BRPI0923110A2

BRPI0923110A2 - método e aparelho para medições de fluxo de gás úmido e medição de propriedades de gás

Info

Publication number: BRPI0923110A2
Application number: BRPI0923110-2A
Authority: BR
Inventors: Arnstein Wee; Ingve Morten Skjaeldal
Original assignee: Multi Phase Meters As
Priority date: 2008-12-12
Filing date: 2009-12-14
Publication date: 2020-11-03
Also published as: NO20085198L; CN102246009A; GB201109186D0; GB2477892B; AU2009325212A2; US9759592B2; NO334550B1; BRPI0923110B1; AU2009325212B2; GB2477892A; WO2010068118A1; CA2744420A1; RU2011125651A; US20110301877A1; AU2009325212A1; CN102246009B; RU2498230C2; CA2744420C

Abstract

MÉTODO E APARELHO PARA MEDIÇÕES DE FLUXO DE GÁS ÚMIDO E MEDIÇÃO DE PROPRIEDADES DE GÁS. A presente invenção refere-se a um método para determinar as taxas de fluxo de um fluído compreendendo uma mistura de multicomponentes de um gás e pelo menos um líquido em uma tubulação, o método compreendendo as seguintes etapas: a temperatura e a pressão da mistura de multicomponentes são determinadas, b. as frações da mistura de multicomponentes são determinadas com base em pelo menos duas propriedades físicas medidas da mistura de multicomponentes e conhecimento da mesma propriedade física dos componentes individuais da mistura de multicomponentes, c. a velocidade da mistura de multicomponentes é determinada, d. com base no resultado da etapa a-c, a taxa de fluxo do componente individual do fluido é determinada, caracterizado por um método para determinar as propriedades físicas de pelo menos um dos componentes da mistura de multicomponentes onde e. é executada uma medição de perda ou fase eletromagnética, f. um parâmetro estatístico relacionado à medição eletromagnética é calculado, g. o dito parâmetro estatístico é comparado a um valor limite empírico derivado correspondente ao valor do parâmetro estatístico quando somente um dos componentes da mistura de multicomponentes está presente, e h. as ditas propriedades físicas do dito fluido são determinadas se o parâmetro estatístico exceder o valor limite para o dito componente e é usado na etapa b-d para fornecer um valor aperfeiçoado da taxa de fluxo das frações, velocidade e fluxo dos componentes individuais da mistura de multicomponentes. Um aparelho para executar o método é também descrito.

Description

Relatório Descritivo da Patente de Invenção para "MÉTODO E - APARELHO PARA MEDIÇÕES DE FLUXO DE GÁS ÚMIDO E MEDIÇÃO DE PROPRIEDADES DE GÁS". ' A presente invenção refere-se a um método e aparelho para a — medição dos componentes individuais de fluído multifásico predominante- mente contendo um gás e as propriedades físicas da fase do gás, como de- finido nos preâmbulos das reivindicações 1 e 22, respectivamente.

O problema de como medir misturas de óleo-água-gás têm sido de interesse para a indústria de petróleo desde o início dos anos 80. Desde então pesquisas consideráveis têm sido conduzidas no desenvolvimento de um medidor de fluxo trifásico adequado para uso em um ambiente industrial.

O fluxo multifásico na indústria de óleo & gás é comumente defi- nido como uma mistura de líquidos e gás onde a quantidade de gás livre, | também denotado GVF, é menos do que 90-95% do volume da tubulação. « 15 Para GVFs na faixa de 95%-99,99%, o fluxo multifásico é muitas vezes refe- rido como um gás úmido onde a parte líquida é água e condensado (óleo leve). No entanto, um poço de gás úmido típico tem um GVF acima de 97% e é mais comum com GVFs na faixa de 99,5-99,9%. Existem diversas técnicas e instrumentos para medir multifásicos egases úmidos, como será adicionalmente descrito abaixo.

Tais instrumen- tos necessitam serem razoavelmente precisos (tipicamente mais do que + 5% de taxa para cada fase), não intrusivos, confiáveis, independentes de regime de fluxo e fornecer medições precisas por toda a faixa de fração de componente.

Apesar do grande número de soluções que têm sido propostas nos últimos anos, nenhum medidor de fluxo de gás úmido trifásico comerci- almente disponível até agora satisfaz todas essas exigências, o instrumento precisa funcionar com confiança em um ambiente severo e corrosivo tal co- mo diversos milhares de metros abaixo da superfície do mar.

Dentro da tu- bulação, o fluido multifásico fluente pode estar viajando em uma velocidade —de1-50m/scom pressões em excesso de (1000 bars) 100000 KPa e tempe- raturas acima de 200ºC.

Areia também está muitas vezes presente e pode avariar o interior do instrumento.

Os medidores de fluxo de gás úmido são cada vez mais usados : para verificação de poço e medição de alocação.

De modo a otimizar a produção e duração de um campo de ó- í leo/gás, os operadores necessitam ser capazes de regularmente monitorar a produção de cada poço no campo. A maneira convencional de fazer isso é usar um separador de teste. Os separadores de teste são expansivos, ocu- pam valioso espaço em uma plataforma de produção, e exigem um longo tempo para monitorar cada poço por causa das exigidas condições de fluxo estabilizadas. Além disso, os separadores de teste são somente moderada- mente precisos (tipicamente + 5 a 10% de cada faixa de fluxo de fase) e não podem ser usados para monitoramento contínuo de poço. Um medidor de fluxo de gás úmido poderia ser usado no primeiro caso em vez de um sepa- rador de teste e a longo prazo como uma instalação permanente em cada | poço. Tal arranjo evitaria a perda na produção normalmente associada com . 15 a verificação do poço. Tal perda é estimada para ser aproximadamente de 2% para uma instalação em alto mar típica. A medição da alocação é neces- sária quando um oleoduto comum é usado para transportar a produção de um número de poços pertencentes a diferentes companhias para uma facili- dade de processamento. Isso é correntemente alcançado por passagem da produção de cada poço através de um separador de teste antes de entrar no oleoduto comum. No entanto, além das desvantagens do separador de teste descrito acima, oleodutos de teste dedicados a cada poço são também exi- gidas. O medidor de fluxo de gás úmido instalado permanentemente ofere- ceria significantes vantagens para medição de alocação.

Um medidor de fluxo de gás úmido também necessita ser robus- to com respeito à incerteza em parâmetros de configuração. Os parâmetros de configuração típicos para medidor de fluxo de gás úmido comercialmente disponível são densidade, permissividade (constante dielétrica), coeficientes de absorção de massa e dados de viscosidade para todos os fluidos conti- dos no gás úmido. Para medidores de fluxo de gás úmido se a divisão entre O líquido e o gás é baseada em uma medição de densidade do gás úmido e uma densidade conhecida vale para a fase de gás e de líquido, as frações de líquido medidas (água e óleo) são altamente influenciadas pelo valor de . densidade para o gás. Na prática, o valor de densidade para o gás determi- na o ponto zero para a medição de fração do líquido. Na maioria de aplica- 1 ções na atividade real a incerteza na densidade do gás pode ser na ordem de2-7%e altera significantemente com o tempo devido às alterações de composição no reservatório. Isso pode causar significantes erros de medição para as partes líquidas que podem facilmente ser na ordem de diversas cen- tenas porcento. Para uma aplicação de gás úmido típica com uma pressão de operação de (150 bar) 15000 KPa, a densidade da mistura medida (gás úmido) pode ser 112,7 kg/m?. Admitindo que uma densidade de gás de 110 kg/m? e densidade de condensação (óleo) de 650 kg/m?, o GVF calculado vem a ser 99,5%. Isto é, 0,5% do volume da tubulação é líquido. Se por ou- tro lado, a densidade do gás estava errada por 5% de modo que a densida- [ de verdadeira de gás foi de 104,5 kg/m? em vez de 110 kg/m?, o GVF calcu- . 15 lado então se torna 98,5% o que corresponde a uma fração líquida de 1,5%. Para o exemplo acima, uma alteração na densidade do gás de 5% causa um erro da medição na fração líquida (e taxa de fluxo de líquido) de 200%. Se a densidade da mistura medida foi levemente inferior (isto é, 111,35 kg/m?) o GVF calculado com base em uma densidade de gás de 110 kg/m? então se torna 99,75% correspondente a uma fração líquida de 0,25%. Outra vez, se a densidade do gás estava errada por 5% de modo que a densidade verda- deira do gás foi de 104,5 kg/m? em vez de 110 kg/m?, o GVF calculado então se torna 98,75% o que corresponde a uma fração líquida de 1,25% causan- do um erro de medição de 400% na fração líquida. Consequentemente, a incerteza na medição para as partes liquidas referida a incertezas na densi- dade de gás aumenta exponencialmente conforme a fração de gás na tubu- lação aumenta.

Qualquer erro na fração líquida medida se refere diretamente a um erro na medição correspondente nas faixas de fluxo calculadas para um —medidor de gás úmido uma vez que as taxas de fluxo são derivadas por mul- tiplicação das frações medidas com a velocidade dos fluidos na tubulação. A água de formação no reservatório de hidrocarboneto é água salina típica.

Mediante situações normais, o poço não deve produzir qual- . quer água de formação.

De fato, a água de formação no oleoduto pode cau- sar formação de hidrato e crosta além de severa corrosão no oleoduto.

Se a ' quantidade de água de formação e fresca (também referidas como fração de água total) em um poço é conhecida pelo operador do campo, inibidores químicos podem ser injetados na corrente do poço de modo a limitar os efei- tos indesejados devido à água.

Alternativamente, a taxa de produção do po- ço pode ser alterada de modo a minimizar ou reduzir a produção de água de formação ou paralisar o poço completamente para dispensar a infraestrutura no oleoduto.

É de particular interesse medir o conteúdo de água de forma- ção e fresca de poços submarinos remotamente operados uma vez que o custo dos oleodutos em tal instalação é severo.

É comum para a maior parte de instalações submarinas misturarem poços em um oleoduto comum e | transportar o fluido multifásico para uma instalação de processamento.

Tal . 15 instalação de processamento pode estar localizada a diversas centenas de quilômetros na instalação no fundo do mar conduzindo a longas tubulações de transporte multifásicas no fundo do mar.

Consequentemente, pode levar muitos meses para detectar e identificar um poço produzindo água salina sem um medidor de fluxo de gás úmido que seja capaz de executar uma medição precisa da água produzida.

Muitos poços de gás úmido têm uma fração de gás (GVF) de 97- 99,9% com uma fração de água na faixa de 0,005-1%. No entanto, existe também água presente como vapor no gás.

Para alterar pressões e tempe- raturas, algum do vapor de água no gás pode ser condensado para formar —águalíquida.

A massa do vapor de água na tubulação pode ser muitas vezes maior do que a massa da água líquida na tubulação.

Além disso, a constante dielétrica de vapor de água é significantemente maior (3-4 vezes) do que a constante dielétrica para a mesma massa de água como fase líquida.

Con- sequentemente, a constante dielétrica de uma mistura de hidrocarboneto — contendo vapor de água pode ser 10-20 vezes maior do que a constante dielétrica de uma mistura de hidrocarboneto contendo a mesma massa de água como líquido.

O vapor de água é de baixa importância para o operador uma vez que ele não influencia formação de crosta, enceramento ou corro- - são dos oleodutos na mesma extensão que a água salina.

No entanto, conhecer a fração de água líquida e o conteúdo de ' sal da fração de água líquida é muito importante como esboçado acima, e, —porisso, o vapor de água adiciona ao desafio de medir a fração de água lí- quida já que a razão entre a quantidade de água como líquido e a quantida- de de água como vapor também depende da pressão e temperatura, associ- ada com alteração das taxas de fluxo ou de pressão de recuo devido à alte- ração de pressão nos oleodutos de transporte, pode influenciar a constante dielétrica da mistura de hidrocarboneto por uma extensão muito maior do que variações na fração de água da mistura multifásica. A permissividade (constante dielétrica) do gás é típica de uma configuração constante para i instrumentos que executam a medição da fração de água de um gás úmido com base em um princípio de medição eletromagnética. Essa configuração . 15 constante pode como um exemplo ser calculada com base na composição para o gás usando a equação de Clausius Mossotti como esboçado em “Medição da Taxa de Fluxo de Água Líquida Usando Sensores de Micro- ondas em Medidores de Gás Úmido — Não Tão Simples Quanto Você Pode Pensar" por HE.E VanMannen, 26º Workshop Internacional para Medição de Fluxono Mar do Norte, 2008. A partir da equação de Clausius Mossotti é visto que a constante dielétrica para gás é altamente dependente da densi- dade do gás, no entanto a quantidade de vapor de água e a composição do gás também têm um impacto significante na permissividade do gás de modo que a permissividade do gás não pode ser singularmente determinada com base na densidade do gás. Para uma produção em poço de gás úmido, es- ses parâmetros podem também alterar com o tempo sem o conhecimento do operador do campo. Uma vez que a permissividade do gás determina o pon- to zero da medição da fração de água, qualquer alteração em temperatura, pressão ou composição do gás irá causar uma alteração na permissividade do gás oque outra vez influencia o ponto zero da medição da fração de á- gua tornando medições confiáveis em frações de água baixas até mais difí- ceis.

De modo a determinar as frações individuais de uma mistura de . multicomponentes de três componentes tais como gás, água e condensado (óleo leve), é suficiente executar a medição de duas propriedades físicas ' independentes relacionadas aos componentes da mistura uma vez que a soma das frações é 100% e pode ser usada como uma terceira equação. Exemplos de combinações adequadas para medição de frações de um gás úmido são medição de permissividade em combinação com a medição de densidade, medição de condutividade em combinação com a medição de densidade ou duas medições de absorção de massa em dois níveis de e- —nergia diferentes. De modo a calcular as frações dos componentes (tal como frações de volume), as propriedades físicas correspondentes para cada dos componentes necessitam ser conhecidas. Por exemplo, quando a medição de permissividade e densidade é usada para medir a permissividade e a | densidade de um gás úmido contendo gás, água e condensado (óleo leve), a . 15 permissividade e densidade do gás, água e condensado necessita ser co- nhecida de modo a calcular as frações de volume de gás, água e condensa- do na tubulação. Alguns exemplos de medidores multifásicos não intrusivos co- mercialmente disponíveis são mostrados em US 5.103.181, US 6.097.786, US5.135.684 e WO 2007/129897. Um densitômetro é usado para medir a densidade da mistura e a densidade da mistura é usada (direta ou indireta- mente) para dividir a mistura muiltifásica no líquido e gás. Por isso, os medi- dores são significantemente influenciados por quaisquer alterações ou dis- crepâncias desconhecidas na densidade do gás como esboçado no exemplo acimae além do mais os medidores não são capazes de medir a densidade do gás e permissividade ou compensar alterações na densidade do gás e permissividade.

É também bem conhecido que a composição da mistura multifá- sica pode ser medida com base em uma medição da frequência de corte da tubulação. Exemplos de tais dispositivos são encontrados em US 4423623, US 5455516, US 5331284, US 6614238, US 6109097 e US 5351521, des- crevendo métodos para determinar a composição de uma mistura multifásica baseada em uma medição da frequência de corte de uma tubulação com : base em medições de perda ou de fase de uma frequência variada. No en- tanto, todos esses métodos são altamente influenciados por alterações na i densidade do gás em fração de gás alta e não irão fornecer medição precisa — dos componentes líquidos de um gás úmido.

Dispositivos para medição de gás fluente de um fluido multifási- co são bem conhecidos. Tais dispositivos podem ser baseados em correla- ção transversal de um sinal de medição detectando variações em gotículas de líquido e gás do fluxo. Transmitindo um sinal transportador para o fluxo e “medindo a resposta, o sinal recebido contém informação das variações no fluxo causadas por amplitude (perda), fase ou modulação de frequência por distúrbios. Através da execução das medições em duas seções da tubulação localizadas em uma distância conhecida uma da outra, alguém pode criar | dois sinais de variação de tempo que são divididos em tempo igual ao tempo ' 15 queleva o fluxo multifásico a viajar entre as duas seções. Exemplos de tais dispositivos com base em um sinal de transporte eletromagnético são descri- tos em US 4402230, US 4459858, US 4201083, US 4976154, WO94/17373, US 6009760 e US 5701083.

Outros dispositivos para medição de taxas de fluxo podem ser baseados em medição de pressões diferentes através de uma restrição na tubulação tal como um venturi, orifício, cone em v ou misturador de fluxo. Exemplos de tais dispositivos podem ser encontrados em US 4638672, US 4974452, US 6332111, US 6335959, US 6378380, US 6755086, US 6898986, US 6993979, US 5.135.684, WO 00/45133 e WO 03/034051. To- —dosesses dispositivos são submetidos às mesmas limitações como descrito no exemplo acima onde qualquer erro na densidade ou permissividade de gás assumido pode causar significantes erros na taxa de fluxo de líquido medida.

Um medidor de fluxo que usa informação estatística do fluxo pa- ra derivar a composição do fluxo multifásico é também conhecido. Um tal exemplo é encontrado em US 5.576.974. Típico para tais dispositivos é que eles confiam muito na informação estatística para fornecer resultado confiá-

vel em quaisquer aplicações práticas.

Como em US 5.576.974 tanto a fração - de água quanto a fração de gás é calculada com base em medição de micro- ondas.

A variação estatística em um sinal de micro-ondas passando através ' ou refletido de uma corrente de gás úmido é relacionada tanto para o tama- —nhodagotícula, número de gotículas quanto para a quantidade de água nas gotículas de líquido.

Tanto um aumento na quantidade de gotículas de líqui- do quanto o aumento na quantidade de água nas gotículas de líquido cau- sam um aumento na variação estatística do sinal de micro-ondas.

Por isso, um dispositivo tal como descrito em US 5.576.974 que simplesmente confia em informação de um tipo de sensores, não será capaz de confiantemente discriminar entre alterações composicionais devido à alteração na razão á- gua/óleo comparada a uma alteração na razão gás/líquido.

Qualquer pre- sença de filme de líquido na tubulação adicionalmente complicaria a interpre- | tação da informação estatística uma vez que a variação do tempo fundamen- , 15 tal dofilme de líquido tem frequência completamente diferente em compara- ção às gotículas de líquido.

É o propósito dessa invenção superar as limitações acima men- cionadas de soluções existentes.

É o propósito da invenção fornecer medições precisas das taxas defluxode óleo, água e gás de um gás úmido.

É o propósito da invenção fornecer medição precisa da fração li- quida de um gás úmido quando as propriedades do gás tais como densidade e permissividade contêm grande incerteza.

É o propósito da invenção fornecer medição precisa da fração lí- —quidadeum gás úmido quando as propriedades do gás tais como densidade e permissividade estão alterando com o tempo.

É o propósito dessa invenção fornecer medição da densidade do gás em um gás úmido contendo líquido.

É o propósito dessa invenção fornecer medição da permissivida- —dedogásem um gás úmido contendo líquido.

É o propósito dessa invenção permitir o uso de rotinas de cali- bração simples para um medidor de fluxo de gás úmido.

É o propósito dessa invenção permitir o uso de rotinas de verifi- . cação simples para um medidor de fluxo de gás úmido.

É o propósito dessa invenção fornecer um medidor de fluxo mul- ] tifásico com medição de precisão alta em condições de fluxo de gás úmido.

É o propósito dessa invenção fornecer pouca queda de pressão na tubulação do fluido multifásico fluente. É o propósito dessa invenção fornecer um dispositivo não intru- sivo para executar medições de fluxo de gás úmido. É o propósito dessa invenção permitir instalação compacta de um medidor de fluxo de gás. É o propósito dessa invenção fornecer uma estrutura mecânica compacta para executar as medições. Por conseguinte, a invenção como definida na reivindicação 1 | compreende: . 15 um método para determinar as taxas de fluxo de um fluido com- preendendo uma mistura de multicomponentes de um gás e pelo menos um líquido em uma tubulação, o método compreendendo as seguintes etapas: a. a temperatura e a pressão da mistura de multicomponentes são determinadas, b. as frações da mistura de multicomponentes são determina- das com base em pelo menos duas propriedades físicas medidas da mistura de multicomponentes e conhecimento da mesma propriedade física dos componentes individuais da mistura de multicomponentes, c. a velocidade da mistura de multicomponentes é determina- da, d. com base no resultado da etapa a-c, a taxa de fluxo do com- ponente individual do fluido é determinada, caracterizado por um método para determinar as propriedades físicas de pelo menos um dos componentes da mistura de multicomponentes onde e. é executada uma medição de perda ou fase eletromagnéti- ca,

f. um parâmetro estatístico relacionado à medição eletro- - magnética é calculado, g. o dito parâmetro estatístico é comparado a um valor limite ] empírico derivado correspondente ao valor do parâmetro estatístico quando — somente um dos componentes da mistura de multicomponentes está presen- te, e h. as ditas propriedades físicas do dito fluido são determinadas se o parâmetro estatístico exceder o valor limite para o dito componente e é usado na etapa b-d para fornecer um valor aperfeiçoado da taxa de fluxo das frações, velocidade e fluxo dos componentes individuais da mistura de multi- componentes.

O aparelho de acordo com a invenção é caracterizado pelas ca- I racterísticas como definido na reivindicação independente 22. As reivindicações dependentes 2-21 e 23-33 definem modalida- - 15 des preferidas da invenção.

A invenção será adicionalmente descrita no que segue com refe- rência às figuras, onde: A figura1 mostra uma vista seccional longitudinal esquemática dos elementos principais da invenção, A figura 2 mostra uma vista seccional longitudinal esquemática de uma modalidade exemplificante de um aparelho para medir as frações de óleo, água e gás e taxas de fluxo de acordo com a invenção, A figura 3 mostra uma curva relacionando um parâmetro elétrico estatístico de um gás úmido versus um valor de referência como uma função dotempo.

A figura 4 mostra a fração de líquido medida de um gás úmido versus um valor de referência como uma função de tempo.

A figura 5 mostra uma vista seccional longitudinal esquemática de uma modalidade exemplificante de um aparelho para executar medições — eletromagnéticas de acordo com a invenção.

A figura 6 mostra uma vista seccional longitudinal esquemática de uma modalidade exemplificante de um aparelho para executar medições eletromagnéticas de acordo com a invenção.

- A presente invenção se refere a um método e aparelho para medir as taxas de fluxo e fração de volume de uma mistura de gás úmido em ' uma tubulação além da permissividade, densidade e/ou coeficiente de ab- sorçãode massa da fase de gás. A invenção contém quatro elementos como mostrado na figura 1. Uma seção tubular 1, um dispositivo para medir a ve- locidade da mistura de gás úmido 2, um dispositivo para medir a fração de gás, óleo e água da mistura de gás úmido 3, e um dispositivo para detectar a presença de gás puro na seção tubular 4. A direção do fluxo pode ser tanto ascendente quanto descendente. O dispositivo pode também estar localiza- do tanto na horizontal quanto em qualquer outra inclinação, no entanto, são orientações preferidas o fluxo ascendente e o descendente verticais. O dis- À positivo também contém elementos para medição de temperatura e pressão para propósitos de compensação; no entanto esses elementos são omiítidos . 15 dos desenhos e descrição adicional para simplificar. Alguns desses disposi- tivos podem ser combinados juntos como mostrado na figura 2, onde o dis- positivo para medir as frações de gás, óleo e água foi combinado com o dis- positivo para determinar a presença de gás puro na seção tubular.

Um venturi pode então ser usado como um dispositivo de fluxo para medir a velocidade do gás úmido. O venturi consiste em uma seção convergente 10 para uma passagem estreita 11 em uma tubulação 1. Atra- vês da medição da pressão a montante 7 e da pressão na passagem estreita 8 por meio de um transmissor de pressão 6, a taxa de fluxo do(s) fluido(s) pode ser determinada. A direção do fluxo preferida é mostrada com uma se- tao.

A fração de gás, óleo e água do gás úmido pode ser determina- da através de combinação da medição de um detector gama 16, que mede os fótons gama emitidos por uma fonte gama 15, com medições elétricas de radiofrequência executadas com as antenas 14. As antenas 14 estão em — condutores com efeito coaxial que é inserido na tubulação. O método para obter as frações dos componentes do gás úmido usando o aparelho mostra- do na figura 2 é adicionalmente descrito em NO 324812 e WO 2007/129897.

No entanto, esse dispositivo necessita ser configurado com a densidade e P permissividade do óleo, água e gás. Na realidade, qualquer medidor de gás úmido ou multifásico necessita esses dados de configuração. Uma maneira À de obter essas propriedades de configuração é usar o programa de simula- çãoPWVT para gerar temperatura e pressão dependendo das tabelas de refe- rência para as propriedades de óleo, água e gás. Para aplicação de gás ú- mido, as propriedades do gás são da maior importância, e em geral para qualquer aplicação de medição de fluxo muitifásico, as propriedades para a maior fração na tubulação é o mais importante parâmetro de configuração de modoa obter medição precisa das menores frações do fluído multifásico.

As propriedades da fase de gás são medidas em períodos de tempo onde a seção tubular não contém quaisquer líquidos. Isso pode tipi- camente ocorrer se o poço está lento ou pulsante de modo que somente o i gás está fluindo por curtos períodos de tempo. A seção tubular pode também ser isenta de líquido durante períodos de interrupção e reinício dos poços. De modo a detectar ocorrências uma medição confiável para detecção de gás puro na seção tubular é exigida. De modo a fornecer detecção confiável, uma medição para detecção de gás puro necessita funcionar completamente independente das propriedades do gás, o que significa que uma medição de pura densidade, permissividade e absorção de massa não pode ser usada para esse propósito.

A presente invenção usa deficiência das características típicas de líquido no gás que é um sinal de variação de tempo relacionado à varia- ção natural no fluxo devido às gotículas de líquido e filme de líquido ao longo do poço. Seo gás puro está fluindo na tubulação, não existem variações no sinal. Um valor limite empiricamente derivado para variação no sinal pode ser usado para definir os critérios para gás puro. Quando o gás puro é detec- tado, a permissividade (constante dielétrica), densidade e atenuação de massa do gás podem ser medidas usando o dispositivo 3. O dispositivo 3 — pode ser qualquer medidor de fluxo multifásico ou de gás úmido convencio- nal contendo sensores para medição da permissividade, densidade ou ab- sorção de massa do gás úmido. No entanto, uma vez que o gás puro foi de-

tectado, o dispositivo pode, em vez disso, ser usado para medir a permissi- - vidade, densidade e absorção de massa do gás puro de modo a corrigir os parâmetros de configuração para as propriedades de gás. Uma maneira de ] corrigir as propriedades do gás é usar as propriedades medidas em gás puro para calcular fatores de correção para os parâmetros de configuração. Uma vez que as propriedades de gás são altamente influenciadas por temperatu- ra e pressão, usar a propriedade do gás medido para calcular um fator de correção para a tabela de referência da propriedade do gás é uma maneira conveniente de adotar medição da propriedade do gás para uma faixa de temperatura e pressão maior. O método do fator de correção pode também ser estendido para uma faixa de temperatura e pressão ainda mais ampla usando uma temperatura e pressão dependentes da tabela de referência para os fatores de correção onde cada temperatura e pressão na tabela re- | presenta uma medição de gás puro. - 15 O método é adicionalmente descrito abaixo com referência às fi- guras inclusas.

A medição eletromagnética executada usando as antenas 14 pode ser usada para obter uma medição das variações do fluxo relacionado ao fluxo de gotículas de líquidos no gás ou fluxo de filme de líquido ao longo da parede da tubulação. A presença de líquido no gás úmido irá, por conse- guinte, causar um sinal de variação de tempo que pode ser usado para deri- var parâmetros estatísticos tais como o desvio padrão do sinal. Uma medi- ção elétrica que é diretamente escalada em direção ao diâmetro da tubula- ção é preferida uma vez que o diâmetro da gotícula é também relacionado —aodiâmetro da tubulação. Os parâmetros elétricos tais como a frequência de corte de guia de onda de uma característica de tubulação, fase ou frequên- cia de uma onda que é refletida de uma alteração do diâmetro na tubulação (tal como a seção divergente do Venturi 12), o coeficiente de fase medido ou coeficiente de atenuação de uma onda eletromagnética de propagação den- tro da tubulação ou a frequência de uma cavidade ou estrutura ressoante dentro da tubulação são parâmetros elétricos bem adequados. De fato, po- dem ser usadas quaisquer medições de perda ou fase de uma onda eletro-

magnética de propagação dentro da tubulação ou da perda ou fase medida . de uma onda refletida do meio na tubulação.

O comprimento da onda do si- nal de medição deve ser preferivelmente pequeno de modo que o sinal seja ' capaz de detectar pequenas variações causadas por pequenas gotículas de líquido A maior parte de dispositivos com base em medição da frequência de corte, frequência de uma cavidade ressoante na tubulação e característi- cas de reflexão ou coeficiente da fase ou de atenuação de uma onda eletro- magnética de propagação usa sinais com pequenos comprimentos de onda.

Uma faixa de frequência típica é 100 — 5000 Mhz dependendo do diâmetro da tubulação, no entanto frequências maiores ou menores podem também ser usadas.

Exemplos para como a maioria desses parâmetros elétricos po- de ser obtida usando o aparelho mostrado na figura 2 são adicionalmente descritos em WO 2007/129897 e WO 2005/057 142, aqui incorporados a títu- lo de referência.

A frequência de ressonância de uma cavidade ressoante . 15 dentro da tubulação pode também ser usada como o sinal elétrico.

Um e- xemplo de um dispositivo adequado para esse propósito pode ser encontra- do em WO 03/034051. Esse dispositivo pode também ser usado para medir frações de gás, óleo e água do gás úmido.

Sensores de capacitância e indu- tância são também amplamente usados para medir as frações de fluidos —multifásicos baseadas na medição de permissividade e condutividade.

Os sinais elétricos obtidos de sensores de capacitância e indutância podem também ser usados, no entanto, esses dispositivos são menos adequados devido à baixa frequência e, por conseguinte, ao comprimento de onda grande dos sinais elétricos e, por isso, menos adequados para captura das pequenas variações exigidas para medições precisas de líquido de um gás úmido o que significa que o dispositivo tem limitações a quão pouco líquido é capaz de ser observado no gás em comparação a métodos baseados em medições em frequências mais altas.

O procedimento para determinar as propriedades do gás e cal- cularas taxas de fluxo dos componentes individuais do gás úmido então vem a ser:

1) Calcular a tabela de referência de temperatura e pressão pa-

ra densidade, permissividade, coeficiente de absorção de massa de gás, - óleo e água com base na composição para os fluidos. 2) Executar medição elétrica tal como o coeficiente de fase ou | coeficiente de atenuação de uma onda eletromagnética viajando na tubula- ção, frequência de corte na tubulação ou frequência de reflexão, fase. ou perda de uma onda viajando através ou refletida do meio na tubulação. E- xemplos para como fazer isso podem ser encontrados em WO 2007/129897 e WO 2005/057142. 3) Calcular um parâmetro estatístico baseado na medição elé- tricade variação de tempo da etapa 1.

4) Comparar o resultado da etapa 2 em direção ao valor limite empírico derivado correspondente a gás puro na tubulação.

5) Se os cálculos do parâmetro estatístico da etapa 2 estão a- | baixo do valor limite da etapa 3, as propriedades do gás são medidas tal - 15 como densidade, permissividade e coeficiente de absorção de massa. As propriedades do gás podem ser medidas com os sensores de virtualmente qualquer multifase convencional ou medidor de gás úmido, e exemplos para como medir isso podem ser encontrados em WO 2007/129897, WO 2005/057 142, WO 03/034051, WO00/45133 ou US 6,405,604. 6) Calcular o fator de correção para a tabela de referência para densidade de gás, permissividade e coeficiente de absorção de massa obti- do na etapa 1 de modo que ele corresponde os valores medidos da etapa 5. 7) Calcular a fração de gás, óleo e água (por exemplo, mistura multifásica) usando as propriedades de gás corrigidas da etapa 6 em WO 2007/129897, WO 2005/057142, WO 03/034051, WOO00/45133 ou US 6,405,604. 8) Calcular a velocidade de frações na tubulação com base nas frações medidas da etapa 7 e as propriedades de gás medidas da etapa 6. Exemplos para como fazer isso podem ser encontrados em WO 2007/129897, WO 2005/057142, WO 03/034051, WOO00/45133 ou US 6,405,604. O dispositivo de fluxo pode tanto ser um dispositivo baseado em medição de queda de pressão 6 tal como um Venturi ou através do uso de - técnicas de correlação transversal como descrito em WO 2007/129897 e WO 2005/057 142. Outros dispositivos de fluxo 2 baseados em medição de pressão diferencial tal como um cone em V ou placa com orifício e Tubos —Dalltambém podem ser usados.

Esses são princípios de medição bem co- nhecidos e uma adicional informação de como usar esses dispositivos po- dem ser encontradas em Manual de Medição Multifásica depositado por So- ciedade Norueguesa para Medição de Óleo e Gás.

Além dos elementos descritos acima, o aparelho de medição também contém elementos para executar medições elétricas e computador para executar os cálculos; no entanto, é bem conhecido como conceber apa- relhos eletrônicos e software exigidos para executar essas medições e cál- culos. | Os métodos de transmissão e reflexão são bem conhecidos para . 15 caracterização material, como mostrado nas figuras 3 e 4. Os métodos ele- trônicos podem ser baseados em uma ranhura de radiação 17 através da parede como mostrado na figura 3 ou através do uso de um condutor coaxial de extremidade aberta 18 como mostrado na figura 4. Uma frequência de pulso ou contínua é transmitida no cabo coaxial 18. Com base em uma me- diçãodas variações de amplitude e fase refletidas de volta no condutor coa- xial, a permissividade do material dentro da tubulação pode ser determinada.

Os princípios de desenho e de funcionamento de sensores de transmissão e reflexão como mostrados nas figuras 3 e 4 são adicionalmente descritos em “Eletrônica de Micro-ondas — caracterização de medição e material” por ChenET.AL, Wiley (2004), e “Medições de Permissividade de Camadas de Filme de Líquido Delgadas usando Sondas Coaxiais de extremidade aberta”, Meas.

Sci.

Technol., (1996), 1164-1173. Duas antenas, como mostradas na figura 6, podem também ser usadas para executar as medições eletromagnéticas.

As antenas são condu- tores coaxiais isolados por um material de isolamento da parede da tubula- ção, e penetram ligeiramente na tubulação atuando como uma antena dipolo dentro da tubulação.

A antena de transmissão 28 e a antena de recepção 28 podem também ser feitas como uma unidade separada 27 que é montada na Y tubulação ou como antenas em separado. As antenas também podem estar localizadas ao longo da circunferência da tubulação ou axialmente ao longo E da tubulação ou em uma combinação de qualquer localização axial ou radial. Esse dispositivo pode ser usado para medir perda, fase de uma onda ele- tromagnética dentro do meio da tubulação.

Um arranjo similar baseado em três antenas para executar me- dições eletromagnéticas é mostrado na figura 5. As antenas são condutores coaxiais isolados por um material de isolamento da parede da tubulação e penetram ligeiramente na tubulação atuando como uma antena dipolo dentro da tubulação. As antenas podem ser feitas como uma unidade de sonda compacta 26 como mostrado na figura 5 onde a antena de transmissão 24 e as duas antenas de recepção 25 e 23 são eletricamente isoladas do aloja- | mento de metal 26 através de cerâmica ou vidro ou um material de isola- . 15 mento similar. O dispositivo pode ser usado para medir, fase e perda de uma onda eletromagnética na tubulação que também pode ser adicionalmente estendido para medir o coeficiente de fase e o coeficiente de perda de uma onda eletromagnética viajando dentro da tubulação. WO 2007/129897 fornece adicional informação para como esse dispositivo pode serusado para obter esses parâmetros.

As frações e a velocidade do gás úmido (mistura multifásica), como esboçado na etapa t e 8 acima, podem ser derivadas usando qualquer princípio de medição conhecido adequado para medição das frações de componente e velocidades de componente individuais de um gás úmido (por - exemplo, medidores de fluxo de gás úmido). Como um exemplo, as frações e velocidades de componente podem misturar e podem ser derivadas usan- do medições de absorção de massa de energia duplas como descrito em US

5.135.684 ou princípio de medição de capacitância/indutância em combina- ção com absorção de massa de energia única como descrito em NO 304333 —ou princípio de medição de capacitância/indutância em combinação com cor- relação transversal e Venturi como mostrado em WO0O0/45133 ou métodos baseados em medições de queda de pressão múltiplas como descrito em

WO 02/44664. Qualquer um desses dispositivos pode ser combinado com - uma medição eletromagnética, como descrito nas etapas 2-3 acima, para detecção de gás puro (períodos isentos de líquido) na tubulação. Um exem- plo de um aparelho que pode ser combinado com os medidores de fluxo de gás úmido para detecção de gás puro é mostrado nas figuras 3-6, no entan- to, em princípio qualquer dispositivo de medição eletromagnética, capaz de executar medições eletromagnéticas da variância na fração de líquido de um gás úmido em frequências maiores (típico 100 — 5000Mhz), pode ser usado para obter o parâmetro estatístico exigido para detecção de gás.

As figuras 7-10 mostram um exemplo de medição onde a densi- dade do gás e a permissividade do gás contêm um erro de 5-8% e então é corrigido com uma medição durante um período de tempo com gás puro na tubulação. O parâmetro estatístico calculado da medição eletromagnética 30 i é mostrado na figura 7 onde é mostrado o desvio padrão de um sinal refleti- - 15 dode uma onda eletromagnética dentro da tubulação. A medição é executa- da em instalação de teste da StatoilHydro para gás úmido em Kâárste e com- parada a um valor limite derivado empírico 32 para gás puro. O eixo y 31 mostra o desvio padrão e o eixo x 34 é o tempo em segundos. Para um tem- po curto de 20 minutos 33, o gás puro é detectado na tubulação. A figura 8 “mostra a fração de gás medida 35 do medidor de gás úmido em comparação com a fração de gás de referência 36. O eixo x 34 é o tempo em minutos e o eixo y 37 é a fração de vazio de gás (GVF) na tubulação. Durante um perío- do de aproximadamente 250 minutos existe uma GVF próxima de 100% na tubulação. Consequentemente, o parâmetro estatístico está acima do valor limite de gás. A figura 10 mostra a taxa de fluxo de gás medido 42 versus a taxa de fluxo de gás de referência (medido pela instalação de teste) para o mesmo período. Da figura 10 é visto que o período com uma GVF de 100% corresponde a um período sem fluxo. Da figura 7 é visto que o desvio padrão calculado 30 do parâmetro elétrico está abaixo do limite de gás por aproxi- —madamente 10-20 minutos imediatamente depois da taxa de fluxo ter sido bloqueada. Durante esse período as propriedades do gás (permissividade e densidade do gás) foram medidas. Depois de aproximadamente 10-20 minu-

tos, a condensação de líquido começa a ocorrer devido à redução na tempe- - ratura e, por isso, não é mais possível executar medições confiáveis das propriedades do gás mesmo que não exista ainda fluxo e uma GVF próxi- mos de 100% na tubulação. Como visto da figura 10, existe uma diferença menor significante entre a taxa de fluxo de gás de referência 43 e a taxa de fluxo de gás medido 42 depois das propriedades do gás terem sido medidas. A figura 9 mostra o impacto na fração de água medida 36 versus a fração de água de referência 39. O eixo y é a percentagem de água na tubulação co- mo uma percentagem do volume total da tubulação e o eixo x 34 é tempo em minutos. Inicialmente, existe um erro de 5% nas propriedades dielétricas do gás (primeiro 500 minutos) e enquanto que a fração de água de referên- cia 39 é de aproximadamente 0,0025%, a fração de água medida 38 é pró- xima de zero, o que na verdade significa que uma fração de água negativa | foi calculada. No entanto, quando a permissividade do gás foi medida duran- . 15 teo período isento de líquido 33 e usada para as medições adicionais (de aproximadamente 800 minutos e mais além), a fração de água medida 38 está muito mais próxima da fração de água de referência 39.

O método e o aparelho da invenção podem também ser usados para derivar as propriedades de outros componentes da mistura de muilti- componentes. Por exemplo, o método pode também ser usado para deter- minar outras propriedades físicas do fluido tais como compressibilidade ou peso molecular por meio de modelos matemáticos adequados com relação às medições mencionadas acima para a quantidade física correspondente ou por adição de outros sensores adequados para medir as propriedades físicas adequadas. Um exemplo de tal instrumento é um cromatográfico que é um instrumento que pode medir as várias frações de hidrocarboneto do gás (por exemplo, as frações de metano, butano, pentano, etc).

Claims

; 15

REIVINDICAÇÕES

1. Método para determinar as taxas de fluxo de um fluido com- preendendo uma mistura de multicomponentes de um gás e pelo menos um líquido em uma tubulação, o método compreendendo as seguintes etapas: a. determinar a temperatura e a pressão da mistura de multi- componentes, b. determinar as frações da mistura de multicomponentes com base em pelo menos duas propriedades físicas medidas da mistura de multi- componentes e conhecimento da mesma propriedade física dos componen- tes individuais da mistura de multicomponentes, c. determinar a velocidade da mistura de multicomponentes, d. determinar a taxa de fluxo do componente individual do fluido, com base no resultado da etapa a - c, caracterizado pelo fato de determinar as propriedades físicas de pelomenos um dos componentes da mistura de multicomponentes, incluindo e. executar uma medição de perda ou fase eletromagnética, f. calcular um parâmetro estatístico relacionado à medição ele- tromagnética,

9. determinar quando somente um dos componentes da mistura de multicomponentes está presente, h. comparar o dito parâmetro estatístico a um valor limiar empiri- co derivado correspondente ao valor do parâmetro estatístico, e i. determinar as ditas propriedades físicas do dito fluido se o pa- râmetro estatístico abaixo do valor limiar para o dito componente e usar as ditas propriedades físicas nas etapas b - d para determinar um valor aperfei- çoado das frações, velocidade e taxa de fluxo dos componentes individuais da mistura de multicomponentes,

2. Método de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que a propriedade física é o coeficiente de absorção de massa.

3. Método de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que a propriedade física medida é a permissividade.

4. Método de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo

; 2/5 fato de que a propriedade física medida é a densidade.

5. Método de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que a propriedade física medida é a atenuação da massa.

6. Método de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fatodequea propriedade física medida é a condutividade.

7. Método de acordo com qualquer uma das reivindicações 1 a 6 caracterizado pelo fato de que a velocidade é medida com base na medição da queda de pressão através de uma restrição na tubulação.

8. Método de acordo com a reivindicação 7, caracterizado pelo fatode que um Venturi é usado para fornecer queda de pressão.

9. Método de acordo com a reivindicação 7, caracterizado pelo fato de que um cone em V é usado para fornecer queda de pressão.

10. Método de acordo com a reivindicação 7, caracterizado pelo fato de que um tubo Dall é usado para fomecer queda de pressão.

11. Método de acordo com a reivindicação 7, caracterizado pelo fato de que um orifício é usado para fornecer queda de pressão.

12. Método de acordo com qualquer uma das reivindicações 1 a 7, caracterizado pelo fato de que técnicas de correlação transversal são u- sadas para determinar a velocidade da mistura de multicomponentes.

13. Método de acordo com qualquer uma das reivindicações 1 a 12, caracterizado pelo fato de que a medição eletromagnética é baseada na medição da fase ou perda de uma onda eletromagnética transmitida através do meio dentro da tubulação.

14. Método de acordo com qualquer uma das reivindicações 1 a 13,caracterizado pelo fato de que a medição eletromagnética é baseada na medição da fase ou perda de uma onda eletromagnética refletida dentro da tubulação.

15. Método de acordo com qualquer uma das reivindicações 1 a 14, caracterizado pelo fato de que a medição eletromagnética é baseada em mediçãode uma frequência de ressonância dentro da tubulação.

16. Método de acordo com qualquer uma das reivindicações 1 a 15, caracterizado pelo fato de que a medição eletromagnética é baseada na medição de perda de energia e/ou mudança de fase de uma onda eletro- magnética sendo refletida do meio dentro da tubulação,

17. Método de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que o parâmetro estatístico é calculado de acordo com qualquer uma dasreivindicações 13a16.

18. Método de acordo com qualquer uma das reivindicações 1 a 17, caracterizado pelo fato de que o desvio padrão é usado como o parâme- tro estatístico,

19. Aparelho para determinar as taxas de fluxo de um fluido compreendendo uma mistura de multicomponentes de um gás e pelo menos um líquido em uma tubulação, o aparelho compreendendo uma seção tubu- lar e os seguintes elementos: a. meios para determinar a temperatura e pressão da mistura de multicomponentes, b. meios para medir pelo menos duas quantidades físicas da mistura de multicomponentes, c. meios para calcular as frações dos componentes individuais da mistura de multicomponentes com base no conhecimento das ditas pro- priedades fisicas dos componentes individuais da mistura de multicompo- nentes, d. meios para determinar a velocidade da mistura de multicom- ponentes, e. meios para calcular a taxa de fluxo das frações individuais da mistura de multicomponentes, caracterizado pelo fato de possuir meios para determinar as propriedades físicas de pelo menos um dos componentes da mistura de mul- ticomponentes, compreendendo: f. meios para executar uma medição de perda ou fase eletro- magnética, g. meios para calcular um parâmetro estatístico com base na medição eletromagnética, h. meios para determinar quando apenas um dos componentes da mistura de multicomponentes está presente, i. meios para comparar o parâmetro estatístico em direção a um valor limiar empírico determinado, e |. meios para medir uma quantidade física de pelo menos um doscomponentes da mistura de multicomponentes.

20. Aparelho de acordo com a reivindicação 19, caracterizado pelo fato de que compreende meios para transmiítir energia eletromagnética para dentro da seção tubular e registrar a energia eletromagnética recebida ' da seção tubular.

21. Aparelho de acordo com a reivindicação 19 ou 20, caracteri- zado pelo fato de que compreende meios para fornecer ressonâncias ele- tromagnéticas dentro da seção tubular.

22. Aparelho de acordo com qualquer uma das reivindicações 19 a 20, caracterizado pelo fato de que compreende meios para transmitir ener- gia eletromagnética para dentro da seção tubular e registrar energia eletro- magnética refletida da seção tubular.

23. Aparelho de acordo com as reivindicações 19 a 22, caracte- rizado pelo fato de que compreende meios para medir a dita velocidade em uma passagem estreita da seção tubular.

24, Aparelho de acordo com as reivindicações 19 a 23, caracteri- zado pelo fato de que um Venturi é usado para determinar a dita velocidade,

25. Aparelho de acordo com as reivindicações 19 a 23, caracte- rizado pelo fato de que um cone em V é usado para determinar a dita veloci- dade.

26. Aparelho de acordo com as reivindicações 19 a 22, caracte- rizado pelo fato de que compreende meios para medir a dita velocidade a- través da medições de correlação transversal executada em duas seções transversais das seções tubulares.

27. Aparelho de acordo com as reivindicações 19 a 24, caracte- rizado pelo fato de que compreende uma fonte radioativa e detector de fóton para medição de quantidades físicas da mistura de multicomponentes.

28. Aparelho de acordo com as reivindicações 19 a 24, caracte-

; 5/5 rizado pelo fato de que compreende múltiplas medições de queda de pres- são para medição de quantidades físicas da mistura de multicomponentes.

29. Aparelho de acordo com as reivindicações 19 a 24, caracterizado pelo fato de que compreende uma combinação de um dispositivo de queda de pressão e dispositivo de velocidade de correlação transversal para medição de quantidades físicas da mistura de multicomponentes.

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