FR2640375A1 - Systeme mesurant le debit d'un fluide a trois phases - Google Patents
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Abstract
Un système 10 mesurant le débit d'un fluide multiphase pour mesurer les fractions volumétriques de gaz, d'eau et de pétrole, comprend un séparateur centrifuge 14 pour effectuer une séparation primaire du gaz de la phase liquide, une section de conduit 70 formant une chambre fermée 72 et un piston 82 pouvant se déplacer dans la chambre 72 pour mesurer l'augmentation de pression d'un échantillon de liquide piégé dans la chambre par rapport au mouvement du piston pour déterminer la teneur en gaz résiduel de la phase liquide, un débit-mètre 58 pour la phase liquide et un appareil 50 pour mesurer la transmissivité du rayonnement micro-onde à travers un échantillon de la phase liquide pour déterminer les fractions volumétriques de l'eau et du pétrole dans la phase liquide. Application à l'industrie du forage de puits pétroliers, notamment.
Description
La presente invention est relative à un systeme mesurant le débit d'un
fluide à trois phases comprenant un séparateur centrifuge gaz-liquide, un appareil mesurant la teneur en gaz residuel et un compteur pour déterminer la proportion d'un liiquide dans l'autre. Le systeme est particulièrement utile pour des de mélanges de gaz-eau-pétrole produits à partir de réservoirs
souterrains et similaires.
Des efforts tendant à mesurer les composants de
melanges fluides multiphases comme les mélanges de gaz-eau-
pétrole qui sont typiquement produits à partir des puits de pétrole et de gaz, ont abouti au développement de plusieurs types de systémes de mesure du debit. Par exemple, le brevet US 4.776.2 10 de Lloyd A. Baillie et coll. et cédé à la Oemanderesse, décrit un système de mesure du débit reposant sur une mesure des Ir pressions différentielles et la mesure de la constante diélectrique du mélange eau-pétrole séparé de la fraction de gaz du flux. Bien que ce type de système soit utile dans des flux relativement importants en régime stationnaire. il n'est pas particulièrement intéressant dans le cas de petits flux intermittents tels qu'ils sont souvent observés dans la production de fluides provenant de puits individuels. Dans de nombreuses opérations portant sur le pétrole et le gaz, il est important de pouvoir mesurer les composants d'un flux de fluide multiphase produit par chaque puits dans un champ de puits de gaz ou de pétrole. Cependant, en tent que système qui peut être adapté de façon à mesurer la gamme intermittente et largement variable des composants d'un courant de fluide multiphase comme celui qui est typiquement produit par des puits dans un réservoir qui est soumis à diverses techniques de
stimulation, on a besoin d'un système relativement peu coûteux.
simple et cependant efficace qui est capable de mesurer le débit volumétrique de chaque composant du flux, pour diverses raisons comprenant l'ajustement des techniques de stimulation et les volumes de production nets alloués à ces puits qui peuvent être possédés par plus d'une partie. C'est dans ce but que la présente invention a eté mise au point pour fournir un système mesurant le débit relativement peu compliqué, efficace et compact, qui est particulîerement adapte pour mesurer les composants d'un mélange de gaz-eau-petrole du type typiquement rencontré dans
la production dse réservoirs d'hydro:.carbures souterrains.
La présente invention fournit un système amélioré de
mesure du débit pour mesurer l'écoulement de fluides multiphases.
comprenant des flux fluides de mélanges liquides de gaz-eau-
hydrocarbures incluant un pétrole bruit et des liquides de type
essence naturelle produits à partir de réservoirs souterrains.
Selon un aspect important de la présente invention, on fournit un système qui comprend un séparateur de gaz-liquide de type centrifuge non complique quoiqu'efficace, un appareil pour mesurer la teneur en gaz résiduel du flux de liquide, un appareil 1_ pour mesurer la quantité de chaque liquide dans le mélange liquide eséparé du gaz, ainsi qu'un appareil mesurant le débit pour mesurer
le flux de liquide total et le flux de graz total aprés séparation.
Selon un autre aspect de l'invention, on fournit un système mesurant le débit d'un fluide multiphase, qui comprend un appareil et une méthode améliorés pour mesurer la teneur en gaz résiduel dans un mélange liquide qui a subi des procédés de séparation primaire de gaz-liquide. En particulier, le dispositif de mesure de la teneur du gaz résiduel comprend un piston qui déplace une quantité particulière de fluide dans une chambre fermée, dans lequel le changement de pression dans la chambrea et son effet sur la déformation de la structure définissant la chambre
et la compressibilité du liquide sont pris en consideration.
La presente invention fournit de plus des systèmes améliorés mesurant le débit pour la mesure d'un flux de fluide multiphase émanant d'un puits dont le débit du flux de fluide varie considérablement de même que la proportion des divers composants du flux. Diverses autres caractéristiques des aspects respectifs de la présente invention seront davantage appreciées
par les spécialistes à la suite de la description détaillée qui suit en
référence aux dessins.
La Figure I est un diagramme schematique d'un Système mesurant le débit d'un fluide multiphase selon la présente invention; La Figure 2 est un diagramme schématique d'un } dispositif mesurant la teneur en gaz résiduel pour le système selon la presente invention: La Figure 3 est un diagramme schématique d'une
première variante d'un systeme selon la presente invention.
La Figure 4 est un diagramme schématique d'une seconde variante d'un système selon la présente invention; La Figure 5 est un diagramme schématique d'une partie du système de la Fig!ure I modifiée pour fournir une séparation du gaz résiduel du mélange liquide; et La Figure 6 est un diagramme schématique d'une 1 autre mise en oeuvre d'un composant pour séparer le gaz résiduel
dans le mélange liquide.
Qans la description qui suit, des parties analogues
sont généralement désignées dans toute la description et les
dessins par les mêmes numéros de référence, respectivement.
Les figures du dessin ne sont pas nécessairement à l'échelle et certains aspects sont montrés sous forme schématique par souci
de clarté et de concision.
Certains reservoirs de pétrole brut dans le monde produisent des fluides qui comprennent fondamentalement un mélange d'un gaz et d'un mélange liquide d'eau et de pétrole. Des champs pétrolifères qui sont stimulés par une injection de gaz ou d'eau, en particulier, peuvent produire des taux largement variables d'un composant d'un tel melange à trois phases par rapport aux autres composants du mélange. Il est important dans le développement et la production d'au moins certains terrains pétrolifères, d'être en mesure de surveiller la composition du fluide s'écoulant de chaque puits plutôt que de rassembler les courants dre fluides et d'analyser collectivement la production de plusieurs puits. A ce propos, il est important de pouvoir avoir dans le circuit du conduit d'écoulement de fluide de production de chaque puits, un systeme mesurarnt le débit qui est relativement compact. de structure simple, peu coûteux mais cependant précis à quelques pourcents, pour mesurer la teneur en gaz ainsi que la teneur en
eau et en pétrole du mélange liquide dans le flux.
La Figure 1 est un diagramme schématique d'un système améliore mesurant le débit d'un fluide particulièrement adapté aux applications mentionnées plus haut, La Figure 1 montre un système 10 mesurant le debit d'un fluide, qui comprend un séparateur de type centrifuge ou à cyclone de construction améliorée et qui reçoit le flux d'entrée provenant d'un puits ou similaire par un conduit d'entrée 12. Le séparateur illustré dans la Figure 1 est généralement dési2giné par le numéro 14 et comprend un carter ou enveloppe 18 généralement cylindrique ayant des parties inférieure 18 et supérieure 20. Une cloison interne 22 1' généralement cylindrique pend depuis la partie supeérieure 20 et forme un espace annulaire.24, en tant que partie d'une chambre
intérieure 26 définie par l'enveloppe ou carter 16 du séparateur.
La chambre annulaire 24 est pourvue d'une plaque de déviation en spirale28 qui est enroulée autour de la cloison 22 et est fixée à 0 celle-ci et forme un conduit en spirale 30 qui débouche depuis la
chambre 24 dans la chambre 26.
La plaque de déviation en spirale 28 se prolonge de
préférence radialement jusqu'a quelques mm tune fraction de pous-
se de la paroi latérale 17 de l'enveloppe 16 pour faciliter l'assem-
blage et le désassemblage. Le conduit 12 ouvre dans la chambre 24 de façon tangentielle le long de la paroi latérale 17 par une ouverture 13. En conséquence, le mélange fluide pénétrant dans le separateur 14 doit descendre selon un chemin cyclonique ou en spirale à travers l'espace 30, si bien que le liquide plus dense est projeté contre la paroi 17 et descend en gouttes le long de cette paroi dans la chambre 26. Le flux de fluide pénétrant dans la chambre 26 à la sortie de chemin d'écoulement en spirale ou conduit 30, s'écoule en tourbillon si bien qu'une quantité suPPlfentaire de liquide est séparée du flux gazeux et le gaz monte alors à travers une chambre 32 formée à l'intérieur de la cloison 22 et à travers unr conduit 34 d'écoulement de sortie de gaz. Le liquide séparé du gaz occupe la partie inférieure de la chambre 26 et le niveau du liquide dans cette partie de la chambre, indiqué par le numero 27, peut être contrôlé au moyen d'un contrôleur du niveau 38 pouvant commander une vanne de contrôle de l'écoulement actionnée à distance, non indiquée, dans lé conduit d'entrée 12. La durée du séjour du liquide dans la chambre 26 peut être contrôlée de façcon à permettre une séparation supplémentaire des bulles de gaz encore entreaînees dans le liquide, apres quoi le liquide sort
alors du séparateur 14 par un conduit d'écoulement 40.
Il a éte déterminé qu'un récipient -de pression relativement simple fait d'un acier convenable d'une qualité pour récipient de pression, peut être constryiit pour la manipulation de débits dans la gamme de 477 m3 f3.000 barils) de liquide par jour 1' mélangés à environ 84.900 m3 standards f3. 000.000 standard ft3) de gaz par jour. Un séparateur ayant une enveloppe d'environ cm '2,0 piedsl de diamètre et une hauteur globale de 150 cm r5.0
pieds) occuperait un espace relativement petit sur le site du puits.
mais serait cependant capable de séparer efficacement de 90 à 95% du gaz dans le flux sur une base volumétrique. De plus, la structure du séparateur 14 est relativement simple, reposant sur des techniques de construction de récipient de pression classique et avec un système de séparation interne relativement non compliqué et cependant efficace., caracterisé par la cloison pendante cylindrique 22 et I'unique séparation de type plaque en spirale 28 qui forme le conduit hélicoïdal ou en spirale ou passage
d'écoulement 30.
Dans la Figure 1, le gaz séparé du flux dans le séparateur 14 passe par le conduit 34 à travers un moyen de mesure de débit de gaz convenable, comme un compteur à orifice comprenant un orifice 42 et un dispositif 44 de mesure de pression différentielle. Un appareil et des procédés classiques mesurant le débit d'un gaz comme un compteur à orifice 42, peuvent donc être utilisés pour mesurer la teneur en gaz du flux et le gaz peut être j5 soit remélangé avec le flux de liquide ou dirigé vers une unité de
traitement de gaz conveneable, non indiquee.
LQ liquide transporte à travers le conduit 40 peut, en régime stationnaire, être conduit a travers une partie de conduit suivante 46 incluant une vanne d'arrêt 48. Le conduit 46 est nraccordé à un appareil généralement désigné par le numéro 50, qui est adapté pour mesurer la composition du mélange de liquides grâce à des propriétés électriques, comme la constante diélectrique du mélange liquide. En particulier, l'appareil 50 comprend une enveloppe formant une partie 52 du conduit traversé par l'écoulement, dans laquelle un élément 54 conducteur
de microondes est disposé sous la forme d'une tige allongée.
L'appareil 50 est d'un type qui mesure la transmissivité du rayonnement électromagnétique dans la gamme de fréquence des microondes à travers un mélange liquide d'eau et de pétrole
combinés, pour mesurer la fraction eau dans le mélange de liquides.
L'appareil 50 est de préférence du type decrit dans la demande de brevet US No. 06/932.068 du 18 novembre 1986 au nom de Bentley M,. Scott et Y. Sam Yang et cédée à la Oemanderesse. En particulier, I'appareil 50 comprend un circuit oscillateur dont la fréquence de fonctionnement change en fonction de la Concentration,:'un liquide dans le melange par rapport au mélange et le changement de fréquence peut être affecté par la teneur en gaz résiduel du mélange de liquides. Ce changement de fréquence ou un changement de la transmissivite de l'énergie microonde peut étre relié aux prqopriétés diélectriques du mélange de fluides. Des dispositifs semblables un peu moins précis et dépourvus de certaines des caractéristiques de l'appareil 50 et aussi d'un type connu, peuvent être utilisés à la place de l'appareil 50 pour
déterminer les fractions d'eau et de pétrole du mélange de liquides.
Par exemple, un dispositif connu en tant que Water Cut Monitor et disponible chez Halliburton Company. Dallas, Texas, peut être utilisé à la place du dispositif 50 et pour la discussion, le dispositif
peut comprendre un tel appareil de mesure.
Le débit volumétrique total du mélange de liquides peut aussi être mesuré par un débitmètre classique à déplacement
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positif ou Coriolis d'un type dispcn;be industriellement et dSigné généralement par le numéro 58. Le mélange de liquides. apr's passage a travers le débitmètre 58, peut être conduit à travers le conduit 46 vers une unite de manipulation de liquide convenable pour séparer le pétrole de l'eau, par exemple. La séparation de tout le gaz du mélange de liquides est difficile à obtenir par le séparateur 14. en particulier compte tenu du fait que l'utilisation d'un separateur ayant une dimension convenablement faible ne permet pas une longue durée de séjour du liquide primaire séparé dans la chambre 26. En conséquence, pour corriger toutes les erreurs dans les lectures de i'apparelt 50 et du compteur 58, il est important de fournir une autre séparation du gaz ou de mesurer la teneur en gaz qui reste dans le mélange de liquides. Un important aspect de la présente invention consiste à déterminer la teneur en gaz résiduel dans le melange de liquides, afin de pouvoir corriger les lectures du debitmètre pour tenir compte de la teneur en gaz. A ce propos, le système illustré dans la Figure I comprend un dispositif 66 ode mesure de àa teneur en gaz résiduel. qui est intercale dans un embranch ement 68 raccordé au conduit 46 pour for-mer une dérivation autour de la vanne 48. Le dispos;tif 66 comprend un conduit allongé 70 (voir la Figure 2 égalementl). qui formTe une chambre intérieure 72 qui est généralement de configuration cylindrique et dépourvue de toutes poches ou parties pouvant piéger des quantités indésirees de gaz ou de liquide. Le conduit 70 est raccordé à ses extremités opposées à des vannes d'arrêt 76 et 78 pouvant Bêtre commandées à distance. Le conduit 70 comprend un embranchement 80 qui se raccorde à la partie principale du conduit 70 et tourbillonne un piston 82 à mouvement de va-et-vient disposé dans celui- ci et adapté pour se prolonger dans la chambre 72. La position rétractée normale du piston 82 est telle qu'il y a un faiole espace, s'il y en a, susceptible d'être occupe par le fluide dans la partie de l'embranchement 80, si bien qua du gaz ne peut pas être normalement piégé dans le conduit 70 avant et pendant les tests de pression pour déterminer la teneur en gaz résiduel du flux de flujide. Le mouvement de détente et de retrait du piston 82 par rapport à la chambre 72, est contrôlé par une commande 84, laquelle peut être actionnée par un - dispositif de contrôle convenabie 86. Le dispositif de contrôle 86 est eussi convenablement raccordé à un transducteur de pression 88 pour mesurer le changement de pression dens la chambre 72 en fonction de la position du piston 82. Un dispositif qui fonctionne d'tune certaine façon, comme le dispositif de mesure 66 de la teneur de gaz résiduel, est décrit dans le Brevet US 4.329.869 de Tbda.De plus, le dispositif 66 peut aussi comprendre des détecteurs de température convenables 90 pour mesurer le temperature du fluide s'écoulent à travers la chembre 72 et tout changement dans celle-ci résultant d'un changement de pression du fluide résultant
d'un mouvement du piston 82.
Le sytème 10 peut fonctionner de façon à mesurer en continu le débit du liquide total par le débitmètre 58, en continu le débit du gaz total par le débitmètre 42 et le pourcentage d'eau dans le pétrole ou vice versa par une mesure continue avec
l'appareil 50 mesurant la transmissivité du rayonnement microonde.
De plus, ces débits peuvent être corrigés pour taenir compte de la quantité de gaz résiduel dans le flwx de liquide s'écoulant à travers le conduit 48, par un prélèvement discontinu périodique d'une quantité de liquide renfermant du gaz résiduel, par fermeture de la vanne 48 et ouverture des vannes 78 et 78 pendant une période assez longue pour piéger un échantillon représentatif de liquide dans la chambre 72, puis fermeture simultanée des vannes 76 et 78 et réouverture de la vanne 48 pour empêcher une accumulation de liquide dans la chambre 26. Lorsqu'une quantité de liquide dans laquelle est entraînée une certaine quantité de gaz est piégée dans la chambre 72, le piston 82 peut être enfoncé pour pénétrer dans la chambre 72 sur une distance prédéterminée, tandis que le changement de pression correspondant à I'intérieur de la chambre 72 est mesuré pour déterminer la quantité de gaz libre dans le courant de liquide. Par exemple. l'équation suivante peut être y utilisee pour déterminer la fractlon de gaz f(fgl lorsque l'on suppose que la fraction de gaz est inférieure à I 0% du volume total du fluide dans la chambre 72: tfg =A.s) / [- 1-P 1/P2 1Vs] I 11i dans laquelle: A est égal à la surface en section droite du piston 82, s est la pénétration du piston ou course dans l'échantillon dans la chambre 72, Pl est la pression de l'échantillon avant I'activation du piston. P2 est la pression après l'activation du piston et Vs est
le volume d'échantillon du lot comprenant le liquide et le gaz.
On peut déterminer que l'augmentation de temperature de l'échantillon est insignifiante lorsque la fraction de gaz est d'environ 10% ou moins et le procédé est donc essentiellement isotherme, ce qui permet d'utiliser les lois des gaz parfaits. Cependant, certaines corrections doivent être apportées pour tenir compte de l'allongement élastique du conduit.. sous l'effet de l'augmentation de pression dans la chambre 72, de la redissolution d'une partie du gaz dans le liquide et de la compressibilité du liquide. Lorsque le piston 82 (de surface AI est
enfoncé (5sir une distance si dans l'echantillon dans la chambre 72.
le volume de i'échantillon est réduit de As et la pression augmente.
Chaque composant du fluide est contracté. La conservation du volume implique ce qui suit à propos des volumes du fluide dans le cylindre avant et après le déplacement du piston: dV= V2 - Vs (2) o V2 = volume du fluioe apres la course du piston,
dV = changement du volume de fluide = 6.Vs.dP - As.
G = un facteur d'allongement élastique du volume de l'espace 72 dû à l'allongement ou à la dilatation du conduit 70 et -UP = d P2-I1, V2 est la somme des volumes des composants individuels V2 =Vo'+ Vw' + V 3) ou les primes indiquent les volumes contractes immédiatement après I'augmentation de pression et les notations o, w et g représentent respectivement le pétrole, l'eau et le gaz. Des expressions pour chacun de ces termes sont fournies ci-apres: V' = tfg - fgr_. V. [Pl/P2)]. [z2/Z11 (41 Vo' + Vw' = (1-fg. Vs. e-b.dP (5] o fgr = fraction de gaz redissous due à dP, 1 Z '2 = facteurs de compressibilité du gaz à P 1 et P2, b = coefficient de compressibilité du liqu:de et
e =constante 2.71828.
Les facteurs de compressibilité Z 1 et Z2 peuvent être obtenus dans Gas Processors Suppliers Assn., Engineering Data
Book, 9 ed.
-0} En remplaçant dans les équations 3 et 2 et en rearrangeant, onr, obtient les équations de travai!: [A.s/Vs] - dP. (b+G) - fgr'
= (6)
i -dP.b - [P1 /P21. [Z2/Z I] o fgr' est une abreviation du proauit des termnes fgr. [P I /P2]. [Z2Z 1] (?)
et e-b.dP est approximé par 1 - b.dP puisque b.dP " 1.
La valeur du terme de redissolution., fgr., doit être inférieure ou égale à fg. De plus, on s'attend à ce que fgr soit bien inférieur à fg (disons, 1 % de fg), parce le procédé de redissolution va être limité par la surface finie de l'interface gaz-liquide et parce que l'augmentation de la pression et la mesure seront réalisees rapidement, en quelques secondes. Le produit des termes, fgr' sera donc vraisemblablement assez faible pour être ignore. Quelle que soit sa dimension, I'effet de fgr' sera de reduire legerement l'augmentation de pression et de provoquer une légère
surestimation de la fraction de gaz fg.
Comme la teneur en gaz résiduelle ou fraction de gaz (fgi de l'échantillon liquide est proche de zéro, la pression va rapidement augmenter si le piston 82 est enfoncé lorsque la teneur en gaz est très faible. Pour fg = 0 et fgr = 0,!'équation (6) devient: dP =lAs/Vsl / (b+ Si (8} Le piston ne doit pas être enfoncé très loin si la teneur en gaz du fluide est proche de zéro: il en résulterait
autrement une surpression sur les composants du dispositif 66.
Alors que la teneur en gaz résiduel (fgl augmente, la pression augmente relativement lentement alors que le piston 82 est enfoncé. A la limite, fg = 1, fgr = 0, G étant ignoré en raison de sa faible valeur relative, et l'équation (61) devient: dP/P 1 = [Z2/Z 1 / [ 1 - (As.VsI - 1 (g Une course relativement importante est requise pour produire un effet mesurable sur la pression. Alors que l'effet devient mesurable, disons 1 Y., le facteur Z2/Z 1 va différer légèrement de l'unité et il peut être exprimé en fonction de la pression initiale, de la température et de I'augmentation de
pression différentielle.
Sur la base de ce qui precède, le fonctionnement du dispositif 66 doit être contrôlé de telle sorte que la pression dans
le conduit 70 ne soit pas augmentée de plus de quelques pourcents..
pour maintenir "'erreur associée à la redissolution", (fgr.i aussi faible que possible. Comme la fraction de gaz (fgi peut âtre n'importe laquelle entre 0 et 10%, et que la connaissance de sa valeur mêrme approximative ne doit pas être supposée, le piston 82 doit être enfonce en deux étapes. Par exemple. on enfonce initialement le piston 82 dans la chrambre 72 sur une trés courte distance pour ne pas exercer de surpression sur les joints des vannes dans le cas o la fraction de gaz est voisine de zero. Ensuite, si l'augmentation de pression initiale n'a pas dépassé 5%, on avance le piston 82 de 5X et calcule la fraction de gaz (fg] par
l'équation t6l.
Une résolution à 0!5% de l'estimation de fg par l'équation (61 doit être suffisante pour des mesures du débit. Par exemple, fg = 0,015 + 0,005, Des tests indiquent des précisions de +0,001. Des valeurs approximatives (provenant des manuelsi des coefficients de compressibilité (b) et du facteur d'allongement (13
du conduit 70 peuvent donc être utilisées dans l'équation (6].
1',5 De plus, il doit être aussi possible de mesurer la compressibilité de la phase liquide en enfonçant le piston 82 jusqu'à ce que la pression s'élève de 7 bars (100 psi] ou plus et ensuite, en enfonçant à nouveau le piston jusqu'à ce que la pression s'élève
de 7 bars (100 psiJ supplémentaires.
0 GCeci fournit deux series de déplacements de piston et ce donr,ées de changement de pression (dPl qui peuvent être remplacées dans l'équation (68 pour obtenir simultanément (fgi et le coefficient de compressibilité (bi. La valeur de lb) doit ensuite être considéree comme étant la compressibilité de la phase liquide. a partie de laquelle on peut déterminer la fraction pétrole [fo] et la fraction eau (fw) de la façon suivante: fo+fw= 1 -fg (101 fo. bo + fw. bw = b (valeur du coefficient de compressibilité de la phase liquide! 11) donc: b - bo( 1 - f9 fw 1l i 3.. ' bw- bo oi b, fg = valeurs déterminées à partir de l'équation t6e et bo. bw = coefficients de compressibilité du pétrole et de l'eau dans l'echantillon, respectivement Les valeurs des facteurs de compressibilité bo et bw peuvent être mesurées par l'unité piston/cylindre elle-meme, par prélèvement périodique d'échantillons de couches de pétrole et
d'eau dans une petite cuve de décantation.
Une commende 84 linéaire commandée par ordinateur doit n'avoir aucune difficulté à prendre on compte autant d'étapes de déplacement que cela pourrait être nécessaire pour mesurer la fraction de gaz et la compressibilite du liquide avec une précision raisonnable. Dans la Figure 3, on montre une modification du système illustré dans la Figure 1 et qui est désigné par le numéro 100. Le système 100 est semblable au système 10 pratiquement en tous points, sauf en ce qui concerne l'inclusion d'un conduit de retour 102 qui est raccordé au conduit 46 et dans lequel sont intercalées une pompe de redistribution 104 et une vanne c'à d'etranglement 106. Le conduit 102 est raccordé au récipient du séparateur 14 pour remettre en circulation une partie du flux de liquide dans le séparateur, ce qui est utile dans certaines applications d'un système selon le présente invention dans lesquelles il apparaît des interruptions sévères de l'écoulement du liquide ou un pourcentage extrêmement élevé de gaz. Le système peut, en fait, être utilisé en tant que système d'essai dit en puits pour déterminer les caractéristiques exactes d'un système
qui mesurerait le débit sur une base continue ou de production.
La Figure 4 montre un autre mode de réalisation d'un système pour mesurer les débits d'un fluide multiphase selon la présente invention. Le système illustré dans la Figure 4 est désigné par le numéro 1 10 et comprend un récipient de séparation 14, un compteur mesurant le débit du gaz 42 intercalé dans un conduit de sortie de gaz 34 et un conduit de sortie 40 pour faire sortir un liquide pratiquement dépourvu de gaz, du récipient de séparation. Le conduit 40 est rac,.or-é a l'entrée d'un appareil 150 identique à l'appareil 50 pour mesurer la fraction de pétrole dans l'eau ou vice versa, dont la sortie est en communication avec un debitmetre 58 au moyen d'un conduit 112. Un second appareil 250 aussi identique à l'appareil 50, est disposé dans le système 110 en communication avec le conduit 112 au moyen d'un embranchement 113 et d'un surpresseur 114 et il est raccordé au séparateur 14 par un conduit de sortie 116 incluant une vanne d'étranglement 118 convenable. L'arrangement du systéme 1 10 est tel que la teneur en gaz résiduel du liquide s'écoulant à travers le conduit 40 peut être déterminée par la lecture de la transmissivité du rayonnement microonde à travers l'appareil 150 situé dans le conduit 40 et la comparaison de la lecture de l'appareil 150 avec la lecture fournie par l'appareil 250 travaillant à une pression supérieure fournie par la pompe 114. Grâce à la circulation du liquide à travers le conduit , I'embranchement 113 et le conduit 1 16 par la pompe 1 14, une comparaison des mesures prises par les deux appareils 150 et 250 peut indiquer la teneur en gaz résiduel dans le flux de liquide. Par exemple. en disposant une pompe 114 ayant une petite capacité d'environ 18,9 à 37,85 litres 1(5, 0 à 10,0 gallons! par minute, on peut augmenter la pression du fluide erntrant dans l'appareil 250 en aval de la pompe de façon à comprimer les bulles de gaz qui peuvent être présentes dans le flux de liquide et donc les deux appareils 150 et 250 vont enregistrer des lectures légèrement différentes
des constantes diélectriques du fluide qui les traverse. Les débits pour les fractions respectives de pétrole, d'eau et de gaz
peuvent être détermines a partir de cde qui suit Comme la surpression est faible, les lois des gaz
parfaits peuvent être utilisées.
fg2 = fgl [P /(P + dPl (AlI o (fgl, fg2] sont des fractions volumétriques de gaz dans les appareils 150 et 250 respectivement. P est la pression dans
l'appareil 150 et dP est la surpression obtenue dans l'appareil 250.
L'équation (A I est modifiée pour tenir compte d'un peu de gaz libre
(fgr] redissous dans le liquide.
fg2 = fgl1[P /P + dPll - fgrI (2. Comme cela est discuté plus haut, on suppose que fgr
est inférieur a 1 % lorsque dP/P est de l'ordre de 0,05 ou moins.
Les fractions volumétriques de liquide (ff] et les fractions volumétriques de gaz (fg) sont reliées de la façon suivante (ies numeros 1 et 2 se réferent aux conditions régnant dans les appareils 150 et 250 respectivement): ffl + fgl = 1 [A31 ff2 + fgr2 = 1 (A4 ff2/ffl =111 - fg2] /[1 - fgll =i1 + fgr- Pr.fgl(/[I -fgl! (AS1
o Pr = P / (P+dP = P 1 /P2.
Dans l'appareil 250, la fraction de gaz sera inférieure et la fraction de liquide sera donc supérieure de fa. on
correspondante, à celles de l'appareil 150 d'un facteur ff2 / ff l.
Cependant, le rapport eau/pétrole sera identique dans les deux appareils 150 et 250. La fraction pétrole ffo] et la fraction eau ffw) dans l'appareil 250 seront toutes les deux superieures du même
facteur ff2 / ff 1 ffw).
fo2 = fo I ff2 fflJ 1 [A6j fw2 = fw1 (ff2 /ffl! (A71 Les constantes diélectriques ou les facteurs de transmissivité du rayonnement microonde l(E 1, E2; du mélange enregistrés par les deux appareils 150 et 250 peuvent être exprimés en termes des constantes diéiectriques du pétrole, de
I'eau et du gaz (eo, ew et egl et des fractions volumétriques l(fo.
fw, fgl de la fa,.on suivante: fo l.eo + fw L.ew + fg L.egE 1 AS I fo2.eo + fw2.ew + fg2.eg = E2 (A9h $ Ces constantes diélectriques peuvent être considérées en termes de la fréquence à laquelle les circuits oscillateurs des appareils 150 et 250 fonctionnent pour une composition de mélange particulière aux pressions de
fonctionnement respectives.
En remplaçant les équations (Ali, (A.S, (A6i et (A71 dans LA9Zl, on obtient: (ff2/ffl. [fol.eo + fwl.ew] + Pr.fgleg - fgr.eg = E2 (A10 En combinant l'équation (A10 avec l'équation (AS), on obtient la solution pour la fraction de gaz (fg) 1 E2 - E III + frl +frI egffgrl fgl = I(A1) E-2 - El.M /Pl2! + egl - Pl P2l En remplaçant iAI I1 dans [ASB et en utilisant l'equation de continuité: fol + fwl + fgl = I [A12i on obtient la solution suivante pour la fraction de pétrole [ew- E11 + (ew - eg). fgl fol = (A13I (ew - eo] Le débit volumétrique du pétrole Qo est obtenu à partir de Qo = Q. fol (Ai 4)
ou Q est le débit volumétrique total mesuré dans le débitmètre 58.
La Figure 5 montre un autre aspect de la presente invention dans lequel un appareil 350 est adapté pour être intercalé dans le conduit de decharge de liquide 40 sortant du séparateur 14 à la place du dispositif 66 et de l'appareil 50 dans le système 10 par exemple. L'appareil 350 est essentiellement le même que l'appareil 50, mais il est aussi utilisé pour mesurer la teneur en gaz résiduel dans le liquide en ce qu'il permet l'entrée d'une quantité de liquide dans l'appareil et son séjour jusqu'à
séparation de la fraction de gaz résiduel de la fraction de liquide.
Selon la modification de l'invention illustrée dans. la Figure S, l'appareil 350 comprend une enveloppe extérieure ou conducteur formant une chambre 122 pour la réception d'une quantité de liquide qui a subi une séparation primaire de gaz. Le conduit 120 est 1 adapté pour recevoir un échantillon de liquide dans la chambre 122 à travers une vanne d'entrée 124 et décharger un échantillon à travers une vanne 126 raccordée au conduit 46 et au débitmétre 58 (voir la Figure 11. Le conducteur central 54 se prolonge à travers la chambre 122 de la même façon que celle qui est décrite plus haut. Le conduit 120 est disposé généralement verticalement si bien qu e l gaz résiduel piégé dans l'échantillon de liquide peut se séparer et se rassembler au sommet de la chambre 122, dans lequel est disposé un dispositif de détection du niveau de liquide convenable 128 pour déterminer le niveau de liquide dans la chambre 122. En conséquence, un échantillon de liquide peut être piégé dans la chambre 122 et laissé résider pendant suffisamment de temps pour permettre le séparation du gaz résiduel. Ensuite, des lectures de la force diélectrique de l'échantillon de liquide dans la chambre 122 peuvent être faites pour déterminer les fractions d'eau et de pétrole et effectuer des corrections pour tenir compte
de la quantité de gaz maintenant connue dans la chambre 122.
Comme la teneur en gaz résiduel de l'échantillon de liquide est connue, de quelconques erreurs de lecture du débit dans le
débitmêtre 58 peuvent être corrigées.
En consequence, les étapes de mesure des débits et le la fraction de gaz utilisant le systeme modifie de la Figure 5 vont consister à envoyer le flux à travers l'appareil 350 pour balayer un échantillon précédent. isoler un echantillon dans la chambre 122 en fermant les vannes 124 et 126 et laisser le gaz résiduel se separer dans la partie supérieure de la chambre 122 et ensuite à mesurer la hauteur de la colonne de gaz pour déterminer le pourcentage volumique du gaz dans l'échantillon. Les fractions d'eau et de pétrole peuvent ensuite être obtenues par lectures de la transmissivité du rayonnement microonde ou de la force O diélectrique du fluide dans la chambre 122. Ces étapes vont fournir suffisamment d'informations concernant tous les trois composants
du flux de fluide multiphase.
La Figure 6 illustre une autre modification du systerme de la Figure 5 dans laquelle un appareil 50 est intercalé dans des conduits d'alimentation et de retour 130 et 132 qui sont raccordés à un récipient 134 du type à colonne, dans lequel l'échantillon de liquide est laissé séjour-er suffisamment longtemps pour permettre au gaz de se rassembler au sommet d'une chambre 136, c.omme cela est illustré. Des vannes d'arrêt 124 et 126 pour la prise d'échantillon sont intercalées dans le système pour piéger l'échantillon de liquide renfermant du gaz résiduel et du liquide peut circuler à travers l'appareil 50 par une pompe 138 et un dispositif de mélange convenable 140 pour assurer un mélange homogène de liquide à mesurer par l'appareil 50., Un detecteur de niveau du liquide 128 est aussi fourni pour le récipient d'échantillon 134 afin de déterminer le pourcentage en volume de l'échantillon de fluide
qui est liquide et gazeux, connaissant le volume de la chambre 136.
Le système de la Figure 6 permet une homogénéisation complète du liquide sans gaz résiduel, pour déterminer plus précisément les
fractions de pétrole et d'eau.
Bien que des modes de réalisation préférés d'un système et d'une méthode pour mesurer le débit volumétrique d'un flux de fluide multiphase aient été décrits, les spécialistes saurcnt envisager des substitutions et diverses modifications dans le
cadre de l'invention.
Claims (20)
1.- Système (10; 100; 110) pour mesurer le
débit d'un fluide multiphase comprenant un mélange d'eau-
pétrole-gaz, caractérisé en ce qu'il comprend: des conduits (12) pour transporter un flux de fluide multiphase; des moyens de séparation (14) raccordés à ces conduits (12) pour séparer la phase liquide de ce flux de fluide de la phase gazeuse, ces moyens de séparation (14) comprenant un conduit de sortie de gaz (34) et un conduit de sortie de liquide (40); des moyens pour mesurer le débit de gaz (42), situés dans ce conduit de sortie de gaz (34); des moyens pour mesurer la teneur en gaz résiduel (66; 150 250) d'un flux de liquide quittant les moyens
de séparation (14) à travers ce conduit de sortie du li-
quide (40); et des moyens pour mesurer la fraction d'un liquide
dans l'autre (50; 150, 250) dans ce flux de liquide quit-
tant les moyens de séparation à travers ce conduit de sor-
tie de liquide (40).
2.- Système suivant la revendication 1, caracté-
risé en ce que les moyens de séparation (14) comprennent un récipient de séparation (16) incluant des moyens (22, 24, 28, 30, 32) pour induire un écoulement cyclonique de
ce flux de fluide.
3.- Système suivant la revendication 2, caracté-
risé en ce que le récipient de séparation comprend une cloison en spirale (22, 28) pour recevoir ce flux de fluide provenant du conduit (12) de façon à induire l'écoulement cyclonique de ce flux de fluide, cette cloison comprenant une seule plaque en spirale (28) et un élément généralement
cylindrique (22) pendant depuis une extrémité (20) du ré-
cipient (16), cette plaque en spirale (28) étant disposée autour de cet élément cylindrique (22) et se projetant radialement vers l'extérieur jusqu'à une faible distance
de la paroi (17) de ce récipient (16).
4.- Système suivant l'une quelconque des revendi-
cations précédentes, caractérisé en ce que les moyens pour mesurer la teneur en gaz résiduel (66) du flux de liquide comprennent un appareil de prise d'échantillon incluant une section de conduit généralement cylindrique (70), des vannes (76, 78) aux extrémités opposées de cette section de conduit (70) pouvant être fermées et définir ainsi une chambre fermée (72) dans cette section de conduit (70),
un piston (82) adapté pour se déplacer d'une distance pré-
déterminée selon un mouvement de va-et-vient dans cette chambre (72) et des moyens pour mesurer une augmentation de pression (88) dans cette chambre (72) par rapport au mouvement de ce piston, afin de déterminer le changement de volume par rapport à l'augmentation de pression pour mesurer la fraction volumétrique de gaz résiduel restant dans le liquide d'un échantillon de fluide piégé dans cette
section de conduit (70).
5.- Système suivant l'une quelconque des revendi-
cations précédentes, caractérisé en ce que les moyens pour
mesurer la fraction d'un liquide dans l'autre (50) compren-
nent une section de conduit (52) comprenant un conducteur (54) dans la gamme de fréquence des..microondes incluant une partie de cette section de conduit et des moyens pour conduire un rayonnement microonde à travers cette section de conduit (52) et ce conducteur (54) pour déterminer la fraction d'un liquide dans l'autre par le changement de transmissivité des microondes à travers cette section de
conduit (52) en présence de ce mélange de liquides.
6.- Système suivant l'une quelconque des revendi-
cations précédentes, caractérisé en ce que les moyens pour déterminer la teneur en gaz résiduel de ce flux de liquide comprennent un premier appareil (150) comprenant un premier conduit de liquide (52) à travers lequel le liquide est envoyé et un conducteur (54) dans la gamme de fréquence des microondes comprenant une partie de ce premier conduit de liquide pour déterminer la fraction d'un liquide dans l'autre à une condition de pression de ce flux de liquide, et un second appareil (2501 comprenant un second conduit (52) de liquide & travers lequel le liquide est envoyé
et un conducteur (54) dans la gamme de fréquence des micro-
ondes comprenant une partie de cette section de conduit pour déterminer la fraction d'un liquide dans l'autre à
une pression différente de la pression du liquide traver-
sant ce premier appareil (150), si bien que la comparaison
de l'affaiblissement des transmissions du rayonnement micro-
onde à travers ces premier et second appareils (150, 250)
permet de déterminer la teneur en gaz de cette phase liquide.
7.- Système suivant l'une quelconque des revendi-
cations précédentes, caractérisé en ce qu'il comprend des moyens (58) pour mesurer le débit volumétrique situés dans ce conduit de sortie de liquide (40) pour mesurer le débit
volumétrique du liquide.
8.- Système suivant la revendication 5, caracté-
risé en ce que cette section de conduit (120; 52) comprend des moyens pour retenir une quantité de liquide (350; 134), afin de permettre au gaz résiduel de se séparer du liquide et des moyens pour mesurer le niveau du liquide (128) dans cette section de conduit après séparation de
ce gaz.
9.- Système suivant l'une quelconque des revendi-
cations précédentes, caractérisé en ce qu'il comprend des conduits d'embranchement (102) raccordant ce conduit de sortie de liquide (40) et ces moyens de séparation (14), et des moyens de pompage (104) situés dans ces conduits d'embranchement (102) pour renvoyer au moins une partie
du flux de liquide vers ces moyens de séparation (14) pen-
dant des périodes au cours desquelles il y a des taux gaz/ liquide relativement élevés dans le flux pénétrant dans
ces moyens de séparation (14).
10.- Méthode pour mesurer le débit volumétrique
d'un flux de fluide multiphase comprenant une phase ga-
zeuse et une phase liquide et dans lequel cette phase li-
quide comprend un mélange d'au moins deux compositions de liquides, caractérisée en ce qu'elle comprend les étapes suivantes: séparation de cette phase gazeuse de cette phase liquide dans des moyens de séparation primaire (14); mesure du débit du gaz quittant ces moyens de séparation primaire (14)-; envoi de la phase liquide provenant de ces moyens de séparation primaire (14) vers des moyens pour mesurer la teneur en gaz. résiduel de cette phase liquide (66;
- 250);
mesure du changement de pression d'un volume
initial connu d'une quantité de cette phase liquide renfer-
mant une quantité de gaz résiduel en fonction d'un déplace-
ment volumétrique d'un piston (82) dans ces moyens (66) afin de mesurer la teneur en gaz résiduel pour déterminer la teneur en gaz résiduel dans cette phase liquide; mesure de la fraction d'au moins une composition de liquide dans ce mélange; et
mesure du débit volumétrique de cette phase li-
quide.
11.- Méthode suivant la revendication 10, carac-
térisée en ce qu'elle comprend la détermination de l'allon-
gement élastique de ces moyens (70) pour mesurer la teneur en gaz résiduel, en réponse à ce changement de pression, et la comparaison du changement de volume de ces moyens
pour mesurer la teneur en gaz résiduel dû à cet allonge-
ment élastique avec le changement de volume de ce volume initial connu de cette quantité de phase liquide dû au
déplacement volumétrique de ce piston (82).
12.- Méthode suivant la revendication 10 ou la revendication 11, caractérisée en ce qu'elle comprend l'étape de détermination de la fraction de gaz de la teneur en gaz résiduel de cette quantité de ce liquide, redissoute dans ce liquide en raison de ce changement de pression pour déterminer le volume de ce gaz dans cette quantité de ce liquide.
13.- Méthode suivant la revendication 12, carac-
térisée en ce qu'elle comprend l'étape de détermination
des facteurs de compressibilité du gaz à une pression ini-
tiale de cette quantité de ce liquide et à la pression due & ce changement de pression de cette quantité de liquide et de détermination de la fraction volumétrique de cette
quantité de liquide qui est du gaz (fg) à partir de l'équa-
tion: úA,s/Vs7 - dP. (b+G) - fgr' fg = _ 1 -dP.b - rPl/P2J./Z2/Zl7 dans laquelle A est la surface en coupe droite du piston, s est la longueur de la course du piston, Vs est le volume initial de cette quantité de liquide, dP est le changement de pression dû au déplacement volumétrique de ce piston (82) dans ces moyens (66) pour mesurer la teneur en gaz
résiduel, b est le coefficient de compressibilité du li-
quide, G est le facteur d'allongement élastique de ces moyens (66) pour mesurer la teneur en gaz résiduel, fgr' est la fraction de gaz redissoute dans le liquide en raison du changement de pression,P1 est la pression initiale, P2 est la pression après le déplacement du piston, Zl est le facteur de compressibilité du gaz à la pression initiale et Z2 est le facteur de compressibilité du gaz à la pression obtenue après déplacement volumétrique de
ce piston (82).
14.- Méthode suivant la revendication 13, carac-
térisée en ce qu'elle comprend l'étape d'augmentation de la pression au cours d'un déplacement volumétrique initial de ce piston (82) d'une valeur ne dépassant pas environ % de la pression initiale de cette quantité de liquide avant la détermination de la fraction de gaz (fg) à partir de l'équation fournie dans la revendication 13.
15.- Méthode suivant la revendication 13 ou la
revendication 14, caractérisée en ce qu'elle comprend l'é-
tape de détermination de la compressibilité de cette quantité de ce liquide par déplacement de ce piston (82) dans ces moyens de mesure (66) jusqu'à ce que la pression s'élève
d'au moins 7 bars (100 psi), et de mesure de ce déplace-
ment volumétrique de ce piston (82), puis par déplacement volumétrique supplémentaire de ce piston pour obtenir une augmentation supplémentaire de pression de cette quantité de liquide dans ces moyens pour mesurer et déterminer la fraction d'un liquide (fw) de ce liquide par l'équation: b bo(1 -fg) fw = bw - bo dans laquelle bw est le coefficient de compressibilité de ce liquide dans le mélange et bo est le coefficient
de compressibilité de l'autre liquide dans ce mélange.
16.- Méthode suivant l'une quelconque des reven-
dications 13 à 15, caractérisée en ce qu'elle comprend l'étape de mesure du coefficient de compressibilité de
ces compositions de liquides dans ce mélange.
17.- Méthode suivant l'une quelconque des reven-
dications 10 à 16, caractérisée en ce qu'elle fournit des moyens pour collecter un échantillon d'une phase liquide pour permettre la séparation du gaz résiduel dans la phase liquide et pour mesurer les volumes occupés par la phase
liquide et le gaz résiduel séparé dans cet échantillon.
18.- Méthode pour mesurer le débit volumétrique d'un flux de fluide multiphase comprenant une phase gazeuse et une phase liquide et dans lequel cette phase liquide
comprend un mélange d'au moins deux compositions de liqui-
des, caractérisée en ce qu'elle comprend les étapes sui- vantes: séparation de cette phase gazeuse de cette phase liquide dans des moyens de séparation primaire (14); envoi de cette phase liquide provenant de ces moyens de séparation primaire (14) vers des moyens pour mesurer la teneur en gaz résiduel de cette phase liquide, comprenant un premier appareil (150) incluant une première section de conduit (52) à travers laquelle cette phase
liquide est envoyée et incluant des-moyens (54) pour me-
surer la transmission d'un rayonnement microonde à travers
cette première section de conduit (52) à une première pres-
sion de cette phase liquide traversant cette première sec-
tion de conduit, et l'envoi de cette phase liquide vers un second appareil (250) incluant une seconde section de
conduit (52) et des moyens (54) pour mesurer la transmis-
sivité d'un rayonnement microonde à travers cette seconde section de conduit à une seconde pression de cette phase liquide supérieure à cette première pression; et comparaison du changement de transmissibilité des microondes dans cette première section de conduit et
cette seconde section de conduit pour déterminer la frac-
tion volumétrique de gaz dans cette phase liquide.
19.- Méthode suivant la revendication 18, carac-
térisée en ce qu'elle comprend l'étape de fourniture de
moyens de pompage (114) situés dans un conduit (113) rac-
cordant ce premier appareil (150) à ce second appareil
(250) pour augmenter la pression du flux de liquide tra-
versant cette seconde section de conduit par rapport à la pression de ce flux de liquide traversant cette première
section de conduit.
20.- Méthode suivant la revendication 18 ou la
revendication 19, caractérisée en ce que la fraction volu-
métrique de gaz (fgl) est déterminée à partir de l'équation: E2 - El(l + fgr) + eg(fgr) fgl = E2 - El(P1/P2) + eg(l - P1/P2) dans laquelle E1 et E2 sont des constantes reliées à la transmissivité du rayonnement microonde à travers ce flux de liquide dans ce premier appareil (150) et ce second appareil (250), respectivement, fgr est la quantité de gaz redissoute dans cette phase liquide à la pression de ce second appareil, eg est la constante diélectrique du
gaz, et P-1 et P2 sont les pressions dans ce premier appa-
reil et ce second appareil, respectivement, auxquelles
des mesures de transmissivité des microondes sont effec-
tuées.
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