BRPI0923113B1 - Método e aparelho para medição de composição e taxas de fluxo de um fuido - Google Patents

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Abstract

método e aparelho para medição de composição e vazões de um gás úmido a invenção refere-se a um método para determinar as vazões de um fluido que compreende uma mistura multicomponente de um gás e no mínimo um líquido em um tubo, o método compreendendo as seguintes etapas: a. a permissividade da mistura multicomponente é determinada com base em uma medição eletromagnética, b. um parâmetro estatístico relacionado à medição eletromagnética é calculado, c. a densidade do multicomponente é determinada, d. a temperatura e a pressão são obtidas, e. com base no conhecimento de densidades e constantes dielétricas dos componentes a mistura fluida, e o resultado a partir das etapas acima a-c, a fração água da mistura multicomponente é calculada, caracterizado por um método para determinar a fração líquida e vazões da mistura multicomponente onde f. a fração líquida é calculada com base no parâmetro estatístico a partir da etapa b e a fração de água calculada a partir da etapa e utilizando uma curva derivada empírica, g. a velocidade da mistura multicomponente é derivada, e h. com base nas etapa a-g, a vazão dos componentes individuais da mistura multicomponente é calculada. a invenção refere-se também a um aparelho para realizar o método.

Description

Relatório Descritivo da Patente de Invenção para MÉTODO E APARELHO PARA MEDIÇÃO DE COMPOSIÇÃO E TAXAS DE FLUXO DE UM FUIDO.
[001] A presente invenção refere-se a um método e aparelho para medição de componentes individuais de fluido multifásico predominantemente contendo um gás, como definido nos preâmbulos das reivindicações 1 e 18, respectivamente.
[002] O problema de como medir misturas de óleo (petróleo) água - gás tem sido de interesse da indústria de petróleo desde cedo nos anos 80. Desde então pesquisa considerável tem sido conduzida no desenvolvimento de medição de escoamento trifásico, adequada para utilização em um ambiente industrial.
[003] Escoamento multifásico na indústria de petróleo e gás é comumente definido como uma mistura de líquidos e gás, onde a quantidade de gás livre, também indicada GVF, é menor do que 9095% do volume do tubo. Para GVFs na faixa de 95-99,99%, o escoamento multifásico é muitas vezes referido como um gás úmido onde, a parte líquida é água e condensado (óleo leve). Contudo, poços típicos de gás úmido têm um GVF acima de 97% e é mais comum com GVFs na faixa de 99,5-99,9%.
[004] Existem diversas técnicas e instrumentos conhecidos para medir gases multifásicos úmidos, como será mais descrito abaixo. Tais instrumentos precisam ser razoavelmente precisos (tipicamente melhor do que ±5% de taxa para cada fase), não intrusivos, confiáveis, independente de regime de escoamento, e fornecer medições precisas sobre a faixa completa da fração componente. A despeito do grande número de soluções que foram propostas em anos recentes, nenhum medidor de escoamento de gás úmido trifásico comercialmente disponível, ainda corresponde a todos estes requisitos. Em adição a medidas restritivas, ou requisitos de medição restritivos, o instrumento prePetição 870190027391, de 22/03/2019, pág. 4/32
2/20 cisa realizar ou desempenhar de maneira confiável em um ambiente desfavorável e corrosivo, tal como a diversos milhares de metros abaixo da superfície do mar. Dentro do tubo o fluido multifásico em escoamento pode estar viajando a uma velocidade de 1-50 m/s com pressões acima de 100 MPa (1000 bar) e temperaturas acima de 200°C. Areia está também muitas vezes presente e pode danificar o interior do instrumento.
[005] Medidores de escoamento de gás úmido estão sendo crescentemente utilizados para teste de poço e medição de alocação. Para otimizar a produção e a vida de um campo de petróleo/gás, operadores precisam ser capazes de monitorar de maneira regular a produção de cada poço no campo. A maneira convencional de fazer isto é utilizar um separador de teste. Separadores de teste são onerosos, ocupam espaço valioso em uma plataforma de produção, e requerem um longo tempo para monitorar cada poço devido às condições de escoamento estabilizadas requeridas. Em adição, separadores de teste são apenas moderadamente precisos (tipicamente ±5 até 10% de cada taxa de fluxo de fase) e não podem ser utilizados para monitoramento contínuo do poço. Um medidor de escoamento de gás úmido poderia ser utilizado no primeiro caso ao invés de um separador de teste e a longo prazo como uma instalação permanente em cada poço. Tal arranjo deveria economizar a perda em produção normalmente associada com o teste de poço. Tal perda é avaliada ser aproximadamente 2% para uma instalação típica costa afora. Medição de alocação é necessária quando uma tubulação comum é utilizada para transportar a produção a partir de um número de poços possuídos por diferentes companhias para uma instalação de processamento. Isto é conseguido atualmente passando a produção de cada poço através de um separador de teste antes de penetrar na tubulação comum. Contudo, em adição às desvantagens do separador de teste descritas acima, tubuPetição 870190027391, de 22/03/2019, pág. 5/32
3/20 lações de teste dedicadas a cada poço também são requeridas. Um medidor de escoamento de gás úmido instalado de maneira permanente deveria oferecer vantagens significativas para a medição de alocação.
[006] A água de formação no reservatório de hidrocarbonetos é água salgada típica. Sob situações normais o poço não deveria produzir qualquer água de formação. De fato, água de formação na tubulação pode provocar formação de hidrato e incrustação em adição à severa corrosão da tubulação. Se a quantidade de água de formação e água limpa (também referida como fração total de água) em um poço é conhecida do operador do campo, inibidores químicos podem ser injetados na corrente do poço para limitar os efeitos indesejados devidos à água. Alternativamente, a taxa de produção a partir do poço pode ser mudada para minimizar ou reduzir a produção de água de formação, ou fechar o poço completamente para economizar a infraestrutura da tubulação. É de interesse particular medir o teor de água de formação e de água limpa de poços submarinos operados de maneira remota, uma vez que o custo das tubulações em uma tal instalação é severo. É comum para a maior parte das instalações submarinas reunir poços em uma tubulação comum e transportar o fluido multifásico até uma instalação de processo. Tal instalação de processo pode estar localizada a diversas centenas de quilômetros da instalação no fundo do mar, conduzindo a longas tubulações de transporte multifásico no fundo do mar. Consequentemente, pode levar diversos meses para detectar e identificar um poço produzindo água salgada sem um medidor de escoamento de gás úmido que seja capaz de realizar medição precisa da água produzida.
[007] Um medidor de escoamento de gás úmido também precisa ser robusto com relação à incerteza em parâmetros de configuração. Parâmetros de configuração típicos para medidores de gás úmido coPetição 870190027391, de 22/03/2019, pág. 6/32
4/20 mercialmente disponíveis são densidade, permissividade (constante dielétrica), coeficientes de absorção de massa e dados de viscosidade, para todos os fluidos contidos no gás úmido. Para medidores de escoamento de gás úmido onde a divisão entre líquido e gás é baseada em uma medição de densidade do gás úmido e valores de densidade conhecidos para a fase gás e líquido, as frações de líquido medidas (água e óleo) são altamente influenciadas pelo valor da densidade do gás. Com efeito, o valor da densidade para o gás determina o ponto zero para a medição da fração líquida. Na maior parte das aplicações da vida real, a incerteza na densidade de gás pode ser da ordem de 27%, e muda de maneira significativa com o tempo devido às mudanças de composição no reservatório. Isto pode provocar erros de medição significativos para as partes líquidas, o que facilmente pode ser da ordem de diversas centenas porcento. Para uma aplicação de gás úmido típica com uma pressão de operação de 15 MPa (150 bar), a densidade da mistura medida (gás úmido) pode ser 112, 7 kg/m3. Admitindo uma densidade de gás de 110 kg/m3 e densidade de condensado (petróleo) de 650 kg/m3, a GVF calculada se torna 99,5%. Isto é, 0,5% do volume no tubo é líquido. Se, por outro lado, a densidade do gás estava errada por 5%, de tal modo que a densidade verdadeira do gás era 104,5 kg/m3 ao invés de 110 kg/m3, a GVF calculada então se torna 98,5%, o que correspondem a uma fração líquida de 1,5%. Para o exemplo acima, uma mudança na densidade do gás de 5% provoca um erro de medição na fração líquida (e taxa de fluxo líquida) de 200%. Se a densidade da mistura medida fosse ligeiramente mais baixa (isto é 111,35 kg/m3), a GVF calculada com base em uma densidade de gás de 110 kg/m3 então se torna 99,75% que corresponde a uma fração líquida de 0,25%. Novamente, se a densidade do gás estivesse errada por 5% de tal modo que a verdadeira densidade do gás fosse 104,5 kg/m3 ao invés de 110 kg/m3, a GVF calculada então se
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5/20 torna 98,75%, o que corresponde a uma fração líquida de 1,25%, provocando um erro de medição de 400% na fração líquida. Consequentemente, a incerteza de medição para as partes líquidas relacionadas a incertezas na densidade do gás aumentam exponencialmente com a fração de gás quando a fração de gás no tubo aumenta.
[008] Qualquer erro na fração líquida medida se relaciona diretamente a um erro de medição correspondente nas taxas de fluxo calculadas para um medidor de gás úmido, uma vez que as taxas de fluxo são derivadas multiplicando as frações medidas pela velocidade dos fluidos no tubo.
[009] Alguns exemplos de medidores multifásicos não intrusivos disponíveis comercialmente estão mostrados nas US 5.103.181, US 6.097.786, US 5.135.684 e WO 2007/129.897. Um densímetro nuclear é utilizado para medir a densidade de mistura e a densidade de mistura é utilizada (diretamente ou indiretamente) para dividir a mistura multifásica em líquido e gás. Daí os medidores serem significativamente influenciados por quaisquer mudanças desconhecidas ou discrepâncias na densidade do gás, como delineado no exemplo acima.
[0010] Também é bem-conhecido que a composição da mistura multifásica pode ser medida com base em uma medição da frequência de corte do tubo. Exemplos de tais dispositivos estão encontrados nas US 4.423.623, US 5.455.516, US 5.331.284, US 6.614.238, US 6.109.097 e US 5.351.521, que descrevem métodos para determinar a composição de uma mistura multifásica com base em uma medição da frequência de corte de um tubo, com base em medições de perda ou de fase em uma frequência variável. Contudo, todos estes métodos são altamente influenciados por mudanças na densidade do gás em fração de gás elevada, e não irão fornecer medição precisa dos componentes líquidos de um gás úmido.
[0011] Dispositivos para medição de taxas de fluxo de um fluido
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6/20 multifásico são bem-conhecidos. Tais dispositivos podem ser baseados em correlação cruzada de um sinal de medição que detecta variações em gotículas de líquido e gás do escoamento. Transmitindo um sinal portador para o escoamento e medindo a resposta, o sinal recebido contém informação das variações no escoamento provocadas por amplitude (perda), fase ou modulação de frequência pelas perturbações. Realizando as medições em duas seções do tubo localizadas a uma distância conhecida uma da outra, pode-se criar sinais que variam duas vezes, que são deslocados em tempo igual ao tempo que leva o escoamento multifásico para viajar entre as duas seções. Exemplos de tais dispositivos baseados em um sinal portador eletromagnético estão divulgados nas US 4.402.230, US 4.459.858, US4.201.083, US 4.976.154, WO94/17373, US 6.009.760 e US 5.701.083.
[0012] Outros dispositivos para medição de taxas de fluxo podem ser baseados em medição de pressões diferenciais através de uma restrição no tubo, tal como um Venturi, orifício, cone V ou misturador de escoamento. Exemplos de tais dispositivos podem ser encontrados em US 4.638.672, US 4.974.452, US 6.332.111, US 6.335,959, US 6.378.380, US 6.755.086, US 6.898.986, US 6.993.979, US 5.135,684, WO 00/45133 e WO03/034051. T odos estes dispositivos estão sujeitos às mesmas limitações como descrito no exemplo acima, onde qualquer erro na densidade admitida de gás pode provocar erros significativos na taxa de fluxo de líquido medida.
[0013] Medidores de escoamento que utilizam informação estatística a partir do escoamento para derivar a composição do escoamento multifásico também são conhecidos. Um tal exemplo é encontrado na US 5.576.974. Típico para tais dispositivos é que eles se apoiam muito na informação estatística para fornecer resultado confiável em quaisquer aplicações práticas. Como na US 5.576.974 ambas, a fração de água e a fração de gás, são calculadas com base em medição de miPetição 870190027391, de 22/03/2019, pág. 9/32
7/20 cro-ondas. Variação estatística em um sinal de micro-ondas que passa através da ou é refletido de uma corrente de gás úmido, está relacionada ao mesmo tempo à dimensão de gotícula, número de gotículas e a quantidade de água nas gotículas líquidas. Ambos, um aumento na quantidade de gotículas de líquido e aumento na quantidade de água nas gotículas de líquido, provocam um aumento na variação estatística do sinal de micro-ondas. Daí um dispositivo tal como descrito na US 5.576.974 que puramente se apoia em informação a partir de um tipo de sensor, não será capaz de discriminar de maneira confiável entre mudanças de composição devido à mudança na relação água/petróleo comparada a uma mudança na relação gás/líquido. Qualquer presença de filme líquido no tubo deveria ainda complicar a interpretação da informação estatística, uma vez que a variância do tempo subjacente do filme líquido tem uma frequência completamente diferente comparada às gotículas de líquido. Outros tais dispositivos podem ser insensíveis às pequenas variações provocadas por pequenas gotículas de líquido na fase gás, uma vez que estas em diversos casos podem ser dispersadas como névoa fina, o que torna difícil detectar pequenas variações com técnicas de sensoriamento baseadas em variações de som, variações de pressão, etc. A GB 2.221.042 é um exemplo de um método de medição que se apoia puramente em métodos estatísticos baseados em simples sensores que é incapaz de fornecer medição precisa em condições de gás úmido. O método descrito na GB 2.221.042 também pode conduzir a medições instáveis, uma vez que existem diversas soluções (isto é, diversas combinações das frações de petróleo, água e gás) que se ajustam aos parâmetros medidos.
[0014] É a finalidade desta invenção superar as limitações mencionadas acima de soluções existentes.
[0015] É a finalidade da invenção fornecer medição precisa das taxas de fluxo de petróleo, água e gás de um gás úmido.
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8/20 [0016] É a finalidade da invenção fornecer medição precisa da fração líquida de um gás úmido quando as propriedades de gás tais como densidade, permissividade contêm grande incerteza.
[0017] É a finalidade da invenção fornecer medição precisa da fração líquida de um gás úmido quando as propriedades de gás tal como densidade, permissividade estão mudando com o tempo.
[0018] É a finalidade desta invenção fornecer medição precisa da fração líquida e de gás quando o líquido está contido como gotículas na fase gás.
[0019] É a finalidade desta invenção fornecer medição precisa da fração líquida quando o líquido está contido como gotículas na fase gás em combinação com um filme líquido ao longo da parede do tubo.
[0020] É a finalidade desta invenção fornecer uma estrutura compacta para condicionamento de escoamento e medições.
[0021] É a finalidade desta invenção permitir a utilização de rotinas simples de calibração para um medidor de escoamento multifásico.
[0022] É a finalidade desta invenção permitir a utilização de rotinas simples de verificação para um medidor de escoamento multifásico.
[0023] É a finalidade desta invenção fornecer um medidor de escoamento multifásico com precisão de medição elevada em condições de escoamento de gás úmido.
[0024] É a finalidade desta invenção fornecer pequena perda de pressão no tubo do gás úmido que escoa.
[0025] É a finalidade desta invenção fornecer um dispositivo não intrusivo para realizar medições de escoamento de gás úmido.
[0026] É a finalidade desta invenção permitir instalação compacta de um medidor de escoamento de gás úmido.
[0027] É a finalidade da invenção fornecer uma estrutura mecânica compacta para realizar as medições.
[0028] Assim, a invenção como definida na reivindicação 1 comPetição 870190027391, de 22/03/2019, pág. 11/32
9/20 preende:
[0029] um método para determinar as taxas de fluxo de um fluido que compreende uma mistura multicomponente de um gás e no mínimo um líquido, em um tubo, o método compreendendo as seguintes etapas:
[0030] a permissividade da mistura multicomponente é determinada com base em uma medição eletromagnética, [0031] b. a densidade do multicomponente é determinada, [0032] c. a temperatura e a pressão são obtidas, [0033] d. com base no conhecimento de densidades e constantes dielétricas dos componentes da mistura fluida e do resultado a partir das etapas acima a-c, a fração de água da mistura multicomponente é calculada.
[0034] A invenção é caracterizada por um método para determinar a fração líquida e taxas de fluxo de mistura multicomponente, onde:
[0035] e. um parâmetro estatístico relacionado à dita medição eletromagnética é calculado, [0036] f. a fração líquida é calculada com base no parâmetro estatístico da etapa d e a fração água calculada a partir da etapa e utilizando uma curva derivada empírica, [0037] g. a velocidade da mistura multicomponente é derivada, e [0038] h. com base nas etapas a-g a taxa de fluxo dos componentes individuais da mistura multicomponente é calculada.
[0039] O aparelho de acordo com a invenção é caracterizado pelos aspectos como definidos na reivindicação independente 18.
[0040] As reivindicações dependentes 2-17 e 19-29 definem modalidades preferidas da invenção.
[0041] A invenção será ainda descrita no que segue com referência às figuras, onde:
[0042] a figura 1 mostra uma vista em seção longitudinal esquePetição 870190027391, de 22/03/2019, pág. 12/32
10/20 mática dos elementos principais da invenção, [0043] a figura 2 mostra uma vista em seção longitudinal esquemática de uma modalidade de exemplificação de um aparelho para medir as frações de petróleo, água e gás, e taxas de fluxo de acordo com a invenção, [0044] a figura 3 mostra uma curva que relaciona um parâmetro elétrico estatístico à fração líquida de um gás úmido, [0045] a figura 4 mostra a fração líquida medida de um gás úmido contra um valor de referência como uma função de tempo.
[0046] a figura 5 mostra uma vista em seção longitudinal esquemática de uma modalidade de exemplificação de um aparelho para realizar medições eletromagnéticas de acordo com a invenção, [0047] a figura 6 mostra uma vista em seção longitudinal esquemática de uma modalidade de exemplificação de um aparelho para realizar medições eletromagnéticas de acordo com a invenção, [0048] a figura 7 mostra uma vista em seção longitudinal esquemática de uma modalidade de exemplificação de um aparelho para realizar medições eletromagnéticas de acordo com a invenção, [0049] a figura 8 mostra uma vista em seção longitudinal esquemática de uma modalidade de exemplificação de um aparelho para realizar medições eletromagnéticas de acordo com a invenção.
[0050] A presente invenção refere-se a um método e aparelho para medir as taxas de fluxo e fração de volume de uma mistura de gás úmido em um tubo. A invenção contém cinco elementos como mostrado na figura 1. Uma seção tubular 1, um dispositivo para medir a velocidade da mistura de gás úmido 2, um dispositivo para medir a fração de água da mistura de gás úmido 3, um dispositivo para medir a densidade da mistura de gás úmido 4, e um dispositivo para medir a variação estatística da mistura de gás úmido 5. A direção de escoamento pode ser ou para cima ou para baixo. O dispositivo pode também ser
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11/20 localizado horizontal ou em qualquer outra inclinação; contudo, o escoamento vertical para cima e para baixo são orientações preferidas. O dispositivo também contém elementos para medição de temperatura e pressão para finalidades de compensação; contudo, estes elementos estão omitidos dos desenhos e de descrição adicional para simplicidade. Alguns destes dispositivos podem ser combinados juntos como mostrado na figura 2, onde o dispositivo para realizar medição de permissividade 14 também pode ser utilizado para medir a variação estatística do escoamento.
[0051] Um Verrturi pode então ser utilizado como um dispositivo de escoamento para medir a velocidade do gás úmido. O Venturi consiste em uma seção convergente 10 em uma passagem estreita 11 em um tubo 1. Medindo a pressão a montante 7 e a 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 de escoamento preferida está mostrada com uma seta 9.
[0052] A fração de água e a densidade do gás úmido podem ser determinadas combinando a medição a partir de um detector gama 16 que mede os fótons gama emitidos por uma fonte gama 15, com medições elétricas de radiofrequência realizada com as antenas 14. As antenas 14 são, com efeito, condutores coaxiais que são inseridos no tubo. O método para obter a fração de água e a densidade utilizando o aparelho mostrado na figura 2 é conhecido de alguém versado na técnica e está também descrito na WO 2007/129.897.
[0053] A medição elétrica realizada utilizando as antenas 14 pode então ser utilizada para obter uma medição da variação estatística do escoamento. Uma medição elétrica que é diretamente escalonada no sentido do diâmetro do tubo é preferida, uma vez que o diâmetro de gotícula está também relacionado ao diâmetro do tubo. Parâmetros elétricos tal como a frequência de corte da guia de onda de um tubo, a
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12/20 fase característica de frequência de uma onda que é refletida a partir da mudança de diâmetro no tubo (tal como a seção divergente do Venturi 12) ou o coeficiente de fase medido ou o coeficiente de atenuação de uma onda eletromagnética que se propaga dentro do tubo são parâmetros elétricos bem adequados, ou a frequência de ressonância de uma cavidade ou estrutura ressonante dentro do tubo. De fato, qualquer perda ou medição de fase de uma onda eletromagnética que se propaga dentro do tubo ou a perda medida, ou fase a partir de uma onda refletida a partir do meio no tubo, podem ser utilizadas. O comprimento de onda do sinal medido deveria preferivelmente ser pequeno, de tal modo que o sinal seja capaz de detectar pequenas variações provocadas por pequenas gotículas de líquido. A maior parte dos dispositivos baseados em medição de frequência de corte, frequência de uma cavidade ressonante no tubo e características de reflexão, ou a fase ou o coeficiente de atenuação de uma onda eletromagnética que se propaga, utiliza sinais com pequenos comprimentos de onda. Uma faixa de frequência típica é 100-5.000 MHz dependendo do diâmetro do tubo, contudo, frequências maiores e menores também podem ser utilizadas. Exemplos de como a maior parte destes parâmetros elétricos podem ser obtidos utilizando o aparelho mostrado na figura 2 estão ainda descritos na WO 2007/129.897 e WO 2005/057142 aqui com isto incorporados para referência. A frequência de ressonância de uma cavidade ressonante dentro do tubo também pode ser utilizada como o sinal elétrico. Exemplo de um dispositivo adequado para esta finalidade pode ser encontrado na WO 03/034051. Este dispositivo também pode ser utilizado para medir a fração de água do gás úmido. Sensores de capacitância e indutância também são amplamente utilizados para medir a permissividade e a fração de água de fluidos multifásicos. Sinais elétricos obtidos a partir de sensores de capacitância e de indutância também podem ser utilizados; contudo, estes dispositivos são
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13/20 menos adequados devido à baixa frequência e daí o comprimento de onda grande dos sinais elétricos e daí menos adequado para capturar as pequenas variações requeridas para medições de líquido precisas de um gás úmido.
[0054] Quando a fração de água e variação estatística da medição elétrica tenham sido derivadas, a fração de líquido do gás úmido pode ser calculada em uma maneira iterativa utilizando a relação empírica derivada mostrada na figura 3.
[0055] O eixo x 17 da figura 3 é a variação padrão estatística de uma reflexão medida ou frequência de corte de guia de onda no tubo multiplicada por um fator de escala que é uma função do teor de água no líquido. O eixo y 18 da figura 3 é a fração líquida (água + condensado) como uma porcentagem do volume total do tubo.
[0056] Esta curva foi derivada com base em medições empíricas com um gás condensado e água em uma instalação de teste da Statoil em Karsto em uma pressão de operação de 12 MPa (120 barg) e é válida para uma mistura de gotícula/gás. A curva pode também ser modificada para aplicações onde algo do líquido está contido como um filme ao longo da parede em combinação com gotículas de líquido utilizando um fator de correção. O fator de correção pode ser derivado com base em medições empíricas.
[0057] O procedimento para determinar a composição do gás úmido então se torna:
[0058] 1. Realizar medição elétrica tal como o coeficiente de fase ou o coeficiente de atenuação de uma onda eletromagnética que viaja, frequência de corte de tubo, frequência de reflexão ou frequência de ressonância. Exemplos de como alguns desses aspectos podem ser obtidos estão descritos na WO 2007/129.897 e WO 2005/057.142.
[0059] 2. Medir a densidade do gás úmido utilizando um densímetro baseado em raio cama 15, 16, como descrito em WO 2007/129.897
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14/20 e WO 2005/057.142.
[0060] 3. Calcular a fração de água do gás úmido (por exemplo, mistura multifásica). Exemplos de como isto pode ser realizado podem ser encontrados na WO 2007/129.897 e WO 2005/057.142. A densidade de petróleo, gás e água em adição à permissividade (constante dielétrica) e atenuação de massa destes fluidos são admitidas serem conhecidas antecipadamente. A WO 2007/129.897 fornece informação adicional de como estes parâmetros podem ser obtidos.
[0061] 4. Calcular a relação água líquido (relação água líquido
WLR = porcentagem de água na fração líquida) com base na fração de água medida a partir da etapa 3 e uma primeira avaliação da fração líquida. A fração líquida calculada a partir da etapa 3 pode ser utilizada como uma primeira avaliação ou o resultado a partir do cálculo precedente da fração líquida.
[0062] 5. Calcular um parâmetro estatístico da medição elétrica realizada na etapa 1 tal como o desvio padrão das 10-100 medições passadas. Menos ou mais medições também podem ser utilizadas, contudo, muito poucas medições podem aumentar a incerteza de medição e muitas medições podem provocar comportamento dinâmico indesejado, tal como resposta lenta a mudanças rápidas no teor de líquido.
[0063] 6. Calcular a derivada experimental WLR dependente do fator de correção e multiplicá-la pelo parâmetro estatístico da etapa 5 para obter o valor x 17 para curva 20 na figura 3.
[0064] 7. Utilizar a curva 20 para calcular a fração líquida 18 do gás úmido.
[0065] 8. Calcular um valor atualizado para a WLR utilizando a fração líquida da etapa 7 e fração de água da etapa 3 e repetir as etapas 6-8 até que a WLR calculada tenha convergido para um valor estável.
[0066] Quando as etapas 1-8 foram completadas, a composição
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15/20 (isto é, a porcentagem de petróleo, água e gás) do gás úmido tenha sido determinada. O fator dominante em obter a fração líquida do gás úmido é a curva mostrada na figura 3. Uma vez que esta curva é principalmente dependente de variação estatística do sinal elétrico e da fração de água do gás úmido, e a medição da fração de água que resulta das etapas 1-3 é pouco afetada por erros na densidade de gás, a medição de fração líquida (e GVF) se torna quase não afetada por erros significativos na densidade de gás. Uma vez que a fração de água é obtida em um cálculo independente sem qualquer utilização do parâmetro estatístico da etapa 5, o algoritmo de medição das etapas 1-8 se torna robusto evitando escalonamento descontrolado no cálculo da fração líquida ou soluções múltiplas para o cálculo, uma vez que ambos, um aumento no teor de líquido e um aumento na fração de água através da WLR dependente do fator de correção, fornecem um aumento no valor x 17 da figura 3. Contudo, uma vez que a fração de água é calculada na etapa 13 antes da malha de cálculo que utiliza a curva 20 da figura 3, a fração de água é fixa e somente a fração de líquido é mudada durante a malha de iteração nas etapas 6-8.
[0067] A figura mostra um teste do método descrito acima realizado na instalação de teste de gás úmido em South West Research Center no Texas em uma pressão de 12 MPa (120 barg). O eixo x mostra um período de tempo de 3.000 segundos e o eixo y 21 mostra o GVF (fração de gás). A linha grossa 23 é a fração de gás de referência e a linha fina 24 é a fração de gás medida de acordo com a invenção.
[0068] Quando a fração de petróleo (condensado), água e gás e a densidade de petróleo, água e gás são conhecidas, a velocidade do fluido multifásico pode ser derivada com base na utilização de um dispositivo de escoamento 2.
[0069] O dispositivo de escoamento pode ser ou um dispositivo baseado em medição de queda de pressão 6, tal como um Venturi ou
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16/20 utilizando técnicas de correlação cruzada como descrito nas WO 2007/129.897 e WO 2005/057142. Outros dispositivos de escoamento 2 baseados em medição de pressão diferencial tal como um cone V ou placa de orifício e tubos Dall também podem ser utilizados. Estes são princípios de medição bem-conhecidos e ainda informações de como utilizar estes dispositivos podem ser encontradas no Handbook of MultiPhase Metering editado por Norwegian Society for Oil and Gas Measurement.
[0070] Quando a velocidade dos componentes líquido e gás do gás úmido é conhecida em adição à área de seção transversal do tubo, a taxa de fluxo dos componentes individuais do gás úmido (petróleo, água e gás) pode facilmente ser calculada.
[0071] O método descrito nas etapas 1-8 é, com efeito, uma maneira de contar as gotículas contidas na fase gás. Utilizando os modelos para calcular a taxa de fluxo de um gás úmido com base em um Venturi de acordo com New correction method for wet gas flow metering based on two phase flow modeling: Validation on industrial Air/Oil/Water tests at low and high pressure por S. Geraldine et at the 26th International North Sea Flow Measurement Workshop - 2008 [1], o diâmetro da gotícula de líquido, a velocidade das gotículas, espessura do filme líquido e a velocidade do filme líquido, podem ser derivadas em adição à velocidade do gás. Esta informação pode ser utilizada para fornecer fatores de correção adicionais para a curva 20 na figura 3. Os fatores de correção podem ser derivados com base em correlações derivadas empíricas e implementadas da seguinte maneira:
[0072] 1. Realizar medição elétrica tal como o coeficiente de fase ou coeficiente de atenuação de uma onda eletromagnética que viaja, frequência de corte do tubo ou frequência de reflexão, como descrito nas WO 2007/129897 e WO 2000/057142.
[0073] 2. Medir a densidade do gás úmido utilizando um densímePetição 870190027391, de 22/03/2019, pág. 19/32
17/20 tro baseado em raio gama 15, 16 como descrito nas WO 2007/129.897 e WO 2005/057.142.
[0074] 3. Calcular a fração de água do gás úmido (por exemplo, mistura multifásica) como descrito na WO 2007/129897, NO 324812 ou WO 2005/057142. A densidade de petróleo, gás e água em adição à permissividade (constante dielétrica) e a atenuação de massa destes fluidos são admitidas serem conhecidas antecipadamente. A WO 2007/129.897 fornece informação adicional de como estes parâmetros podem ser obtidos.
[0075] 4. Calcular a relação de água líquido (a relação água líquido WLR = porcentagem de água na fração líquida) com base na fração de água medida da etapa 3 e uma primeira avaliação da fração líquida. A fração líquida calculada da etapa 3 pode ser utilizada como uma primeira avaliação ou resultado do cálculo precedente da fração líquida.
[0076] 5. Calcular um parâmetro estatístico da medição elétrica realizada na etapa 1 tal como o desvio padrão das 10-100 medições passadas. Menos ou mais medições também podem ser utilizadas, contudo, muito poucas medições podem aumentar a incerteza de medição, e muitas medições podem provocar comportamento dinâmico indesejado, tal como resposta lenta a rápidas mudanças no teor de líquido.
[0077] 6. Calcular a derivada experimental WLR dependente do fator de correção, fator de correção de diâmetro de gotícula, e fator de correção de fração de filme e multiplicá-los pelo parâmetro estatístico da etapa 5 para obter o valor x 17 para a curva 20 na figura 3.
[0078] 7. Utilizar a curva 20 para calcular a fração líquida 18 do gás úmido.
[0079] 8. Calcular um valor atualizado para WLR utilizando a fração líquida da etapa 7 e a fração de água da etapa 3 e repetir as etaPetição 870190027391, de 22/03/2019, pág. 20/32
18/20 pas 6-8 até que a WLR calculada tenha convergido para um valor estável.
[0080] 9. Calcular a velocidade das gotículas líquidas, velocidade de filme líquido, filme líquido, velocidade de gás em adição à espessura de filme, e diâmetro de gotículas com base nas frações medidas da etapa 8 e na pressão delta medida do Venturi 6 utilizando o método e modelos descritos em [1].
[0081] 10. Repetir as etapas 6-9 até que todos os parâmetros calculados na etapa 9 tenham convergido para um valor estável.
[0082] Em adição aos elementos descritos acima, o aparelho de medição também contém elementos para realizar medições elétricas e computador para realizar os cálculos; contudo é bem-conhecido como realizar a eletrônica e software requeridos para realizar estas medições e cálculos.
[0083] Métodos de transmissão e de reflexão são métodos bemconhecidos para a caracterização de material como mostrado nas figuras 5 e 6. Métodos eletromagnéticos podem ser baseados em uma fenda radiante 23 através da parede como mostrado na figura 5, ou utilizando um condutor coaxial de extremidade aberta 24 como mostrado na figura 6. Um impulso ou frequência contínua é transmitido no cabo coaxial 24. Com base em uma medição da amplitude e variações de fase refletidas de volta no condutor coaxial, a permissividade do material dentro do tubo pode ser determinada. O projeto e princípios de trabalho dos sensores de transmissão e reflexão como mostrado nas figuras 5-6 estão ainda descritos em Microwave Electronics measurement and material characterization por Chen e outros, Wiley (2004) e Permittivity Measurements of Thin Liquid Film Layers using open-ended Coaxial Probes, Meas, Sci. Technol., 7 (1996), 11641173.
[0084] Duas antenas como mostrado na figura 7, também podem
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19/20 ser utilizadas para realizar as medições eletromagnéticas. As antenas são condutoras coaxiais isolados por um material isolante da parede do tubo e que penetram ligeiramente no tubo, atuando como antena dipolo dentro do tubo. A antena de envio 28 e a antena de recepção 28 também podem ser feitas como uma unidade separada 27 que é montada no tubo, ou como antenas separadas. As antenas também podem ser localizadas ao longo da circunferência do tubo, ou axialmente ao longo do tubo, ou em uma combinação de qualquer localização axial e radial. O dispositivo pode ser utilizado para medir perda, fase de uma onda eletromagnética dentro do meio do tubo.
[0085] Um arranjo similar baseado em três antenas para realizar medições eletromagnéticas está mostrado na figura 8. As antenas são condutoras coaxiais a isolados por um material isolante da parede do tubo e que penetram ligeiramente no tubo atuando como uma antena dipolo dentro do tubo. As antenas podem ser feitas de uma unidade de sonda compacta 35 como mostrado na figura 8, onde a antena de transmissão 33 e as duas antenas de recepção 34, 32 são isoladas eletricamente da carcaça metálica 35 por cerâmica ou vidro. O dispositivo pode ser utilizado para medir fase e perda de uma onda eletromagnética no tubo que também pode ainda se estender para medir o coeficiente de fase e coeficiente de perda de uma onda eletromagnética que viaja dentro do tubo. A WO 2007/129.897 fornece informação adicional de como este dispositivo pode ser utilizado para obter estes parâmetros.
[0086] Na descrição acima da invenção absorção de fótons gama é utilizada para determinar a densidade do gás úmido. Outro dispositivo para determinar a densidade do gás úmido também pode ser utilizado tal como, porém, não limitado a, um Venturi em combinação com medição de velocidade em correlação cruzada, combinação de diversos dispositivos de escoamento de massa com diferentes característiPetição 870190027391, de 22/03/2019, pág. 22/32
20/20 cas de escoamento contra densidade de fluido, ou modelos de equação de estado com base na composição de hidrocarbonetos para o fluido petróleo + gás. Uma medição de densidade baseada em absorção de fótons gama, contudo, é o método preferido para determinar a densidade do gás úmido.
[0087] A fração de água da mistura multifásica também pode ser derivada utilizando as medições duplas de absorção de energia e massa como descrito na US 5.135.684 ou princípio de medição de capacitância/indutância em combinação com absorção simples de energia massa, como descrito na NO 304.333, ou o princípio de medição de capacitância/indutância em combinação com correlação cruzada e Venturi, como mostrado na WO 00/45133. A medição de fração de água obtida acima pode então ser combinada com um cálculo estatístico de uma medição eletromagnética tal como o coeficiente de fase ou coeficiente de atenuação de uma onda eletromagnética que viaja, frequência de corte de tubo ou reflexão ou medição de perda ou de fase de uma onda eletromagnética que viaja dentro do tubo ou refletida a partir do meio no tubo para calcular a fração líquida do gás úmido. Os dispositivos mostrados nas figuras 5 e 6 ou qualquer combinação de no mínimo duas antenas 14 como mostrado na figura 2 podem ser utilizados em combinação com qualquer técnica para medição da fração de densidade de água de um gás úmido para obter a medição eletromagnética desejada para determinação de fração líquida e taxas de fluxo do gás úmido.

Claims (24)

  1. REIVINDICAÇÕES
    1. Método para determinar as taxas de fluxo de um fluido que compreende uma mistura multicomponente de um gás e no mínimo um líquido em um tubo, o método compreendendo as seguintes etapas:
    a. permissividade da mistura multicomponente é determinada com base em uma medição eletromagnética,
    b. a densidade da mistura de multicomponente é determinada,
    c. a temperatura e a pressão são obtidas para a mistura de multicomponente,
    d. com base no conhecimento de densidades e permissividade dos componentes da mistura fluida, e do resultado a partir das etapas acima a-c, a fração de água da mistura multicomponente é calculada, caracterizado pelo fato de que um método para determinar uma fração líquida de uma mistura de óleo e água, e taxas de taxas de fluxo de mistura multicomponente, onde:
    e. um parâmetro estatístico relacionado à medição eletromagnética é calculado,
    f. a fração líquida é calculada com base no parâmetro estatístico da etapa e, e a fração de água calculada a partir da etapa d utilizando uma curva derivada empírica,
    g. a velocidade da mistura multicomponente é derivada, e
    h. com base nas etapas a-g as taxas de fluxo dos componentes individuais da mistura multicomponente são calculadas.
  2. 2. Método, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que a permissividade é determinada com base em medição de perda de uma onda eletromagnética dentro do tubo.
  3. 3. Método, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado
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    2/5 pelo fato de que a permissividade é determinada com base em medição de mudança de fase de uma onda eletromagnética dentro do tubo.
  4. 4. Método, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que a permissividade é determinada com base em medição da fase ou perda de uma onda eletromagnética refletida dentro do tubo.
  5. 5. Método, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que a permissividade é determinada com base em uma medição eletromagnética de frequência de ressonância dentro do tubo.
  6. 6. Método, de acordo com qualquer uma das reivindicações precedentes, caracterizado pelo fato de que o desvio padrão é utilizado como o parâmetro estatístico.
  7. 7. Método, de acordo com qualquer uma das reivindicações precedentes, caracterizado pelo fato de que densidade é determinada com base em medição de absorção de fótons.
  8. 8. Método, de acordo com qualquer uma das reivindicações precedentes, caracterizado pelo fato de que a curva empírica derivada da etapa e é corrigida para a dimensão de gotículas do líquido.
  9. 9. Método, de acordo com qualquer uma das reivindicações precedentes, caracterizado pelo fato de que a curva derivada empírica da etapa e é corrigida para a presença de filme líquido ao longo da parede do tubo.
  10. 10. Método, de acordo com qualquer uma das reivindicações precedentes, caracterizado pelo fato de que a velocidade é medida com base na medição de queda de pressão através de uma restrição no tubo.
  11. 11. Método, de acordo com a reivindicação 10, caracterizado pelo fato de que um Venturi é utilizado para fornecer queda de pressão.
  12. 12. Método, de acordo com a reivindicação 10, caracteriPetição 870190027391, de 22/03/2019, pág. 25/32
    3/5 zado pelo fato de que um cone V é utilizado para fornecer queda de pressão.
  13. 13. Método, de acordo com a reivindicação 10, caracterizado pelo fato de que um tubo Dall é utilizado para fornecer queda de pressão
  14. 14. Método, de acordo com a reivindicação 10, caracterizado pelo fato de que um orifício é utilizado para fornecer queda de pressão.
  15. 15. Método, de acordo com qualquer uma das reivindicações 1 a 9, caracterizado pelo fato de que técnicas de correlação cruzada são utilizadas na determinação da velocidade da mistura multicomponente.
  16. 16. Aparelho para determinar taxas de fluxo de um fluido que compreende uma mistura multicomponente de um gás e no mínimo um líquido em um tubo, o aparelho compreendendo uma seção tubular (1) e os seguintes elementos:
    a. meios eletromagnéticos (14) para determinar permissividade da mistura multicomponente,
    b. meios (14, 15) para determinar densidade da mistura multicomponente,
    c. meios para determinar temperatura e pressão da mistura multicomponente,
    d. meios para calcular fração de água da mistura multicomponente com base no conhecimento de densidade e permissividade dos componentes da mistura fluida, caracterizado pelo fato de que meios para determinar fração líquida de uma mistura de óleo e água e taxas de fluxo da mistura multicomponente contêm:
    e. programa matemático para calcular um parâmetro estatístico,
    Petição 870190027391, de 22/03/2019, pág. 26/32
    4/5
    f. curva derivada empírica e programa matemático para calcular a fração líquida da mistura multicomponente com base em dito parâmetro estatístico e dita fração de água,
    g. meios (10, 11) para medir velocidade da mistura multicomponente; e
    h. meios para calcular taxas de fluxo de frações individuais da mistura multicomponente.
  17. 17. Aparelho, de acordo com a reivindicação 16, caracterizado pelo fato de que compreende meios (23, 24, 27, 35) para transmitir eletromagnético para a seção tubular (1) e registrar energia eletromagnética recebida a partir da seção tubular (1).
  18. 18. Aparelho, de acordo com a reivindicação 16 ou 17, caracterizado pelo fato de que compreende meios para fornecer ressonâncias eletromagnéticas dentro da seção tubular (1).
  19. 19. Aparelho, de acordo com qualquer uma das reivindicações 16 a 18, caracterizado pelo fato de que compreende meios para medir dita velocidade em uma passagem estreita da seção tubular (1).
  20. 20. Aparelho, de acordo com qualquer uma das reivindicações 16 a 18, caracterizado pelo fato de que um Venturi (10, 11) é utilizado para determinar dita velocidade.
  21. 21. Aparelho, de acordo com qualquer uma das reivindicações 16 a 18, caracterizado pelo fato de que um cone V é utilizado para determinar dita velocidade.
  22. 22. Aparelho, de acordo com qualquer uma das reivindicações 16 a 18, caracterizado pelo fato de que compreende meios para medir dita velocidade por meio de medições de correlação cruzada realizadas em duas seções transversais das seções tubulares (1).
  23. 23. Aparelho, de acordo com qualquer uma das reivindicações 16 a 18, caracterizado pelo fato de que compreende uma fonte
    Petição 870190027391, de 22/03/2019, pág. 27/32
    5/5 radioativa (15) e detector de fótons (16) para determinar dita densidade de mistura multicomponente.
  24. 24. Aparelho, de acordo com qualquer uma das reivindicações 16 a 22, caracterizado pelo fato de que compreende uma combinação de um dispositivo de queda de pressão e dispositivo de velocidade de correlação cruzada para determinar dita densidade de mistura multicomponente.
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