Medicao de vazao 15 by Editora Baraúna SE Ltda

Medição de vaZão multifásica na produção de petróleo e gás natural

Claudio Barreiros da Costa e Silva

Medição de vaZão multifásica na produção de petróleo e gás natural

São Paulo 2016

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Sumário

1. Introdução à medição multifásica. . . . . . . . . . 9 1.1 Por que medição multifásica?. . . . . . . . . . . . . . . . . . . 10 1.2 Medidor multifásico . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 17 1.3 Aplicações de medidores multifásicos. . . . . . . . . . . . . 18 2. Escoamento multifásico. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 23 2.1 Ocorrência de escoamento multifásico . . . . . . . . . . . 25 2.2 Caracterização de escoamento multifásico. . . . . . . . . 30 2.3 Propriedades do petróleo e do gás natural . . . . . . . . . 41 2.4 Escoamento de gás úmido/parâmetro de lockhart-martinelli:. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 55 2.5 Reservatório de petróleo. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 56 3. Princípios de medições das frações de cada fase em escoamento multifásico. . . . . . . . . . . . . 63 3.1 Medição da condutividade elétrica. . . . . . . . . . . . . . . 66 3.2 Anemômetro de fio quente. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 83 3.3 Princípio óptico. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 86 3.3 Atenuação radioativa. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 90 3.5 Princípio capacitivo. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 136 3.7 Ultrassom. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 167 3.8 Diferencial de pressão. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 173

3.9 Infravermelho. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 175 3.10 Ressonância magnética nuclear (rmn). . . . . . . . . 185 3.11 Tubo vibrante . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 213 3.12 Atenuação e ângulo de fase de uma onda eletromagnética. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 222 3.13 Cavidade ressonante eletromagnética . . . . . . . . . . 229 3.14 Determinação da massa específica pela frequência de ressonância de uma tubulação escoando óleo, água e gás. . . . 306 3.13 Válvulas de fechamento rápido. . . . . . . . . . . . . . . . 309 3.13 Tomografia aplicada ao Escoamento multifásico. . 310 4. Velocidade em escoamento multifásico. 323 4.1 Traçadores radioativos injetados . . . . . . . . . . . . . . . 323 4.2 Traçadores radioativos induzidos por nêutrons. . . . . 324 4.3 Medidor eletromagnético. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 325 4.4 Ultrassom. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 332 4.4 Medidores de pressão diferencial . . . . . . . . . . . . . . . 337 4.6 Correlação cruzada. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 345 4.6 Medidor de deslocamento positivo. . . . . . . . . . . . . . 352 4.7 Medidor vortex. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 360 4.8 Coriolis . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 362 5. Medidores de pressões diferenciais aplicados ao escoamento de gás úmido . . . . . . . . . . . 371 5.1 Digramas de fases de substância simples e composta. . . 372 5.2 Estudo experimental do comportamento de medidores de pressões diferenciais. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 381 5.3 Correlações para a placa de orifício, venturi e v-cone.. . 389 5.4 Desempenhos dos medidores placa de orifício, vcone e venturi . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 404 5.5 Desempenho das correlações aplicadas aos medidores placa de orifício e v-cone. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 417

6. Medidores multifásicos. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 433 6.1 Medidores com separação total das fases . . . . . . . . . 438 6.2 Medidores em-linha . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 438 6.3 Medidores híbridos. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 439 6.4 Medidores por separação parcial da fase gasosa. . . . 440 6.1 Pietro fiorentini. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 443 6.2 Phase dynamics. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 446 6.3 Weatherford red eye multiphase metering system (remms). . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 447 6.4 Kvaerner . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 448 6.5 Schulumberger. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 450 6.7 Roxar mpfm. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 454 6.8 Medidor neftermer . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 456 6.8 Medidor mpm . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 457 6.9 Concepções de medidores multifásicos para fundo de poço. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 459 6.9 Desempenho de medidores multifásicos . . . . . . . . . 464 7. Calibração e incerteza em medição multifásica . . . . . . . . . 469 7.1 Fontes de variabilidades e incerteza em medição multifásica . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 471 7.2 Incerteza de medição e calibração. . . . . . . . . . . . . . 477 7.4 Formas de apresentação de resultados. . . . . . . . . . . 485 Referências bibliográficas. . . . . . . . . . . . . . . . . . . 489 Anexo i . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 497 Anexo ii. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 501

1. INTRODUÇÃO À MEDIÇÃO MULTIFÁSICA Pode-se definir medição (VIM-2012) como um processo de obtenção experimental de um ou mais valores que podem ser, razoavelmente, atribuídos a uma grandeza. Processo é definido como uma sequência de acontecimentos interligados que estão relacionados entre si, que em cada etapa consomem vários recursos para converter as entradas (matéria prima etc.) em um produto ou bem. No processo de produção de um determinado veículo são utilizados como entradas vários materiais como ferro, aço inoxidável, cobre, alumínio, plástico etc. A saída do processo é um veículo terminado por um processo de montagem. No caso de medição de uma grandeza, os insumos de entradas podem ser de diferentes tipos. Por exemplo, na medição de temperatura com RTD, a entrada é uma resistência elétrica, na qual é processado, e a saída é a temperatura. No caso da medição de vazão monofásica, têm-se medidores em que os insumos de entrada podem ser as variações na quantidade de movimento e energia, velocidade do som, transferência de calor etc. Em medição multifásica, pode-se ter dois ou mais insumos de entrada, tais como a atenuação radioativa mais o capacitivo ou indutivo, e outras combinações, nos quais são processados, e as saídas podem ser as vazões volumétricas ou mássicas de líquido e gás, bem com as frações de líquido e gás etc. 9

Serão apresentadas e discutidas as razões de se usar a medição multifásica na indústria de petróleo, bem como a definição do sistema de medição multifásica.

1.1 POR QUE MEDIÇÃO MULTIFÁSICA? A identificação das métricas em um processo, conjunto de processos ou subprocessos e a respectivas medições é de fundamental importância em uma organização para identificar os pontos fortes e fracos, e com isso se posicionar em relação ao meio ambiente. Com o conhecimento do posicionamento em relação ao meio ambiente, formular estratégias para o atingimento da visão da organização. Sem o conhecimento dos pontos fortes e fracos de uma organização, e também do ambiente externo, a organização tem uma grande probabilidade de fracassar. Isso vai de encontro aos escritos de Sun Tsu (Arte da Guerra): “Aquele que tiver pleno conhecimento de si mesmo e do inimigo deverá vencer todas as batalhas. Aquele que conhece a si próprio, mas não o inimigo, terá apenas cinquenta por cento de chance de vencer. Aquele que não conhece a si mesmo, nem o inimigo, está fadado a sucumbir em todas as batalhas.” Sun tsu “Conheça seu inimigo, conheça a si mesmo, e sua vitória não será ameaçada. Conheça o terreno, conheça o tempo, e sua vitória será completa.” Sun tsu

A organização que conhecer todos os processos, bem como os subprocessos, e como se interligam, conhecimento do meio ambiente, bem como dos concorrentes, tem grande chance de 10

sobreviver. É preciso identificar as forças e fraquezas internas a organização e com isso fazer o alinhamento interno com o externo (ambiente externo, terreno) e realizar o planejamento estratégico para o atingimento da visão. Para o atingimento da visão, é fundamental identificar as métricas e realizar as medições e com a análise do ambiente externo, identificar as oportunidades escondidas e as ameaças potenciais. As métricas são usadas como uma ferramenta de estratégia de uma organizaçao, para promover as ações políticas, econômicas e logísticas, para atingir os objetivos estabelecidos ou a visão, os quais vão ser funções das oportunidades e ameaças do meio ambiente. Na indústria de petróleo, na área do E&P, quais as métricas relevantes a serem medidas? Para medição fiscal e apropriação, temos as vazões de óleo, água e gás e também o BS&W. Na área de engenharia de reservatório, para o gerenciamento do reservatório, além das citadas, têm-se o RGO e RGL. Uma vez identificadas as métricas, como medir? A medição é um tanto complexa, porque os fluidos (óleo, água e gás) escoam do reservatório de petróleo para a coluna e linha de produção de um ou vários poços, até um manifold, como um escoamento é multifásico. Para a realização da medição de produção de um poço, é necessário separar as fases fisicamente e medí-las individualmente, a qual é feita com um separador de teste (fig. 1.1). Esse tipo de medição é a forma tradicional ou convencional de medir as vazões de óleo, água e gás, bem como o RGO, RGL e o BS&W.

Figura 1.1- Sistema convencional de medição de teste e produção de um poço de petróleo.

A figura 1.2 mostra o procedimento para medição de apropriação de um poço de petróleo. Faz-se inicialmente o alinhamento do poço para o head de teste, ajusta-se o choque e após espera-se a estabilização da produção do poço. Quando a produção está estabilizada, começa o processo de medição e armazenamento. O tempo de estabilização do escoamento depende da distância do manifold ao separador de teste, bem como a vazão. Na prática, o intervalo de tempo de estabilização de um poço pode ser de algumas horas a um dia.

Figura 1.2- Procedimento para medição de apropriação de poço, com medição convencional.

O separador de teste contém toda instrumentação necessária ao seu controle e segurança, por exemplo: três válvulas de controle com respectivos controladores (de pressão para o gás e de nível para as correntes de líquido), três medidores monofásicos, válvulas de segurança, válvulas de shut-down, sistema de combate a incêndio etc. Algumas das desvantagens relacionadas à medição convencional são: custo elevado, tempo longo de medição, não contínuo (por amostragem) e alterações nas condições operacionais de produção do poço, quando alinhado para um separador de teste. A outra forma de medição da produção de um poço de petróleo é a medição multifásica de vazão. A medição multifásica em substituição à medição convencional mudará o conceito de produção de petróleo e viabilizará uma série de vantagens para o sistema de produção: redução do tempo de medição; eliminação de linhas e separadores de testes; melhor gerenciamento do 13

reservatório de produção; exploração de novos campos até então inviáveis economicamente; melhor controle da vazão de gás das válvulas de gas lifts; automação e otimização da produção de petróleo; detecção de parada de produção de um poço de petróleo. A redução no tempo de medição será devido à medição em tempo real da produção de um poço ou conjunto de poços de um reservatório de petróleo. A medição convencional requer o alinhamento da produção de um poço para o head de teste e a linha teste para o separador de teste. Após esperar a estabilização do poço, que leva em média quatro horas, começa a medição do óleo, água e gás. Com a medição multifásica, em alguns casos será possível eliminar a linha e o separador de teste. Talvez até a simplificação no manifold ou a sua eliminação. Pode-se inovar em todo o processo de medição, quando o medido multifásico é um elemento do processo. Como o medidor multifásico medirá a produção em tempo real, será possível fazer o balanço de massa do reservatório em tempo real. Ou seja, toda a massa que entra no volume de controle (reservatório), fica no volume de controle e sai do volume de controle será feita em tempo real. De uma sala de controle será possível acompanhar a produção de reservatório em tempo real. Pode-se, também, aumentar a produção de petróleo em poços que produzem por gas lift. Com isso tem-se que recorrer à figura 1.3, na qual são mostrados de forma simplificada as curvas de produções de três poços em função do gás injetado (gas lift). A curva X representa a produção de um poço surgente, já que o próprio reservatório tem energia para fazer o poço produzir. As curvas Y e Z são poços que não surgem naturalmente, ou seja, a energia do reservatório não é suficiente para fazer o poço produzir petróleo. No caso do poço Y, qualquer injeção de gás ele começa a produzir e do poço Z é necessário uma injeção mínima de gás, para começar a produzir.

Figura 1.3- Esta curva mostra de forma simplificada o desempenho de três poços de produção de petróleo.

As curvas dos três poços mostram um máximo na produção de óleo, a uma determinada vazão de gás injetada. Com a medição convencional é praticamente impossível melhorar a produção de um poço que produz por gas lift, pois a medição não é feita em tempo real, mas com a medição multifásica é possível melhorar a produção de um poço, já que a medição é feita em tempo real. Quando há poços produzindo por gas lift (fig. 1.4) e cada poço tem um medidor multifásico, pode-se gerar um função de otimização da produção dos poços, levando em consideração a vazão do gás injetado, custo de injeção de gás e a produção de óleo, água e gás. A figura 1.5 mostra o procedimento para melhorar a produção de poços de petróleo por gas lift.