DE69121180T2 - Verfahren und Vorrichtung zur Messung der Strömungsrate für ein mehrphasiger Fluid - Google Patents

Verfahren und Vorrichtung zur Messung der Strömungsrate für ein mehrphasiger Fluid

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Description

  • Die gegenwärtige Erfindung betrifft Erdölstromanalysatoren, d.h. Fließratenmonitore zum Anzeigen der Fließraten der Komponenten eines zusammengesetzten Erdölstroms mit einer Gaskomponente, einer Ölkomponente und einer Wasserkomponente (die Salzlösung sein kann).
  • GB-A-2180352 beschreibt einen Fließratenmonitor zum Anzeigen der Fließraten der Komponenten eines zusammengesetzten Erdölstroms mit einer Gaskomponente, einer Ölkomponente und einer Wasserkomponente, umfassend:
  • eine Testleitung, die eine Kammer enthält, die nach unten mit einem Winkel so geneigt ist, daß Stratifikation von Flüssigkeit und Gas in der Kammer stattfindet;
  • ein Probenentnahmemittel zum Bereitstellen eines Probenstroms von der Flüssigkeit in der Kammer;
  • ein Mittel zum Separieren von Gas von dem Probenstrom, um eine Gasausgabe und eine Flüssigkeitsausgabe zu liefern;
  • ein Mittel zum Zurückführen besagter Gasausgabe und besagter Flüssigkeitsausgabe zu der Testleitung;
  • ein Sensormittel zum Fühlen vorherbestimmter physikalischer Variablen besagten Stroms und Bereitstellen von Signalen, die dafür jeweils repräsentativ sind; und
  • ein Mittel zum Bereitstellen von Fließratensignalen, die für die Volumenfließraten der Gas-, Öl- und Wasserkomponenten des zusammengesetzten Erdölstroms in Übereinstimmung mit besagten Signalen, die von besagtem Sensormittel bereitgestellt werden, repräsentativ sind.
  • Das in diesem Dokument beschriebene Sensormittel besteht aus der Kombination von:
  • einem Temperatursensor zum Fühlen der Temperatur der Flüssigkeitsausgabe und Bereitstellen eines Signals (E1);
  • einem Drucksensor zum Fühlen des Drucks und Bereitstellen eines Signals (E2);
  • einem Gasgeschwindigkeitsmeßmittel zum Messen der Geschwindigkeit des Gases nach der Stratifikation und Bereitstellen eines Signals (E3);
  • einem Flüssigkeitsgeschwindigkeitsmeter zum Messen der Geschwindigkeit der Flüssigkeit nach der Stratifikation und Bereitstellen eines Signals (E4);
  • einem Densitometer zum Fühlen der Dichte der Flüssigkeit und Bereitstellen eines Signals (E5); und
  • einen Wasserfraktionsmittel zum Bestimmen der Wasserfraktion der Flüssigkeitsausgabe und Bereitstellen eines Signals (E6).
  • Es ist auch notwendig, den Querschnittsbereich (A) des Stratifikationsrohrs zu kennen.
  • Die gegenwärtige Erfindung ist gekennzeichnet durch die Merkmale von Anspruch 1, wobei insbesondere das Sensormittel folgende Kombination umfaßt:
  • ein Wasserfraktionsmittel zum Bestimmen der Wasserfraktion besagter Flüssigkeitsausgabe und Bereitstellen eines dafür repräsentativen Wasserfraktionssignals;
  • ein Druckmittel zum Fühlen des Drucks des zusammengesetzten Erdölstroms und Bereitstellen eines dafür repräsentativen Drucksignals;
  • ein Temperaturmittel zum Fühlen der Temperatur des zusammengesetzten Erdölstroms und Bereitstellen eines dafür repräsentativen Temperatursignals;
  • ein Fließratenmittel zum Anzeigen der Volumenfließrate des zusammengesetzten Erdölstrons und Bereitstellen eines dazu repräsentativen Fließratensignals; und
  • ein Dichtemittel zum Anzeigen der Dichte des zusammengesetzten Erdölstroms und Bereitstellen eines dazu repräsentativen Dichtesignals.
  • Die gegenwärtige Erfindung liefert auch ein Anzeigeverfahren, wie in Anspruch 5 angegeben.
  • Eine Ausführungsform der gegenwärtigen Erfindung wird nun, beispielhaft, mit Bezug auf die beigefügte Zeichnung beschrieben.
  • Die Zeichnung ist zum Teil ein vereinfachtes Blockdiagramm und zum Teil eine schematische Darstellung, die einen Fließratenmonitor zeigt, der in Übereinstimmung mit der gegenwärtigen Erfindung aufgebaut ist, für einen Mehrphasenerdölstrom.
  • Die gegenwärtige Erfindung stellt eine neue Vorrichtung zum Messen von Gas-, Öl-, und Wasser-/Salzlösung-Produktionsraten dar, die zumindest genausogut, oder besser, als eine herkömmliche Vorrichtung arbeitet. Es sollte bemerkt werden, daß das Wort "Wasser" im Anschluß anstelle von "Wasser/Salzlösung" verwendet wird und jedes Wasser unabhängig von einem Salzgehalt abdecken wird. Ferner ist die Vorrichtung der gegenwärtigen Erfindung verläßlicher und kann kompakter und preisgünstiger als käuflich erhältliche Meßsysteme hergestellt werden. Die gegenwärtige Erfindung ist geeignet zum Messen von individuellen Fließraten von Öl-, Gas- und Wasserkomponenten eines Mehrphasenerdölstroms, wie eines zusammengesetzten Förderstroms einer Ölquelle. Die Meßvorrichtung ist geeignet zur Installation unter See, an der Meeresoberfläche, auf einer Shelf-Bohrplattform oder auf dem Festland. Die Meßvorrichtung kann so dimensioniert sein, daß sie weite Bereiche von Flüssigkeits- und Gasfließraten mit Wasserfraktionen (Aufteilungsverhältnissen) von 0 bis 100 % beherbergen kann.
  • Nunmehr Bezug nehmend auf die Figur, dort ist eine Rohrleitung 5 gezeigt, die mit einer Testleitung 8 verbunden ist, wie durch die Flansche 10 angezeigt. Die Testleitung 8 steigt vertikal an und neigt sich dann nach unten, mit einem vorherbestimmten Winkel, der zum Strafizieren des zusammengesetzten Erdölstroms ausreicht. An dem Ende des Neigungsbereichs der Testleitung 8 ist der Durchmesser erheblich erhöht, um eine Kammer 12 vor dem Übergang zu einem vertikalen Abfluß zu bilden. Die Testleitung 8 ist um 90º von den vertikalen Bereich in eine horizontale Richtung vor dem Wiederverbinden mit der Rohrleitung 5 gedreht. Der zusammengesetzte Erdölstrom wird, während des Hindurchtretens durch die Kammer 12, dazu neigen, durch die Schwerkraft Schichten zu bilden, so daß Flüssigkeit entlang des Bodens des sich neigenden Rohrs fließt, während Gas entlang des Oberteils fließt. Ein Probenstrom der flüssigen Komponente des zusammengesetzten Erdölstrorns, der ein wenig eingeschlossenes Gas enthält, wird durch eine Probenentnahmeleitung 15 entfernt und einem Separator 19 zugeführt. Der Separator 19 ermöglicht dem in dem Probenstrom eingeschlossenen Gas von der Flüssigkeit abgetrennt und in den Gasbereich von der Kammer 12 über eine Leitung 23 zurückgeführt zu werden.
  • Der flüssige Anteil des Probenstroms in der Leitung 15 wird zu dem Förderstrom in der Kammer 12 über eine Leitung 26 zurückgeführt. Während des Fließens des Erdölstroms durch die Rohrleitung 5 und die Testleitung 8 werden bestimmte Parameter gemessen. Ein Parameter ist der Druck, der durch einen Drucksensor 30 gefühlt wird, der ein Signal P liefert, das dem gefühlten Druck entspricht. Ein Temperatursensor 34 fühlt die Temperatur der in der Testleitung 8 fließenden Flüssigkeit gerade vor dem Wiedereintreten in die Rohrleitung 5. Der Temperatursensor 34 liefert ein Signal T, das der gefühlten Temperatur entspricht. Ferner liefert ein Densitoneter 39 in dem Abflußbereich der Testleitung 8 ein Signal D, das der Dichte der die Rohrleitung 5 verlassenden Flüssigkeit entspricht.
  • Ein Volumenflußmeter 42 fühlt die Fließrate des Erdölstroms, der wieder in die Rohrleitung 5 eintritt, und liefert ein entsprechendes Signal FR. Ein Netto-Öl- oder Wasseraufteilungsverhältnismeter 44 liefert ein Signal WC, das dem Netto-Öl- oder Wasseraufteilungsverhältnis des Probenstroms, der aus dem Separator 19 austritt, entspricht.
  • Die Signale P, T, D, FR und WC werden zu einem Rechenmittel 50 geliefert, das Signale zu einem Auslesemittel 55 liefert, die den Fließraten des Öls, Wassers und Gases entsprechen.
  • Das Rechenmittel löst die folgenden Gleichungen:
  • (1) XGas = [DKomp.-[DÖl(1-XH20)+DH20)]]/[DGas-[DÖl(1-XH20) +DH20 (XH20)]],
  • wobei XGas die Volumengasfraktion des zusammengesetzten Erdölstroms bei ihrem tatsächlichen Druck und ihrer tatsächlichen Temperatur ist, XH20 die Volumenwasserfraktion (Wasseranteil) der Öl- und Wasserkomponenten des zusammengesetzten Erdölstroms bei Ihrer tatsächlichen Temperatur und ihrem tatsächlichen Druck (gemessen vom Monitor 44) ist, DKomp. die Dichte des zusammengesetzten Erdölstroms bei seinem tatsächlichen Druck und seiner tatsächlichen Temperatur (gemessen vorn Densitometer 39) ist, DGas die Dichte der Gaskomponente des zusammengesetzten Erdölstroms bei ihrer tatsächlichen Temperatur und ihrem tatsächlichen Druck (bestimmt aus den PVT-Daten für das Gas und das Öl des zusammengesetzten Erdölstroms bei seinem tatsächlichen Druck und seiner tatsächlichen Temperatur) ist, DÖl die Dichte der Ölkomponente des zusammengesetzten Erdölstroms bei ihrem tatsächlichen Druck und ihrer tatsächlichen Temperatur (bestimmt aus den PVT-Daten für das Gas und das Öl des zusammengesetzten Erdölstroms) ist, und DH20 die Dichte der Wasserkomponente des zusammengesetzten Erdölstroms bei ihrem tatsächlichen Druck und ihrer tatsächlichen Temperatur ist. Offensichtlich, aus dem Vorangegangenen, werden die verschiedenen PTV-Dichtewerte in einem Speicher des Rechenmittels 50 und das Rechenmittel 50 gespeichert, verwendet die gespeicherten Werte, wenn notwendig.
  • (2) QGas = (XGas) (QKomp.),
  • (3) QH&sub2;O = XH20(QKomp. - QGas),
  • (4) QÖl = (1-XH20) (QKomp. - QGas),
  • wobei QKomp. die Volumenfließrate bei ihrem tatsächlichen Druck und ihrer tatsächlichen Temperatur (gemessen durch das Volumenflußmeter 42) ist, QGas die Volumenfließrate der Gaskomponente des zusammengesetzten Erdölstrorns bei ihrem tatsächlichen Druck und ihrer tatsächlichen Temperatur ist, QÖl die Volumenfließrate der Ölkomponente des zusammengesetzten Erdöls ist, und QH20 die Volumenfließrate der Wasserkonponente bei ihrer tatsächlichen Temperatur und ihrem tatsächlichen Druck ist.

Claims (8)

1. Fließratenmonitor zum Anzeigen der Fließraten der Komponenten eines zusammengesetzten Erdölstroms mit einer Gaskomponente, einer Ölkomponente und einer Wasserkomponente, umfassend:
eine Testleitung (8), die eine Kammer (12) enthält, die nach unten mit einem Winkel so geneigt ist, daß Stratifikation von Flüssigkeit und Gas in der Kammer stattfindet;
ein Probenentnahmemittel (15) zum Bereitstellen eines Probenstroms von der Flüssigkeit in die Kammer;
ein Mittel (19) zum Separieren von Gas aus dem Probenstrom, um eine Gasausgabe und eine Flüssigkeitsausgabe bereitzustellen;
ein Mittel zum Zurückführen besagter Gasausgabe und besagter Flüssigkeitsausgabe zu der Testleitung;
ein Sensormittel (44, 30, 34, 42, 39) zum Fühlen vorherbestimmter physikalischer Variablen besagten Stroms und Bereitstellen von Signalen, die jeweils dafür repräsentativ sind; und
ein Mittel (50) zum Bereitstellen von Fließratensignalen (QGas, QÖl, QH20), die für die Volumenfließraten der Gas-, Öl- und Wasserkomponenten des zusammengesetzten Erdölstroms in Übereinstimmung mit besagten Signalen, die von besagtem Sensormittel geliefert werden, repräsentativ sind;
dadurch gekennzeichnet, daß:
besagtes Sensormittel folgende Kombination umfaßt:
ein Wasserfraktionsmittel (44) zum Bestimmen der Wasserfraktion besagter Flüssigkeitsausgabe und Bereitstellen eines dafür repräsentativen Wasserfraktionssignals (WC);
ein Druckmittel (30) zum Fühlen des Drucks des zusammengesetzten Erdölstroms zum Bereitstellen eines dafür repräsentativen Drucksignals (P);
ein Temperatumittel (34) zum Fühlen der Temperatur des zusammengesetzten Erdölstroms und Bereitstellen eines dafür repräsentativen Temperatursignals (T);
ein Fließratenmittel (42) zum Anzeigen der Volurnenfließrate des zusammengesetzten Erdölstroms und Bereitstellen eines dafür repräsentativen Fließratensignals (FR); und
ein Dichtemittel (39) zum Anzeigen der Dichte des zusammengesetzten Erdölstroms und Bereitstellen eines dafür repräsentativen Dichtesignals (D).
2. Monitor nach Anspruch 1, dadurch gekennzeichnet, daß besagtes Mittel (50) zum Bereitstellen von Signalen folgendes enthält:
ein Mittel zum Speichern von PVT-Dichtewerten, die unterschiedlichen Werten für den Druck (P), das Volumen (V) und die Temperatur (T) entsprechen;
ein Gasfraktionsmittel zum Herleiten der Volurnengasfraktion (XGas) in Übereinstimmung mit dem Wasserfraktionssignal (WC), der PVT-betreffenden Dichte (DKomp.) für den zusammengesetzten Strom, der PVT-betreffenden Dichte (DÖl) für die Ölkomponente und der Dichte (DH20) für die Wasserkomponente.
3. Monitor nach Anspruch 2, dadurch gekennzeichnet, daß das Gasfraktionsmittel die Volumengasfraktion (XGas) in Übereinstimmung mit der folgenden Gleichung herleitet:
XGas = [DKomp.-[DÖl (1-XH20)+DH20)]]/[DGas-[DÖl(1-XH20) +DH20 (XH20)]],
wobei:
XGas die Volunengasfraktion des zusammengesetzten Erdölstroms bei ihrem tatsächlichen Druck und ihrer tatsächlichen Temperatur ist;
XH20 die Volumenwasserfraktion der Öl- und Wasserkomponenten des zusammengesetzten Erdölstrorns bei ihrer tatsächlichen Temperatur und ihrem tatsächlichen Druck ist;
DKomp. die Dichte des zusammengesetzten Erdölstroms bei ihrem tatsächlichen Druck und ihrer tatsächlichen Temperatur ist;
DGas die Dichte der Gaskomponente des zusammengesetzten Erdölstroms bei ihrer tatsächlichen Temperatur und bei ihren tatsächlichen Druck ist;
DÖl die Dichte der Ölkomponente des zusammengesetzten Erdölstroms bei ihrem tatsächlichen Druck und ihrer tatsächlichen Temperatur ist; und
DH20 die Dichte der Wasserkomponente des zusammengesetzten Erdölstroms bei ihrem tatsächlichen Druck und ihrer tatsächlichen Temperatur ist.
4. Monitor nach Anspruch 3, dadurch gekennzeichnet, daß die Volurnenfließrate QGas der Gasfraktion, die Volumenfließrate QH20 der Wasserfraktion und die Volumenfließrate QÖl der Ölfraktion in Übereinstimmung mit den folgenden Gleichungen hergeleitet werden:
QGas = (XGas) (Qkomp.),
QH20 = XH20(QKomp. - Qgas), and
QÖl = (1-XH20) (Qkomp - QGas).
5. Verfahren zum Anzeigen der Fließraten der Komponenten eines zusammengesetzten Erdölstroms mit einer Gaskomponente, einer Ölkomponente und einer Wasserkomponente, umfassend die folgenden Schritte:
Anordnen einer Testleitung mit einer Kammer in einem nach unten geneigten Winkel, so daß Stratifikation von Flüssigkeit und Gas in der Kammer auftreten wird;
Bereitstellen eines Probenstroms von der Flüssigkeit in der Kammer;
Abtrennen von Gas aus dem Probenstrom, um eine Gasausgabe und eine Flüssigkeitsausgabe zu liefern;
Zurückführen besagter Gasausgabe und besagter Flüssigkeitsausgabe zu der Testleitung;
Fühlen vorherbestimmter physikalischer Variablen besagten Stroms und Bereitstellen von Signalen, die dazu jeweils repräsentativ sind; und
Herleiten von Volumenfließraten der Gas-, Öl- und Wasserkomponenten des zusammengesetzten Erdölstrorns in Übereinstimmung mit besagten Signalen, die in besagtem Fühlschritt bereitgestellt werden;
dadurch gekennzeichnet, daß:
besagter Fühlschritt folgende Kombination umfaßt:
Bestimmen der Wasserfraktion besagter Flüssigkeitsausgabe und Bereitstellen eines für die bestimmte Wasserfraktion repräsentativen Wasserfraktionssignals;
Fühlen des Drucks des zusammengesetzten Erdölstroms und Bereitstellen eines für den gefühlten Druck repräsentativen Drucksignals;
Fühlen der Temperatur des zusammengesetzten Erdölstroms und Bereitstellen eines für die gefühlte Temperatur repräsentativen Temperatursignals;
Anzeigen der Volumenfließrate des zusammengesetzten Erdölstroms und Bereitstellen eines für die angezeigte Fließrate repräsentativen Fließratensignals; und
Anzeigen der Dichte des zusammengesetzten Erdölstroms und Bereitstellen eines für die angezeigte Dichte repräsentativen Dichtesignals.
6. Verfahren nach Anspruch 5, dadurch gekennzeichnet, daß der Herleitungsschritt folgendes umfaßt:
Speichern von PVT-Dichtewerten, die zu unterschiedlichen Werten des Drucks (P), des Volumens (V) und der Temperatur (T) korrespondieren; und
Herleiten der Volumengasfraktion (XGas) in Übereinstimmung mit dem Wasserfraktionssignal (WC), der PVT-betreffenden Dichte (DKomp.) für den zusammengesetzten Strom, der PVT-betreffenden Dichte (DÖl) für die Ölkomponente und der Dichte (DH20) der Wasserkomponente.
7. Verfahren nach Anspruch 6, dadurch gekennzeichnet, daß der Gasfraktionsschritt die Volunengasfraktion (XGas) in Übereinstimmung mit der folgenden Gleichung herleitet:
XGas = [Dkomp.-[DÖl(1-XH20)+DH20)]]/[DGas-[DÖl(1-XH20) +DH20 (XH20)]],
wobei:
XGas die Volumengasfraktion des zusammengesetzten Erdölstroms bei ihrem tatsächlichen Druck und ihrer tatsächlichen Temperatur ist;
XH20 die Volumenwasserfraktion der Öl- und Wasserkomponenten des zusammengesetzten Erdölstroms bei ihrer tatsächlichen Temperatur und ihrem tatsächlichen Druck ist;
DKomp. die Dichte des zusammengesetzten Erdölstroms bei ihrem tatsächlichen Druck und ihrer tatsächlichen Temperatur ist;
DGas die Dichte der Gaskomponente des zusammengesetzten Erdölstroms bei ihrer tatsächlichen Temperatur und bei ihrem tatsächlichen Druck ist;
DÖl die Dichte der Ölkomponente des zusammengesetzten Erdölstroms bei ihrem tatsächlichen Druck und ihrer tatsächlichen Temperatur ist; und
DH20 die Dichte der Wasserkomponente des zusammengesetzten Erdölstroms bei ihrem tatsächlichen Druck und ihrer tatsächlichen Temperatur ist.
8. Verfahren nach Anspruch 7, dadurch gekennzeichnet, daß der Herleitungsschritt das Herleiten der Volumenfließrate QGas der Gasfraktion, der Volumenfließrate QH20 der Wasserfraktion und der Volumenfließrate QÖl der Ölfraktion in Übereinstimmung mit den folgenden Gleichungen enthält:
QGas = (XGas) (QKomp.),
QH20 = XH20 (QKomp. - QGas), und
QÖl = (1-XH20) (QKomp. - QGas).
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