MXPA02004238A - Sistema de medicion de flujo de multiples fases. - Google Patents

Abstract

Un sistema (100) de prueba de pozos, automatico utiliza un separador de vortice 104 de dos fases conectado a un par de flujometros (154, 166) de Coriolis para medir las velocidades de flujo volumetrico en un flujo de tres fases. Se realizan las mediciones de acuerdo a un proceso (P200) que incluye una tecnica de convergencia iterativa. Se mejoran las mediciones mediante el uso de mediciones de corte de agua y densidad en tiempo real a partir de un medidor (172) de corte de agua y un medidor de densidad de agua.

Description

SISTEMA DE MEDICIÓN DE FLUJO DE MÚLTIPLES FASES Antecedentes de la Invención 1. Campo de la Invención Esta invención se refiere al campo de la tecnología de medición de flujo que incluye sistemas para el uso en la medición de volúmenes de producción que incluyen una mezcla multifásica de fases discretas, por ejemplo, una mezcla que incluye fases de petróleo, gas y agua. De manera más específica, este sistema utiliza un flujómetro de Coriolis en combinación con un separador de dos fases para medir volúmenes de producción de los componentes o fases respectivas de la mezcla de múltiples fases. 2. Declaración del Problema • Frecuentemente es el caso que un material que fluye a través de una tubería contiene múltiples fases. Como se usa en la presente, el término "fase" se refiere a un tipo de material que puede existir en contacto con otros materiales. Por ejemplo, una mezcla de petróleo y agua incluye una fase discreta de petróleo y una fase discreta de agua. De manera similar, una mezcla de petróleo, gas y agua incluye una fase discreta de gas y una fase discreta de •líquido, con la fase líquida que incluye una fase de petróleo y una fase de agua. El término "material" se usa en REF: 138021 la presente en el contexto que material incluye gas y líquidos . Surgen problemas especiales cuando se usa un flujómetro para medir velocidades de flujo volumétrico o másico en una corriente combinada de flujo de múltiples fases. De manera específica, el flujómetro se diseña para proporcionar una medición directa de la corriente combinada de flujo, pero esta medición no se puede descomponer directamente en mediciones individuales de las fases respectivas. Este problema es particularmente agudo en la industria del petróleo donde los pozos productores de petróleo y gas proporcionan una corriente de flujo de múltiples fases que incluye petróleo sin procesar, gas y agua salada. Es una práctica común en la industria del petróleo instalar equipo que se use para separar las fases respectivas de petróleo, gas y agua del flujo de los pozos de petróleo y gas. Los pozos productores en un campo o una porción de un campo comparten frecuentemente una instalación de producción para este propósito, que incluye un separador principal de producción, un separador de prueba de pozo, acceso de transporte de tubería, pozos de eliminación de agua salada y características de control de seguridad. El manejo apropiado de los campos productores de petróleo o gas demanda el conocimiento de los volúmenes respectivos de petróleo, gas y agua que se producen de los campos y de los pozos individuales en los campos. Este conocimiento se usa para mejorar la eficiencia de producción del campo, así como en la asignación de la posición de ingresos de ventas comerciales de la producción al por mayor. Las instalaciones anteriores del equipo de separación han incluido la instalación de dispositivos de separación, tipo recipiente, grandes y voluminosos. Estos dispositivos tienen un recipiente a presión, oblongo, vertical u horizontal junto con montajes internos de válvulas y vertederos. La terminología industrial se refiere a un separador de "dos fases" como uno que se usa para separar una fase de gas y una fase de líguido que incluye petróleo y agua . El uso de un separador de doe fases no permite que se obtengan mediciones volumétricas directas de los componentes segregados de petróleo y agua bajo condiciones reales de producción debido a que las fracciones de petróleo y agua no se separan, en la práctica, de la corriente combinada de líquido. Se usa un separador "de tres fases" para separar la fase de gas de las fases de líquido y también separa la fase de líquido en una fase de petróleo y una fase de agua. En comparación a los separadores de dos fases, los separadores de tres fases requieren montajes adicionales de válvulas y vertederos, y tienen típicamente grandes volúmenes para permitir tiempos de residencia mayores de los materiales producidos para la separación por gravedad de los materiales de producción en sus respectivos componentes de petróleo, gas y agua. Los separadores antiguos de recipientes a presión son voluminosos y ocupan un área superficial relativamente grande. Esta área superficial está muy limitada y es completamente costosa de proporcionar en ciertas instalaciones que incluyen plataformas de producción de ultramar y plantillas de terminación submarinas. Algunos esfuerzos de desarrollo han intentado proporcionar capacidades de medición de múltiples fases en paquetes compactos para el uso en ubicaciones donde está limitada el área superficial. Estos paquetes requieren típicamente el uso de tecnología nuclear para obtener mediciones de flujo de múltiples fases. Los flujómetros de Coriolis son flujómetros másicos que también se pueden operar como densímetros de tubo vibrador. La densidad de cada fase se puede usar para convertir la velocidad de flujo másico para una fase particular en una medición volumétrica. Existen numerosas dificultades al usar un flujómetro de Coriolis para identificar los porcentajes másicos respectivos de petróleo, gas y agua en una corriente de flujo total. La Patente de los Estados Unidos No. 5,029,482 enseña el uso de correlaciones empíricamente derivadas que se obtienen al hacer fluir corrientes combinadas de flujo de gas y líquido que tienen porcentajes másicos conocidos de los componentes respectivos de gas y líquido a través de un medidor de Coriolis. Las correlaciones empíricamente derivadas entonces se usan para calcular el porcentaje de gas y el porcentaje de líquido en una corriente combinada de flujo de gas y líquido de porcentajes desconocidos de gas y líquido en base a una medición directa de Coriolis de la velocidad total de flujo másico. La composición de la mezcla de fluido del pozo puede cambiar con el tiempo en base a fenómenos de presión, volumen y temperatura conforme se agota la presión en el depósito y en consecuencia hay una necesidad continua de volver a verificar el valor de densidad. La Patente de los Estados Unidos No. 4,773,257 enseña que una fracción de agua de una corriente total de flujo de petróleo y agua se puede calcular al ajustar la velocidad total medida de flujo másico, para el contenido de agua y que las velocidades de flujo másico correspondientes de las fases respectivas de petróleo y agua se pueden convertir en valores volumétricos al dividir la velocidad de flujo másico por las fases respectivas por la densidad de las fases respectivas. La densidad de las fases respectivas se debe determinar de mediciones reales de laboratorio. La patente '257 depende del equipo de separación para lograr la separación del gas de los líquidos totales, y esta separación se asume que está completa. La Patente de los Estados Unidos No. 5,654,502 describe un flujómetro de Coriolisis auto-calibrante que usa un separador para obtener las mediciones respectivas de densidad de petróleo y agua, como lo opuesto a las mediciones de densidad en laboratorio. Las mediciones de densidad del petróleo se corrigen para el contenido de agua, que se mide por una sonda o monitor de corte de agua. La patente '502 depende de un separador para eliminar el gas de los fluidos que viajan a través del medidor, y no enseña un mecanismo para proporcionar mediciones de flujo de múltiples fases cuando el gas en una parte de la corriente de flujo que se aplica al flujómetro de Coriolis. Aun un equipo de separación de tres fases no proporciona necesariamente separación completa de la fase de petróleo de la fase de agua. Las sondas de corte de agua se usan para medir el contenido de agua en la fase segregada de petróleo debido a que un contenido residual de agua de hasta 10 % se mantiene típicamente en el componente de petróleo, visiblemente segregado. El término "corte de agua" se usa para describir el contenido de agua de una mezcla de múltiples fases y más frecuentemente se aplica a una relación que representa una relación entre un volumen de petróleo y un volumen de agua en una mezcla de petróleo y agua. De acuerdo al uso más convencional del término "corte de agua", los fluidos de producción de pozo tienen un corte de agua de 95 % cuando el agua comprende 95 de un total de 100 barriles de líquidos de petróleo y agua. El término "corte de agua" algunas veces también se usa para indicar una relación del volumen total del petróleo producido al volumen total del agua producida. Un término "corte de petróleo" podría implicar el volumen de petróleo dividido por el volumen combinado de petróleo y agua. Como se define en la presente, el término "corte de agua" abarca cualquier valor que sea matemáticamente equivalente a un valor que representa agua o petróleo como un porcentaje de la mezcla líquida total que incluye agua y petróleo. Permanece una necesidad por proporcionar un paquete compacto para revisar las mediciones de flujo de múltiples fases cuando el gas es parte de la corriente de flujo y en donde el paquete no requiere el uso de tecnología nuclear para analizar mediciones directas en el fluido. Por consiguiente, es un aspecto de la presente invención proporcionar un método y aparato que sea capaz de realizar mediciones de flujo de múltiples fases en sistemas que tengan mezclas de gas y líquidos o en sistemas de líquidos que tengan mezclas de líquidos, ya sea que estas mezclas sean miscibles o inmiscibles.

Solución La presente invención supera los problemas que se resumen anteriormente al proporcionar un sistema de prueba de pozo, basado en Coriolis, completamente automatizado que no requiere el muestreo manual o análisis de laboratorio del material de producción a fin de determinar la densidad de los componentes de fase. Adicionalmente, el sistema de prueba elimina los errores de medición volumétrica que se derivan de la liberación del gas de solución a presiones reducidas. Un sistema de prueba de pozo de acuerdo con esta invención tiene dos modos de operación. El sistema de prueba opera como un sistema de prueba de pozo normal para medir el volumen de los componentes respectivos que se separan de una mezcla de componentes, específicamente, un material de producción de cabezal de pozo que incluye fases de petróleo, gas y agua. El sistema de prueba de pozo también tiene un modo de determinación de densidad, especial que evita la necesidad de obtener muestras manuales de los fluidos de producción para mediciones de densidad. Las mediciones de densidad en el sitio, obtenidas del sistema de prueba de pozo son más exactas que las mediciones de laboratorio debido a que el material se mide a las condiciones de la línea. El sistema de prueba de pozo también incluye dispositivos que separan una corriente de flujo combinada que incluye fluidos de producción del cabezal de pozo de múltiples fases en componentes separados. Se usa un colector de válvulas para rellenar selectivamente un separador de vórtice con la producción de un pozo individual. Se usa un separador de gravedad para retener una mezcla de fases de petróleo, gas y agua de múltiples pozos en tanto que las fuerzas de gravedad segregan estos componentes de la mezcla de producción. Se abre una válvula de descarga rápida para drenar al menos parcialmente los componentes líquidos de la mezcla de componentes de producción del separador de gravedad después de la separación de los componentes respectivos . Los flujómetros de Coriolis se pueden operar en un modo de flujómetro másico y un modo de densímetro. Estos medidores se usan para medir las velocidades de flujo másico de los componentes respectivos de petróleo y agua conforme dejan los separadores respectivos. Se obtienen mediciones de densidad de los componentes segregados de petróleo del flujo de múltiples fases. Se usa un monitor de corte de agua para obtener lecturas de corte de agua de la fase segregada de petróleo. Conjuntamente, se usan las mediciones de densidad de fluido, temperatura, velocidad de flujo másico y corte de agua para calcular la velocidad de flujo másico para las fases de petróleo y agua en la corriente de producción. Esta corrección da por resultado un cálculo más exacto para la velocidad de flujo másico del petróleo. En las modalidades preferidas, también se reducen al mínimo los errores de prueba volumétrica al conectar una fuente de gas presurizado al separador de prueba. La fuente de gas presurizado se usa para mantener una presión de separador, sustancialmente constante, aun cuando la válvula de descarga rápida del separador este permitiendo el flujo de líquidos desde dentro del separador de prueba. Otras características sobresalientes, objetos y ventajas serán evidentes para aquellos expertos en la técnica en la lectura del análisis posterior en combinación con los dibujos anexos.

Breve Descripción de los Dibujos La Figura 1 representa una disposición esquemática de un sistema de prueba de pozo, automatizada de acuerdo a la presente invención; Las figuras 2A y 2B representen, un diagrama de flujo que gobierna la operación del sistema de la Figura 1; La Figura 3 es una gráfica de datos hipotéticos que demuestran los efectos prácticos del amortiguamiento de gas en la respuesta de frecuencia de los tubos de flujo en un flujómetro de Coriolis; y La Figura 4 es una gráfica de datos hipotéticos que muestra la relación entre la ganancia de arrastre y el tiempo para un evento donde una burbuja transiente entra a un flujómetro de Coriolis.

Descripción Detallada de la Modalidad Preferida La Figura 1 representa un diagrama esquemático de un sistema 100 de medición de flujo de múltiples fases, compacto, para el uso en la industria del petróleo. El sistema 100 incluye una línea 102 de entrada de flujo de múltiples fases que se descarga en un separador 104 de vórtice de dos fases, vertical. A su vez, el separador de vórtice 104 descarga el gas en una línea 106 superior de flujo de medición de gas y descarga los líquidos en una línea 108 inferior de flujo de medición de líquido. La línea 106 de flujo de medición de gas y la línea 108 de flujo de medición de líquido se recombina en la línea 110 de descarga después de que se han realizado las mediciones de flujo. Un controlador 112 incluye un procesador central junto con circuitería asociada para operar los componentes respectivos del sistema 100. El sistema 100 se monta en la estructura 114 de deslizamiento para portatibilidad, y un colector 116 de producción suministra fluidos de múltiples fases al sistema 100 a partir de una pluralidad de pozos de petróleo o gas. La línea 110 de flujo de descarga conduce a un separador 118 de producción de tres fases para la separación de las fases de gas, agua y petróleo antes de un punto de venta comercial. La línea 102 entrante de flujo de múltiples fases recibe fluidos de múltiples fases que incluyen petróleo, gas y agua del colector 116 de producción a lo largo de la dirección de la flecha 120. Una sección 122 utiliza el bien conocido efecto Bernouli para reducir la presión en los fluidos entrantes de múltiples fases dentro de la línea 102 de flujo en la garganta del Venturi. Se prefiere que el grado de reducción de presión se presente a un nivel que se aproxime a la presión de trabajo interna dentro del medidor 166 de Coriolis de líquidos. Esta reducción en la presión libera o emite gas de los fluidos de múltiples fases dentro de la línea 102 de flujo. Una sección 124 dependiente/declinación facilita la segregación por gravedad en las fases de gas y líquido de los fluidos de múltiples fases que empiezan del separador 104 de vórtice. Un elemento 126 de descarga horizontal alimenta al separador 104 de vórtice. El separador 104 de vórtice se representa en una vista en sección intermedia para revelar los componentes interiores de trabajo. El elemento 126 de descarga horizontal se coloca de manera operable para la descarga tangencial en la sección de separación interior cilindrica del separador 104 de vórtice. Esta manera de descarga provoca que se presente un efecto de tornado ó ciclón en una porción 128 de líquido de los fluidos de múltiples fases dentro del separador 104 de vórtice. La porción 128 de líquido es una fase de mayoría líquida que incluye fases discretas de agua, petróleo y gas arrastrado. Las fuerzas centrífugas que surgen del efecto de ciclón provocan separación adicional de la fase de gas arrastrado de la porción líquida 128, pero no es posible eliminar completamente la fase de gas arrastrado excepto a velocidades de flujo relativamente bajas que permiten la segregación adicional por gravedad de la fase de gas arrastrado. La porción 128 de líguido se descarga del separador 104 de vórtice en la línea 108 de flujo de medición de líquido. Se instala una trampa de agua 130 en la porción inferior del separador 104 de vórtice. Esta trampa se puede purgar para obtener mediciones periódicas de densidad de agua, o se puede instalar un medidor de densidad de agua (no representado en la Figura 1) en combinación con la trampa 130 para proporcionar información de densidad de agua al controlador 112. Una porción 132 de gas de los fluidos de múltiples fases dentro del separador de vórtice es una fase de mayoría de gas que incluye gas junto con nieblas de petróleo y agua. Una mampara 134 de recolección de niebla se usa para la condensación parcial de estas nieblas, que en la forma condensada caen de regreso a la porción 128 líquida. La porción 132 de gas se" descarga en la línea 106 de flujo de medición de gas. La línea 106 de flujo de medición de gas incluye un transmisor 135 de presión que transmite una lectura de presión dentro de la línea 106 de flujo de medición de gas al controlador 112 con la ruta 136. El transmisor 135 de presión se puede comprar de forma comercial, por ejemplo, como un transmisor de presión modelo 2088 de Rose ount de Edén Prairie, Minnesota. Un tubo 138 conecta las línea 136 de medición de gas con el fondo del separador 104 de vórtice. El tubo 138 contiene un medidor hidrostático 140 acoplado con un transmisor 142 de presión para el uso en la transmisión de la información de presión con relación a la carga hidrostática entre el punto 144 dentro de la línea 106 de flujo de medición de gas y el punto 146 en el fondo del separador 104 de vórtice. La ruta 148 conecta el transmisor 142 de presión con el controlador 112, que usa los datos de carga hidrostática del transmisor 142 de presión para abrir y cerrar las válvulas 150 y 174 de estrangulación eléctricamente operables para el ajuste de presión asegurando la operación apropiada del separador 104 de vórtice, es decir, para impedir que el separador de vórtice se llegue a sobrellenar con gas al punto donde la porción 132 de gas se descargue en la línea 108 de flujo de medición de líquido o al punto donde la porción 128 de líquido se descargue en la línea 106 de flujo de medición de gas. La ruta 152 y 176 conectan en forma operable el controlador 112 con las válvulas 150 y 174 de estrangulación, que se pueden comprar, por ejemplo, como las válvulas modelo V2001066-ASCO de Fisher de Marshall To n, Iowa. Un flujómetro másico 154 de Coriolis en la línea 106 de flujo de medición de gas proporciona mediciones de densidad y velocidad de flujo másico de la porción 132 de gas de un fluido de múltiples fases con la línea 106 de flujo de medición de gas. El flujómetro 154 másico de Coriolis se acopla con un transmisor 156 de flujo para proporcionar señales que representen estas mediciones al controlador 112. El flujómetro 154 de Coriolis se configura electrónicamente para operaciones que incluyen mediciones de velocidades de flujo másico, de densidades, y temperaturas de materiales que pasan a través de la línea 106 de flujo de medición de gas. Las formas de ejemplo del flujómetro de Coriolis 154 incluyen los modelos de ÉLITE CMF300356NU y CMF300H551 U, que están disponibles de Micro Motion de Boulder, Colorado. La ruta 158 acopla de manera operable el transmisor 156 de flujo con el controlador 112 para la transmisión de estas señales. Una válvula 160 de retención en la línea 106 de flujo de medición de gas asegura el flujo positivo en la dirección de la flecha 162, impidiendo de esta manera la intrusión de la porción 128 de líquido en la línea 106 de flujo de medición de gas. La línea 108 de flujo de medición de líquido contiene un mezclador estático 164, que hace turbulenta la porción 128 líquida dentro de la línea 108 de -flujo de medición de líquido para impedir la segregación por gravedad de las fases respectivas de petróleo, agua y gas arrastrado. Un flujómetro 166 de Coriolis proporciona mediciones de densidad y velocidad de flujo másico de la porción líquida 128 dentro de la línea 108 de flujo de medición de líquido y se conecta al transmisor de flujo 168 para la transmisión de señales que representan estas mediciones vía la ruta 170 al controlador 112. Se instala un monitor 172 de corte de agua en la línea 108 de flujo de medición de líguido para medir el corte de agua en la porción líquida 128 dentro de la línea 108 de flujo de medición de líquido. El tipo de monitor de corte de agua se selecciona dependiendo de que tan grande se espere que sea el corte de agua en la corriente de flujo. Por ejemplo, los medidores de capacitancia son relativamente baratos, pero otros tipos de medidores se pueden requerir donde el corte de agua pueda exceder aproximadamente 30 % en volumen. Las sondas de capacitancia o resistencia operan en el principio que el petróleo y agua tienen constantes dieléctricas drásticamente diferentes. Estas sondas pierden sensibilidad con un contenido incrementado de agua, y proporcionan mediciones de corte de agua aceptablemente exactas donde solo el volumen de agua es menos de aproximadamente 20 % a 30 % de la corriente total de flujo. El límite de exactitud superior de 30 % está por abajo del nivel que se observa de muchos pozos productores. Por ejemplo, el volumen total de producción de líquido de un pozo de petróleo puede ser 99 % de agua. Por lo tanto, los monitores de corte de agua basados en capacitancia o resistividad se relegan para determinar el corte de agua en un componente de petróleo que tenga un contenido de agua relativamente bajo. Los dispositivos comercialmente disponibles que se usan para medir el corte de agua incluyen sensores casi infrarrojos, sensores de capacitancia/inductancia, sensores de microondas, y sensores de radiofrecuencia. Cada tipo de dispositivo se asocia con limites operacionales. De esta manera, una sonda de corte de agua puede medir el porcentaje volumétrico de agua en una corriente combinada de flujo de petróleo y agua. Los dispositivos de monitoreo de corte de agua que incluyen dispositivos de microondas son capaces de detectar agua en una cantidad de hasta aproximadamente 1 % de la mezcla de flujo, pero en ambientes que incluyen flujo de tres fases se someten para interpretar contenido de agua como petróleo . Esta interpretación se presenta debido a que los dispositivos de detección de microondae operan en el principio que el agua en el espectro de interés absorbe sesenta veces más energía de microondas que lo que hace el petróleo crudo. Los cálculos de absorción asumen que no está presente gas natural, sino que el gas natural absorbe dos veces tanta radiación de microondas como lo hace el petróleo crudo. Se deduce que un sistema de detección de corte de agua de microondas puede corregir la lectura de corte de agua al compensar el hecho que el gas en la mezcla ha afectado la medición. La ruta 173 conecta de manera operable el monitor 172 de corte de agua con el controlador 112. El controlador 112 usa una válvula 174 bidireccional, eléctricamente accionada para controlar la presión en la línea 108 de medición de líquido de una manera que asegura la operación apropiada del separador de vórtice 104 en comparación con la válvula 150, es decir, la válvula 174 se abre y cierra para impedir que la porción 132 de gas se descargue en la línea 108 de flujo de medición de líquido y para impedir que la porción líquida 128 se descargue en la línea 106 de flujo de medición de gas. La ruta 176 conecta de manera operable en la válvula 174 con el controlador 112. Una válvula de retención 178 en la línea 108 de flujo de medición de líquido asegura el flujo positivo en la dirección de la flecha 180, impidiendo de esta manera la intrusión de la porción 132 de gas en la línea 108 de medición de líquido. La línea 106 de flujo de medición de gas se encuentra en una T con la línea 108 de flujo de medición de líquido para formar una línea 110 de flujo de descarga común que conduce al separador 118 de producción. El controlador 112 es un sistema de automatización que se usa para gobernar la operación del sistema 100. A un nivel básico, el controlador 112 incluye un computadora 84 que se programa con un programa de computo de programación de adquisición de datos junto con circuitería de accionamiento e interfases para la operación de dispositivos remotos. Una forma preferida del controlador 112 es el Fisher Modelo ROC364. El colector 116 de producción contiene una pluralidad de válvulas tridireccionales electrónicamente operables, por ejemplo, válvulas 182 y 184, que cada una tiene fuentes de producción correspondientes tal como un pozo de petróleo 186 o un pozo de gas 188. Una válvula tridireccional particularmente preferida para el uso en esta solicitud es la válvula de conmutación de pozo Xomox TUFFLINE 037AX WCB/316 con un accionador MATRYX MX200. Las válvulas se configuran de manera preferente para recibir cada una fluidos de producción de un pozo individual correspondiente, pero también pueden recibir producción de un grupo de pozos. El controlador 112 configura selectivamente estas válvulas al transmitir señales sobre la ruta 190. Las señales se configuran selectivamente para hacer fluir fluidos de múltiples fases desde un pozo 186 o combinaciones de pozos (por ejemplo, pozos 186 y 188) en el riel 192 para la distribución de fluidos en la línea 102 entrante de flujo de múltiples fases en tanto que se configuran selectivamente otras válvulas para la derivación del sistema 100 al fluir a través de la línea 194 de flujo de derivación. El separador 118 de producción se conecta al transmisor 195 de presión y la ruta 196 para la transmisión de señales del controlador 112. El separador 118 se conecta de manera operable con una línea de venta de gas, una línea de venta de petróleo, y una línea de descarga de agua salada (no representada en la Figura 1) de cualquier manera convencional conocida por el experto en la técnica.

Operación del Sistema 100 La Figura 2 representa un diagrama de proceso esquemático de un proceso P200 que representa el circuito lógico de control para el uso en el controlador 112 de programación. Estas instrucciones residen típicamente en una memoria electrónica o un dispositivo de almacenamiento electrónico para el acceso y uso por el controlador 112. Las instrucciones que incorporan el proceso P200 se pueden almacenar en cualquier medio leíble por máquina para la recuperación, interpretación y ejecución por el controlador 112 o dispositivos similares que se conectan al sistema 100 de cualquier manera operable. El proceso P200 empieza con el paso P202 en el cual el controlador 112 determina que es apropiado introducir un modo de prueba de producción. Con respecto a la Figura 1, esto significa que el controlador 112 configura selectivamente a las válvulas 182 y 184 del colector 116 de producción para hacer fluir un pozo o una combinación de pozos seleccionadas por el operador, que corresponde a las fuentes 186 y 188 de producción a través del riel 192 y hacia la línea 102 entrante de flujo de múltiples fases. Esta determinación se realiza usualmente en base a un retraso de tiempo, por ejemplo^ para probar cada pozo al menos una vez por semana. El modo de prueba también se puede realizar de una manera continua con las válvulas respectivas del colector 116 de producción siempre que se configuren selectivamente para fluir en el sistema 100 en tanto que se configuran otras válvulas para derivar el sistema 100 a través de la línea 194 de derivación. Estos tipos de mediciones de prueba de pozo se usan convencionalmente al asignar, en una base de distribución, los porcentajes de la corriente total de flujo que pasa a través del separador 118 de producción a fuentes de producción específicas, por ejemplo, las fuentes 186 y 188. Las válvulas 196 y 197 manualmente accionadas se pueden abrir y cerrar para el aislamiento selectivo del sistema 100, es decir, las válvulas 196 y 197 se pueden cerrar ambas para la remoción de todos los componentes que se montan en la estructura de deslizamiento 114. Una válvula 199 eléctricamente accionada se cierra de manera normal. Una línea 198 segunda o redundante, interior a las válvulas 196 y 197 permite que el flujo derive el sistema 100 cuando la válvula 199 se abre y se cierran la válvulas 150 y 174. La prueba empieza en el paso P204 con el controlador 112 que restringe o abre las válvulas 150 y 174 para reducir o incrementar la velocidad de flujo total a través del separador de vórtice 104 para el propósito de separar el gas de las fases líguidas en el fluido de múltiples fases. La velocidad total de flujo a través del sistema 100 no necesita ser reducida debido a que el controladsr 112 puede abrir la válvula 199 para permitir el flujo hacia la derivación interior 198. La velocidad de flujo exacta depende del volumen físico del separador de vórtice y la línea 108 de flujo de medición de líquido, así como la cantidad de fluido que las fuentes 186 y 188 son capaces de distribuir al sistema 100.

El objeto de reducir la velocidad de flujo a través del sistema 100 es eliminar burbujas arrastradas de la línea 108 de flujo de medición de líquido a través del uso del separador de vórtice 104 con asistencia por segregación por gravedad en tanto que la velocidad de flujo esta aun suficientemente alta para impedir la segregación sustancial por gravedad del petróleo del agua en la fase líquida restante. También es posible lograr una separación sustancialmente completa de la fase de gas de la fase líquida al incrementar la velocidad de flujo con la separación que se logra por las fuerzas centrífugas a través del separador de vórtice 104. El controlador 112 monitorea la ganancia de arrastre o voltaje de extracción del flujómetro de Coriolis 166 para este propósito, como se explica con referencia a las Figuras 3 y 4. La Figura 3 es una gráfica de datos hipotéticos que demuestra los efectos prácticos del amortiguamiento de gas en la respuesta de frecuencia de tubos de flujo en el flujómetro de Coriolis 166 (ver también Figura 1) . El logaritmo de la transmisibilidad se gráfica como una función de la frecuencia del voltaje alternante aplicado a la espiral de arrastre del flujómetro de Coriolis 166, por ejemplo, a las frecuencias f0, f± , y f2. La relación de transmisibilidad Tr es igual a la salida de las espirales de extracción del medidor dividida por la entrada de arrastre, , es decir, T es la vanancia de arrastre: SALIDA _ Vac ESPIRAL DE EXTRACCIÓN ( 1 ) Tr = ENTRADA Vac ESPIRAL DE ARRASTRE Una primera curva 300 corresponde al sistema no amortiguado de la Ecuación (1) , es decir, no está presente gas en el fluido que se mide. Una segunda curva 302 corresponde a un sistema amortiguado donde está presente el gas. Ambas curvas 300 y 302 tienen un valor óptimo 304 y 304', respectivamente, a la frecuencia natural fn. La Figura 4 es una gráfica de datos hipotéticos que muestra la relación entre la ganancia de arrastre y el tiempo para aun evento 400 donde una burbuja transiente entra al flujómetro de Coriolis 166 como una burbuja arrastrada en un fluido de múltiples fases. La burbuja entra en el tiempo 402 y sale en el tiempo 404. La ganancia de arrastre se expresa como un porcentaje en la Figura 4, y se gráfica como una función del tiempo a intervalos, por ejemplo, t1# t2, y t.. El controlador 112 (ver también Figura 1) se programa para monitorear la ganancia de arrastre con la transmisibilidad al comparar la misma contra un valor de umbral 406. Donde la ganancia de arrastre o transmisibilidad de la curva 408 excede el umbral 406, el controlador 112 reconoce que las mediciones de densidad se ven afectadas por la presencia de las burbujas transientes. De esta manera, el flujómetro de Coriolis 166 usa solo los valores de densidad obtenidos cuando la ganancia de arrastre es menor que el umbral 406 para propósitos del paso P206. El nivel exacto de umbral 406 depende del diseño específico del medidor junto con el ambiente propuesto de uso, y se propone permitir menos de uno a dos por ciento de gas en volumen en el fluido de múltiples fases. En la operación de los medidores de Coriolis, frecuentemente es el caso que el voltaje de extracción cae en proporción inversa al evento 400 de la curva 400 mostrada en la Figura 4. Los medidores se programan algunas veces para percibir esta caída en amplitud y responden al hacer vibrar una espiral de oscilación a una amplitud de la especificación máxima de diseño hasta que se invierte el efecto de amortiguamiento de gas. Con el controlador 112 abriendo y/o cerrando las válvulas 150 y 174 hasta que la ganancia de arrastre cae por abajo del umbral 406 de la manera descrita en el paso P204, el paso P206 incluye el flujómetro de Coriolis 166 que mide la densidad de la fase líquida sin gas arrastrado. Esta medición de densidad se propone que represente la densidad de' la fase líquida que no tiene huecos de gas. Esta medición de densidad se refiere como pL en el análisis posterior, y se usa para describir la densidad de una mezcla líquida que incluye gas y petróleo sin fracción de gas arrastrado. Como una alternativa al realizar las mediciones directas en el fluido de múltiples fases en la línea 108 de medición de líquido, también es posible obtener muestras del fluido de múltiples fases para análisis de laboratorio o para mediciones de densidad aproximadas mediante el uso de correlaciones de fluido empíricamente derivadas para obtener aproximaciones menos preferidas de pL. En el paso P208, el controlador 112 ajusta selectivamente las válvulas 150 y 174 de una manera que optimiza los resultados de separación en el separador de vórtice 104 de acuerdo a las especificaciones del fabricante en base a las velocidades ordinarias de flujo a través de los flujómetros de Coriolis 154 y 166 junto con las señales de presión recibidas del transmisor de presión 135 y el medidor de presión diferencial 140. En este paso, el colector 116 de producción se configura para fluir para mediciones de prueba de pozos productores activos. El separador de vórtice 104 funciona de manera diferente en este paso, en comparación al paso P204, debido a que el controlador 112 no ajusta las válvulas 150 y 174 de una manera que reduce la ganancia de arrastre por abajo del umbral 406 mostrado en la Figura 4. En esta circunstancia, la fase de mayoría líquida que fluye a través de la línea 108 de medición de líquido puede incluir burbujas de gas arrastrado.

El paso P210 incluye el uso del flujómetro de Coriolis 166 para medir la velocidad total de flujo másico QTL de la fase de mayoría líquida que incluye gas arrastrado dentro de la línea 108 de medición de líquido, así como la densidad de la fase de mayoría líquida. Esta medición de densidad se refiere como pmed en análisis que sigue. En el paso P212, el controlador 112 determina la densidad de gas seco poas del gas en el fluido de múltiples fases. Se puede calcular la densidad del gas a partir de la información de presión y temperatura usando correlaciones bien conocidas desarrolladas por la American Gas Association en base a la gravedad del gas, o el análisis de laboratorio puede proporcionar otras correlaciones empíricas para la densidad de gas determinada de mediciones reales del gas producido a partir de una corriente de flujo de múltiples fases. Otra técnica alternativa para la determinación de la densidad de gas es obtener una medición de densidad real a partir del flujómetro 154 de Coriolis simultáneamente con el paso P204 o en un paso separado P210 donde el controlador 112 ajusta selectivamente las válvulas 150 y 174 para reducir al mínimo la intensidad de la ganancia de arrastre mostrada en la Figura 4. En algunas situaciones, también es posible asumir que la densidad de gas permanece constante debido a que la densidad es relativamente baja en comparación a la densidad de líquido, y la suposición de una densidad constante de gas puede dar por resultado un nivel de error aceptable . En el paso P214, el controlador 112 calcula una fracción XL de huecos de gas en la fase de líguido donde Peal — p med (2) 5^ = - P ale en donde XLi es la fracción de huecos que representa el hueco de gas en el fluido de múltiples fases que fluye a través del flujómetro de Coriolis 166, i denota las iteraciones sucesivas, pmed es la medición de densidad obtenida en el paso P210 como se describe anteriormente, y pcalc es un valor de densidad calculado o estimado que se aproxima a la densidad de un líquido de múltiples fases que tiene una fracción de hueco de aproximadamente XL1. La ecuación (2) se usará en un algoritmo de convergencia iterativa. De esta manera, es aceptable empezar los cálculos con una primera suposición, por ejemplo, un valor almacenado para pcalc del ciclo precedente de mediciones de prueba para una fuente 186 de producción particular o un valor arbitrario tal como 0.8 g/cc. Una manera particularmente preferida de proporcionar una primera suposición para el valor de pcalc es obtener una medición de corte de agua a partir del monitor 172 de corte de agua. Entonces, es posible asumir que no está presente gas en la mezcla de flujo de múltiples fases y solucionar la ecuación (3) para pcalc: donde WC es el corte de agua expresado como una fracción que comprende la cantidad de agua en la mezcla líquida dividida por el volumen total de la mezcla líquida, p? es la densidad de agua en la mezcla líquida, y po es la densidad de petróleo en la mezcla líquida. La primera suposición resultante para Paic es e-L valor teórico de una mezcla líquida que no tiene fracción de hueco de gas . La densidad medida pmed será menor que pcalc cuando X es mayor que cero, con la condición que los valores pu y po sean correctos. Los valores pw y p0 se pueden obtener de mediciones de laboratorio que se realizan en muestras de la fase de mayoría líquida que incluye fases respectivas de petróleo y agua. Por ejemplo, un valor de densidad de agua se puede obtener a partir de un hidrómetro conectado a la trampa 130 de agua. Estos valores también se pueden aproximar a niveles aceptables de exactitud por correlaciones empíricas bien conocidas que se publican por The American Petroleum Institute. En el paso P216, el controlador 112 realiza un cálculo para determinar si la última suposición para pcalc ha proporcionado un cálculo de XLi de acuerdo a la Ecuación (2) en donde el valor de XA ha convergido dentro de un intervalo de error aceptable. La próxima suposición para pcalc se calcula como : (4) pcalci = (pgcsXli) + (l - Xu)pL donde pcslCi es la próxima suposición para pcalc calculada usando el valor XL. de la ecuación (2), pL es la densidad de la mezcla líquida, y las variables restantes son como se define anteriormente. El paso P218 es una prueba para la convergencia en donde existe convergencia si la expresión: (5) D < | Pcalc¡ - pC3lc es verdadera, donde D es el valor absoluto de un delimitador que representa un error insignificante, por ejemplo, 0.01 g'/cc, o aproximando los límites de precisión que están disponibles del flujómetro de Coriolis 166, pcalc? es el presente valor calculado de acuerdo a la Ecuación (4) , y p "cal,c?-1, es el valor anterior de rpcal,cí. de la iteración anterior de la Ecuación (2) que produce el valor XLi que corresponde rcalci ' Donde el controlador 112 en el paso P218 determina que no hay convergencia, el nuevo valor de suposición Pcalcl se sustituye por el antiguo valor de suposición pcalc en el paso P220 y los pasos P214 a P218 se repiten hasta que exista convergencia. El corte de agua se puede calcular como: en donde WC es el corte de agua, p0 es una densidad de petróleo en el componente de mayoría líquida, y pw es una densidad de agua en el componente de mayoría líquida. De esta manera, el medidor 172 de corte de agua es algo redundante si no hay fase de gas en el flujo de múltiples fases, y entonces se puede eliminar de manera opcional debido a que no es un valor requerido para esta técnica de convergencia iterativa. En el paso P214A, esta disponible una solución más rigurosa o no interativa, con la condición de que el valor medido de corte de agua suministrado por el medidor 172 de corte de agua este dentro de un intervalo donde el medidor funcione con exactitud y precisión aceptables. La lectura del medidor es una función del contenido de fluido, y esto permite la solución simultánea de un sistema de tres ecuaciones para proporcionar respuestas a tres variables donde las ecuaciones son: (7) pwq«,+ poqo + pgq? = pmu, donde pw es la densidad de agua en la corriente de flujo, p0 es la densidad de petróleo en la densidad de flujo, pa es la densidad de gas en la corriente de flujo, pm?x es la densidad de la corriente de flujo combinada, q„ es la velocidad de flujo fraccional de agua por volumen (es decir, un corte de agua) , q, es la velocidad de flujo fraccional de petróleo en volumen, qo es la velocidad de flujo fraccional de gas por volumen, y f(sat) es una función del contenido de corriente de flujo que es único a un tipo particular de medidor de corte de agua que proporciona una lectura M total del medidor . Donde el medidor de corte de agua es un medidor de microondas, la función f (sat) = M se puede aproximar como: (10) wqw+moqo+mgqg= M , donde m? es la lectura del medidor en agua pura, m0 es la lectura del medidor en petróleo puro, m es la lectura del medidor en gas puro, y los términos restantes se describen anteriormente. Donde, en un medidor típico, m = 60, m = 1, y mg = 2, las Ecuaciones (8) hasta (11) se pueden solucionar para q^ como : donde los términos son como se definen anteriormente. También (12) qs = M- l - 59q«, y (13) qa = 5Sq*,- M+ 2.

Una vez que se logra la convergencia en el paso P218, el paso P222 se implica usando el flujómetro de Coriolis 154 para medir la velocidad QTC de flujo másico y la densidad p de la fase de mayoría de gas que fluye a través del flujómetro de Coriolis 154 bajo las condiciones de flujo del paso P208. El paso P224 incluye la solución de la fracción XG de hueco de gas en la fase de mayoría de gas que fluye a través de la línea 106 de medición de gas, de acuerdo a la ecuación: Pmgas- PL (14) XG-- Pgas-PL donde XG es una fracción que corresponde a un volumen de gas tomado con respecto al volumen total de la fase de mayoría de gas, p es un valor obtenido en el paso P222, pgas es un valor obtenido en el paso P212, y pL es un valor obtenido en el paso P206. En el paso P224, el valor de corte de agua obtenido por el monitor 172 de corte de agua se ajusta, conforme sea necesario, para compensar la presencia de gas en la fase de mayoría líquida. Por ejemplo, donde se conoce la fracción XLi de hueco de gas, es posible usar este valor para corregir las lecturas de corte de agua para la absorción de microondas, en base a la suposición que solo están presentes petróleo y agua. El paso P226 incluye el uso de los datos adquiridos de esta manera para solucionar las velocidades de flujo de Jas tres fases respectivas en cada una de la fase de mayoría líquida y la fase de mayoría de gas. Estas ecuaciones son útiles para este propósito: (15) QL = QTL*(1-Xl)+QTG*(1-XG); (17) Qo=QL*(l-WC); (18) QW=QL*WC; (20) Vo = Q (21) Vc gas (22) K»- en donde QL es la velocidad total de flujo másico de las fases líquidas que fluyen a través del sistema 100; X^^ es la fracción de hueco de gas en la fase de mayoría líquida determinada del paso P214 y que da por resultado la convergencia en el paso P218; QTC es la velocidad total de flujo másico de gas de la fase de mayoría de gas medida en el paso P222; XG es la fracción de hueco de gas en la fase de mayoría de gas determinada en el paso P224; QG es la velocidad total de flujo másico de gas a través del sistema 100; Q0 es la velocidad total de flujo másico de petróleo a través del sistema 100; Qw es la velocidad total de flujo másico de agua a través del sistema 100; Q0 es la velocidad total de flujo másico de petróleo a través del sistema 100; WC es el corte de agua proporcionado del monitor 172 de corte de agua con correcciones conforme sea necesario en el paso P224; VL es la velocidad total de flujo volumétrico de las bases líquidas que influyen a través del sistema 100; pL es la densidad de la fase líquida determinada en el paso P206; V0 es la velocidad total de flujo volumétrico de petróleo a través del sistema 100; p0 es la densidad de petróleo a las condiciones de flujo; VG es la velocidad total de flujo volumétrico de gas a través del sistema 100; pgas es la densidad de gas a las condiciones de flujo; Vw es la velocidad total de flujo volumétrico de agua a través del sistema 100; y pw es la densidad de agua a las condiciones de flujo. El controlador 112 en el paso P228 proporciona salidas del sistema que incluyen mediciones directas de temperatura, densidad, velocidad de flujo másico junto con los resultados de cálculo para las velocidades de flujo másico y volumétrico para las fases respectivas. Estas velocidades de flujo se pueden integrar durante el tiempo para proporcionar volúmenes de producción acumulativos para el intervalo de prueba. El controlador 112 en el paso P230 interactúa con los componentes del sistema que incluye el colector 116 de producción para optimizar la eficiencia de campo. Por ejemplo, en un campo de petróleo que tiene una energía de arrastre que esta predominada por una tapa de gas, la eficiencia de producción se optimiza cuando la tapa de gas se agota después de que se recupera el petróleo. Es deseable producir petróleo preferencialmente antes que gas, y el contacto gas-petróleo puede moverse hacia abajo hacia la zona de petróleo más anterior conforme se agota el petróleo. Este movimiento del contacto de gas-petróleo puede dar por resultado pozos que produjeron anteriormente petróleo de manera principal cambiando a una producción principalmente de gas. La respuesta apropiada a esta producción drásticamente incrementada a gas en un pozo petrolero normalmente es cerrar el pozo o reducir su velocidad de producción para no agotar la energía de arrastre del depósito, y el controlador 112 se puede programar para tomar esta acción. Se puede programar respuestas similares para mover los contactos de petróleo-agua u optimizar el presente desempeño económico desde un punto de vista de contabilidad al producir un pozo de bajo costo antes en lugar de pozos de alto costo si todos los otros factores son iguales. Aquellos expertos en la técnica entienden que las modalidades preferidas descritas anteriormente en la presente se pueden someter a modificaciones evidentes sin que se aparten del alcance y espíritu de la invención. Por consiguiente, los inventores señalan por la presente su intención completa de depender de la doctrina de equivalentes a fin de proteger sus derechos completos en la invención. Se hace constar que con relación a esta fecha, el mejor método conocido por la solicitante para llevar a la práctica la presente invención, es el que resulta claro a partir de la presente descripción de la invención.

Claims (34)

1. REIVINDICACIONES Habiéndose descrito la invención como antecede se reclama como propiedad lo contenido en las siguientes reivindicaciones : 1. Un sistema de medición de flujo de múltiples fases para el uso en ambientes de flujo que incluye una pluralidad de fases líquidas y una fase de gas que incluye un separador que separa un flujo entrante de múltiples fases en una fase de mayoría líquida que tiene un contenido de mayoría líquida que incluye gas arrastrado y una fase de mayoría de gas que tiene un contenido de mayoría de gas y un flujómetro que mide una velocidad de flujo de la fase de mayoría líquida, el sistema está caracterizado porque incluye: un controlador que está configurado para medir una velocidad de flujo de la fase de mayoría líquida usando un cálculo para cuantificar las velocidades de flujo de una fase discreta de líquido y una fase discreta de gas en la fase de mayoría líquida.
2. 2. El sistema de medición de flujo de múltiples fases de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque el flujómetro incluye un flujómetro de masa.
3. 3. El sistema de medición de flujo de múltiples fases de conformidad con la reivindicación 2, caracterizado porque el flujómetro de masa es un flujómetro de masa de Coriolis .
4. 4. El sistema de medición de flujo de múltiples fases de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque el cálculo de la velocidad de flujo de la fase de mayoría líquida está libre de correlaciones empíricamente derivadas exceptuando las correlaciones empíricamente derivadas usadas para determinar las propiedades de fluido seleccionadas del grupo que consiste de densidad y viscosidad.
5. 5. El sistema de medición de flujo de múltiples fases de conformidad con la reivindicación 4, caracterizado porque además comprende: una línea de flujo de medición de líquido que hace fluir un primer líquido desde el separador de una manera que no proporciona esencialmente burbujas de gas arrastrado en el primer líquido; y un densímetro que determina una densidad pL del primer líquido en la línea de medición de líquido.
6. 6. El sistema de medición de flujo de múltiples fases de conformidad con la reivindicación 5, caracterizado porque además comprende: un segundo densímetro que mide una densidad pmed en la fase de mayoría líquida; y el controlador que se configura adicionalmente para calcular una fracción de huecos X en base a una relación entre la densidad pmed y la densidad pL y aplicar la fracción de huecos X^ a una velocidad de total de flujo QTL del componente de mayoría líquida para proporcionar velocidades de flujo respectivas QL y QG, respectivamente, que corresponden a los componentes líquidos y de gas de la fase de mayoría líquida.
7. 7. El sistema de medición de flujo de múltiples fases de conformidad con la reivindicación 6, caracterizado porque el controlador se configura adicionalmente para calcular la fracción de huecos XL usando un cálculo de convergencia iterativa.
8. 8. El sistema de medición de flujo de múltiples fases de conformidad con la reivindicación 7, caracterizado porque el controlador se configura adicionalmente para converger el cálculo de convergencia iterativa en base a una diferencia entre el valor de densidad medido y un valor de densidad teórico que se basa en la fracción de huecos XL.
9. 9. El sistema de medición de flujo de múltiples fases de conformidad con la reivindicación 8, caracterizado porque el transmisor se configura adicionalmente para calcular una fracción de huecos XL usando un cálculo no iterativo .
10. 10. El sistema de medición de flujo de múltiples fases de conformidad con la reivindicación 9, caracterizado porque el transmisor se configura adicionalmente para calcular la fracción de huecos XL que incluye al comparar resultados del cálculo iterativo contra resultados del cálculo no iterativo.
11. 11. El sistema de medición de flujo de múltiples fases de conformidad con la reivindicación 6, caracterizado porque comprende además : un densímetro de gas, una densidad de gas pgae a la temperatura y presión en el sistema de medición de flujo de múltiples fases; y el transmisor que se configura adicionalmente para calcular una densidad pcalc en base a la densidad de gas pgaE y la densidad de líquido pL y la fracción de huecos XL.
12. 12. El sistema de medición de flujo de múltiples fases de conformidad con la reivindicación 11, caracterizado porque el transmisor se configura adicionalmente para calcular la densidad pcalc de acuerdo a una relación de la densidad pcalc que es igual a la densidad de gas pgas multiplicada por la fracción de huecos XL adicionada a uno menos la fracción de huecos XL multiplicada por la densidad de líquido PL.
13. 13. El sistema de medición de flujo de múltiples fases de conformidad con la reivindicación 12, caracterizado porque el transmisor se configura para determinar la velocidad de flujo de la fase de mayoría líquida usando un calculo iterativo al iterar valores de pcalc a través de valores sucesivos de XL hasta que pcalc converge dentro de un intervalo de error aceptable con respecto a un valor pmed que se determina por medio de la medición de una densidad pmed.
14. 14. El sistema de medición de flujo de múltiples fases de conformidad con la reivindicación 13, caracterizado porque el transmisor se configura para iterar valores de la densidad pcalc de acuerdo a una relación que una fracción XL. de huecos de gas es igual a la densidad pcalc menos la densidad p8d dividida por la densidad pcalc en donde XLi es la fracción de huecos de gas en base a una aproximación iterativa de pcalc.
15. 15. El sistema de medición de flujo de múltiples fases de conformidad con la reivindicación 11, caracterizado porque comprende además : un monitor de corte de agua que mide un corte de agua WC en la fase de mayoría líquida en base a la densidad pcalc cuando la fase de mayoría líquida contiene una fase de petróleo y una fase de agua en un ambiente de uso propuesto.
16. 16. El sistema de medición de flujo de múltiples fases de conformidad con la reivindicación 15, caracterizado porque el monitor de corte de agua opera de acuerdo con una relación que el corte de agua WC es igual a la densidad pcalc menos una densidad de petróleo dividida por una densidad de agua - la densidad de petróleo, en donde la densidad de petróleo es una densidad de petróleo en la fase de mayoría líquida, y la densidad de agua es una densidad de agua en la fase de mayoría líquida.
17. 17. El sistema de medición de flujo de múltiples fases de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque además comprende: un densímetro que mide una densidad p de un componente de mayoría de gas distribuido del separador; un flujómetro de gas que mide una velocidad de flujo del componente de mayoría de gas.
18. 18. El sistema de medición de flujo de múltiples fases de conformidad con la reivindicación 17, caracterizado porque el transmisor se configura adicionalmente para calcular una fracción de huecos XG de la fase de mayoría de gas en base a una densidad usando una densidad p
19. 19. Un método para realizar las mediciones de flujo de múltiples fases en ambientes de flujo que incluyen una fase líquida y una fase de gas, el método esta caracterizado porgue comprende los pasos de: separar un flujo entrante de múltiples fases en una fase de mayoría líquida que tiene un contenido de mayoría líquida con gas arrastrado y una fase de mayoría de gas que tiene un contenido de mayoría de gas; medir una velocidad de flujo de la fase de mayoría líquida; y calcular para cuantificar las velocidades de flujo de una fase líquida discreta y una fase discreta de gas en la fase de mayoría líquida.
20. 20. El método de conformidad con la reivindicación 19, caracterizado porque el paso de calcular está libre de correlaciones empíricamente derivadas exceptuando las correlaciones empíricamente derivadas usadas para determinar las propiedades de fluido seleccionadasdel grupo que consiste de densidad, viscosidad y correlaciones empíricamente no derivadas.
21. 21. El método de conformidad con la reivindicación 20, caracterizado porque el paso de medir la velocidad de flujo de la fase de mayoría líquida comprende el paso de : hacer fluir un primer líquido desde el medio de separación de una manera que no proporcione esencialmente burbujas de gas arrastrado en la primera mayoría de líquido; medir una densidad pL del primer líquido.
22. 22. El método de conformidad con la reivindicación 21, caracterizado porque el paso de medir la velocidad de flujo de la fase de mayoría líquida comprende además el paso de : medir una densidad pmed en la fase de mayoría líquida bajo condiciones de flujo normal incluyendo posiblemente burbujas de gas arrastrado en la fase líquida; y calcular una fracción de huecos X^ en base a una relación entre la densidad pmed determinada y la densidad p, ; y aplicar la fracción de huecos XL a una velocidad total de flujo QTL de la fase de mayoría líquida para proporcionar una velocidad de flujo respectiva QL del componente líquido y una velocidad de flujo QG de un componente de gas de la fase de mayoría líquida.
23. 23. El método de conformidad con la reivindicación 22, caracterizado porque el paso de calcular la fracción de huecos XL comprende el paso de: realizar un cálculo de convergencia iterativa.
24. 24. El método de conformidad con la reivindicación 23, caracterizado porque el cálculo de convergencia iterativa converge en base a una diferencia entre un valor de densidad medido y un valor teórico de densidad en base a la fracción de huecos XL.
25. 25. El método de conformidad con la reivindicación 24, caracterizado porque el paso de calcular la fracción de huecos XL comprende el paso de: realizar un cálculo no iterativo.
26. 26. El método de conformidad con la reivindicación 25, caracterizado porque el paso de calcular la fracción de huecos XL comprende el paso de: comparar resultados de la solución iterativa contra los resultados del cálculo no iterativo para obtener una mej or respuesta .
27. 27. El método de conformidad con la reivindicación 22, caracterizado porque además comprende el paso de : determinar una densidad de gas una temperatura y presión en un sistema de medición de flujo de múltiples fases; medir una densidad de líquido pL de la fase de mayoría líquida; calcular una fracción de huecos XL en base a una relación entre la densidad pmed determinada y la densidad pL; calcular una densidad pcalc de la densidad de gas pgas, la densidad del líquido pL y la fracción de huecos Xh determinada del paso de calcular una fracción de huecos XL.
28. 28. El método de conformidad con la reivindicación 27, caracterizado porque el paso de calcular la densidad pcalc opera de acuerdo a una relación: Pcalc= (PgasXL) + (1 -XL) PL, en donde XL es una fracción de huecos del componente de mayoría líquida.
29. 29. El método de conformidad con la reivindicación 28, caracterizado porque el paso de calcular una densidad pcalc que comprende los pasos de: iterar valores de p^^ a través de valores sucesivos de XL hasta que pcalc converja dentro de un intervalo de error aceptable con respecto a un valor pmed que se determina del paso de medir una densidad pmed.
30. 30. El método de conformidad con la reivindicación 31, caracterizado porque el paso de iterar valores de pc?lc opera de acuerdo a una relación: XI i = (Peale - Pmed) /Peale , en donde X^ es la fracción de huecos de gas en base a una aproximación iterativa de pcalc.
31. 31. El método de conformidad con la reivindicación 30, caracterizado porque incluye además el paso de: — calcular un corte de agua WC en la fase de mayoría líquida en base a una densidad pcalc .
32. 32. El método de conformidad con la reivindicación 31, caracterizado porque el paso de calcular el corte de agua opera de acuerdo a una relación: WC= (Pcalc-Po) / (Pw-Po) En donde p0 es una densidad de petróleo en la fase de mayoría líquida, y pw es una densidad de agua en la fase de mayoría líquida.
33. 33. El método de conformidad con la reivindicación 22, caracterizado porque comprende el paso de: medir una densidad p de una fase de mayoría de gas ; y medir una velocidad de flujo de la fase de mayoría de gas .
34. 34. El método de conformidad con la reivindicación 33, caracterizado porque comprende además el paso de: calcular una fracción de huecos XG en la fase de mayoría de gas en base a una densidad usando la densidad p determinada del medio para medir una densidad p .