BRPI0115744B1

BRPI0115744B1 - Fluxômetro multifásico, e, método de medir a vazão de componentes de um fluido multifásico

Info

Publication number: BRPI0115744B1
Application number: BRPI0115744-2A
Authority: BR
Inventors: Richards Andrew
Original assignee: Baker Hughes Incorporated
Priority date: 2000-11-29
Filing date: 2001-11-28
Publication date: 2018-04-03
Also published as: EP1337811A1; NO20032312L; US6935189B2; CA2429339C; NO20032312D0; EP1337811B1; DE60142403D1; AU2007201486A1; ATE471499T1; AU2007201486B2; WO2002044664A1; BR0115744A; US20040182172A1; CA2429339A1; GB0029055D0; AU2002220834B2; AU2083402A

Abstract

"fluxometro multifásico, e, método de medir a vazão de componentes de um fluido multifásico". um fluxômetro, e um método para medir o fluxo de um fluido multifásico são descritos. o fluxômetro tem um primeiro sensor de pressão localizado em um conduto para medir um primeiro diferencial de pressão em uma primeira localização e um segundo sensor de resposta espaçado ao longo do conduto para medir um segundo diferencial de pressão em uma segunda localização. o fluxômetro inclui meios de criação de queda de pressão para causar uma queda de pressão na pressão de fluido entre as primeira e segunda localizações, e um medidor de fração de água a montante da primeira localização ou a jusante da segunda localização para medir a fração de água no fluido multifásico. vários modos de realização da invenção são descritos e, em um arranjo preferido, os primeiro e segundo meios de medição de pressão são fluxômetros venturi.

Description

(54) Título: FLUXÔMETRO MULTIFÁSICO, E, MÉTODO DE MEDIR A VAZÃO DE COMPONENTES DE UM FLUIDO MULTIFÁSICO (73) Titular: BAKER HUGHES INCORPORATED, Sociedade Norte-Americana. Endereço: 2929 Allen Parkway, Suite 2100, Houston, TX 77019, ESTADOS UNIDOS DA AMÉRICA(US) (72) Inventor: ANDREW RICHARDS

Prazo de Validade: 10 (dez) anos contados a partir de 03/04/2018, observadas as condições legais

Expedida em: 03/04/2018

Assinado digitalmente por:

Júlio César Castelo Branco Reis Moreira

Diretor de Patente

1/13

FLUXÔMETRO MULTIFÁSICO, E, MÉTODO DE MEDIR A VAZÃO DE COMPONENTES DE UM FLUIDO MULTIFÁSICO.

[001] A presente invenção refere-se a aparelho e método para medir o fluxo de um fluido multifásico. A invenção é particularmente adequada, mas não exclusivamente, para medir o fluxo de fluidos multifásicos produzidos por poços de óleo e gás.

[002] Sistemas de medição de multifase são largamente usados nas indústrias de óleo e gás e petroquímica. Na indústria de óleo e gás, é necessário medir as vazões de óleo, gás e água, todos os quais são produzidos do reservatório subterrâneo para a superfície, via poços de produção perfurados no terreno.

[003] Há numerosos sistemas disponíveis para fazer isto, mas poucos deles são suficientemente compactos, ou podem ser construídos em linha, para permitir que os mesmos sejam usados dentro de poço perfurado, bem como, à superfície.

[004] É sabido que a medição de fluxo bi-fásico de hidrocarboneto/água é obtida pelo uso de um dispositivo de determinação de fração de volume em adição a um venturi. O dispositivo de medição de fração para hidrocarboneto/água normalmente, mas nem sempre, tira vantagem de diferir propriedades eletromagnéticas das duas fases para determinar as frações de fase volumétricas. Medidores existentes de fração de água no interior do furo permitem a medição das frações de duas fases (óleo-água ou gás-água) sobre toda a faixa de fração de água de 0 - 1 - por exemplo, medidor de corte de água MF1 Roxar (Roxar, Noruega), Fluenta MPFM 1900 (Fluenta, Noruega). É também sabido que é possível medir a fração de gás, conhecida de outro modo como a fração de vazios, pelo uso de dispositivos de medição de densidade radioativa.

[005] Pelo uso das duas técnicas acima juntamente com medições de vazão derivadas da correlação cruzada de dados de sensores

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2/13 separados espacialmente ao longo de caminhos de fluxo, é possível construir um sistema que meça fluxo de três fases.

[006] Entretanto, o uso de fontes radioativas apresenta duas desvantagens principais. Primeiro as fontes requerem acondicionamento cuidadoso e substancial para mitigar as implicações de saúde e segurança do uso de tais fontes e, em segundo lugar, o uso de tais fontes correntemente instaladas em poços de óleo e gás ainda não é aceita na prática por toda a indústria de óleo e gás.

[007] Um objetivo da presente invenção é prover um aparelho e método aperfeiçoados para medir o fluxo e fluidos multifásicos, particularmente de poços de produção.

[008] A presente invenção resolve os problemas associados a tais fontes radioativas por eliminar a necessidade de tais fontes para medir a fração gasosa, tirando vantagem da alta compressibilidade da fase gasosa, como revelado na patente US 4.168.624.

[009] De acordo com um primeiro aspecto da presente invenção, é provido um fluxômetro multifásico para medir o fluxo de um fluido multifásico fluindo através de um conduto, o mencionado fluxômetro compreendendo:

um primeiro meio de medição de pressão disposto no mencionado conduto em uma primeira localização para medir um primeiro diferencial de pressão na mencionada primeira localização;

um segundo meio de medição de pressão disposto no mencionado conduto em uma segunda localização espaçada ao longo do mencionado conduto do mencionado primeiro meio de medição de pressão para medir um segundo diferencial de pressão na mencionada localização;

meio de criação de queda de pressão para criar uma queda de pressão mensurável, no uso, entre as mencionadas primeira e segunda localizações, e

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3/13 um meio de medição de fração de água para medir a fração de água no mencionado fluido multifásico, o mencionado medidor de fração de água podendo ser localizado a montante da mencionada primeira localização ou a jusante da mencionada segunda localização. [0010] De preferência, os mencionados primeiro e segundo meios de medição são fluxômetros venturi. Alternativamente, os mencionados primeiro e segundo meios de medição de pressão são estranguladores com pelo menos dois transdutores de pressão absoluta para medir a pressão diferencial no estrangulador ou cada tendo um dispositivo de medição de pressão diferencial.

[0011] De preferência, o mencionado meio de criação de queda de pressão é um terceiro venturi disposto no mencionado conduto em uma terceira localização entre a mencionada primeira localização e a mencionada segunda localização. De preferência,, também, o segundo e terceiro venturis são combinados em um venturi duplo.

[0012] Alternativamente, o mencionado meio de criação de queda de pressão é um estrangulador.

[0013] Em um arranjo alternativo adicional, o meio de criação de queda de pressão é uma extensão de conduto provendo uma queda de pressão por atrito ou, caso o conduto seja inclinado em relação a horizontal, uma queda de pressão adicional devido à altura de gravidade.

[0014] De preferência, o mencionado meio de medição de fração de água tem um sensor de capacitância para calcular uma fração de água de um fluido de óleo contínuo fluindo no mencionado conduto e um sensor de condutância para calcular a condutividade de um fluido de água contínuo fluindo no mencionado conduto.

[0015] Alternativamente, o mencionado meio de medição de fração de água inclui um gerador de microonda e detector para detectar a fração de água de fluido fluindo no mencionado conduto.

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4/13 [0016] De preferência, o primeiro e segundo venturi, o meio de criação de queda de pressão e o meio de medição de fração de água são dispostos sobre uma pluralidade de membros tubulares.

[0017] De acordo com um aspecto adicional da presente invenção, é provido um método de medir a vazão de componentes de um fluido multifásico fluindo em um conduto, o mencionado método compreendendo as etapas de:

medir um primeiro diferencial de pressão no mencionado conduto em uma primeira localização;

medir um segundo diferencial de pressão no mencionado conduto em uma segunda localização espaçada da primeira localização;

criar uma queda de pressão no mencionado fluido multifásico, entre as mencionadas primeira e segunda localizações e medir a queda de pressão;

medir a fração de água no mencionado fluido multifásico a montante da mencionada primeira localização ou a jusante da mencionada segunda localização, e processar os primeiro e segundo diferencias de pressão, a queda de pressão e as medições de fração de água para prover uma vazão de massa e uma vazão de volume para cada componente do mencionado fluido multifásico na temperatura e pressão de fluxo.

[0018] De preferência, o método inclui a etapa de medir a fração de água a montante da primeira localização.

[0019] Estes e outros aspectos da invenção ficarão aparentes pela descrição a seguir, quando considerada em combinação com os desenhos anexos, nos quais:

a Fig. 1 é uma vista diagramática de um medidor venturi convencional para medir a vazão mássica de fluxo em um conduto;

a Fig. 2 é uma vista diagramática de um fluxômetro multifáPetição 870170053334, de 27/07/2017, pág. 7/22

5/13 sico de acordo com um primeiro modo de realização da presente invenção;

a Fig. 3 é uma vista diagramática de um fluxômetro de acordo com um segundo modo de realização da presente invenção; e a Fig. 4 é uma vista diagramática de um fluxômetro multifásico de acordo com um terceiro modo de realização da presente invenção.

[0020] Será feita referência agora à Fig. 1 dos desenhos, a qual ilustra um medidor venturi convencional 10 que mede a vazão mássica de fluxo em um conduto 12 pela medição da queda de pressão ΔΡ causada pelo estrangulador de restrição 14. Quando as frações do fluido são conhecidas, juntamente com as densidades dos fluidos, na pressão e temperatura de fluxo de fluido in situ Pi, T|, então, ambas as vazões individuais de massa e de fluxo volumétrico podem ser determinadas, conforme bem conhecido na técnica e como revelado em Flow Measurement Engineering Handbook, R. W. McGraw-Hiil 1996; Venturi Meters in Multiphase Flow, Laboratório Nacional de Engenharia (UK), Relatório n° 286/99, 1999.

[0021] É feita referência agora ao modo de realização mostrado na Fig. 2 dos desenhos, a qual ilustra um fluxômetro multifásico de acordo com o primeiro e preferido modo de realização da presente invenção. Deve ser notado que o fluxômetro multifásico, indicado de modo geral pelo número de referência 20, está disposto em um único conduto 22 ao longo do qual o fluido flui na direção da seta A. A extremidade do conduto 22a é a extremidade montante e 22b é a extremidade jusante. [0022] O fluxômetro multifásico 20 consiste de um medidor de fração de água 23, um primeiro venturi 24 disposto em uma primeira localização a jusante do medidor de fração de água, e um segundo venturi 26 espaçado ao longo do conduto 22 do venturi 24. O segundo venturi 26 é um venturi duplo. Uma primeira porção de venturi 26a é

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6/13 usada para gerar uma perda de pressão e uma segunda porção do venturi 26b, com um estrangulador mais estreito, é usado para medir um diferencial de pressão para uso em cálculos de fluxo multifásico, conforme será descrito mais adiante. Dispondo-se estes componentes em um único conduto 20 provê-se uma estrutura compacta de fluxômetro sem qualquer parte móvel.

[0023] No fluxômetro mostrado na Fig. 2, o diâmetro do conduto 20 é conhecido e o venturi 24 tem uma primeira restrição de garganta di, de modo que um diferencial de pressão ΔΡ! seja medido no venturi

24. Similarmente, no venturi 26, o diferencial de pressão ΔΡ₂ é medido entre a restrição de garganta D2 do venturi 26a e a garganta d₂ do venturi 26b. Em adição, um diferencial de pressão ΔΡ é medido no venturi 26a, entre o diâmetro Ü! e o diâmetro D₂ do venturi 26a. Em adição, a pressão e temperatura absolutas do fluido são medidas a montante do venturi 24, na localização 27.

[0024] Os seguintes parâmetros de fluido são definidos para uso nas equações a seguir no venturi 24 (localização 1) e venturi 26 (localização 2):

M1 = Massa total/s em (1)

M_Oi = massa/s óleo em (1)

M_G1 = massa/s gás em (1)

M_W1 = massa/s água em (1) p_Oi = densidade do óleo em (1) p_Gi = densidade do gás em (1) pwi = densidade da água em (1) V_Oi = volume/s de óleo em (1) V_W1 = volume/s de água em (1)

M2 = Massa total/s em (2)

M₀2 = massa/s óleo em (2)

M_G2 = massa/s gás em (2)

M_W2 = massa/s água em (2)

Ρ02 = densidade do óleo em (2) p_G2 = densidade do gás em (2) Pw2 = densidade da água em (2) V₀2 = volume/s de óleo em (2) V_W2 = volume/s de água em (2) V_G2 = volume/s de gás em (2)

V_G1 = volume/s de gás em (1)

PiU é a pressão, temperatura a montante do venturi 24. P₂T₂é a pressão, temperatura a montante do venturi 26.

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ΔΡ é o diferencial de pressão entre as derivações de montagem dos venturi 24, 26b.

ΔΡ-ι é a perda de pressão no venturi 24.

ΔΡ₂ é a perda de pressão no venturi 26.

Massa/segundo no ponto (1) = Massa/segundo no ponto (2) = _C,C_D1dí „ C,C„,d²

Pela conservação de massa: Mi = M₂ (massa/segundo) ^c‘^CDld/7Ãy= yy ^Ci^CD2^dl [0025] Ci é uma constante e assumindo que o volume de gás tenha uma mudança relativamente pequena do ponto (1) para o ponto (2),

Ci Cdi ⁼ Ci Cd2 e, assim:

Pl^P₂

= δ_χ são ambas conhecidas e são funções da geometria dos dois venturi nas localizações (1) e (2). Então:

διΡιΔΡ·ι = δ₂ρ₂ΔΡ₂

Pl _

Pi (1)

Μ·| ⁼ ΜΟι + MWi + Mgi Μ2 ⁼ Mq2 + Mw2 Mq₂

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Vi - Vqi + Vwi ⁺ VG1 V2 - Vq2 + Vw2 ⁺ VG2 (1a)

Substituindo (1a) em (1) produz:

[0026] V₂ e Vi são ambos desconhecidos. Entretanto, V₂ pode ser expresso como uma função de V_1; provido que relações de pressão, volume e temperatura (PVT) do gás e óleo sejam conhecidas. A água é assumida como permanecendo imutável da localização 1 para a localização 2.

Desse modo:

V02 = Vqi - [(ξ)ϋΡ * V_Oi] (3) onde (ξ)ϋρθ o coeficiente de encolhimento volumétrico do óleo quando o gás do óleo é liberado do ponto de alta pressão (1) para o ponto de baixa pressão (2), e

Vq2 ^_ [Vqi * Cq X ΔΡ] + [ARg * Vqi] (4)

A_rs é o volume do gás liberado por unidade de volume do óleo em P-iT-i sobre a pressão ΔΡ, onde: V_q1 * C_q * ΔΡ é a expansão volumétrica do ponto 1 para o ponto 2e

AR_S * V_Oi * Eq é o volume de gás liberado do óleo quando a pressão declina do ponto (1) para o ponto (2);

assim, substituindo-se (3) e (4) por (2) e expandindo, temos:

V ^rWl (5) [0027] ΔΡ, ΔΡ₂ e APi são medidos pelos venturi 24, 26 e sensores de pressão absoluta 28a, 28b. ξ, R_s, C_g e E_q são derivados da compoPetição 870170053334, de 27/07/2017, pág. 11/22

9/13 sição química, via cálculos de equação de estado, ou são medidos usando amostras representativas de óleo e gás.

Isto deixa as quantidades desconhecidas -

as frações de volume de água na localização (1) as frações de volume de gás na localização (1) é efetivamente medido pelo medidor de fração de água 23 colocado em linha com o mecanismo venturi duplo.

[0028] Deve ser entendido que o cálculo de fração de água requer dois sensores 30a, 30b. Um sensor 30a mede a permissividade efetiva quando o óleo ou gás forma uma fase contínua, ou seja, o grosso da mistura de fluido é isolante. Um segundo sensor 20b mede a resistividade efetiva quando a água forma uma fase contínua e a mistura é condutora.

[0029] Primeiramente, considerando o uso do fluxômetro multifásico quando recebendo um hidrocarboneto contínuo que é eletricamente isolado, deve ser entendido que óleo e gás têm permissividades relativas similares (e_R) que diferem grandemente da permissividade de água salina produzida pelo poço. Valores típicos são:

e_R de gás ~1,7 - 2,0 e_R do óleo ~ 2,5 e_R da água ~ 100 [0030] Os cálculos abaixo da equação 5 são feitos, então, e, na primeira interação, a fração de volume de água é calculada do medidor de fração de água usando o sensor de capacitância. Assumindo que nenhum gás esteja presente, então, a permissividade do hidrocarboneto é igual à permissividade do óleo. A fração de volume de gás, por exemplo,

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-2- é então calculada da equação 5 usando-se o primeiro valor da fração de v

volume de água assumindo e_R = e_R para a primeira interação.

[0031] As frações de volume da água e frações de gás são estimadas, y

permitindo das frações de volume de óleo ser calculado.

[0032] Uma vez que isto esteja feito, a permissividade relativa efetiva do componente hidrocarboneto é recalculada, levando em conta que ele não é 100% de óleo e_R de hidrocarboneto (iteração 2) =

V V,

ò)leo+ ^e *e_R gás r, f,

Λ V Λ 1 ^r wi l v J [0033] Este novo valor de e_R de hidrocarboneto é inserido no cálculo de fração de volume de água, permitindo que um segundo conjunto de frações de volume seja calculado. Este processo de iteração é repetido até que o resultado de iteração n seja diferente do resultado da iteração n-1 por menos do que 0,5%.

[0034] Na situação em que o fluido multifásico fluindo através do conduto é água contínua, ou seja, é condutor, não há necessidade de iterar este y

[0035] Cálculo e o valor de é obtido do medidor de fração de água e pode ser [0036] diretamente aplicado à equação 5 para dar a fração de volume de gás; desse modo, a fração de volume de óleo pode ser calcuPetição 870170053334, de 27/07/2017, pág. 13/22

11/13 lada.

[0037] Devido às frações de volume trifásicas na localização 1a serem conhecidas, e as densidades de fase nas medições de pressão, volume e temperatura serem conhecidas de PVT, então, a densidade total de fluido fluindo é conhecida. As equações seguintes de venturi convencional são então usadas para calcular a massa total através do venturi localizado na localização 1, como é bem conhecido por alguém experiente na técnica. Isto permite o cálculo das vazões mássicas de fluxo e volume nos valores in situ de pressão e temperatura Ρ_Ί e T_1;como se segue:

na localização 1, a densidade de fluido é dada por: pfluido,

1=—*Pw, +^p_m +^p₀, v_x v_x v_x e o volume total fluindo na localização 1 é dado por:

^Cj C_D2 fluido, 1 * AfJ ivi (Total) p fluido, 1 o coeficiente de descarga C_D no fluxo multifásico pode ser derivado do relatório de Laboratório Nacional de Engenharia acima referido. Portanto, as vazões volumétrico para água, óleo e gás são:

V_w1 = qV-ι (Total) *

V

V_Oi = qV-ι (Total) *

V

V_Gi = qV-ι (Total) *

V [0038] É feita referência agora á Fig. 3 dos desenhos que ilustra um fluxômetro multifásico de acordo com um modo de realização alternativo da invenção. Neste modo de realização, o fluxômetro compreende um medidor de fração de água 40 a montante de um primeiro

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12/13 venturi 42. Um segundo venturi a jusante 44 espaçado do primeiro venturi e entre os venturi 42, 44 é um dispositivo de queda de pressão ou estrangulador 46. Os mesmos cálculos aplicados ao primeiro modo de realização podem ser, similarmente, aplicados aqui para prover os mesmos resultados.

[0039] É feita referência agora à Fig. 4 dos desenhos, que ilustra um modo de realização alternativo adicional da presente invenção. Este modo de realização é substancialmente idêntico ao modo de realização mostrado na Fig. 2, exceto pelo fato do medidor de fração de água 23 ser disposto a jusante do venturi 26. Os mesmos cálculos de fluxo se aplicam, mas este arranjo não é preferido devido ao gás no fluido multifásico ter se expandido devido a alguma perda de pressão no sistema.

[0040] Várias modificações podem ser feitas aos medidores de fluxo aqui descritos sem se afastar do escopo da invenção. Embora todos os medidores de fluxo estejam mostrados como estruturas compactas em um único conduto, deve ser apreciado por alguém experiente na técnica que os componentes poderíam ser dispostos entre condutos grandemente espaçados, por exemplo, os venturi poderíam ser dispostos em elementos tubulares diferentes muitos metros ou mesmo centenas de metros separados. O dispositivo de queda de pressão não precisa ser um componente específico de restrição de fluxo, mas podería ser baseado na distância entre os venturi, usando, assim, a queda de pressão por atrito e gravidade dentro do tubo.

[0041] A presente invenção tem a principal vantagem de técnicas de medição radioativas não serem usadas e o sistema ser flexível bastante para ser instalado em um único conduto ou como componentes dispersos por todo um poço. Uma vantagem adicional é o fato de nenhuma parte móvel ser necessária e o sistema tomar vantagem de algumas das características e sensores usados nos dispositivos de mePetição 870170053334, de 27/07/2017, pág. 15/22

13/13 dição de duas fases em poços e estender estes, pelo conhecimento de comportamento de fase ou de fases, para sistemas de fluido trifásicos que o que até o momento não foi conseguido.

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Claims

REIVINDICAÇÕES

1. Fluxômetro multifásico (20) para medir o fluxo de um fluido multifásico fluindo através de um conduto no poço, que compreende:

um primeiro meio de medição de pressão (24) disposto no conduto em uma primeira localização para medir um primeiro diferencial de pressão na primeira localização;

um segundo meio de medição de pressão (26b) disposto no conduto em uma segunda localização espaçada ao longo do conduto a jusante do primeiro meio de medição de pressão para medir um segundo diferencial de pressão na segunda localização;

caracterizado por meio de criação de queda de pressão (26a) para criar uma queda de pressão mensurável, em uso, entre as primeira e segunda localizações, e meios de medição de fração de água (23) para medir a fração de água no fluido multifásico, em que o medidor de fração de água pode ser disposto em uma dentre uma primeira localização de mediação a montante da primeira localização e uma segunda localização de medição a jusante da segunda localização; e em que o segundo meio de medição de pressão e o meio de criação de queda de pressão compreendem um venturi duplo (26).
2. Fluxômetro de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que o fluxômetro multifásico utiliza uma relação entre pressão, volume e temperatura relativa a óleo e gás para determinar as vazões de componentes de fluido que fluem no conduto.
3. Fluxômetro de acordo com a reivindicação 1 ou 2, caracterizado pelo fato de que o meio de mediação de fração de água possui um sensor de capacitância para calcular uma fração de água de um fluido contínuo de óleo que flui no conduto e um sensor de conduPetição 870170053334, de 27/07/2017, pág. 17/22

2/3 tividade para calcular a condutividade de um fluido contínuo de água que flui no conduto.
4. Fluxômetro de acordo com a reivindicação 1 ou 2, caracterizado pelo fato de que o meio de medição de fração de água inclui um gerador de micro-ondas e um detector para detectar a fração de água do fluido fluindo no conduto.
5. Fluxômetro de acordo com a reivindicação 1 ou 2, caracterizado pelo fato de que o fluxômetro multifásico processa medições a partir do primeiro meio de medição de pressão, do segundo meio de medição de pressão e do meio de medição de fração de água para determinar os fluxos dos componentes do fluido multifásico que fluem no conduto.
6. Fluxômetro de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que os primeiro e segundo meios de medição de pressão, os meios de criação de queda de pressão e os meios de medição de fração de água são dispostos em um único membro tubular.
7. Fluxômetro de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que o primeiro meio de medição de pressão, o venturi duplo e os meios de medição de fração de água são dispostos sobre uma pluralidade de membros tubulares.
8. Método de medir a vazão de componentes de um fluido multifásico fluindo em um conduto no poço, caracterizado por compreender as etapas de:

medir um primeiro diferencial de pressão no conduto em uma primeira localização;

medir um segundo diferencial de pressão no conduto em uma segunda localização espaçada a jusante da primeira localização;

criar uma queda de pressão no fluido multifásico entre as primeira e segunda localizações e medir a queda de pressão (26a);

medir a fração de água no fluido multifásico em uma primeiPetição 870170053334, de 27/07/2017, pág. 18/22

3/3 ra localização de medição a montante da primeira localização e uma segunda localização de medição a jusante da segunda localização, e processar os primeiro e segundo diferenciais as medições de queda de pressão e de fração de água para prover uma vazão de massa e uma vazão de volume para cada componente do fluido multifásico a uma temperatura e pressão de fluido.
9. Método de acordo com a reivindicação 8, caracterizado pelo fato de que inclui a etapa de medir a fração de água a montante da primeira localização.

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