BRPI1003712B1

BRPI1003712B1 - método de determinar uma taxa de fluxo de um fluido escoando em uma tubulação usando um medidor de fluxo, e tubulação instrumentada

Info

Publication number: BRPI1003712B1
Application number: BRPI1003712A
Authority: BR
Inventors: Christian Chouzenoux; Yann DuFour; Cécile Lionnet
Original assignee: Prad Research And Development Limited
Priority date: 2009-10-29
Filing date: 2010-10-22
Publication date: 2019-09-10
Also published as: US20110100136A1; US8230735B2; BRPI1003712A2; EP2317286A1

Abstract

método e determinar uma taxa de fluxo de um fluido escoando em uma tubulaçao usando um medidor de fluxo, e tubulação instrumentada uma taxa de fluxo (q) de um fluido (19) escoando em uma tubulação (17) é determinada usando um medidor de fluxo (10) o medidor de fluxo (10) mede um valor (p) relativo à taxa de fluxo (q) a tubulação (17) tem uma válvula (18) para controlar o fluido (19) escoando através do medidor de fluxo (10) o método de determinação de taxa de fluxo compreende: fechar (102, 104) a válvula (18) e medir um primeiro valor de taxa de fluxo zero em um primeiro tempo (p(tn1)) e um segundo valor de taxa de fluxo zero em um segundo tempo (p(tn)); estimar (105) um erro (e) da medida do valor combase no primeiro e no segundo valores de taxa de fluxo zero (p (tnl) , (b (tn) ) abrir a válvula e medir o valor (p) do fluido em escoamento (19); e aplicar (106) uma correção de erro ao valor medido do fluido em escoamento e calcular (106) uma taxa de fluxo corrigida (qj com base no valor corrigido do fluido em escoamento (19)

Description

Um aspecto da invenção se refere a um método para determinar uma taxa de fluxo de um fluido escoando em uma tubulação usando um medidor de fluxo e, em particular, mas não exclusivamente, por meio de um medidor de fluxo tipo Venturi instalado em um furo de um poço de hidrocarbonetos.

FUNDAMENTOS DA INVENÇÃO

Durante as operações de completação, os equipamentos de completação/produção como packers, tubulações de produção, válvulas, vários sensores ou aparelhos de medição, etc. são instalados dentro do poço. Posteriormente, as operações de produção podem começar. É conhecido o lançamento de sensores permanentes para medir vários parâmetros relativos ao reservatório, ao poço, ao fluido escoando para o poço, etc. Estes sensores são usados para monitorar as zonas do reservatório dentro do poço e controlar a produção de hidrocarboneto.

Uma importante medição no monitoramento e controle de produção de reservatórios é a taxa de fluxo. Por exemplo, a taxa de fluxo da mistura de fluidos escoando em várias tubulações se estendendo das zonas de reservatório

Petição 870190045276, de 14/05/2019, pág. 5/19

dentro do poço em direção à superfície pode ser

A taxa de fluxo pode ser medida por medidor de fluxo, tal como medidor de fluxo de pistão, medidor de 5 fluxo de jatos múltiplos, medidor de fluxo Venturi, medidor de fluxo de massa térmico, medidor de fluxo ultra-sônico, etc. Tipicamente, os medidores de fluxo não medem estritamente a taxa de fluxo, mas derivam uma estimativa da

taxa de fluxo com base na medição de um parâmetro característico correlacionado à taxa de fluxo, a saber, número de rotações em um medidor de fluxo de pistão, velocidade em medidor de fluxo de jatos múltiplos, pressão em medidor de fluxo Venturi, transferência de calor em medidor de fluxo de massa térmico, tempo de trânsito em medidor de fluxo ultra-sônico, etc.

As medições do medidor de fluxo, em particular medidores de fluxo Venturi, tendem a se afastar com o tempo. A fim de obter uma estimativa precisa da taxa de fluxo é necessário corrigir o efeito do afastamento no parâmetro característico.

SUMÁRIO DA INVENÇÃO

É um objeto da invenção propor um método de determinar uma taxa de fluxo de um fluido escoando para uma tubulação ou um medidor de fluxo que supere uma ou mais das 25 limitações dos métodos de determinação de taxa de fluxo ou dos medidores de fluxo existentes.

De acordo com um aspecto da invenção é previa método de determinar uma taxa de fluxo escoando em uma

tubulação usando um medidor de fluxo, dito medidor de fluxo medindo um valor relativo à taxa de fluxo, em que a tubulação tem uma válvula para controlar o fluido escoando através do medidor de fluxo, em que o

método compreende:

fechar a válvula e medir um primeiro valor de taxa de fluxo zero em um primeiro tempo e um segundo valor de 10 taxa de fluxo zero em um segundo tempo;

estimar um erro da medida do valor com base no primeiro e no segundo valores de taxa de fluxo zero;

abrir a válvula e medir o valor do fluido em escoamento; e aplicar uma correção de erro ao valor medido do fluido em escoamento e calcular uma taxa de fluxo corrigida

com base no valor corrigido do fluido em escoamento.

De acordo com um aspecto opcional, a correção de erro é uma combinação de uma correção de desvio e uma correção de afastamento.

As etapas de fechar a válvula e estimar o erro podem ser conduzidas periodicamente.

Vantajosamente, o medidor de fluxo é um medidor de fluxo Venturi e o valor é uma pressão absoluta, o medidor de fluxo Venturi compreendendo um gargalo, uma tomada de pressão a montante e uma tomada de pressão no gargalo

medindo uma primeira pressão absoluta e uma segunda *^r^^s desvio e o afastamento com base em uma pressão diferencial entre a tomada de pressão a montante e a tomada de pressão no gargalo no primeiro e no segundo tempo do fechamento de válvula. A taxa de fluxo corrigida é calculada com base em uma equação Venturi levando em o erro estimado.

fechamento de válvula pode ser comandado unidade eletrônica do medidor de fluxo ou por por uma um

De acordo com outro aspecto, é prevista uma tubulação instrumentada compreendendo um medidor de fluxo para medir uma taxa de fluxo de um fluido escoando na tubulação e uma válvula para controlar o fluido escoando através do medidor de fluxo.

O medidor de fluxo mede um valor correlacionado à taxa de fluxo compreende uma unidade eletrônica. A unidade eletrônica compreende um processador que implementa o método de determinação de taxa de fluxo de acordo com a invenção.

Vantajosamente, o medidor de fluxo é um medidor de fluxo Venturi compreendendo um gargalo, uma tomada de pressão a montante e uma tomada de pressão no gargalo.

O uso da medição de pressão em fechamentos de válvula periódicos para deduzir o afastamento diferencial e desvios de pressões e aplicar a correção ao próximo período

I» de tempo permite aperfeiçoar fluxo.

método e a tubulação instrumentada são simples, confiáveis ao longo do tempo e econômicos. Eles podem ser usados em aplicações permanentes enquanto permitem um

impacto minimo na completação do poço. Com efeito, a sua miniaturização torna a tubulação instrumentada adequada para colocação no poço e a sua confiabilidade permite função duradoura de acordo com as especificações determinadas em ambientes dentro do poço severos (alta pressão e/ou temperatura). Além disso, eles são particularmente interessantes para a permanente medição de taxa de fluxo dentro do poço, pois, a intervenção direta nos sensores de pressão do medidor de fluxo Venturi e nos eletrônicos associados não é possível.

BREVE DESCRIÇÃO DOS DESENHOS

A presente invenção é ilustrada como exemplo e não é limitada pelas Figuras em anexo, nas quais referências similares indicam elementos similares.

Figura 1 mostra esquematicamente uma locação de poço de hidrocarbonetos em terra ilustrando exemplos de lançamento da tubulação instrumentada e do medidor de fluxo da invenção.

Figura 2 é uma vista em seção transversal frontal em uma formação geológica mostrando esquematicamente um medidor de fluxo em uma tubulação instrumentada de acordo

com a invenção em um poço não revestido.

Figura 3 é uma vista em seção transversal fr parcial mostrando esquematicamente em detalhes de fluxo Venturi de acordo com a invenção.

Figura 4 ilustra esquematicamente o um medidor afastamento linear de um medidor de fluxo Venturi.

Figura 5 ilustra esquematicamente método de corrigir afastamento e desvio de acordo com a invenção.

Figura 6 ilustra esquematicamente o efeito afastamento dinâmico e correção de desvio nas medições um medidor de fluxo Venturi; e de de

Figura 7 é uma vista em seção transversal frontal em uma formação geológica mostrando esquematicamente duas zonas de produção em um poço não revestido.

DESCRIÇÃO DETALHADA DA INVENÇÃO

A Figura 1 mostra esquematicamente uma uma formação geológica de hidrocarbonetos 2 após de perfuração ser conduzida, após inserido e após as operações de perfuração serem conduzidas. O locação de a operaçao um tubo de perfuração ser cimentação, completação e poço está começando a produzir hidrocarbonetos, por exemplo, óleo e/ou gás. Neste estágio, o furo de poço compreende substancialmente a porção vertical 3 e pode também compreender a porção horizontal ou desviada 4. 0 furo de poço 3, 4 é ou um poço não revestido ou um poço revestimento 5 e um anular 6,

ou uma mistura de porçoes f» revestidas e revestidas.

anular 6 pode ser preenchido com cimento ou um material de completação de poço aberto, por exemplo, vedação de cascalho. Dentro do poço, uma primeira 7 e uma segunda 8 seções de produção do poço tipicamente compreendem perfurações, packers de produção e tubulação de

produção a uma profundidade correspondente a um reservatório, a saber, zonas contendo hidrocarbonetos da formação geológica de hidrocarbonetos 2. Em uma modalidade, um ou mais medidores de fluxo 10 para medir a taxa de fluxo da mistura de fluidos 9 escoando para o poço revestido, por exemplo, na primeira 7 e na segunda 8 seções de produção do poço (como representadas na Figura 1) ou outras seções do podem ser instalados nas tubulações de produção 11, 12 da completação. No presente exemplo, a mistura de fluidos é uma mistura de fluidos hidrocarbonetos que pode compreender óleo, gás e/ou água.

Na superfície, as tubulações de produção são acopladas à disposição de produção na superfície apropriada 13, tipicamente compreendendo disposição de bombeamento, separador e tanque, etc. O equipamento de superfície 14 pode compreender um computador formando uma unidade de controle e aquisição de dados acoplada ao medidor de fluxo

⁸ .χ¹ da invenção e/ou a outros sensores dentro do dispositivos de completação ativos, tais como ¹ equipamento de superfície 14 pode também compreender um enlace de satélite (não mostrado) para transmitir dados para o escritório de um cliente. 0 equipamento de superfície 14 pode ser gerenciado por um operador. O projeto preciso da seção de produção dentro do poço e o conjunto de produção/controle na superfície não são pertinentes a presente invenção e, assim, não são descritos em detalhes a seguir.

A Figura 2 é uma vista em seção transversal frontal de uma formação geológica 2 mostrando esquematicamente um medidor de fluxo 10. O poço de hidrocarbonetos de produção 3 compreende um poço não revestido em uma formação geológica 2 compreendendo pelo menos uma camada de óleo 30.

O poço 3 é um poço não revestido que pode ser coberto por um reboco 15. Alternativamente, o poço também é um poço revestido (não mostrado na Figura 2) compreendendo um revestimento e um anular. O anular pode ser preenchido com cimento ou um material de completação de poço aberto, por exemplo, vedação de cascalho, ou areia da formação, ou fluidos da formação. O poço 3 ainda compreende uma completação consistindo em uma tubulação de produção 11. Ele ainda pode compreender um packer e uma série de perfurações em uma porção revestida do poço (não mostrada).

Uma mistura de fluidos de hidrocarbonetos produzida 16

instrumentada 17 compreendendo o medidor de fluxo 10 é acoplada à tubulação de produção 11. A mistura de fluidos de hidrocarbonetos para a tubulação instrumentada 17.

soldadas juntas. A escoando da de produção

Por exemplo, zona de produção 7 escoa através da tubulação ambas as tubulações são tubulação instrumentada 17 pode ter comprimento variando de algumas dezenas de centímetros a um um metro e um diâmetro da ordem de um diâmetro de tubulação de produção tipica. Uma primeira extremidade da tubulação instrumentada é aberta, enquanto a segunda extremidade é fechada.

A tubulação instrumentada ainda compreende um furo lateral.

paralelo a outra.

Por exemplo, ambas as e compreendem um furo

Dessa forma, a mistura de produção 7 pode escoar para para se comunicarem uma com de fluidos escoando da zona após ter escoado através da tubulação instrumentada 17. A tubulação instrumentada 17 é feita de material condutor, por exemplo, aço inoxidável ou outra liga de metal capaz de suportar alta pressão, alta temperatura e ambientes corrosivos. O medidor de fluxo 10 é encaixado dentro da tubulação instrumentada 17. Dessa forma, o volume inteiro de mistura de fluidos reservatório 7 escoando em produzido pela zona de é medido pelo medidor de fluxo 10.

vários

A tubulação instrumentada 17 pode ainda sensores medindo vários parâmetros do

exemplo, um sensor de fração de água.

A tubulação instrumentada 17 pode ainda compreender uma válvula de controle 18 para estrangular a produção de mistura de fluido de hidrocarboneto da zona de produção 7.

Quando a válvula de controle 18 está fechada, a produção da zona de produção 7 especifica é interrompida. Quando a

válvula de controle 18 está aberta a produção da zona de produção 7 especifica é reassumida. Tipicamente a válvula de controle 18 opera em resposta a comandos específicos recebidos da superfície. Ela também pode operar em resposta a comandos específicos, enviados por um sensor local, por exemplo, um sensor de fração de água detectando a razão de 15 água ou óleo na mistura de fluido produzida pela zona de

produção específica.

A Figura 3 é uma vista em seção transversal frontal parcial em uma tubulação instrumentada 17 esquematicamente mostrando em detalhes um exemplo de medidor de fluxo, a saber, um medidor de fluxo Venturi. Tipicamente, em um medidor de fluxo Venturi, o fluxo de fluido é restrito e a pressão diferencial que resulta através da restrição é medida. A taxa de fluxo de fluido pode ser derivada da medição de pressão diferencial. 0 medidor de fluxo Venturi pode ser usado para monitorar a taxa de fluxo dos fluidos entrando na tubulação de produção através da tubulação instrumentada controlada pela / ·

U Fte-----i .

válvula de controle *U>

medidor de fluxo Venturi 10

Z

4*^ * . tf ¥ é posicionado na tubulação instrumentada 11 e compreende uma restrição ou gargalo 20, uma tomada de pressão a montante

21, um primeiro sensor de pressão 22, uma tomada de pressão no gargalo 23, no gargalo do Venturi, um segundo sensor de pressão 24 e uma unidade eletrônica 25.

Deve-se enfatizar que não há nenhum sensor de pressão diferencial disponível para aplicações dentro de poço, a saber, exposição a condições dentro do poço por longo período de tempo, grau de miniaturização apropriado.

Por meio que esta razão, do primeiro são sensores independentemente a pressão diferencial e do segundo sensores de pressão absoluta é determinada por de pressão 22, 24 separados operando entre si. Os sensores de pressão podem ser sensores de sensores de pressão mostram carências na estabilidade das medições de pressão porque eles tendem a afastar pressão milibar de uma maneira relativamente linear. As tipicamente variam na ordem de várias por ano, o que impacta a estimativa medições dezenas da taxa de de de fluxo e efeito de afastamento na diferença de pressão a fim de obter uma estimativa precisa da taxa de fluxo.

A unidade eletrônica 25 é acoplada ao primeiro 22 e ao segundo 24 sensores das tomadas de pressão a montante 21 e no gargalo 23, respectivamente. A unidade eletrônica compreende componentes típicos, como processador, uma memória que não detalhes. A unidade eletrônica 25 calcula uma estimativa um conversor A/D, serão descritos

taxa de fluxo com base nas medições de pressão, como também pode compreender um módulo de transmissão para as medidas para a superfície.

As medidas podem ser transferidas por comunicação sem fio (acústica ou eletromagnética) ou com fio entre o módulo de transmissão e o equipamento de superfície 14 (mostrado na Figura 1).

A diferença de pressão entre a tomada de pressão a montante e a tomada de pressão no gargalo (ou pressão

Desprezando perdas de pressão devido à viscosidade, supondo que a velocidade do fluido é constante através da seção da tubulação e considerando o caso de um fluxo incompressivel, a equação de Bernouille leva a:

onde:

taxa de fluxo em volume (m³/s);

C é o coeficiente de descarga (adimensional);

AP_q é a pressão diferencial entre pressão a montante e no gargalo (Pa);

densidade razão de razão entre do fluido (kg/m³); e a saber, a diâmetro da tubulação e a seção de

A Figura 4 estabilidade de um submetidos à mesma ilustra os resultados de gargalo.

teste de grupo de sensores de pressão absoluta pressão das condições dentro do pressão P versus tempo de pressão na tomada de de referencia, representativos poço. O gráfico mostra a evolução pressão a montante Pi representa a das medições (linha cheia) e na tomada de pressão no gargalo P₂ (linha quebrada).

Apesar de uma calibragem inicial, há um desvio de pressão inicial. 0 afastamento de pressão é aproximadamente uma função linear do tempo. Entretanto, a inclinação do afastamento varia de um sensor para o outro e pode também variar sensor é:

com o tempo.

A medida medindo de pressão Pi(t) fornecida pelo primeiro a pressão na tomada de pressão a montante = (2) onde:

Pres ít) é a pressão real em função do tempo, ou o valor desconhecido; e

Ci(t) é o erro de medição feito pelo primai sensor 22.

Supondo que o termo de erro vem do afastamento de pressão do sensor, e supondo que este afastamento é linear, o erro de medição feito pelo (3) onde al e βι são os coeficientes constantes do afastamento linear do primeiro sensor 22.

A medida de pressão P₂(t) fornecida pelo segundo sensor 24 medindo a pressão na tomada de pressão no gargalo é:

onde:

em função do tempo, ou o valor desconhecido;

pressão real devida à aceleração do fluido quando escoando através da restrição do Venturi; e

C₂(t) é o erro de medição feito pelo segundo sensor

24.

Supondo que o termo de erro vem do afastamento de pressão do sensor, e supondo o erro de medição feito pelo segundo sensor é:

(5) onde al e βι são os coeficientes constantes do afastamento linear do segundo sensor 24.

A pressão diferencial pode, então, ser escrita como:

Ρ,ΐΟ - Pj (f) = ))t + β. - /ç (6) afastamento diferencial δ é:

desvio diferencial é:

Da equação 6, a pressão diferencial pode, então, ser escrita como:

De acordo com a invenção, o fechamento periódico da válvula de controle é usado para determinar o afastamento e o desvio diferencial de ambos os sensores de pressão do medidor de fluxo Venturi. Então, uma correção pode ser aplicada às medições de pressão. Esta correção pode ser atualizada a cada fechamento de válvula de controle subsequente.

£

A válvula é fechada no tempo

Quando a válvula de controle está fechada, o fluido não está escoando através do medidor de fluxo Venturi. Como consequência, a pressão diferencial real ΔΡ₀ é igual a zero. Entretanto, devido ao desvio de pressão de cada sensor de pressão, a pressão diferencial medida γ_Ν_ι e γ_Μ no tempo T_N_i e

T_Nz respectivamente não é igual a zero.

(10) (11)

Das diferencial (12) parâmetro de correção δ_Ν pode ser obtido de:

(13)

Supondo que o afastamento de cada sensor de pressão é constante, saber, que não há nenhuma mudança abrupta na erro

E_N (t) devido ao afastamento e desvio respectivos de cada sensor de pressão para o intervalo de tempo [T_N; T_N+i] pode ser extrapolado por:

(14)

A estimativa corrigida para o afastamento de fluxo Qc(t) no tempo t>T (em m³/s) é dada por:

onde:

AP_Q(t)

E(t) corrigir coeficiente (15)

é a pressão diferencial entre as tomadas de é a correção para afastamento dinâmico (Pa);

a densidade do fluido (kg/m³); e

Figura 5 ilustra esquematicamente afastamento e desvio da taxa determinada pelo medidor de fluxo 10.

medidor unidade desvio o método de fluxo de

Embora não seja de fluxo 10, os mostrado, antes do eletrônica podem inicial associado lançamento do sensores de pressão junto com a ser com calibrados. Dessa forma, o as medições de pressão pode ser estimado.

Em uma primeira etapa

101, a válvula 18 está em um estado aberto, deixando o fluido escoar através do medidor de fluxo 10.

O fluido escoa da zona de produção 7 através da tubulação instrumentada 17 e do medidor de fluxo em direção à tubulação de produção 11. Os valores, a

fluxo Q que pode ser determinada de acordo com a equação

Venturi mencionada anteriormente neste apenas pode ser corrigida para o desvio inicial.

Em uma segunda etapa 102, em um primeiro tempo T_N-i, a válvula 18 está em um estado fechado fechando o fluido que escoa através do medidor de fluxo 10. Dessa forma, a

O taxa de fluxo real é zero. Uma primeira pressão Pi(T^-i) e uma segunda pressão P₂ (T_K-i) são medidas e mantidas na memória. As medições de pressão correspondem à taxa de fluxo zero no primeiro tempo.

Em uma terceira etapa 103, a válvula 18 está em um estado aberto, deixando o fluido escoar através do medidor de fluxo 10. As pressões nas tomadas de pressão a montante

Pi e no gargalo P₂ podem ser medidas. Entretanto, a taxa de fluxo Q que pode ser determinada de acordo com a equação Venturi mencionada anteriormente neste apenas pode ser corrigida para o desvio inicial.

Em uma quarta etapa 104, em um segundo tempo T_N, a válvula 18 está em um estado fechado fechando o fluido que escoa através do medidor de fluxo 10. Dessa forma, a taxa de fluxo real é zero. Uma primeira pressão Pi(T_N) e uma segunda pressão P₂ (T_N) são medidas. As medições de pressão correspondem à taxa de fluxo zero no segundo tempo.

Em uma quinta etapa 105, o erro E

afastamento diferencial δ e o desvio diferencial γ com base na primeira e na segunda medição de pressão de taxa de fluxo zero Pi(T_N_i), P2(T_n-i), Pi(T_N) e P₂(T_N) podem ser estimadas de acordo com as equações (12) , (13) e (14) mencionadas anteriormente neste.

Em uma sexta etapa 10 6, a válvula 18 está em um estado aberto, deixando o fluido escoar através do medidor

O de fluxo 10. As pressões nas tomadas de pressão a montante

Pi e no gargalo P2 podem ser medidas. A correção de erro pode ser aplicada às pressões medidas do fluido em escoamento. Uma taxa de fluxo corrigida Q_c é calculada com base nas pressões medidas corrigidas de acordo com a equação (15) mencionada anteriormente neste.

A taxa de fluxo pode ser monitorada de uma maneira continua até a próxima avaliação de erro. Por exemplo, periodicamente, a saber, após decorrido um intervalo de tempo definido, ou mediante comando da superfície, um novo valor de erro pode ser estimado. Em uma sétima etapa, os valores de pressão de taxa de fluxo zero medidos por último são atribuídos às primeiras medições de pressão de taxa de fluxo zero anteriores P (T_N_i) , e um novo fechamento de válvula de acordo com a quarta etapa 104, uma nova determinação de erro de acordo com a quinta etapa 105 são conduzidos.

'<ζ J

representa a taxa de fluxo Q versus tempo t e mostra a taxa de fluxo real Q_A (linha traço e ponto) , a taxa de fluxo 5 bruta Q_R (linha cheia) com base na medição de pressão bruta e a taxa de fluxo estimada corrigida Q_c (linha quebrada) usando o método de correção anteriormente descrito neste.

Durante o primeiro período de tempo, a estimativa

da taxa de fluxo apenas leva em conta o desvio da pressão inicial. Durante o período de tempo subsequente, a estimativa de taxa de fluxo Q_c leva em conta a correção de desvio dinâmico. A correção de desvio dinâmico permite um aperfeiçoamento significativo da precisão na estimativa da taxa de fluxo.

A Figura 7 é uma vista em seção transversal frontal de uma formação geológica 2 mostrando esquematicamente duas

tubulações instrumentadas 17A, 17B compreendendo dois medidores de fluxo Venturi 10A, 10B, duas válvulas de controle 18 A, 18B associadas a duas diferentes zonas de produção 7A, 7B em um poço não revestido, respectivamente.

As duas zonas de produção 7A, 7B são separadas entre si por um packer de isolamento 20. Embora a Figura 7 represente duas tubulações instrumentadas 17A, 17B compreendendo dois medidores de fluxo Venturi 10A, 10B, um associado a uma primeira zona de produção 7A e um associado a uma segunda zona de produção 7B, mais tubulações instrumentadas

compreendendo medidor de fluxo Venturi podem ser lançadas fim de separar uma pluralidade de outros elementos das tubulações medidores de fluxo são idênticos aqueles descritos relação à modalidade da

Figura 2 e detalhes.

Deve-se apreciar que as modalidades da invenção não hidrocarbonetos em terra e também podem ser usadas offshore. Alem disso, embora algumas modalidades tenham desenhos mostrando um furo de poço vertical, as ditas modalidades também podem se aplicar a furo de poço horizontal ou desviado. Todas as modalidades da invenção são igualmente aplicáveis a poços revestidos e não revestidos (poço aberto). Embora aplicações 15 particulares da invenção se refiram à indústria de campos petrolíferos, outras aplicações em outras indústrias, por

exemplo, indústria da água ou similar, também se aplica.

Os desenhos e sua respectiva descrição anteriormente neste ilustram ao invés de limitar a invenção.

Qualquer sinal de referência em uma reivindicação não deve ser interpretado como limitando a reivindicação. A palavra compreendendo não exclui a presença de outros elementos diferentes daqueles listados em uma 25 reivindicação. A palavra um ou uma precedendo um elemento não exclui a presença de

elemento.

Claims

1. Método de determinar uma taxa de fluxo (Q) de um fluido (19) escoando em uma tubulação (17) usando um medidor de fluxo Venturi (10), o dito medidor de fluxo (10) medindo um valor (P) relativo à taxa de fluxo (Q), em que a tubulação (17) tem uma válvula (18) para controlar o fluido (19) escoando através do medidor de fluxo (10), o método caracterizado por compreender:

fechar (102) a válvula (18) e medir um primeiro valor de taxa de fluxo zero em um primeiro tempo (P(TN-1)) usando um primeiro e segundo sensores de pressão (22, 24);

abrir (103) a válvula (18);

fechar (104) a válvula (18) e medir um segundo valor de taxa de fluxo zero em um segundo tempo (P(TN)) usando os primeiro e segundo sensores de pressão (22, 24);;

estimar (105) um erro (E) da medida do valor com base no primeiro e no segundo valores de taxa de fluxo zero (P(Tn-1), (P(Tn));

abrir (106) a válvula e medir o valor (P) do fluido (19) em escoamento usando os primeiro e segundo sensores de pressão (22, 24); e aplicar (106) uma correção de erro ao valor medido do fluido em escoamento e calcular (106) uma taxa de fluxo corrigida (Qc) com base no valor corrigido do fluido (19) em escoamento, em que um afastamento de cada uma dos

Petição 870190045276, de 14/05/2019, pág. 6/19 primeiro e segundo sensores de pressão (22, 24) é presumido constante.

2. Método de determinar taxa de fluxo, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado por a correção de erro (E) ser uma combinação de uma correção de desvio e uma correção de afastamento.

3. Método de determinar taxa de fluxo, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado por as etapas de fechar (102, 104) a válvula (18) e estimar (105) o erro (E) serem conduzidas periodicamente.

4. Método de determinar taxa de fluxo, de acordo com a reivindicação 2, caracterizado por:

o valor característico ser uma pressão absoluta (P1, P2), o medidor de fluxo Venturi compreendendo um gargalo (20), uma tomada de pressão a montante (21, 22) e uma tomada de pressão no gargalo (23, 24) medindo uma primeira pressão absoluta (P1) e uma segunda pressão absoluta (P2), respectivamente;

o erro (E) ser estimado determinando o desvio e o afastamento com base em uma pressão diferencial (AP) entre a tomada de pressão a montante e a tomada de pressão no gargalo no primeiro (P1(TN-1), P2(TN-1)) e no segundo tempo (P1(TN), P2(TN)) do fechamento de válvula; e a taxa de fluxo corrigida (Qc) ser calculada com base em uma equação Venturi levando em consideração o erro estimado (E).

Petição 870190045276, de 14/05/2019, pág. 7/19

5 implementa o método de determinação de taxa de fluxo como definido em qualquer uma das reivindicações 1 a 7.

5. Método de determinar taxa de fluxo, de acordo com a reivindicação 4, caracterizado por a estimativa corrigida da taxa de fluxo Q_c(t) ser dada por onde d é um diâmetro da seção do gargalo, C é um coeficiente de descarga, AP_Q(t) é a pressão diferencial entre as tomadas de pressão a montante e no gargalo, E(t) é a correção de afastamento dinâmico, p é a densidade do fluido e β é uma razão de diâmetro.

6. Método de determinar taxa de fluxo, de acordo com qualquer uma das reivindicações 1 a 5, caracterizado por o fechamento de válvula ser comandado por uma unidade eletrônica (25) do medidor de fluxo (10).

7. Método de determinar taxa de fluxo, de acordo com qualquer uma das reivindicações 1 a 5, caracterizado por o medido de fluxo (10) ser disposto dentro de um furo de um poço e em que o fechamento de válvula ser comandado por um equipamento de superfície (14).

8. Tubulação instrumentada (17), compreendendo um medidor de fluxo (10) para medir uma taxa de fluxo (Q) de um fluido (19) escoando na tubulação (17) e uma válvula (18) para controlar o fluido (19) escoando através do medidor de fluxo (10), a tubulação sendo caracterizada por o medido de fluxo (10) compreender:

Petição 870190045276, de 14/05/2019, pág. 8/19 primeiro e segundo sensores de pressão (22, 24) para medir valores (P) relativos à taxa de fluxo (Q) e compreender uma unidade eletrônica (25);

a unidade eletrônica compreender um processador que

9. Tubulação instrumentada (17), de acordo com a reivindicação 8, caracterizada por o medidor de fluxo (10) compreender um gargalo (20), uma tomada de pressão a 10 montante (21, 22) e uma tomada de pressão no gargalo (23,