MX2014000035A - Flujometro multifasico. - Google Patents

Abstract

Un flujómetro multifásico que comprende dos Venturis separados por un estrangulador. El estrangulador se puede variar para ajustar las propiedades del flujo de fluido multifásico que se está midiendo. Los dos Venturis pueden ser idénticos y se pueden disponer horizontalmente con respecto al flujo de fluido multifásico. El estrangulador puede ser un estrangulador en una línea de retorno de un sistema de perforación con presión controlada.

Description

FLUJÓMETRO ULTIFÁSICO ANTECEDENTES La presente invención se refiere a un método y a un sistema para medir las propiedades de los flujos multifásicos. Más particularmente, pero no a modo de limitación, se describen los métodos y los sistemas para medir las tasas de flujo de los flujos multifásicos en las operaciones de perforación con presión controlada.

La perforación de un hoyo se realiza típicamente usando una tubería de acero conocida como una sarta de perforación que se acopla con una broca de perforación en su extremo inferior. Toda la sarta de perforación se puede hacer rotar usando un motor de perforación en tierra, o la broca de perforación se puede hacer rotar de manera independiente de la sarta de perforación usando un motor o unos motores accionados por fluido montados en la sarta de perforación justo por encima de la broca de perforación. A medida que la perforación avanza, un flujo del fluido de perforación se usa para transportar fuera del hoyo los despojos creados por el contacto entre la broca de perforación y la formación que se está perforando durante el proceso de perforación. El fluido de perforación se bombea a través de una línea de entrada hacia abajo de la sarta de perforación y a través de la broca de perforación, y regresa a la superficie a través de un i espacio anular entre el diámetro externo de la sarta de perforación y el hoyo (referido generalmente como el espacio anular).

El fluido de perforación es un término general de perforación que puede cubrir varios tipos diferentes de fluidos de perforación. El término 'fluido de perforación" se puede usar para describir cualquier fluido o mezcla de fluidos usados durante la perforación y puede cubrir elementos tales como aire, nitrógeno, fluidos vaporizados en aire o nitrógeno, fluidos espumados con aire o nitrógeno, fluidos aireados o nitrificados, lodo de perforación para las mezclas fuertemente cargadas de petróleo o agua con partículas sólidas.

El fluido de perforación que fluye a través de la sarta de perforación se puede usar para enfriar la broca de perforación. En la perforación convencional sobreequilibrada, la densidad del fluido de perforación se selecciona de manera que produzca una presión en la parte inferior del hoyo ("la presión de fondo de pozo" o "BHP"), que es lo suficientemente alta para contra-equilibrar la presión de los fluidos en la formación que rodea al hoyo (referida frecuentemente como la "presión de poro de la formación"). Al contra-equilibrar la presión de poro, la BHP actúa para prevenir la entrada de fluidos desde las formaciones que rodean al hoyo hacia dentro del hoyo que se está perforando. Sin embargo, si la BHP cae por debajo de la presión de poro de la formación, los fluidos de la formación, tales como el gas, el petróleo y/o el agua pueden entrar en el hoyo y producir, lo que se refiere en la industria de la perforación como una patada. Por el contrario, si la BHP es muy alta, la BHP puede ser mayor que la resistencia a la fractura de la formación que rodea al hoyo, y esta BHP alta puede entonces resultar en la fractura de la formación que rodea al hoyo, que a su vez puede conducir a la pérdida de fluido desde el hoyo hacia la formación. En consecuencia, cuando la formación se fractura de esta manera, el fluido de perforación puede entrar en la formación y perderse del proceso de perforación. Esta pérdida del fluido de perforación del proceso de perforación puede provocar una reducción en la BHP y puede provocar como consecuencia una patada cuando la BHP caiga por debajo la presión de poro de la formación.

Con el fin de superar los problemas de las patadas y/o los fracturamientos de las formaciones durante la perforación, se ha desarrollado un proceso conocido como la perforación con presión controlada ("MPD"). En la MPD se pueden usar varias técnicas para controlar la BHP durante el proceso de perforación. Estas técnicas pueden incluir hacer fluir un gas en el hoyo con el fin de reducir la BHP que se crea por los fluidos, principalmente los fluidos de perforación en el hoyo.

En la MPD, se puede medir la salida de flujo desde el hoyo que se está perforando para monitorizar la operación de la MPD, que incluye monitorizar los cambios en la tasa de flujo de salida y la fracción del gas de salida. Los datos del flujo de salida se pueden usar para la detección de la entrada de flujo/salida de flujo, así como también para determinar la distribución de gas para fines de monitorización y control. El fluido multifásico que sale del hoyo frecuentemente tiene una fracción alta de gas y como resultado, medir las tasas de flujo del flujo de salida/fases del flujo de salida puede ser problemático.

BREVE COMPENDIO DE LA DESCRIPCIÓN En una modalidad, se proporciona un sistema para medir una o más características de flujo de un flujo de fluido multifásico, con el sistema que comprende: un primer Venturi; un primer sensor de presión configurado para medir una primera presión en la garganta del primer Venturi; un primer sensor de presión diferencial configurado para medir una primera presión diferencial entre la garganta del primer Venturi y una localización aguas arriba o aguas abajo de la garganta del primer Venturi; un segundo Venturi; un segundo sensor de presión configurado para medir una segunda presión en la garganta del segundo Venturi; un segundo sensor de presión diferencial configurado para medir una segunda presión diferencial entre la garganta del segundo Venturi y una localización aguas arriba o aguas abajo de la garganta del segundo Venturi, y un estrangulador dispuesto entre el primer y el segundo Venturis.

En una modalidad adicional, se proporciona un método para medir una o más características de flujo de un fluido multifásico que fluye a través de un conducto, que comprende: hacer fluir el flujo de fluido multifásico a través de un primer Venturi y un segundo Venturi; estrangular el flujo de fluido multifásico, en donde el flujo de fluido multifásico se estrangula en una localización en el conducto entre el primer Venturi y el segundo Venturi; medir una primera presión en una garganta del primer Venturi; medir una primera presión diferencial entre la garganta del primer Venturi y una primera posición en el conducto aguas arriba o aguas abajo de la garganta del primer Venturi; medir una segunda presión en la garganta del segundo Venturi; medir una segunda presión diferencial entre la garganta del segundo Venturi y una segunda posición en el conducto aguas arriba o aguas abajo de la garganta del segundo Venturi;. y usar la primera y la segunda presiones y la primera y la segunda presiones diferenciales para procesar una o más características de flujo del flujo de fluido multifásico.

En algunas modalidades de la presente invención, el primer y el segundo Venturis pueden ser idénticos. En una modalidad de la presente invención, se puede usar un estrangulador para establecer que las propiedades del flujo de una mezcla multifásica que se está investigando sean diferentes en el primer y el segundo Venturis. En ciertos aspectos, el estrangulador se puede variar para alterar las propiedades del flujo de la mezcla multifásica en el primer Venturi y/o el segundo Venturi.

BREVE DESCRIPCIÓN DE LOS DIBUJOS La presente descripción se describe junto con las figuras adjuntas: La Figura 1 ilustra un flujómetro multifásico, de acuerdo con una modalidad de la presente invención; La Figura 2A ¡lustra un sistema de perforación con presión controlada al que se le puede conectar un flujómetro multifásico, de acuerdo con una modalidad de la presente invención, para determinar las propiedades del flujo de una mezcla multifásica que fluye en el sistema de perforación con presión controlada; La Figura 2B ilustra un flujómetro multifásico para su uso en el sistema de perforación con presión controlada de la Fig. 2A, de acuerdo con una modalidad de la presente invención; y La Figura 3 es una ilustración del tipo diagrama de flujo de un método para medir las propiedades de un flujo multifásico, de acuerdo con una modalidad de la presente invención.

En las figuras adjuntas, los componentes y/o características similares pueden tener la misma etiqueta de referencia numérica. Además, varios componentes del mismo tipo pueden distinguirse siguiendo la etiqueta de referencia por una letra y una segunda etiqueta que distingue entre los componentes similares. Si solo se usa la primera etiqueta de referencia en la descripción, la descripción es aplicable a cualquiera de los componentes similares que tienen la misma primera etiqueta de referencia independientemente de la segunda etiqueta de referencia.

DESCRIPCIÓN Los detalles específicos se dan en la descripción siguiente para proporcionar una comprensión cabal de las modalidades. Sin embargo, se entenderá por un experto en la materia que las modalidades pueden llevarse a la práctica sin estos detalles específicos. Por ejemplo, los circuitos se pueden mostrar en diagramas de bloques con el fin de no oscurecer las modalidades con detalles innecesarios. En otras instancias, circuitos, procesos, algoritmos, estructuras, y técnicas bien conocidas pueden mostrarse sin detalles innecesarios con el objetivo de evitar oscurecer las modalidades.

Además, se debe notar que las modalidades pueden describirse como un proceso que se describe como un esquema de flujo, un diagrama de flujo, un diagrama de flujo de datos, un diagrama de estructura, o un diagrama de bloques. Aunque un esquema de flujo puede describir las operaciones como un proceso secuencial, muchas de las operaciones pueden realizarse en paralelo o concurrentemente. Además, puede reordenarse el orden de las operaciones. Un proceso se termina cuando sus operaciones se completan, pero podría tener etapas adicionales no incluidas en la figura. Un proceso puede corresponder a un método, una función, un procedimiento, una subrutina, un subprograma, etc.

Cuando un proceso corresponde a una función, su terminación corresponde a un retorno de la función a la función de llamada o la función principal.

Por otra parte, como se describe en la presente, el término "medio de almacenamiento" puede representar uno o más dispositivos para almacenar datos, que incluyen la memoria de sólo lectura (ROM), la memoria de acceso aleatorio (RAM), la RAM magnética, la memoria de núcleos, los medios de almacenamiento en disco magnético, los medios de almacenamiento ópticos, los dispositivos de memoria flash y/u otros medios legibles por máquina para almacenar la información. El término "medio legible por computadora" incluye, pero no se limita a, los dispositivos de almacenamiento portátiles o fijos, los dispositivos de almacenamiento ópticos, los canales inalámbricos y varios otros medios capaces de almacenar, contener o portar una(s) instrucción(instrucciones) y/o datos.

Además, las modalidades se pueden implementar mediante hardware, software, microprograma, software intermedio, microcódigo, lenguajes de descripción de hardware, o cualquier combinación de éstos. Cuando se implementan en software, microprograma, software intermedio o microcódigo, el código de programa o los segmentos de código para realizar las tareas necesarias pueden almacenarse en un medio legible por máquina tal como un medio de almacenamiento. Un(os) procesadores) puede(n) realizar las tareas necesarias.

Un segmento de código puede representar un procedimiento, una función, un subprograma, un programa, una rutina, una subrutina, un módulo, un paquete de software, una clase, o cualquier combinación de instrucciones, estructuras de datos, o declaraciones de programa. Un segmento de código se puede acoplar a otro segmento de código o a un circuito de hardware al pasar y/o recibir información, datos, argumentos, parámetros, o los contenidos de la memoria. La información, los argumentos, los parámetros, los datos, etc. se pueden pasar, reenviar, o transmitir a través de cualquier medio adecuado, que incluyen el compartimiento de memoria, el paso de mensajes, el paso de testigo, la transmisión por red, etc.

La Figura 1 ilustra un flujómetro multifásico de acuerdo con una modalidad de la presente invención. En una modalidad de la presente invención, un flujómetro 3 comprende un primer Venturi 5 y un segundo Venturi 10 separado por un estrangulador 15. En algunos aspectos el primer Venturi 5 y/o el segundo Venturi 10 pueden comprender una placa de orificio, un restrictor de flujo y/o similares.

En operación, el flujómetro 3 se acopla con una sección de la tubería (no mostrada) y una mezcla multifásica de hidrocarburos en la sección de la tubería produce un flujo de fluido 20 a través del flujómetro 3. A medida que la mezcla multifásica fluye a través del flujómetro 3, un primer sensor de presión 30 puede medir una presión en una primera garganta 7 del primer Venturi 5. El sensor de presión 30 y/o una combinación de múltiples sensores de presión se pueden usar para medir una presión diferencial -Pi entre la presión Pi en la primera garganta 7 del primer Venturi 5 y una presión aguas arriba o aguas abajo del primer Venturi 5.

Un segundo sensor de presión 33 se puede usar para medir una presión P2 en una segunda garganta 12 del segundo Venturi 10. El segundo sensor de presión 33 y/o una combinación de múltiples sensores de presión se pueden usar para medir una presión diferencial -P2 entre la presión P2 en una segunda garganta 12 del segundo Venturi 10 y una presión aguas arriba o aguas abajo del segundo Venturi 10.

En una modalidad de la presente invención, el estrangulador 15 se dispone entre el primer Venturi 5 y el segundo Venturi 10. En una modalidad de la presente invención, el estrangulador 15 se puede usar para alterar las características de flujo del flujo de fluido 20 que fluye a través del primer Venturi 5 y/o del segundo Venturi 10. En ciertas modalidades de la presente invención, la presión P1 y/o la presión P2 y/o la presión diferencial -P<\ y/o la presión diferencial -P2 se pueden usar para determinar las características de flujo/tasas de flujo del flujo de fluido 20.

En algunas modalidades, el estrangulador 15 se puede usar para cambiar las propiedades de flujo del flujo de fluido 20 y las características de flujo/tasas de flujo para los diferentes flujos producidos por la alteración del estrangulador 15 se pueden determinar a partir de mediciones de presión/mediciones de presión diferencial realizadas en al menos uno de los dos Venturis. En otras modalidades, el estrangulador 15 se puede usar para cambiar las propiedades de flujo del flujo de fluido 20 en los dos Venturis de manera que las características del flujo de fluido 20 se pueden determinar a partir de las mediciones de presión realizadas en uno o en los dos Venturis. En algunas modalidades, se puede usar un procesador 36 para procesar las características de flujo/tasas de flujo del flujo de fluido 20 a través de cada uno y/o los dos Venturis y/o las propiedades de la mezcla multifásica que componen el flujo de fluido 20 a partir de las mediciones de presión/mediciones de presión diferencial. Además, el procesador 36 y/o uno o más procesadores adicionales se pueden usar para controlar el estrangulador 15 y/o para recibir las señales del estrangulador 15 con relación a la operación del estrangulador 15.

En una modalidad de la presente invención, el primer y el segundo Venturis pueden ser idénticos. Por ejemplo, el primer y el segundo Venturis pueden tener dimensiones equivalentes de la garganta y dimensiones equivalentes del flujo de entrada y del flujo de salida. En tales modalidades, el estrangulador 15 se puede usar para establecer que las propiedades de flujo de una mezcla multifásica que fluye a través del flujómetro multifásico 3 sean diferentes en el primer Venturi 5 y en el segundo Venturi 10. Además, en algunas modalidades, el estrangulador 15 se configura para que sea un estrangulador variable y el flujo en al menos uno de los Venturis se puede cambiar mediante la variación del estrangulador. En tales aspectos, el estrangulador 15 se puede variar de manera que el flujo de la mezcla multifásica se puede medir mediante el flujómetro multifásico 3.

En una modalidad de la presente invención, la teoría de Venturi se puede usar para procesar las mediciones de presión de acuerdo con las siguientes relaciones para el flujómetro multifásico: ¿P^ Ki^- (1 ) Pmszcba y &P2 = K2^- (2) Donde: X1 Qk (l -^)/(2CA1Ari2) (3a) y ¾ ¾ (i - ¾4)/(2Cd2AI22] (3b) Donde: Cd es el coeficiente de descarga para un Venturi; AT es el área de la sección transversal de la garganta del Venturi; ß es la relación entre el diámetro de la garganta del Venturi y su diámetro de entrada; mtot es la tasa de flujo másico total de la mezcla multifásica que fluye a través del flujómetro multifásico (que es la misma en cada Venturi en el flujómetro multifásico); y Pmezcia es la densidad de la mezcla que fluye en la garganta del Venturi (que no será la misma en cada Venturi debido a la caída de presión y la consecuente expansión del gas a través del estrangulador 15).

En una modalidad de la presente invención, usar la suposición de la expansión isotérmica del gas, (que se puede corregir en algunas modalidades de la presente invención usando las mediciones de temperatura realizadas en el flujómetro multifásico usando sensores de temperatura (no mostrados)) resulta en lo siguiente: ¾2 = Pei¾ (4) Donde: P¡ es la presión en la garganta del i-ésimo Venturi.

En ciertos aspectos de la presente invención, si los dos Venturis se configuran para estar horizontales, no hay necesidad de considerar el deslizamiento, de manera que: Pm = «ftg^TOf (5) Pg Pl Donde: A77g y /TJ| son las tasas de flujo másico de una fase gaseosa y un líquido de la mezcla multifásica que fluye a través del flujómetro 3, que, nuevamente, son las mismas tanto para el primer Venturi 5 como para el segundo Venturi 10; y pg y i son las densidades de la fase líquida y del gas, respectivamente.

En algunas modalidades de la presente invención las densidades de las fases de la mezcla multifásica pueden ser funciones conocidas de la presión y de la temperatura de la mezcla multifásica. En otras modalidades de la presente invención, las densidades de las fases de la mezcla multifásica se pueden calcular, medir, conocer a partir de la experiencia previa y/o similares. Simplemente a modo de ejemplo, en la industria de los hidrocarburos, las densidades de las fases de una mezcla multifásica se pueden conocer a partir de la experiencia previa con un pozo particular, a partir del muestreo del pozo y/o similares.

En las modalidades de la presente invención, las ecuaciones anteriores se procesan por sustitución para obtener las tasas de flujo de la fase gaseosa y de la fase líquida de la mezcla multifásica que fluye en la sección de la tubería. Simplemente a modo de ejemplo, en algunas modalidades, el flujómetro 3 se puede configurar con dos Venturis idénticos En tales modalidades, suponiendo que no hay deslizamiento, esta configuración establece que: y por cuya ecuación se puede sustituir en la ecuación (1) anterior para calcular las tasas de flujo másico de la fase líquida y/o de la fase gaseosa del flujo de fluido 20: de m y En las modalidades de la presente invención, las ecuaciones anteriores se pueden usar con un modelo de deslizamiento adecuado para corregir las propiedades de los fluidos procesados para el deslizamiento. Los modelos de deslizamiento se puede basar en la experimentación, la experiencia, el modelado, la teoría y/o similares. Los modelos de deslizamiento pueden en algunos aspectos ajustarse a las propiedades esperadas del flujo de fluido 30. En ciertos aspectos, se puede necesitar que el conjunto de ecuaciones para determinar las tasas de flujo de la mezcla multifásica se resuelva a través de medios numéricos.

En algunas modalidades, los flujómetros de placa de orificio se pueden usar en lugar de, o en combinación con, los primeros/segundos flujómetros de Venturi. En ciertas modalidades de la presente invención, el flujometro descrito en la presente se puede usar para las aplicaciones de perforación con presión controlada ("MPD"). En las modalidades de la presente invención, tales como modalidades usadas en la MPD, se puede conocer la historia de flujo de la mezcla multifásica a partir de otras mediciones realizadas durante el proceso de MPD o similares, y esta historia de flujo conocida se puede usar para calibrar/auto calibrar el flujometro 3. Por ejemplo, el flujometro de la presente solicitud se puede calibrar durante condiciones de flujo conocidas, es decir, donde el flujo es una sola fase o similares, o se puede calibrar mediante un flujometro multifásico en la superficie/parte superior.

La perforación con presión controlada es un método de perforación que permite la reducción del peso del lodo sin perder la capacidad de controlar de manera segura las presiones iniciales del yacimiento. La perforación con presión controlada ("MPD") se puede usar para controlar la presión durante el proceso de perforación para hacer frente a los problemas de las patadas, la pérdida de circulación del fluido de perforación debido a la salida del fluido de perforación a través de las fracturas hacia la formación, la fractura de la formación, el daño de la formación, o el derrumbamiento de la formación. La MPD se puede aplicar particularmente cuando la presión de la formación ha caído por debajo de la presión original de la formación o existe una ventana operacional estrecha entre la BHP a la que la formación se fracturará ("la presión de fractura") y la presión de la formación.

En la MPD, el espacio anular se puede cerrar usando un dispositivo de contención de presión. Este dispositivo incluye unos elementos de sellado, que se acoplan con la superficie exterior de la sarta de perforación de manera que se evita sustancialmente el flujo de fluido entre los elementos de sellado y la sarta de perforación. Los elementos de sellado pueden permitir la rotación de la sarta de perforación en el hoyo de manera que se puede hacer rotar la broca de perforación en el extremo inferior de la sarta de perforación. Se puede usar un dispositivo de control de flujo para proporcionar una trayectoria de flujo para el escape del fluido de perforación desde el espacio anular. Después de el dispositivo de control de flujo, se puede usar un múltiple de control de presión con al menos un estrangulador ajustable o válvula para controlar la tasa de flujo del fluido de perforación fuera del espacio anular. Cuando se cierra durante la perforación, el dispositivo de contención de presión crea una contrapresión en el hoyo, y esta contrapresión se puede controlar mediante el uso del estrangulador ajustable o válvula en el múltiple de control de presión para controlar el grado al cual se restringe el flujo del fluido de perforación fuera del espacio anular del elevador/espacio anular.

Durante la MPD un operador puede monitorizar y comparar la tasa de flujo del fluido de perforación hacia la sarta de perforación con la tasa de flujo del fluido de perforación fuera del espacio anular, para detectar si ha ocurrido una patada o si el fluido de perforación se está perdiendo hacia la formación. Un incremento repentino en el volumen o en la tasa de flujo volumétrica fuera del espacio anular con relación al volumen o a la tasa de flujo volumétrica hacia la sarta de perforación puede indicar que ha ocurrido una patada. Por el contrario, una caída repentina en la tasa de flujo fuera del espacio anular con relación a la tasa de flujo hacia la sarta de perforación puede indicar que el fluido de perforación ha penetrado en la formación.

En algunos procedimientos de la MPD, se puede bombear gas hacia el espacio anular entre la sarta de perforación y la pared del hoyo con el fin de reducir la presión de fondo de pozo durante la perforación. Sin embargo, iniciar el proceso de inyección de gas en el espacio anular de manera que la presión de fondo de pozo se mantenga bajo control puede ser problemático, ya que puede producir grandes fluctuaciones en la presión del pozo y lograr un estado estacionario puede tardar horas de tiempo improductivo y emplear grandes volúmenes de gas.

La inyección anular de gas es un proceso para reducir la presión de fondo de pozo en un pozo. En muchos sistemas de inyección anular de gas, además de la tubería de revestimiento en el pozo, la tubería de revestimiento que es una tubería que recubre el hoyo y que en algunos casos se puede cementar a la pared del hoyo, existe un espacio anular secundario. Este espacio anular secundario se puede conectar mediante uno o más orificios en una o más profundidades al espacio anular primario, a través del cual fluyen los fluidos de perforación.

Un sistema de inyección concéntrico de tubería de revestimiento comprende un espacio anular de inyección de gas que rodea a un espacio anular de perforación, cuyo espacio anular de perforación, referido además en la presente como un espacio anular interno, se forma entre una sarta de perforación dispuesta en el hoyo y una sarta de revestimiento que reviste al hoyo. El espacio anular de inyección de gas comprende un espacio anular entre la sarta de revestimiento que forma el espacio anular de perforación/interno, para mayor claridad referido como una primera sarta de revestimiento, y una segunda sarta de revestimiento dispuesta concéntricamente alrededor de la primera sarta de revestimiento. El gas se bombea en el espacio anular de inyección de gas y a través de los puertos de inyección en el espacio anular de perforación. Durante los procedimientos de inyección de gas, el sistema de inyección concéntrico de tubería de revestimiento puede convertirse/ser inestable debido, entre otras cosas, a la combinación del gran volumen y la capacitancia del gas en el espacio anular de inyección junto con la altura hidrostática dependiente de la historia del espacio anular de perforación. Durante la inyección de gas, se han registrado oscilaciones en la presión de fondo de pozo de hasta 2000 psi con una duración de más de dos (2) horas. El sistema de inyección concéntrico, de tubería de revestimiento se puede amortiguar para evitar tales oscilaciones grandes y/o de larga duración, reduciendo el tamaño/área de los puertos de inyección. Sin embargo, la restricción del tamaño de los puertos de inyección puede hacer que sea casi imposible para el sistema de inyección de gas desplazar el lodo fuera del espacio anular de inyección de gas y así se previene o se limita la inyección de gas en el espacio anular interno.

La Figura 2A ilustra la situación en un sistema de perforación con un espacio anular secundario/externo antes de la inyección de gas. Como se representa, una sarta de perforación 51 se suspende en el hoyo 54. En la sección superior del hoyo existe un espacio anular interno 52 y una primera sarta de revestimiento 61 que se conecta hidráulicamente/en comunicación de fluidos con un espacio anular externo 59 a través de uno o más orificios 53. El espacio anular externo se puede revestir por una segunda sarta de revestimiento 62.

El fluido de perforación (referido además en la presente como el lodo de perforación o lodo) se puede bombear desde una(s) bomba(s) (no mostrada(s)) a través de la tubería 58 hacia la sarta de perforación 51 , por la que pasa hacia abajo hasta que sale en un extremo distal 55, a través de una broca de perforación (no mostrada) o similares, antes de regresar a través del espacio anular interno 52 y regresar a la tubería 57 hacia los tanques de fluido para el manejo/la preparación del fluido de perforación. Entre la tubería 57 y los tanques de fluido (no mostrados) pueden existir estranguladores 70 y separadores (no mostrados). El espacio anular externo 59 y las tuberías que alimentan la parte superior de la sarta de perforación se conectan a las bombas de gas 65, a través de un colector múltiple de válvula 60, el cual puede dirigir el gas ya sea hacia la alimentación de la sarta de perforación, hacia el espacio anular externo 59 u, opcionalmente hacia ambos a la vez. En algunas modalidades de la presente invención, se puede realizar la medición de la presión y otras mediciones en el espacio anular externo 59, el espacio anular interno 52, la sarta de perforación 51 y/o similares. Además de los equipos descritos, pueden existir muchas otras piezas del equipo en la superficie, tales como preventores de reventones, un cabezal de control rotatorio, etc., que son normales en la perforación con presión controlada, pero que pueden no involucrarse en el procedimiento que se detalla en la presente, y por lo tanto, para mayor claridad no se muestran.

En una modalidad de la presente invención, en un procedimiento de MPD, un estrangulador en la línea de retorno, es decir, el estrangulador 70, se puede usar para hacer caer la presión desde la presión del cabezal de pozo (meramente a modo de ejemplo, esto puede comprender una presión en el intervalo de 50 - 250 psi) hasta una presión del separador (meramente a modo de ejemplo, esto puede comprender una presión en el intervalo de 5 - 20 psi). En la MPD, el estrangulador en la línea de retomo se usa para hacer caer la presión de la mezcla multifásica que fluye fuera del pozo de manera que un separador, tal como un separador de gas del lodo o similares se puede usar para separar el fases de la mezcla multifásica que fluye fuera del pozo. En la MPD, las propiedades de flujo de la mezcla multifásica, que incluyen las propiedades de flujo de las diferentes fases que componen la mezcla multifásica, se pueden monitorizar/medir con el fin de controlar el proceso de MPD, determinar las propiedades del proceso de perforación, determinar las propiedades del hoyo/de la formación que rodea a la formación y/o similares. Frecuentemente, los flujómetros de tipo Coriolis se usan para medir el flujo multifásico en la línea de retorno. Sin embargo, estos flujómetros de tipo Coriolis pueden no ser capaces de tomar mediciones cuando el flujo multifásico en la línea de retorno tiene una alta relación entre el gas y el líquido/alto corte de gas.

La Figura 2B representa una modalidad de la presente invención, en donde dos Venturis, un primer Venturi 5 y un segundo Venturi 10 se configuran en una línea de retorno 40 a cada lado de un estrangulador 13 en un sistema de MPD. En una modalidad de la presente invención, el estrangulador 13 puede comprender un estrangulador de MPD para hacer caer la presión del cabezal de pozo de una mezcla multifásica que fluye fuera de/hacia el sistema de MPD. El primer Venturi 5 y/o el segundo Venturi 10 pueden comprender unas placas de orificio o similares.

Un flujómetro multifásico 3, como se representa en la Fig. 2B, incluye un primer sensor de presión 30 y un segundo sensor de presión 33. El primer sensor de presión 30 se puede configurar para medir una presión en una garganta 7 del Venturi 5 y/o una presión diferencial entre la garganta 7 y una localización aguas arriba o aguas abajo de la garganta 7 en la línea de retorno 40. El primer sensor de presión 30 puede, en algunos aspectos, comprender múltiples sensores de presión. El segundo sensor de presión 33 se puede configurar para medir una presión en una garganta 12 del Venturi 10 y/o una presión diferencial entre la garganta 12 y una localización aguas arriba o aguas abajo de la garganta 12 en la línea de retorno 40. El segundo sensor de presión 30 puede, en algunos aspectos, comprender múltiples sensores de presión.

En la modalidad representada, la expansión de la mezcla de fluido que resulta de la operación del estrangulador 13, cuya mezcla de fluido puede comprender una fase gaseosa y una fase líquida, proporciona un cambio en las características de flujo de la mezcla de fluido y permite que se realice(n) una(s) medición(mediciones) del flujo de gas/líquido usando las mediciones de presión realizadas por el sensor de presión 30 y/o el sensor de presión 33. En una modalidad, un procesador 36 puede controlar la operación de MPD basado en las mediciones de las propiedades de flujo de la mezcla multifásica en la línea de retorno 40 a partir del flujómetro multifásico 3 y/o el procesador 36 puede producir los datos con respecto al estado de la MPD, la perforación del hoyo y/o similares basado en las mediciones de las propiedades de flujo de la mezcla multifásica en la línea de retorno 40 a partir del flujómetro multifásico 3.

En las modalidades de la presente invención, para la MPD, se puede realizar una medición de la tasa de flujo de salida y la fracción de gas de salida en el flujo de salida del pozo, es decir, en la línea de retorno 40 etc., para monitorizar los cambios en la tasa de flujo de salida de la mezcla multifásica que sale del pozo y en la fracción de gas de salida del pozo. Estos datos se pueden usar para la detección de entrada de flujo/salida de flujo, para determinar la distribución de gas en el pozo, para monitorizar/controlar la operación de MPD y/o similares.

Los metros de tipo Coriolis se pueden usar en muchas operaciones convencionales de MPD, pero no son efectivos para las fracciones de gas de más del 5%. Las condiciones típicas de operación para muchos pozos de MPD tendrán una alta fracción de gas (>70% bajo las condiciones del cabezal de pozo) y una contrapresión en el intervalo de 50 - 300 psi, o aproximadamente 60 - 250 psi, aunque, en ciertos aspectos, por razones de seguridad el ensamble del flujómetro puede ser capaz de operar hasta 1000 psi.

En una geometría convencional, el retorno desde el pozo caerá hasta el nivel del suelo, irá a través de un estrangulador y luego hacia un separador. El estrangulador hará caer la presión desde la presión del cabezal de pozo hasta la presión del separador, típicamente de aproximadamente 60 - 250 psi a 5 - 20 psi (manómetro).

La Figura 3 ilustra un método para medir las propiedades de un flujo multifásico, de acuerdo con una modalidad de la presente invención. En la etapa 100, una mezcla de fluido multifásico que fluye en un conducto se hace pasar a través de un primer Venturi. En la etapa 110, la mezcla de fluido multifásico se hace pasar a través de un segundo Venturi y en la etapa 120 la mezcla de fluido multifásico se hace pasar a través de un estrangulador. En ciertos aspectos, uno o más de los Venturis pueden comprender unas placas de orificio. En algunas modalidades de la presente invención, el estrangulador es ajustable de manera que se puede variar para cambiar las propiedades de flujo de la mezcla de fluido multifásico. En algunos aspectos, el estrangulador es un estrangulador en una línea de retorno en un sistema de MPD y se usa para hacer caer la presión del cabezal de pozo de manera que la mezcla de fluido multifásico en la MPD se puede hacer fluir hacia un separador.

En la etapa 130, se mide una primera presión en la garganta del primer Venturi. En la etapa 140, se mide una primera presión diferencial entre la garganta del primer Venturi y una localización aguas arriba o aguas abajo de la garganta del primer Venturi. En la etapa 150, se mide una segunda presión en la garganta del segundo Venturi. En la etapa 160, se mide una segunda presión diferencial entre la garganta del segundo Venturi y una localización aguas arriba o aguas abajo de la garganta del segundo Venturi.

En la etapa 170, las presiones y las presiones diferenciales medidas se pueden procesar para determinar las características de flujo del flujo de fluido multifásico. En la etapa 180, el estrangulador se ajusta para alterar el flujo de la mezcla de fluido multifásico. En la etapa 185, al menos uno de, la presión en la garganta del primer Venturi, la presión en la garganta del segundo Venturi, la primera presión diferencial entre la garganta del primer Venturi y la posición aguas arriba o aguas abajo del primer Venturi y la presión diferencial entre la garganta del segundo Venturi y la posición aguas arriba o aguas abajo del segundo Venturi se mide después de que el estrangulador se ha ajustado.

En la etapa 190, al menos una de, la presión en la garganta del primer Venturi, la presión en la garganta del segundo Venturi, la primera presión diferencial entre la garganta del primer Venturi y la posición aguas arriba o aguas abajo del primer Venturi y la presión diferencial entre la garganta del segundo Venturi y la posición aguas arriba o aguas abajo del segundo Venturi medida después de que se ha ajustado el estrangulador se procesa para determinar las propiedades de flujo de la mezcla de fluido multifásico después del ajuste del estrangulador.

En las modalidades de la presente invención, el flujo de la mezcla de fluido multifásico en los dos Venturis es diferente debido al efecto del estrangulador que se dispone entre los dos Venturis. Mediante la medición de las presiones y las presiones diferenciales para los dos Venturis, se pueden determinar las propiedades de flujo de la mezcla de flujo multifásico. En algunos aspectos de la presente invención, el estrangulador se ajusta y se puede medir nuevas presiones con respecto a los dos Venturis. Una o más de estas presiones del estrangulador ajustado y/o el conocimiento sobre el flujo multifásico antes del ajuste se pueden usar para determinar las propiedades de flujo de la mezcla de fluido multifásico después del ajuste del estrangulador. En algunas modalidades, el estrangulador se pueden ajustar de manera repetida y las mediciones de presión se pueden realizar con el fin de determinar las propiedades de la mezcla de fluido multifásico. En algunas modalidades de la presente invención, los dos Venturis pueden ser idénticos y/o se pueden disponer horizontalmente con respecto al flujo de fluido multifásico. Se puede usar una corrección de deslizamiento en el procesamiento de las propiedades del fluido para ajustar para el deslizamiento entre las fases en la mezcla de fluido multifásico.

Aunque los principios de la descripción se han descrito anteriormente en relación con los aparatos y métodos específicos, se debe entender claramente que esta descripción se realiza sólo a modo de ejemplo y no como limitación del alcance de la invención.

Claims (21)

REIVINDICACIONES

1. Un método para medir una o más características de flujo de un fluido multifásico que fluye a través de un conducto, que comprende: hacer fluir el flujo de fluido multifásico a través de un primer Venturi y un segundo Venturi; estrangular el flujo de fluido multifásico, en donde el flujo de fluido multifásico se estrangula en una localización en el conducto entre el primer Venturi y segundo Venturi; medir una primera presión en una garganta del primer Venturi; medir una primera presión diferencial entre la garganta del primer Venturi y una primera posición en el conducto aguas arriba o aguas abajo de la garganta del primer Venturi; medir una segunda presión en la garganta del segundo Venturi; medir una segunda presión diferencial entre la garganta del segundo Venturi y una segunda posición en el conducto aguas arriba o aguas abajo de la garganta del segundo Venturi; y usar la primera y la segunda presiones y la primera y la segunda presiones diferenciales para procesar una o más características de flujo del flujo de fluido multifásico.

2. El método de la reivindicación 1 , que comprende además: ajustar el estrangulador aplicado al flujo de fluido multifásico; medir al menos una de, una primera presión ajustada en la garganta del primer Venturi, una segunda presión ajustada en la garganta del segundo Venturi, una primera presión diferencial ajustada entre la garganta del primer Venturi y una primera posición en el conducto aguas arriba o aguas abajo de la garganta del primer Venturi y una segunda presión diferencial ajustada entre la garganta del segundo Venturi y una primera posición en el conducto aguas arriba o aguas abajo de la garganta del segundo Venturi.

3. El método de la reivindicación 3, que comprende además: procesar una o más características de flujo del flujo de fluido a partir de al menos una de, la primera presión ajustada, la segunda presión ajustada, la primera presión diferencial ajustada y la segunda presión diferencial ajustada.

4. El método de la reivindicación 1 , en donde una o más características de flujo de un flujo de fluido comprenden una tasa de flujo del flujo de fluido multifásico.

5. El método de la reivindicación 1 , en donde una o más características de flujo de un flujo de fluido comprenden al menos uno de, una tasa de flujo másico y/o volumétrico de una fase líquida del flujo de fluido multifásico y una tasa de flujo másico y/o volumétrico de una fase gaseosa del flujo de fluido multifásico.

6. El método de la reivindicación 1 , que comprende además: usar una aproximación de deslizamiento en el procesamiento de una o más características de flujo del flujo de fluido multifásico.

7. El método de la reivindicación 1 , que comprende además: usar una o más características de flujo para controlar una operación de perforación con presión controlada.

8. El método de la reivindicación 1 , en donde al menos uno del primer y del segundo Venturi se sustituye con una placa de orificio.

9. El método de la reivindicación 1 , que comprende además: usar un procesador para procesar una o más características de flujo del flujo de fluido.

10. El método de la reivindicación 1 , que comprende además: usar un procesador para controlar el estrangulador.

11.El método de la reivindicación 1 , que comprende además: ajustar el estrangulador basado en una o más características de flujo procesadas del flujo de fluido.

12. Un sistema que mide una o más características de flujo de un flujo de fluido multifásico, que comprende: un primer Venturi; un primer sensor de presión configurado para medir una primera presión en la garganta del primer Venturi; un primer sensor de presión diferencial configurado para medir una primera presión diferencial entre la garganta del primer Venturi y una localización aguas arriba o aguas abajo de la garganta del primer Venturi; un segundo Venturi; un segundo sensor de presión configurado para medir una segunda presión en la garganta del segundo Venturi; un segundo sensor de presión diferencial configurado para medir una segunda presión diferencial entre la garganta del segundo Venturi y una localización aguas arriba o aguas abajo de la garganta del segundo Venturi; y un estrangulador dispuesto entre el primer y el segundo Venturis.

13. El sistema de la reivindicación 12, que comprende además: un procesador configurado para procesar una o más características de flujo del flujo de fluido a partir de la primera presión, la segunda presión, la primera presión diferencial y la segunda presión diferencial.

14. El sistema de la reivindicación 13, en donde hay una salida desde el procesador se usa para controlar una operación de perforación con presión controlada.

15. El sistema de la reivindicación 12, que comprende además: un procesador para controlar la operación del estrangulador.

16. El sistema de la reivindicación 12, en donde el estrangulador comprende un estrangulador de perforación con presión controlada configurado para variar una presión del cabezal de pozo de un sistema de perforación con presión controlada.

17. El sistema de la reivindicación 12, en donde el primer y el segundo Venturi tienen dimensiones físicas equivalentes.

18. El sistema de la reivindicación 17, en donde el primer y el segundo Venturis comprenden dimensiones de la garganta equivalentes.

19. El sistema de la reivindicación 12, en donde el primer y el segundo Venturis se configuran para disponerse al menos uno de manera horizontal, de manera vertical o desviados entre sí.

20. El sistema de la reivindicación 12, en donde al menos uno del primer y del segundo Venturis comprenden una placa de orificio.

21.El sistema de la reivindicación 12, en donde el estrangulador es ajustable. RESUMEN Un flujómetro multifásico que comprende dos Venturis separados por un estrangulador. El estrangulador se puede variar para ajustar las propiedades del flujo de fluido multifásico que se está midiendo. Los dos Venturis pueden ser idénticos y se pueden disponer horizontalmente con respecto al flujo de fluido multifásico. El estrangulador puede ser un estrangulador en una línea de retorno de un sistema de perforación con presión controlada.