BRPI0913194B1

BRPI0913194B1 - método para medir fluxo multifásico

Info

Publication number: BRPI0913194B1
Application number: BRPI0913194-9A
Authority: BR
Inventors: Joo Tim Ong
Original assignee: Baker Hughes Incorporated
Priority date: 2008-05-27
Filing date: 2009-05-27
Publication date: 2020-12-29
Also published as: AU2009257758B2; NO343107B1; GB2472176B; US20100199780A1; BRPI0913194A2; US7707897B2; GB201019911D0; NO20101645L; GB2472176A; SA12127232B1; WO2009151954A3; AU2009257758A1; US20090293634A1; WO2009151954A2

Abstract

MÉTODO PARA MEDIR FLUXO MULTIFÁSICO. A presente invenção refere-se a um medidor de fluxo que tem um primeiro e um segundo estágio mediante a derivação de forma empírica de um algoritmo para as frações de água e gás, medição das pressões dentro do medido de fluxo e estimativa de uma taxa de fluxo de massa total com base nas pressões medidas. Uma taxa de fluxo de massa total corrigida é calculada com a utilização de uma técnica de correção de recuo de liquido/gás. A fração de óleo pode ser determinada a partir da taxa de fluxo de massa total corrigida e frações de gás e água.

Description

Campo da Invenção

[0001] A presente invenção refere-se, em geral, à produção de fluido de furo de poço e mais especificamente a um método para medir o fluxo de fluido multifásico com a utilização de um medidor de fluxo em dois estágios.

Antecedentes da Invenção

[0002] Os medidores de fluxo são frequentemente utilizados para medir o fluxo de fluido produzido a partir de furo de poço que produz hidrocarboneto. O medidor de fluxo pode ser posicionado no interior do poço dentro de um furo de poço de produção, um tubo de ponte ou tubulação utilizada em conjunto com um furo de poço submarino, ou uma linha de transmissão de produção utilizada na distribuição de fluidos produzidos. O monitoramento do fluido produzido a partir de um fundo de poço é útil na avaliação de furo de poço e para projetar a vida de produção de um poço. Em alguns casos, as linhas de transmissão podem incluir o fluido produzido a partir de poços que têm diferentes proprietários. Portanto, a contagem adequada exige um dispositivo de medição de fluxo que monitora a contribuição de fluxo de cada proprietário.

[0003] O fluido produzido pode incluir água e/ou gás misturado com hidrocarboneto líquido. Saber a fração da água é desejado para garantir que os meios adequados estejam disponíveis para separar a água do fluido produzido. Adicionalmente, a quantidade e a presença de gás são outro indicador do desempenho do furo de poço e as exigências de transmissão de impacto de fluxo de massa de vapor. Os medidores de fluxo podem ser empregados que fornecem as informações referentes ao fluxo total, água quantidade de corte e frações de gás. Entretanto, esses frequentemente exigem análises periódicas do fluido que entra no medidor de fluxo. Isto pode envolver empregar uma sonda de amostra a montante do medidor de fluxo; que pode produzir falta de precisão e pode interromper ou temporariamente parar a produção de fluido.

Sumário da Invenção

[0004] Um método é apresentado aqui para estimar o fluxo de fluido multifásico através de um medidor de fluxo em dois estágios que compreende medir as condições de fluido dentro do medidor de fluxo e a saída do medidor de fluxo, calcular um valor estimado inicial do fluxo de fluido total (qm, velha) através do medidor de fluxo, calcular um fator de correção de medição de pressão diferencial com base no valor estimado inicial do fluxo de fluido total, calcular um novo valor estimado de fluxo de fluido total (qm, nova) através do medidor de fluxo com a utilização do fator de correção de medição de pressão diferencial, calcular um novo fator de correção com base em qm, nova, nova e ajustar qm, velha igual à qm, nova, nova, comparar os valores de qm, velha, velha com qm, nova, nova e repetir se qm, velha, velha e qm, nova, nova não é igual, e calcular um valor de fluxo de fluido total corrigido quando qm, velha, velha e qm, nova, nova são iguais. O método adicionalmente compreende derivar de forma empírica um algoritmo previsto de fluxo de fluido mediante o teste de fluxo do medidor de fluxo. O teste de fluxo do medidor de fluxo compreende conduzir os múltiplos de testes de fluxo e medir as condições de fluido dentro do medidor de fluxo, em que os testes de fluxo variam a fração de gás, a fração de água e o tipo de fluido. O algoritmo compreende um modelo de característica de fluido de um modelo de fração de gás e um modelo de fração de água.

[0005] O método compreende estimar uma fração de fluido com a utilização de uma relação derivada de forma empírica, a fração de fluido selecionada a partir de uma lista que consiste em fração de água e fração de gás. Método, de acordo com a reivindicação 1, em que o medidor de fluxo compreende n zonas, cada zona fornecendo um diâmetro de fluxo reduzido (dn) no medidor de fluxo e uma válvula de medição de fluido disposto a jusante da enésima zona. O medidor de fluxo pode incluir uma válvula de medição de fluido a montante de uma primeira das zonas, dentro da primeira zona, em uma última das zonas e entre a adjacente das zonas. Os transdutores de pressão e de temperatura podem estar em comunicação com a válvula de medição de fluido. Em uma modalidade, a zona um tem um diâmetro reduzido d1, a zona dois tem um diâmetro reduzido d2 e a zona três tem um diâmetro reduzido d3, em que d2>d1>d3. Em uma modalidade do método de etapa de medir as condições de fluido na saída do medidor de fluxo inclui medir a pressão de saída do medidor de fluxo, o método adicionalmente compreende estimar uma fração de volume de gás fluido com base no na pressão de saída do medidor de fluxo e estimar a o fluxo de massa total com base na fração de volume de gás estimado.

[0006] Um método alternativo de medir o fluxo de um fluido bifásico através de um medidor de fluxo de multiestágios compreende medir os valores de pressão de fluido dentro do medidor de fluxo e da saída do medidor de fluxo, estimar uma fração de vapor de fluido com a utilização de uma relação derivada de forma empírica, em que a relação tem como base a pressão de saída do medidor de fluxo, estimar uma taxa de fluxo do fluido através do medidor de fluxo com base na fração de vapor de fluido e nas pressões medidas dentro do medidor de fluxo e corrigir a taxa de fluxo de fluido estimada com a utilização de uma técnica de regressão iterativa assim obtendo os valores de fluxo reiterados, continuar a técnica de regressão até que os valores de fluxo reiterados sucessivos ficarem dentro de uma faixa estabelecida, e selecionar os valores de fluxo reiterados sucessivos dento da faixa como a taxa de fluxo de fluido corrigida. A técnica de regressão pode compreender uma correção De Leeuw. O método pode compreender adicionalmente descartar o medidor de fluxo em um furo de poço de produção de hidrocarboneto e medir os fluidos produzidos a partir do furo de poço.

[0007] A presente descrição também inclui um método para medir as características de fluxo de um fluido multifásico que compreende direcionar uma corrente de fluido multifásico que tem frações de água e gás através de medidor de fluxo de bomba venturi, o medidor que tem zonas de fluxo restritas nele, medir a pressão na saída de medidor de fluxo e estimar uma quantidade de fração com a utilização de uma equação derivada de forma empírica com base na pressão de saída de medidor de fluxo medida.

Breve Descrição dos Desenhos

[0008] A figura 1 é uma vista em recorte parcial lateral de um furo de poço alojado que tem uma tubagem de produção e um medidor de fluxo na tubagem de produção.

[0009] A figura 2 é uma vista em recorte lateral de uma modalidade de um medidor de fluxo em dois estágios.

[00010] A figura 3 é um fluxograma que ilustra uma modalidade de um método de determinação de fluxo.

Descrição Detalhada da Invenção

[00011] A presente invenção será agora descrita mais inteiramente daqui em diante com referência aos desenhos anexos nos quais as modalidades da invenção são mostradas. Esta invenção pode, no entanto, ser concretizada de várias formas diferentes e não deve ser construída como limitada às modalidades ilustradas aqui apresentadas; ao contrário, estas modalidades são fornecidas de modo que esta apresentação será minuciosa e completa, e irá comunicar completamente o escopo da invenção àqueles versados na técnica. Os números iguais referem-se ao elementos iguais ao longo do relatório. Para conveniência ao se referir às figuras anexas, os termos direcionais são utilizados apenas para referência e ilustração. Por exemplo, os termos direcionais tais como "superior", "inferior", "acima", "abaixo" e similares estão sendo utilizados para ilustrar uma localização relacional.

[00012] Entende-se que a invenção não é limitadora aos detalhes de construção, operação, materiais exatos ou modalidades mostradas e descritas à medida que as modificações e equivalentes ficarão aparentes para aqueles versados na técnica. Nos desenhos e relatório descritivo, tem sido apresentado as modalidades ilustrativas da invenção e embora os termos específicos sejam empregados, eles são utilizados em de maneira descritiva e geral apenas, e não com propósito limitador. Consequentemente, a invenção é, portanto para ser limitada apenas pelo escopo das reivindicações anexas.

[00013] O presente método inclui direcionar um fluido através de um medidor de fluxo, medir as condições de fluido no medidor de fluxo e desenvolver de forma empírica os algoritmos que moldam a fração de gás de fluido, fração de água, fração de óleo e fluxo total. Os diferentes fluidos podem ser testados quanto ao fluxo, onde os fluidos se diferem quanto à propriedade de fluido, composição, fração de gás e fração de água. Consequentemente, as múltiplas taxas de fluxo podem ser testadas para cada fluido ou diferentes fluidos. Em uma modalidade, a pressão de saída do medidor de fluxo é uma condição de fluido considerada quando desenvolvendo o algoritmo e quando utilizando o medido para medir o fluxo.

[00014] Uma vista seccional lateral de um furo de poço de produção de hidrocarboneto 5 é fornecida na figura 1. O furo de poço 5 é alinhado com o alojamento 7 e incluo a tubagem de produção 9 disposta dentro do furo de poço 5. A tubagem de produção 9 recebe e entrega os fluidos produzidos do furo de poço 5 a uma montagem de cabeça de poço 13. A montagem de cabeça de poço 13 é posicionada no topo do furo de poço 5 e anexada a uma linha de produção 15 na superfície para distribuir o fluido produzido para processamento adicional. Uma vista esquemática de um medidor de fluxo 20 é fornecido alinhado com a tubagem de produção 9 e disposto no furo de poço 5. Uma válvula de instrumento 22 é mostrada inserida dentro do medidor de fluxo 20. A válvula de instrumento 22 pode incluir um transdutor de pressão ou temperatura conectado a uma linha de dados 24, em que os dados de sinal a partir do transdutor são transmitidos através da linha de dados 24 à superfície para monitoramento. O presente dispositivo pode incluir múltiplas válvulas de instrumento com uma ou mais linhas de dados fixadas para entregar os dados de sinal representativos para o monitoramento de condição de fluido de fundo de poço

[00015] A figura 2 é uma vista seccional parcial de um medidor de fluxo 30 que pode ser utilizado com o método descrito aqui. As leituras de pressão capturadas a partir do medidor de fluxo 30 durante o teste de fluxo podem ser utilizadas para criar um algoritmo que molda o fluido de fluido através do medidor de fluxo 30. Opcionalmente, as medições de temperatura também podem ser capturadas dentro do medidor de fluxo 30. O medidor de fluxo 30 compreende um compartimento de medidor de fluxo geralmente tubular 32 e restrições de diâmetro em zonas ao longo do compartimento 32. Em uma modalidade, as restrições lembram aquelas de um venturi medidor de fluxo, em que o diâmetro de fluxo gradualmente altera a partir de um valor maior para um menor e aumenta gradualmente a jusante para substancialmente o valor de diâmetro grande original. Isto em contraste a um medidor de orifício que em geral tem uma alteração repentina nos diâmetros de fluxo.

[00016] O fluxo de fluido através do medidor de fluxo 30 é representado pela seta A na entrada para o medidor de fluxo 30. O diâmetro do compartimento 32 próximo à entrada é representado por D1. O diâmetro de fluxo reduz a abertura que tem um diâmetro representado por d1. O diâmetro de fluxo em seguida aumenta gradualmente de d1 para D3, onde D3 é substancialmente igual em valor em D1. Para os propósitos de discussão aqui, a zona um (Z1) identifica a parte do medidor de fluxo 30 que tem o diâmetro reduzido d1 supracitado. O medidor de fluxo 30 da figura 2 inclui duas restrições de diâmetro de fluxo adicionais. Uma restrição reduz o diâmetro de fluxo de D3 para um diâmetro reduzido dz2. A área dentro do medidor de fluxo 30 onde o diâmetro reduz para Dz2, e em que o diâmetro de área de fluxo é igual a dz2, é chamada aqui de zona dois (Z2). Uma zona três de fluxo (Z3) é mostrada imediatamente a jusante da zona dois. A zona três fornece um diâmetro restrito de d2, em que o valor de d2 é menor que o valor de dz2. A jusante da zona três, o diâmetro de fluxo é aumentado de forma gradual para ser substancialmente igual ao diâmetro interno do compartimento 32.

[00017] Várias válvulas são mostradas de forma esquemática sobre o lado superior do compartimento 32; as válvulas são configuradas para receber as sondas que medem a pressão de fluido, a temperatura de fluido, ou ambas. Uma válvula de instrumento 34 é formada através do compartimento 32 logo a montante da zona um. A válvula de instrumento 34 comunica as medições para um transdutor 36 que mede as propriedades de fluido e as converte para um sinal de dados correspondente que pode ser recebido e monitorado. Opcionalmente, um link de comunicação 55 em conjunto com um receptor de dados 54 pode receber os dados para gravar ou monitorar pelo pessoal na superfície. O receptor de dados 54 pode estar situado no fundo do poço ou na superfície. Uma válvula de instrumento 38 adicional é fornecida através do compartimento 32 e ao longo da área de zona um. Um manômetro de diferencial de pressão 40 é disposto entre a válvula de instrumento 38 e a válvula de instrumento 34 que mede o (s) diferencial (ais) de pressão de fluido entre estes dois pontos. Um transdutor 39 pode, opcionalmente, ser incluído e em comunicação com a válvula de instrumento 38. A pressão diferencial entre a válvula de instrumento 34 e a válvula de instrumento 38 pode ser medida mediante a comparação das leituras do transdutor 36 e do transdutor 38. Este valor gravado também pode ser transmitido ao receptor de dados 54. As válvulas de instrumento (42, 46, 50) adicionais são fornecidas no compartimento 32 respectivamente entre a primeira e a segunda zona, dentro de uma terceira zona e a jusante da terceira zona na saída do medidor de fluxo. Os transdutores (44, 48, 52) correspondentes são inseridos dentro das válvulas de pressão (42, 46, 50). Os transdutores (44, 48, 52) são conectados ao link de comunicação 55 acoplado ao receptor de dados 54. Consequentemente, a pressão e/ou a temperatura em cada um destes locais dentro do medidor de fluxo podem ser medidas enquanto ativado e monitoradas em um local remoto para as medições de fluxo de fluido com o medidor de fluxo 30.

[00018] Para propósitos ilustrativos, os diferenciais de pressão entre as válvulas de pressão são ilustradas que correspondem ao local das válvulas de instrumento. ΔP1 representa o diferencial de pressão entre as válvulas de instrumento 34 e 38; ΔPPL representa o diferencial de pressão entre a válvula de instrumento 34 e a válvula de instrumento 50; ΔPPL2 representa o diferencial de pressão entre a válvula de instrumento 42 e a válvula de instrumento 50; e ΔP2' representa o diferencial de pressão entre a válvula de instrumento 42 e a válvula de instrumento 46.

[00019] Uma vantagem do presente método é que o algoritmo derivado de forma empírica pode determinar a fração de volume de gás (GVF) sem a utilização de uma metodologia secundária, por exemplo, a análise de fluido para determinar as propriedades de fluido do gás. Um exemplo de uma metodologia secundária é medir o coeficiente de encolhimento volumétrico de um fluido de furo de poço tal como óleo e a razão de gasóleo produzido. O método apresentado aqui inclui testar o fluxo do medidor de fluxo 30 da figura 2 e derivar de forma empírica os algoritmos com base nestes testes. Os algoritmos incorporam uma medição de perda de pressão permanente (ΔPPL2) através das segunda e terceira zonas (Z2, Z3). ΔPPL2 representa um diferencial de pressão medido entre a válvula de instrumento 42 e a válvula de instrumento 50. Uma medição capturada na válvula de instrumento 50 representa uma pressão na saída do medidor de fluxo 30. Considerando a medição de pressão na saída do medidor de fluxo 30, o método empírico resulta um algoritmo para estimar a fração de água ou teor de água (WC) que sai do medidor de fluxo 30 (equação 1a):

[00020] Vw2 e V2 são o volume de água e volume de fluido total dentro da Z3 respectivamente; α2 é um coeficiente que é dependente da diferença de densidade entre o gás e o líquido. O coeficiente é derivado de forma empírica para a densidade diferente de gás e água. O coeficiente k é o fator de correção de manômetro que corrige para a variação associada aos manômetros.

[00021] De forma similar, a GVF do fluido que flui através da ferramenta pode ser estimada com base na razão do diferencial de pressão medido na válvula de instrumento 34 e na válvula de instrumento 50 (ΔPPL) e o diferencial de pressão medido na válvula de instrumento 42 e na válvula de instrumento 50 (ΔP2'). O algoritmo resultante utilizado para estimar a GVF de fluido é mostrado abaixo como equação 1b.

[00022] Na equação 1b, VG2representa o volume de gás na Z3 e k2 é um fator de proporcionalidade. O fator de proporcionalidade é um valor derivado de forma empírica que considera o regime de fluxo e a inclinação do medidor de fluxo 30. O segundo fator À também é derivado de forma empírica e dependente da diferença de densidade entre o gás e o óleo do fluxo de fluido.

[00023] O conhecimento da fração de água e/ou água em uma corrente de fluido pode ser útil na transmissão do fluxo de fluido. Por exemplo, o conhecimento da fração de água ou água em um sistema de processo pode indicar se o processo está operando dentro das condições de projeto esperadas. Consequentemente, a evidência de uma fração sem especificação poderia indicar um transtorno ou outra condição de desvio que pode ser reconciliada com ação adequada. Um exemplo de ação adequada é regular o fluxo a jusante. De forma similar, quando o fluido de produção de medição dentro de um furo de poço de produção de hidrocarboneto com um medidor de fluxo, as flutuações gravadas de valores de fração de água e/ou gás poderiam representar condições a jusante indesejadas. Isto pode incluir o escape de gás e migração de orla dentro do furo de poço. Em alguns casos, as condições indesejadas são aprimoradas ou corrigidas mediante a regulação de fluxo na cabeça de poço. Assim, a regulação de fluxo de cabeça de poço pode ser dependente das frações de furo de poço monitoradas.

[00024] Devido à expansão de gás causada pela queda de pressão localizada no medidor de fluxo 30, o presente método considera a fração de gás de fluido quando estima inicialmente o fluxo total através do medidor. Estimar a fração de gás, a taxa de fluxo de massa total pode ser determinada a partir das equações 2 e 3. A taxa de fluxo de massa total é determinada com a utilização dos parâmetros a seguir: qm = qz1 para a fração de volume de líquido, LVF>80% Equação 2a qm = qz3 para a fração de volume de líquido, LVF<80% Equação 2b

[00025] Aqui, LVF = 1 - GVF, qm é a taxa de fluxo de massa total, e qZ1 e qZ3 são taxas de fluxo de massa calculadas nas zonas um e três, respectivamente.

[00026] Aqui, Ci e C2 são coeficientes de descarga relacionados ao fluxo em casa uma das bombas venturi. βi= di/Di e β2 = d2/D3 Di e D3 representam os valores do diâmetro nas entradas das primeira e segunda zonas respectivas, como mostrado na figura 2; di e d2 representam valores de diâmetro na abertura às entradas das primeira e segunda zonas, como mostrado na figura 2; g representa a aceleração gravitacional; e pi e p2 representam as densidades de fluido nas primeira e segunda zonas.

[00027] Observa-se que qm = qv.p em que qv é a taxa de fluxo volumétrica e p2 é calculado através do método de captura de coluna de fluido. Presume-se que o fluxo de massa é conservado, portanto, qmi = qm2 = qm. À medida que a massa é conservada ao longo do sistema, equacionar a equação 3a a 3b forma a relação a seguir:

[00028] A densidade do fluido na primeira zona (pi) pode ser calculada com base nas equações mostradas. A densidade do fluido na segunda zona (p2) é determinada com a utilização do método de captura de líquido com base em um manômetro de temperatura e pressão remoto posicionado em uma distância de separação do medidor de fluxo 30. A temperatura e/ou pressão medida pode ser a montante ou a jusante do medidor de fluxo 30. Um exemplo do método de captura de líquido é demonstrado na equação 9 abaixo.

[00029] Como observado acima, um efeito de recuo é causado pela mistura de vapor e líquido no fluido que produz um fenômeno chamado aqui de leitura excessiva. As alterações na densidade de vapor com pressão também introduz imperfeições na medição de fluxo de fluido. Calcular de forma precisa o fluxo de massa envolve corrigir a medição de pressão diferencial para o efeito de compressão de gás e efeito de recuo. Em uma modalidade, o método presente emprega a correção De Leeuw para compensar por estes efeitos. Isto inclui primeiro determinar o Número de Lockhart Martinelli (LM) com a utilização da relação fornecida na equação 5 abaixo. A equação 5 exige a taxa de fluxo de líquido, QL e taxa de fluxo de gás, Qg bem como a densidade individual do líquido, p1 e a fase gasosa pg.

[00030] A equação 5 exige a taxa de fluxo de líquido, QL e taxa de fluxo de gás, Qg bem como a densidade individual do líquido, p1 e a fase gasosa pg.

[00031] Aqui: QL = qm.p.(1 - GVF)Equação 6ae Qg = qm.p.(GVF)Equação 6b.

[00032] Quando o fluido sendo medido é um fluido no fundo de poço de furo de poço, as densidades de fluido podem ser obtidas utilizando as leituras de temperatura e pressão. O gás pode ser considerado ser metano, enquanto os líquidos podem inicialmente ser coletados e avaliados durante a perfuração. Os líquidos coletados durante a perfuração podem ser analisados para fornecer uma estimativa inicial da densidade de líquido de furo. Durante o tempo que o medidor de fluxo 30 está em uso no fundo do poço, os fluidos podem ser coletados e analisados na superfície para corrigir as alterações na composição de líquido que afetam as propriedades de fluido. Sabendo-se o número de LM, o valor de leitura excessiva pode ser calculado com a utilização de equações 7a e 7b abaixo:

[00033] O expoente n é um valor derivado de forma empírica, obtido a partir da relação de equação 7c abaixo.

[00034] O termo Frg é o número de Froude obtido a partir da equação 7d abaixo.

[00035] Na equação 7d, o termo g representa a constante gravitacional e Dn representa o valor respectivo do diâmetro na entrada das primeira e segunda zonas (Z1, Z2) no medidor de fluxo 30. O número de Froude também depende da velocidade de gás superficial (vs, gás) e assim, é dependente da fração de volume de gás de equações 2a e 2b. Um valor para a velocidade de gás superficial (vs, gás) é obtida com a utilização da relação na equação 7e abaixo.

[00036] O presente método adicionalmente inclui dividir a estimativa de fluxo total inicial (qvθiha) pelo fator de leitura excessiva Φ obtido a partir da equação 7a para obter uma atualização ou nova estimativa do fluxo total (q m, nova), vide a equação 8.

[00037] O valor de qm, velha é comparado ao valor de q m, nova. Se qm, velha e qm, nova forem diferentes, o método inclui calcular novamente o valor de leitura excessiva das equações 5 a 7. Ao calcular novamente o fator de leitura excessiva Φ, o valor de q m, nova da equação 8 é substituído por qm, nas equações 5 a 7. O valor de q m, nova é identificado qm, velha e a equação 8 é calculada novamente com a utilização de valores q atualizados e fator de leitura excessiva Φ. Este processo é repetido de forma repetitiva até que qm, velha e qm, nova sejam iguais ou substancialmente iguais. Opcionalmente, a diferença entre qm, velha e qm, nova pode estar dentro de uma faixa. Mediante a finalização da análise repetitiva, o fluxo de massa qm é ajustado para ser igual ao valor de qm, nova. Em uma modalidade, o método envolve análise de regressão para obter um valor para o fluxo de massa total através do medidor de fluxo 30.

[00038] Uma vez que a taxa de fluxo de massa, qm e a fração de volume de gás são determinados, ou/ambas a fração de volume de óleo e a fração de água podem ser calculadas com base na medição de densidade. Calcular as frações pode ser feito com a utilização da equação 1a e determinar o componente individual de taxa de fluxo de massa de óleo e água. Alternativamente, um método de captura de fluido pode ser empregado para determinar a densidade do fluido, p2. A densidade pode, em seguida, ser utilizada para inferir o teor de água do fluido. Isto tem como base a incorporação de um sensor remoto em uma distância d longe do medidor de fluxo ou a montante ou a jusante, onde o sensor pode medir a pressão e opcionalmente a temperatura. A conservação de massa fornece as relações a seguir:

[00039] Organizar novamente estes resultados de relações na equação 9 abaixo:

[00040] A GVF pode ser obtida a partir da equação 1 e as densidades de fluido podem ser determinadas a partir das leituras de pressão e temperatura. Sabendo-se a fração de água e a fração de gás, a fração de óleo pode ser calculada a partir da equação 10 abaixo:

[00041] Para aprimorar a quantificação de fluxo, os efeitos de emulsificaão para o óleo e água podem ser considerados ao determinar a viscosidade de emulsão de água em óleo. Os efeitos de emulsificaão podem afetar o coeficiente de descarga C que é utilizado para as taxas de fluxo de massa (vide a equação 3).

[00042] A figura 3 representa uma modalidade do presente método sob a forma de fluxograma. Como descrito por este método, os algoritmos são derivados de forma empírica que moldam o teor de água e/ou fração de vapor em uma quantidade de fluido medido. Os algoritmos são desenvolvidos mediante o teste de fluxo de um medidor de fluxo em dois estágios, tal como aquele da figura 2, medir a pressão em um ou mais pontos dentro do medidor de fluxo e em seguida realizar uma técnica de encaixe de curva a partir de dados medidos para derivar o algoritmo. Etapa 100. Como observado acima, o teste de fluxo pode ser feito em uma grande quantidade de diferentes fluidos, em que os diferentes fluidos também podem ser todos líquidos, todos gás ou fluidos multifásicos. Os fluidos podem compreender diferentes composições e podem ter propriedades de fluido variadas. Testar o fluido de uma ampla variedade de fluidos pode fornecer os algoritmos derivados de forma empírica, também útil para uma ampla faixa de fluidos.

[00043] O método adicionalmente inclui direcionar o fluido através do medidor de fluxo, e medir dentro do medidor de fluxo. Etapa 102. Esta etapa de medição pode ocorrer dentro de um furo de poço de produção de hidrocarboneto, um tubo de ponte ou uma tubulação, uma linha de transmissão, ou qualquer linha que tenha fluido, associado ou não a um furo de poço de produção de hidrocarboneto. Assim, o medidor de fluxo 30 pode ser posicionado dentro de qualquer linha utilizada para a transferência de um fluido. A substituição de valores de pressão medida encontrada na etapa 102 em algoritmos da etapa 100, estimada para a fração de volume de líquido, fração de volume de gás, e quantidade de água pode ser estimada. Etapa 104.

[00044] Uma estimativa inicial da taxa de fluxo de massa total qm é calculada. O cálculo é dependente da fração de gás dentro do fluxo de fluido. Se a fração de gás for menor que 20%, o fluxo de fluido estimado será inicialmente presumido ser a quantidade que flui dentro do medidor de fluxo 30. Quando a fração de volume de líquido é igual a 80% ou menos que o fluxo total, a taxa de fluxo de massa total é estimada ser igual à saída do medidor de fluxo 30 com base em uma queda de pressão medida. Etapa 106. Tendo uma taxa de fluxo estimada inicial e uma fração de volume de gás, uma correção De Leeuw é realizada para compensar pelo efeito de recuso do gás presente no fluido. (equações 5 a 7). Etapa 107. A taxa de fluxo estimada qm, velha é dividida pelo fator de correção para obter uma taxa de fluxo corrigida q m, nova. Etapa 108. As taxas de fluxo nova e velha são em seguida comparadas. Etapa 110. Se as taxas de fluxo forem diferentes, o fator de correção é calculado novamente com a utilização de q m, nova como a taxa de fluxo nestas equações. Etapa 112. Adicionalmente, o valor de qm, velha é ajustado para ser igual a qm, nova. As etapas 108 e 110 são repetidas até que qm, velha seja substancialmente igual a q m, nova. Quando estes valores forem iguais ou substancialmente iguais, a taxa de fluxo total pode ser estabelecida e com a utilização de valores obtidos anteriormente de frações de água e de gás, as taxas de fluxo de massa para o gás e água podem ser estimadas. Etapa 114.

[00045] Uma das muitas vantagens do presente dispositivo e método é a capacidade de instalar o medidor de fluxo e medir de forma precisa o fluxo em um local remoto ou de outro modo inacessível. Além disso, o presente dispositivo e método podem fornecer as medições precisas de fluxo total, teor de água e fração de gás pelas medições de temperatura e/ou pressão. A amostragem de fluxo periódico não é exigida.

[00046] A presente invenção descrita aqui, portanto, é bem adaptada para realizar os objetivos e alcançar as finalidades e vantagens mencionadas, bem como outros inerentes nisso. Enquanto uma modalidade preferencial da presente invenção tem sido dada para propósitos de descrição, inúmeras alterações existem em detalhes de procedimentos para alcançar os resultados desejados. Essas e outras modificações similares irão prontamente sugerir elas mesmas aos versados na técnica e são pretendidas serem abrangente dentro do espírito da presente invenção apresentada aqui e o escopo das reivindicações anexas. Enquanto a invenção tem sido mostrada em apenas uma das suas formas, deveria ficar aparente àqueles versados na técnica que ela não é limitadora, mas é suscetível às várias alterações sem se afastar do escopo da invenção.

Claims

1. Método para estimar o fluxo de fluido multifásico através de medidor de fluxo em dois estágios, caracterizado pelo fato de que compreende: a. medir as condições de fluido dentro do medidor de fluxo e da saída do medidor de fluxo; b. calcular um valor estimado inicial de fluxo de fluido total (qm, velha) através do medidor de fluxo c. calcular um fator de correção de medição de pressão diferencial com base no valor estimado inicial de fluxo de fluido total; d. calcular um novo valor estimado de fluxo de fluido total (q m, nova) através do medidor de fluxo com a utilização de fator de correção de medição de pressão diferencial; e. calcular um novo fator de correção com base no q m, nova e ajustar qm, velha igual a qm, nova; f. comparar os valores de qm, velha com q m, nova e repetir as etapas (c) a (e) se q m, velha e qm, nova não forem iguais; e g. calcular um valor corrigido de fluxo de fluido total quando qm, velha e qm, nova forem iguais.

2. Método, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que compreende adicionalmente derivar de forma empírica um algoritmo previsto de fluxo de fluido mediante o teste de fluxo do medidor de fluxo.

3. Método, de acordo com a reivindicação 2, caracterizado pelo fato de que o teste de fluxo do medidor de fluxo compreende conduzir os múltiplos de testes de fluxo e medir as condições de fluido dentro do medidor de fluxo, em que os testes de fluxo variam a fração de gás, a fração de água e o tipo de fluido.

4. Método, de acordo com a reivindicação 2, caracterizado pelo fato de que o algoritmo compreende um modelo característico de fluido, a característica selecionada a partir da lista que consiste em um modelo de fração de gás e um modelo de fração de água.

5. Método, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que compreende adicionalmente estimar uma fração de fluido com a utilização de uma relação derivada de forma empírica, a fração de fluido selecionada a partir de uma lista que consiste em fração de água e fração de gás.

6. Método, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que o medidor de fluxo compreende n zonas, cada zona fornecendo um diâmetro de fluxo reduzido (dn) no medidor de fluxo e uma válvula de medição de fluido disposto a jusante da enésima zona.

7. Método, de acordo com a reivindicação 6, caracterizado pelo fato de que o medidor de fluxo compreende adicionalmente uma válvula de medição de fluido a montante de uma primeira das zonas, dentro da primeira zona, em uma última das zonas e entre uma das zonas adjacentes.

8. Método, de acordo com a reivindicação 6, caracterizado pelo fato de que um transdutor de pressão e temperatura está em comunicação com a válvula de medição de fluido.

9. Método, de acordo com a reivindicação 6, caracterizado pelo fato de que o medidor de fluxo compreende uma zona que tem diâmetro reduzido d1, uma zona dois que tem diâmetro reduzido d2, e uma zona três que tem diâmetro reduzido d3, em que d2>d1 >d3.

10. Método, de acordo com a reivindicação 9, caracterizado pelo fato de que compreende adicionalmente medir as condições de fluido a montante da zona um, na zona um, entre a zona um e zona dois e em zona três.

11. Método, de acordo com a reivindicação 10, caracterizado pelo fato de que compreende adicionalmente estimar uma fração de água de fluido com base em um diferencial de pressão das pressões de fluido, medidas na saída do medidor de fluxo e na região entre a zona um e a zona dois.

12. Método, de acordo com a reivindicação 10, caracterizado pelo fato de que compreende adicionalmente estimar uma fração de gás de fluido com base em um diferencial de pressão das pressões de fluido, medidas na saída do medidor de fluxo e a montante da zona um.

13. Método, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que compreende adicionalmente derivar de forma empírica um modelo de fração de água, em que o modelo

14. Método, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que compreende adicionalmente derivar de forma empírica um modelo de fração de gás, em que o modelo

15. Método, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que a etapa de medir as condições de fluido na saída do medidor de fluxo inclui medir a pressão de saída do medidor de fluxo, o método compreende adicionalmente estimar uma fração de volume de gás de fluido com base na pressão de saída do medidor de fluxo e estimar o fluxo de massa total com base na fração de volume de gás estimada.

16. Método para medir o fluxo de um fluido bifásico através de um medidor de fluxo de multiestágios, caracterizado pelo fato de que compreende: medir os valores de pressão de fluido dentro do medidor de fluxo e da saída do medidor de fluxo; estimar uma fração de vapor de fluido com a utilização de uma relação derivada de forma empírica, em que a relação tem como base a pressão de saída do medidor de fluxo; estimar uma taxa de fluxo do fluido através do medidor de fluxo com base na fração de vapor de fluido e nas pressões medidas dentro do medidor de fluxo; corrigir a taxa de fluxo de fluido estimada com a utilização de uma técnica de regressão iterativa, assim obtendo valores de fluxo reiterados; continuar a técnica de regressão até que os valores de fluxo reiterados sucessivos estejam dentro de uma faixa estabelecida; e selecionar os valores de fluxo reiterados sucessivos dento da faixa como a taxa de fluxo de fluido corrigida.

17. Método, de acordo com a reivindicação 16, caracterizado pelo fato de que a técnica de regressão compreende uma correção De Leeuw.

18. Método, de acordo com a reivindicação 16, caracterizado pelo fato de que o medidor de fluxo compreende um medidor de bomba venturi com a zona um, a zona dois e a zona três, cada zona tendo respectivamente diâmetros restritos d1, d2 e d3, em que d2>d1>d3.

19. Método, de acordo com a reivindicação 16, caracterizado pelo fato de compreende adicionalmente o descarte do medidor de fluxo em um furo de poço de produção de hidrocarboneto e medir fluidos produzidos a partir do furo de poço.

20. Método para medir as características de fluxo de um fluido multifásico, caracterizado pelo fato de que compreende: direcionar uma corrente de fluido multifásico que tem frações de água e gás através de medidor de fluxo de bomba venturi, o medidor tendo zonas de fluxo restritas nele; medir a pressão na saída de medidor de fluxo; e estimar pelo menos uma de uma quantidade de fração de gás ou uma quantidade de fração de água com a utilização de uma equação derivada de forma empírica com base na pressão de saída de medidor de fluxo medida, em que estimar a fração de água inclui medir a pressão de fluido entre a primeira e a segunda zonas restritas, comparando as pressões de fluido medidas, e usar as pressões de fluido medidas comparadas na etapa de estimar a fração de água, e em que estimar a fração de gás inclui medir a pressão de fluido na entrada do medidor de fluxo, comparar as pressões de fluido medidas e usar as pressões comparadas na etapa de estimar o fração de gás.

21. Método, de acordo com a reivindicação 20, caracterizado pelo fato de compreende adicionalmente regular o fluxo de fluido a jusante do medidor de fluxo com base no valor da quantidade de fração estimada.