucessivas, pmeas é a medida de densidade obtida na etapa P210 como descrito acima e pcaic é um valor de densidade calculado ou estimado aproximando a densidade de um liquido com múltiplas fases possuindo uma fração Xlí. A Equação (2) será utilizada em um algoritmo de convergência repetitivo. Portanto, se for aceitável começar os cálculos com uma primeira suposição, por exemplo, um valor armazenado para pcaic a partir do ciclo precedente de medidas de teste para uma fonte de produção particular 186 ou um valor arbitrário tal como 0,8 g/cc.

Uma maneira particularmente preferida de proporcionar uma primeira suposição para o valor de pCaic é obter uma medida de corte de água a partir do monitor de corte de água 172. Então é possível assumir que nenhum gás está presente na mistura de fluxo de múltiplas fases e resolver a Equação (3) para pCaic: (3) pcalc= WC(pw — po) + po onde WC é o corte de água expresso como uma fração compreendendo a quantidade de água na mistura de líquidos dividida pelo volume total da mistura de líquidos, pw é a densidade da água na mistura de líquidos e p0 é a densidade do óleo na mistura de líquidos. A primeira suposição resultante para pCaic é o valor teórico de uma mistura de líquidos não possuindo a fração de gás. A densidade medida p meas SBITcL menor do que pCaic quando Xi for maior do que zero, posto que os valores de pw e de p0 estão corretos. Os valores de pw e de p0 podem ser obtidos a partir de medidas de laboratório que são executadas em relação a amostras da fase com maioria de liquido incluindo as respectivas fases de óleo e de água. Por exemplo, um valor de densidade da água pode ser obtido a partir de um hidrômetro conectado com o depósito de água 130. Estes valores também podem ser aproximados para níveis aceitáveis de precisão por correlações empíricas bem conhecidas que são publicadas pele American Petroleum Institute.

Na etapa P216, o controlador 112 executa um cálculo para determinar se a última suposição para pcaic proporcionou um cálculo de Xlí de acordo com a Equação (2) onde o valor de Xi convergiu dentro de uma faixa de erro aceitável. A próxima suposição para pCaic é calculada como: (4) Pcalci = (PgasXLl) + (1 — Xlí ) pL onde Pcaici é a próxima suposição para pcaic calculada utilizando o valor XLi a partir da Equação (2), pL é a densidade da mistura de líquidos e as variáveis restantes são definidas acima. A etapa P218 é um teste em relação à convergência onde a convergência existe se a expressão: (5) D < | pcalci — pcalc I for verdadeira onde D é o valor absoluto de um de-limitador representando um erro desprezível, por exemplo, 0,01'g/cc, ou aproximando-se dos limites de precisão que estão disponíveis a partir do medidor de fluxo Coriolis, pcaici é o valor presente calculado de acordo com a Equação (4) e Pcaici-i é o valor antigo de pCaici a partir da repetição anterior da Equação (2) que produziu o valor XLi correspondendo a Pcalci· Onde o controlador 112 na etapa P218 determina se não existe convergência, o novo valor de suposição pcalci é substituído pelo valor de suposição antigo pcaic na etapa P220 e as etapas P214 até P218 são repetidas até que a convergência exista. 0 corte de água pode ser calculado por: onde WC é o corte de água, p0 é uma densidade do óleo no componente de maioria de líquido e pw é uma densidade da água no dito componente de maioria de líquido. Portanto, o medidor de corte de água 172 é alguma coisa redundante se não existir fase de gás no fluxo de múltiplas fases e pode então ser opcionalmente eliminado porque ele não é um valor requerido para esta técnica de convergência repetitiva .

Na etapa P214A, uma solução mais rigorosa ou não repetitiva está disponível, posto que o valor de corte de água medido fornecido pelo medidor de corte de água 172 está dentro de uma faixa onde o medidor funciona com exatidão e precisão aceitáveis. A leitura do medidor é uma função do conteúdo de fluido e isto permite a solução simultânea de um sistema de três equações para proporcionar respostas para três variáveis onde as equações são: (7) pwÇ[w + PoÇ[o + pgPg — pmix (8) /(sat) = M (9) qw + q0 + qg = 1 onde pw é a densidade da áqua na corrente de fluxo, p0 é a densidade do óleo na corrente de fluxo, pg é a densidade do qás na corrente de fluxo, pmix é a densidade da corrente de fluxo combinado, qw é a taxa de fluxo fracionária da áqua por volume (isto é, um corte de áqua), q0 é a taxa de fluxo fracionária de óleo por volume, qg é a taxa de fluxo fracionária de qás por volume e /(sat) é uma função do conteúdo da corrente do fluxo que é única para um tipo particular de medidor de corte de áqua proporcionando uma leitura total do medidor M.

Onde o medidor de corte de áqua é um medidor de micro-ondas, a função /(sat) = M pode ser aproximada por: (10) mwqw+m0q0+mgqg = M onde mw é a leitura do medidor em áqua pura, m0 é a leitura do medidor em óleo puro, mg é a leitura do medidor em qás puro e os termos restantes são descritos acima. Onde, em um medidor tipico, mw = 60, m0 = 1 e mg = 2, as Equações (8) até (11) podem ser resolvidas para qw por: onde os termos são definidos abaixo. Além disso, (12) qg = Μ - 1 - 59qw, e (13) q0 = 58qw - M + 2.

Uma vez que a convergência seja alcançada na etapa P218, a etapa P222 acarreta em utilizar o medidor de fluxo Coriolis 154 para medir a taxa de fluxo de massa Qtg e a densidade pmgas da fase de maioria de gás fluindo através do medidor de fluxo Coriolis 154 sob as condições de fluxo da etapa P208. A etapa P224 inclui resolver a fração de gás Xg na fase de maioria de gás fluindo através da linha de medida de gás 106, de acordo com a equação (14) onde a fração de gás Xg é uma fração correspondendo a um volume de gás pego com respeito ao volume total da fase de maioria de gás, pmgas é um valor obtido na etapa P222, pgas é um valor obtido na etapa P212 e pL é um valor obtido na etapa P206.

Na etapa P224, o valor do corte de água obtido a partir do monitor de corte de água 172 é ajustado, a medida que necessário, para compensar a presença do gás na fase de maioria de liquido. Por exemplo, onde a fração de vazio de gás Xlí é conhecida, é possível utilizar este valor para corrigir as leituras de corte de água para a absorção de micro-ondas baseado na suposição de que somente o óleo e a água estão presentes. A etapa P226 inclui utilizar os dados desse modo adquiridos para resolver as taxas de fluxo das três respectivas fases em cada uma das fases de maioria de líquido e na fase de maioria de gás. Estas equações são úteis para este propósito: (15) Ql = Qtl * (1 - Xi) + Qtg * (1 - XG) ; (16) Qg = Qtl * XíQtg * XG; (17) Qo = Ql * d - WC); (18) Qw = Ql * WC; onde Ql é a taxa de fluxo de massa total das fases de liquido fluindo através do sistema 100; X± é a fração de vazio de gás na fase de maioria de liquido determinada a partir da etapa P214 e resultando na convergência na etapa P218; Qtg é a taxa de fluxo de massa total da fase de maioria de gás medida na etapa P222; Xg é a fração de vazio de gás na fase de maioria de gás determinada na etapa P224; Qg é a taxa de fluxo de massa de gás total através do sistema 100; Qo é a taxa de fluxo de massa de óleo total através do sistema 100; Qw é a taxa de fluxo de massa de água total através do sistema 100; Qo é a taxa de fluxo de massa de óleo total através do sistema 100; WC é o corte de água proporcionado a partir do monitor de corte de água 172 com as correções a medida que necessário na etapa P224; VL é a taxa de fluxo volumétrico total das fases de liquido fluindo através do sistema 100; pt é a densidade da fase de liquido determinada na etapa P206; Vo é a taxa de fluxo volumétrico de óleo total através do sistema 100; po é a densidade do óleo nas condições do fluxo; Vg é a taxa de fluxo volumétrico do gás total através do sistema 100; pgas é a densidade do gás nas condições do fluxo; Vw é a taxa de fluxo volumétrico de água total através do sistema 100; e pw é a densidade da água nas condições do fluxo. O controlador 112 na etapa P228 proporciona as saídas do sistema incluindo a temperatura direta, a densidade e as medidas de taxa de fluxo de massa junto com os resultados do cálculo para as taxas de fluxo de massa e volumétrico para as respectivas fases. Estas taxas de fluxo podem ser integradas através do tempo para proporcionar volumes de produção cumulativos para o intervalo de teste. O controlador 112 na etapa P230 interage com os componentes do sistema incluindo a tubulação de produção 116 para otimizar a eficiência do campo. Por exemplo, em um campo de óleo possuindo energia de acionamento que é predominada por uma tampa de gás, a eficiência da produção é otimizada quando a tampa de gás é esvaziada após o óleo ser recuperado. É desejável produzir óleo referencialmente antes do gás e o contato do gás-óleo pode mover-se à jusante para dentro da primeira zona de óleo a medida que o óleo é esgotado. Este movimento do contato de gás-óleo pode resultar em poços que outrora produziam primariamente óleo alterando- se para produzir primariamente gás. A resposta apropriada para esta produção de gás drasticamente aumentada em um poço de óleo normalmente é fechar o poço ou reduzir sua taxa de produção de modo a não esgotar a energia de acionamento do reservatório e o controlador 112 pode ser programado para tomar esta ação. Respostas similares podem ser programadas para mover os contatos de óleo-água ou mesmo para otimizar a performance econômica atual a partir de um ponto de vista de contabilização pela produção de um poço de baixo custo antes dos poços de custo mais elevado se todos os outros fatores forem iguais.

Os com conhecimento na técnica entendem gue as modalidades preferidas descritas agui dentro acima podem estar sujeitas a modificações aparentes sem sair do escopo e do espirito da invenção. Por consequência, os inventores pelo presente expressam sua total intenção de contar com a Doutrina de Equivalentes de modo a proteger todos os seus direitos na invenção.

REIVINDICAÇÕES

Claims (22)

1. Método (P200) para executar medidas do fluxo de múltiplas fases em ambientes de fluxo incluindo uma fase de liquido e uma fase de gás, o dito método compreendendo: separar (P204) um fluxo de múltiplas fases de entrada em um componente de maioria de liquido e um componente de maioria de gás, o dito componente de maioria de liquido compreendendo um componente de água e um componente de óleo; medir um corte de água (WC) do dito componente de maioria de liquido; determinar uma densidade (P meas ) do dito componente de maioria de liquido usando um medidor de fluxo Coriolis (166) ; o método sendo CARACTERIZADO por compreender as etapas de: determinar se o dito componente de maioria de liquido inclui gás embarcado usando os valores medidos de WC e Pmeas θ calculando-se variáveis pCaic e Xl; e verificar se o dito componente de maioria de liquido está substancialmente livre do gás embarcado usando o valor de pCaici e valor de referência D; caso afirmativo, usar o valor de corte de água (WC) para determinar uma densidade do componente de óleo (po) .

2. Método, de acordo com a reivindicação 1 CARACTERIZADO pelo fato de que compreende adicionalmente: determinar a densidade do dito componente de água; e processar a dita densidade do dito componente de água, o dito corte de água e a dita densidade do dito componente de maioria de liquido para determinar a dita densidade do dito componente de óleo.

3. Método, de acordo com a reivindicação 2, CARACTERIZADO pelo fato de que compreende adicionalmente: capturar uma amostra do dito componente de água usando um depósito de água (130) .

4. Método, de acordo com a reivindicação 3, CARATERIZADO pelo fato de que determinar a dita densidade do dito componente água compreende: medir a dita densidade do dito componente água da dita amostra usando um hidrômetro.

5. Método, de acordo com a reivindicação 1, CARACTERIZADO pelo fato de que separar o dito fluxo de múltiplas fases de entrada compreende: separar o dito fluxo de múltiplas fases de entrada em o dito componente de maioria de liquido e o dito componente de maioria de gás usando um separador de vórtice.

6. Método, de acordo com a reivindicação 1, CARACTERIZADO pelo fato de que determinar se o dito componente de maioria de liquido inclui gás embarcado compreende: calcular um ganho de acionamento do dito medidor de fluxo Coriolis (166); e determinar se o dito ganho de acionamento é menor que um valor limite.

7. Método, de acordo com a reivindicação 1, CARACTERIZADO pelo fato de que determinar o dito corte de água do dito componente de maioria de liquido compreende: medir o dito corte de água usando um monitor baseado em micro-ondas.

8. Método, de acordo com a reivindicação 1, CARACTERIZADO pelo fato de que determinar o dito corte de água do dito componente de maioria de liquido compreende: medir o dito corte de água usando um monitor baseado em infravermelho.

9. Método, de acordo com a reivindicação 1, CARACTERIZADO pelo fato de que determinar o dito corte de água do dito componente de maioria de liquido compreende: medir o dito corte de água usando um monitor baseado em capacitância.

10. Método, de acordo com a reivindicação 1, CARACTERIZADO pelo fato de que determinar o dito corte de água do dito componente de maioria de liquido compreende: medir o dito corte de água usando um monitor baseado em resistência.

11. Método, de acordo com a reivindicação 1, CARACTERIZADO pelo fato de que compreende adicionalmente: após determinar a dita densidade do dito componente de óleo, medir a taxa de fluxo do dito componente de óleo com base na dita densidade do dito componente de óleo , em que o dito componente de maioria de liquido inclui o dito gás embarcado.

12. Sistema de medida de fluxo de múltiplas fases (100) para realizar medidas de fluxo de múltiplas fases em ambientes de fluxo incluindo uma fase de liquido e uma fase de gás, o dito sistema de medida de fluxo de múltiplas fases compreendendo: um separador (104) configurado para separar um fluxo de múltiplas fases de entrada em um componente de maioria de liquido e um componente de maioria de gás, o dito componente de maioria de liquido compreendendo um componente de água e um componente de óleo; e um medidor de fluxo Coriolis (166) configurado para receber a dita componente de maioria de liquido e determinar uma densidade (pmeas) do dito componente de maioria de liquido; um monitor de corte de água (172) configurado para receber a dita componente de maioria de liquido e determinar um corte de água (WC) da dita componente de maioria de liquido ; o dito sistema de medida de fluxo de múltiplas fases CARACTERIZADO pelo fato de que compreende ainda: um controlador (112) configurado para se comunicar com o dito medidor de fluxo Coriolis e o dito monitor de corte de água, determinar se a dita componente de maioria de liquido inclui gás embarcado, e se o componente de maioria de liquido está substancialmente livre do dito gás embarcado, então o dito controlador está adicionalmente configurado para usar o valor de corte de água "WC" e a densidade do componente de maioria de liquido (pmeas) para determinar uma densidade da componente de óleo (p0) .

13. Sistema de medida de fluxo de múltiplas fases (100), de acordo com a reivindicação 12, CARACTERIZADO pelo fato de que o dito controlador (112) é adicionalmente configurado para: receber uma densidade do dito componente de água; e processar a dita densidade do dito componente de água, o dito corte de água, e a dita densidade da dita componente de maioria de liquido para determinar a densidade da dita componente de óleo.

14. Sistema de medida de fluxo de múltiplas fases (100), de acordo com a reivindicação 12, CARACTERIZADO pelo fato de que compreende adicionalmente: um depósito de água (100) configurado para receber a dita componente de maioria de liquido e capturar uma amostra da dita componente de água.

15. Sistema de medida de fluxo de múltiplas fases (100), de acordo com a reivindicação 13, CARACTERIZADO pelo fato de que compreende adicionalmente: um hidrômetro configurado para determinar a dita densidade da dita componente de água da dita amostra.

16. Sistema de medida de fluxo de múltiplas fases (100), de acordo com a reivindicação 12, CARACTERIZADO pelo fato de que: o dito separador (104) compreende um separador de vórtice.

17. Sistema de medida de fluxo de múltiplas fases (100), de acordo com a reivindicação 12, CARATERIZADO pelo fato de que o dito controlador determina se a dita componente de maioria de liquido inclui o dito gás embarcado por ser adicionalmente configurado para: calcular um ganho de acionamento do dito medidor de fluxo Coriolis (166); e determinar se o dito ganho de acionamento é menor que um valor limite.

18. Sistema de medida de fluxo de múltiplas fases (100), de acordo com a reivindicação 12, CARACTERIZADO pelo fato de que o dito monitor de corte de água compreende: um monitor baseado em micro-ondas.

19. Sistema de medida de fluxo de múltiplas fases (100), de acordo com a reivindicação 12, CARACTERIZADO pelo fato de que o dito monitor de corte de água (172) compreende : um monitor baseado em infravermelho.

20. Sistema de medida de fluxo de múltiplas fases (100), de acordo com a reivindicação 12, CARACTERIZADO pelo fato de que o dito monitor de corte de água (172) compreende : um monitor baseado em capacitância.

21. Sistema de medida de fluxo de múltiplas fases (100), de acordo com a reivindicação 12, CARACTERIZADO pelo fato de que o dito monitor de corte de água (172) compreende : um monitor baseado em resistência.

22. Sistema de medida de fluxo de múltiplas fases (100), de acordo com a reivindicação 12, CARACTERIZADO pelo fato de que o dito o dito controlador (112) é adicionalmente configurado para: medir uma taxa de fluxo do dito componente de óleo com base na dita densidade do dito componente de óleo, em que a dita componente de maioria de liquido inclui o dito gás embarcado.