NO312169B1

NO312169B1 - Device for measuring the reflection coefficient of high frequency electromagnetic waves in liquid, and method for determining the water content of multi-phase tube current using the devices

Info

Publication number: NO312169B1
Application number: NO19971025A
Authority: NO
Inventors: Oeyvind Isaksen
Original assignee: Christian Michelsen Res As
Priority date: 1997-03-06
Filing date: 1997-03-06
Publication date: 2002-04-02
Also published as: NO971025L; NO971025D0

Description

Oppfinninga omfattar innretning for måling av refleksjonskoeffisienten til høgfrekvente elektromagnetiske bølgjer i væske samt framgangsmåte for måling av vassinnhald (vannkutt) i fleirfase rørstraum. The invention includes a device for measuring the reflection coefficient of high-frequency electromagnetic waves in liquid as well as a method for measuring water content (water cut) in multiphase pipe flow.

Prinsippet byggjer på måling av refleksjonskoeffisienten til høgfrekvente elektromagnetiske bølgjer, i væskefasen, i eit lokalt område nær rørveggen. Refleksjonskoeffisienten blir vidare brukt i utrekning av vassinnhaldet. Fleirfase rørstraum er typiske ved produksjon av råolje. Framgangsmåten kan, i fylgje oppfinninga, brukast ved alle typar strøymingsregime og gjev god grannsemd ved både høge og lave gassfraksjonar. The principle is based on measuring the reflection coefficient of high-frequency electromagnetic waves, in the liquid phase, in a local area near the pipe wall. The reflection coefficient is further used in calculating the water content. Multiphase pipe currents are typical in the production of crude oil. The method can, according to the invention, be used with all types of flow regime and gives good approximation at both high and low gas fractions.

Produksjon av råolje er ein komplisert prosess. Råoljen inneheld, mellom anna, ulike volumdelar (fraksjonar) av olje, gass og vatn. Nytteverdien ligg, naturleg nok, i olje og gass medan vatn er eit reint avfallsprodukt. I ein oljebrønn vil fraksjonen av produsert vatn vere i kontinuerleg endring. Separering av dei 3 fasane krev kostbart utstyr og er ein tidkrevjande prosess. For å halde nede kostnadene og optimalisere produksjons-prosessen, er det derfor viktig å ha regelmessige og pålitelege målingar av vannkuttet i væskefasen. Production of crude oil is a complicated process. The crude oil contains, among other things, different volume parts (fractions) of oil, gas and water. The useful value lies, naturally enough, in oil and gas, while water is a pure waste product. In an oil well, the fraction of produced water will be continuously changing. Separating the 3 phases requires expensive equipment and is a time-consuming process. In order to keep costs down and optimize the production process, it is therefore important to have regular and reliable measurements of the water cut in the liquid phase.

Store gassfraksjonar er eit kompliserande element i samband med målingar av vassinnhald i fleirfase rørstraum. Fraksjonane av gass og vatn aukar etter som oljebrønnane blir eldre. Spesielt store gassfraksjonar oppstår i brønnar der gasstrykket driv produksjonen, og i brønnar som produserer kondensatPå enkelte felt kan fraksjonen av fri gass komme opp i over 95%. I eldre oljefelt er det vanleg å injisere både gass og vatn for å oppretthalde trykket i reservoaret. Dersom produksjonsratene vert for høge eller det injiserte vatnet bryt seg gjennom strukturane i reservoaret, kan vassproduksjonen auke dramatisk. I dei mest vanlege fleirfase strøymingsregima kan derfor vassinnhaldet i væskefasen variere frå 0 til 100%. <1> Oljekondensat: I reservoaret er oljen i gassform, men kondenserer til olje når trykk og temperatur minkar. Kondensat vert og brukt som nemning på lette hydrokarbon i væskeform, som blir produsert saman med gass frå gassbrønnar. Large gas fractions are a complicating element in connection with measurements of water content in multiphase pipe flow. The fractions of gas and water increase as the oil wells get older. Particularly large gas fractions occur in wells where gas pressure drives production, and in wells that produce condensate. In some fields, the fraction of free gas can reach over 95%. In older oil fields, it is common to inject both gas and water to maintain the pressure in the reservoir. If production rates become too high or the injected water breaks through the structures in the reservoir, water production can increase dramatically. In the most common multiphase flow regimes, the water content in the liquid phase can therefore vary from 0 to 100%. <1> Oil condensate: In the reservoir, the oil is in gaseous form, but condenses to oil when pressure and temperature decrease. Condensate is also used as a term for light hydrocarbon in liquid form, which is produced together with gas from gas wells.

På marknaden finst det i dag fleire typar tofase vasskuttsmålarar, basert på elektromagnetiske og akustiske prinsipp. Desse instrumenta måler refleksjons- eller transmisjonskoeffisientar over heile rørtverrsnittet (bulkmåling), og vanninnhaldet kan kalkulerast ut frå måleresultatet. Desse deteksjonsmetodane er svært sensitive for gass, og kan ikkje brukast når gassfraksjonen er større enn 10-15%. There are several types of two-phase water-cutting meters on the market today, based on electromagnetic and acoustic principles. These instruments measure reflection or transmission coefficients over the entire pipe cross-section (bulk measurement), and the water content can be calculated from the measurement result. These detection methods are very sensitive to gas, and cannot be used when the gas fraction is greater than 10-15%.

Figur 1 a og b viser eit kjent måleprinsipp for kapasitiv bulk-måling av vassinnhaldet i ei olje/vatn-blanding. Gassfraksjon er 0%. Kildeelektroden (4) vert eksitert med eit sinussignal frå ein frekvensgenerator (1), og spenningssignalet på detektorelektroden (5) varierer med vassinnhaldet. Signalet vert forsterka opp ved hjelp av ein ladningsforsterkar (2) og konvertert til vassinnhald gjennom ein prosessorstyrt logisk krets (3). Prinsippet byggjer på at vatn og olje har ulike dielektriske eigenskapar. Relativ permittivitet for vatn er ca. 80, medan den relative permittiviteten til olje er ca. 2. Til samanlikning har gass relativ permittivitet på 1. Dette medfører at sjølv små gassfraksjonar influerer på måleresultatet ved bulk-måling. For alle typar elektromagnetiske måleprinsipp er eksitasjonsfrekvensen ein kritisk parameter. Permittiviteten til emulsjonen vert dramatisk endra i overgangen mellom oljekontinuerleg- og vasskontinuerleg fase (fig.la og lb). Ved lave frekvensar vil vatnet kortslutte det elektromagnetiske feltet i ein vannkontinuerleg emulsjon. Figure 1 a and b shows a known measuring principle for capacitive bulk measurement of the water content in an oil/water mixture. Gas fraction is 0%. The source electrode (4) is excited with a sine signal from a frequency generator (1), and the voltage signal on the detector electrode (5) varies with the water content. The signal is amplified using a charge amplifier (2) and converted to water content through a processor-controlled logic circuit (3). The principle is based on the fact that water and oil have different dielectric properties. Relative permittivity for water is approx. 80, while the relative permittivity of oil is approx. 2. For comparison, gas has a relative permittivity of 1. This means that even small gas fractions influence the measurement result in bulk measurement. For all types of electromagnetic measuring principle, the excitation frequency is a critical parameter. The permittivity of the emulsion is dramatically changed in the transition between the oil continuous phase and the water continuous phase (fig. 1a and 1b). At low frequencies, the water will short-circuit the electromagnetic field in a water-continuous emulsion.

Ein patentsøknad (NO-A-961772) nyttar høgfrekvente elektromagnetiske bølgjer for å bestemme vassfraksjonen i ein to-fase væskestraum. Det vert brukt ei hornantenne i eit sendar-mottakar oppsett, samt ei prøvecelle med kjent geometri. Metoden må ta omsyn til gjennomsleppt bølgjeenergi, og er avhengig av transmisjonsmålingar over eit tverrsnitt av testcella. Hanai's dielektriske likning, som er kjent fra litteraturen, blir brukt for å rekne ut forholdet mellom dei to væske-fraksjonane. A patent application (NO-A-961772) uses high-frequency electromagnetic waves to determine the water fraction in a two-phase liquid stream. A horn antenna is used in a transmitter-receiver setup, as well as a test cell with known geometry. The method must take into account transmitted wave energy, and is dependent on transmission measurements over a cross-section of the test cell. Hanai's dielectric equation, which is known from the literature, is used to calculate the ratio between the two liquid fractions.

Eit patent US-4503383 skildrar ei innretning (koaksial-probe) og ein framgangsmåte for å bestemme grensesjikt i tankar som inneheld to ulike væsker. Utforminga av koaksial-proba er gjort med tanke på nivåmåling. Lengda er derfor relativ stor (60-90 cm), for at proba skal vere nedstikkbar i ein tank. Senterleiaren er ikkje i same plan som ytterleiaren og eksitasjonssignala er lav-frekvente. Framgangsmåten er ei type bulk-måling i motsetning til ei lokal detaljmåling. A patent US-4503383 describes a device (coaxial probe) and a procedure for determining the boundary layer in tanks containing two different liquids. The design of the coaxial probe is made with level measurement in mind. The length is therefore relatively large (60-90 cm), so that the probe can be inserted into a tank. The center conductor is not in the same plane as the outer conductor and the excitation signals are low-frequency. The procedure is a type of bulk measurement as opposed to a local detailed measurement.

Eit patent US-5083089 skildrar eit målesystem som kan monterast inn i ei rørleidning for å bestemme olj efr aksjonen i ein to-komponent væskestraum. Sentralt i patentet er ei prøvecelle med predefinert volum og geometri. Det blir brukt eit sendar-mottakar system som omsluttar prøvecella. Dette er eit typisk døme på ei bulkmåling som måler transmisjonskoeffisientar til høgfrekvente elektromagnetiske bølgjer over tversnittet til ei prøvecelle. Eventuell fri gass i væskeblandinga vil sterkt redusere grannsemda til fraksj onsmålinga. A patent US-5083089 describes a measuring system that can be fitted into a pipeline to determine oil from the action in a two-component liquid stream. Central to the patent is a sample cell with predefined volume and geometry. A transmitter-receiver system is used that encloses the sample cell. This is a typical example of a bulk measurement that measures transmission coefficients of high-frequency electromagnetic waves across the cross-section of a sample cell. Any free gas in the liquid mixture will greatly reduce the accuracy of the fraction measurement.

Medan dei nemnde patenta vert nytta til fraksjonsmåling i tofase (to-komponent) væskeblandingar, representerer denne oppfinninga ein ny framgangsmåte for fraksjons-bestemming av vatn-i-væskeforholdet i ein fleirfase (olje/vatn/gass) rørstraum. While the aforementioned patents are used for fractional measurement in two-phase (two-component) liquid mixtures, this invention represents a new method for fractional determination of the water-in-liquid ratio in a multiphase (oil/water/gas) pipe flow.

Den nye framgangsmåten for å finne vassinnhaldet i fleirfase rørstraumen, i følgje oppfinninga, er å måle refleksjonskoeffisienten for høgfrekvente elektomagnetiske bølgjer i væskefasen, i eit lokalt område nær rørveggen. Refleksjonskoeffisienten kan reknast om til vassinnhald ved hjelp av matematiske metodar. The new procedure for finding the water content in the multiphase pipe flow, according to the invention, is to measure the reflection coefficient for high-frequency electromagnetic waves in the liquid phase, in a local area near the pipe wall. The reflection coefficient can be converted to water content using mathematical methods.

Ved store gassfraksjonar (over ca. 40%) dannar gassen ei kjerne i senter av produksjonsrøret (strøymingsretning: vertikalt oppover). Væska vert i slike høve transportert som eit sjikt (film) av olje/vatn-emulsjon nær rørveggen. In the case of large gas fractions (above approx. 40%), the gas forms a core in the center of the production pipe (flow direction: vertically upwards). In such cases, the liquid is transported as a layer (film) of oil/water emulsion close to the pipe wall.

Den væskefilmen som deteksjonen omfattar vil, ved store gassfraksjonar, typisk vere 0.1-5.0 mm. Eksperiment viser at denne metoden gjev pålitelege måleresultat ved gassfraksjonar opp mot 95%. The liquid film covered by the detection will, in the case of large gas fractions, typically be 0.1-5.0 mm. Experiment shows that this method gives reliable measurement results for gas fractions of up to 95%.

Fig. 2 viser skjematisk eit måleoppsett der ein måler refleksjonskoeffisienten til høgfrekvente elektromagnetiske bølgjer i ein væskefilm på innsida av eit rør. Skissa viser eit utsnitt av røret (1), ei open-ende probe (2,3,4) samt væskefilmen ved røret sin innervegg, der det elektromagnetiske feltet (6) er antyda. Endeflata (5) er montert i flukt med røret sin innervegg (1). Proba sin innerleiar (3) er isolert frå ytterleiaren (4) med eit isolerande materiale (2), som har lav permittivitet. Fig. 2 schematically shows a measurement setup where the reflection coefficient of high-frequency electromagnetic waves is measured in a liquid film on the inside of a pipe. The sketch shows a section of the tube (1), an open-ended probe (2,3,4) and the liquid film at the inner wall of the tube, where the electromagnetic field (6) is indicated. The end surface (5) is mounted flush with the tube's inner wall (1). Proba's inner conductor (3) is isolated from the outer conductor (4) with an insulating material (2), which has a low permittivity.

Proba si endeflate (5) er vasstett og tåle trykket i røret. Det elektriske feltet (6) Proba's end surface (5) is watertight and can withstand the pressure in the pipe. The electric field (6)

er avgrensa til eit lite område ved proba si endeflate og vert ikkje påverka av gassen i røret. is limited to a small area at the probe's end surface and is not affected by the gas in the tube.

Ein matematisk metode for konvertering av rådata (refleksjonskoeffisienten) til vassinnhald i væskefasen Vassinnhaldet i væskefasen kan finnast ved hjelp av fleire ulike matematiske metodar. Her er vist eit døme: Den komplekse refleksjonskoeffisienten frå overgangen sensor/emulsjon, T = T' + jT" (der j = V—T), blir målt ved hjelp av en nettverksanalysator eller tilsvarande analyse-elektronikk. Den kan målast ved ein eller fleire frekvensar i området 0,5 - 20 GHz. For den, eller dei, aktuelle frekvensane kan den relative, komplekse permittiviteten, £* =£' — j£" reknast ut ved hjelp av en kalibreringsmodell, som eksempelvis kan være: A mathematical method for converting raw data (the reflection coefficient) to water content in the liquid phase The water content in the liquid phase can be found using several different mathematical methods. Here is an example: The complex reflection coefficient from the transition sensor/emulsion, T = T' + jT" (where j = V—T), is measured using a network analyzer or equivalent analysis electronics. It can be measured by one or several frequencies in the range 0.5 - 20 GHz. For the frequency(s) in question, the relative complex permittivity, £* =£' — j£" can be calculated using a calibration model, which can for example be:

£ref er den relative, komplekse permittiviteten til ei referansevæske og Tnf er den målte refleksjonskoeffisienten for referansevæska. A og B er komplekse kalibreringskonstantar som kan finnast ved å måle refleksjonskoeffisientane til ytterlegare to væsker med kjent permittivitet. Til slutt kan ein løyse likningane ovanfor med omsyn på A og B. £ref is the relative complex permittivity of a reference liquid and Tnf is the measured reflection coefficient for the reference liquid. A and B are complex calibration constants which can be found by measuring the reflection coefficients of two additional liquids of known permittivity. Finally, the equations above can be solved with regard to A and B.

Vatn-i-væske fraksjonen Pf i emulsjonen framfor proba, gitt i %, kan reknast ut frå den relative komplekse permittiviteten, ved hjelp av ein dielektrisk blandingsmodell. The water-in-liquid fraction Pf in the emulsion before the probe, given in %, can be calculated from the relative complex permittivity, using a dielectric mixture model.

Oljekontinuerlig emulsjon: Oil continuous emulsion:

Vasskontinuerlig emulsjon: Aqueous continuous emulsion:

der e<*>7 er den relative, komplekse permittiviteten til emulsjonen sin oljefase, £w* aur er den relative, komplekse permittiviteten til emulsjonen sin vannfase, og Aa er en formfaktor som skildrar forma på dråpane i emulsjonen. where e<*>7 is the relative, complex permittivity of the emulsion's oil phase, £w* aur is the relative, complex permittivity of the emulsion's water phase, and Aa is a shape factor that describes the shape of the droplets in the emulsion.

Diagrama i fig. 3 og 4 viser eksperimentelle måleresultat for vassinnhald i væskefasen. Vassinnhaldet i den fleirfase røyrstraum (WLR) vart målt for ulike gassvolumfraksjonar, og plotta mot ein referanse (kjent vassinnhald i væskefasen). Gass og vatn vart injisert i rørsløyfa oppstraums testseksjonen. The diagram in fig. 3 and 4 show experimental measurement results for water content in the liquid phase. The water content in the multiphase pipe stream (WLR) was measured for different gas volume fractions, and plotted against a reference (known water content in the liquid phase). Gas and water were injected into the pipe loop upstream of the test section.

Fig. 3 viser måleresultatet i rein olje/vatn-emulsjon (gassfraksjo 0%). Fig. 3 shows the measurement result in pure oil/water emulsion (gas fraction 0%).

Fig. 4 viser måleresultat i ein 3-fase volumstraum (gassfraksjon 0-95%). Fig. 4 shows measurement results in a 3-phase volume stream (gas fraction 0-95%).

Claims

1. Device for measuring the reflection coefficient of high-frequency electromagnetic waves in liquid, where an open-ended probe is designed as a truncated coaxial waveguide (3,4), characterized in that the probe has a flat end surface (5) which is mounted flush with the inner wall of a pipe (1), so that the reflection coefficient can be measured close to the pipe wall at the probe's end surface (5).

2. Procedure for determining water content in multiphase pipe flow at varying gas fractions (0-95%), using the device in accordance with claim 1, characterized by measuring the reflection coefficient of high-frequency electromagnetic waves in the liquid phase in a local area near the pipe wall, and where conversion of the reflection coefficient to water content is done using a proprietary mathematical method.

3. Method according to claim 2, characterized in that the method can use one or more probes, where the excitation frequency is optimized in relation to the dielectric property of the liquid phase.

4. Method according to claims 2 and 3, characterized by measuring a continuous signal over a time interval, and then using the average of the largest measured values to calculate the water content.