BR102012011179B1 - Método para monitorar fluxo de fluido de hidrocarboneto de uma instalação de extração de hidrocarboneto submarina e cabeça de árvore de poço de uma instalação de extração de hidrocarboneto submarina - Google Patents
Método para monitorar fluxo de fluido de hidrocarboneto de uma instalação de extração de hidrocarboneto submarina e cabeça de árvore de poço de uma instalação de extração de hidrocarboneto submarina Download PDFInfo
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Abstract
método para fornecer uma árvore para uma instalação de extração de hidrocarboneto submarina e árvore para uma instalação de extração de hidrocarboneto submarina. trata-se de uma árvore (1) para uma instalação de extração de hidrocarboneto submarina que é dotada de meio para monitoração de uma pluralidade de diferentes propriedades em relação a fluxo de fluido de hidrocarboneto atráves de um duto (4) na árvore. uma pluralidade de meios de detecção (13, 14, 15, 16, 17, 18) é fornecida, sendo cada uma para monitoração da pelo menos uma dentre as ditas propriedades, sendo que cada das mesmas está localizada em uma posição ou próximo a esta a qual é ótima para monitoração da pelo menos uma dentre as propriedades tendo em vista a configuração do duto.
Description
“MÉTODO PARA MONITORAR FLUXO DE FLUIDO DE HIDROCARBONETO DE UMA INSTALAÇÃO DE EXTRAÇÃO DE HIDROCARBONETO SUBMARINA E CABEÇA DE ÁRVORE DE POÇO DE UMA INSTALAÇÃO DE EXTRAÇÃO DE HIDROCARBONETO SUBMARINA”
Campo da Invenção
[001] A presente invenção refere-se à monitoração de fluxo de fluido de hidrocarboneto, mais particularmente, em uma árvore de uma instalação de extração de hidrocarboneto submarina.
Antecedentes da Invenção
[002] O fluido de hidrocarboneto que flui de um poço ou reservatório marítimo é multifásico na natureza visto que o mesmo contém óleo, gás e água e pode também conter particulados tais como areia. Medidores multifásicos são usados para medir o teor de gás, óleo e água no fluido e outros sensores são incorporados para medir os particulados. O equipamento de sensor é normalmente montado na árvore de natal instalada no leito do mar e é usualmente colocado na árvore de natal após o projeto ter sido estabelecido e, portanto, a localização do sensor é frequentemente ditada por questões práticas ao invés da posição ótima para medições. A prática atual é instalar um medidor multifásico na árvore de natal com um pacote de sensores posicionado em uma posição conveniente. O pacote de sensores usualmente contém um feixe de sensores e, então, os sensores individuais podem não estar todos posicionados de maneira ideal para medir com precisão seu parâmetro particular. Algumas técnicas de medição de fluxo de fluido exigem que o fluxo seja condicionado (por exemplo, laminar ou turbulento) para estar com a precisão máxima. Existe uma necessidade por um método de medição mais preciso.
[003] Um dos aspectos mais críticos de fluxo de fluido é o efeito que o mesmo tem sobre o equipamento e tubos de fluido devido à:
- formação de hidrato
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- deposição de cera
- injeção de lama pesada
- corrosão
[004] Estes têm um efeito grave no fluxo de fluido eficiente, vida útil do equipamento e exigências de manutenção permanente, mas podem ser minimizados mediante ações corretivas apropriadas tais como o uso de injeção química para limpar as superfícies dos tubos de fluido. Existe uma necessidade por precisão na identificação, localização e medição destes efeitos. Entretanto, a disponibilidade sensores suficientemente confiáveis e precisos limitou a capacidade de fornecer as informações exigidas e também pelo fato de que o posicionamento do pacote de sensores na árvore de natal é decidido após o projeto da árvore de natal ter sido estabelecido e, então, o posicionamento não é otimizado.
Descrição da Invenção
[005] De acordo com a presente invenção, a partir de um aspecto, é oferecido um método para fornecer uma cabeça de árvore de poço para uma instalação de extração de hidrocarboneto submarina com meios para monitorar uma pluralidade de propriedades diferentes relacionadas ao fluxo de fluido de hidrocarboneto através de uma tubulação na árvore, sendo que o método compreende fornecer uma pluralidade de meios de captação, cada um para monitorar pelo menos uma das ditas propriedades, e localizar cada um dos meios de captação na posição ou próximo a esta que é ótima para monitorar pelo menos uma das propriedades relacionadas à configuração da tubulação.
[006] De acordo com a presente invenção, a partir de outro aspecto, é fornecida uma cabeça de árvore de poço para uma instalação de extração de hidrocarboneto submarina, sendo que a cabeça de árvore de poço é dotada de meios para monitorar uma pluralidade de diferentes propriedades relacionadas ao fluxo de fluido de hidrocarboneto através da
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3/6 tubulação na cabeça de árvore de poço, sendo que os ditos meios de monitoração compreendem uma pluralidade de meios de captação, cada uma para monitorar pelo menos uma das ditas propriedades, e sendo que cada um dos meios de captação é localizado na posição ou próximo a esta que é ótima para monitorar pelo menos uma das propriedades relacionadas à configuração da tubulação.
[007] Um dos ditos meios de captação pode compreender meios para a monitoração de vibração e/ou tensão e ser disposto em ou próxima a uma válvula.
[008] De modo adicional ou alternativo, um dos ditos meios de captação pode compreender meios para a monitoração de vibração e/ou tensão e ser localizado em um ponto fraco conhecido da tubulação ou próximo a este.
[009] Um dos ditos meios de captação pode compreender meios para a monitoração de densidade aparente e ser localizado em um ponto de turbulência na tubulação ou próximo a este.
[010] Um dos ditos meios de captação pode compreender meios para a monitoração de partículas no dito fluxo e ser localizado em uma curva na tubulação ou próximo a esta.
[011] Um dos ditos meios de captação pode ser localizado em uma região de fluxo de estado estacionário na tubulação ou próximo a esta.
[012] Um dos ditos meios de captação pode compreender meios para a monitoração de erosão na tubulação e ser localizado na posição ou próximo à posição de erosão de máxima gravidade na tubulação.
[013] Um dos ditos meios de captação pode compreender meios para a monitoração de uma queda de pressão e ser localizado em uma restrição ou alteração conhecida na geometria da tubulação ou próximo a esta.
[014] Um dos ditos meios de captação pode compreender meios para a monitoração de temperatura e ser localizado em uma região isolada de uma temperatura interferente ou próxima a esta.
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Breve descrição do Desenho
[015] A Figura 1 é uma ilustração esquemática simplificada de uma árvore de natal submarina de acordo com uma realização da invenção.
Descrição de uma Realização da Invenção
[016] Uma árvore de natal submarina de uma instalação de extração de hidrocarboneto submarina, em sua forma básica, aloja uma variedade de válvulas para controlar o fluxo de fluido a partir de um poço (como o controle de fluxo principal e válvulas de fluxo direcionado) bem como um módulo de controle submarino que possibilita as válvulas a serem controladas por meio de atuadores elétricos ou hidráulicos. Há também um pacote de sensores que fornece dados essenciais do estado de saúde do sistema submarino e para a provisão de dados para a otimização do fluxo de fluido do poço.
[017] A configuração física da estrutura mecânica da árvore de natal e do equipamento instalado resulta no fluxo de tubulação que conduz o fluido de hidrocarboneto que tem várias curvas estreitas, e pode-se fazer uso destes para fornecer posições otimizadas necessárias para algumas medições de sensor.
[018] A Figura 1 é uma ilustração esquemática simplificada que mostra os componentes da tubulação de fluxo de hidrocarboneto principal e as posições apropriadas para a instalação de alguns sensores típicos na árvore de acordo com uma realização da invenção.
[019] Na Figura 1, a árvore de natal submarina 1 em uma cabeça de poço 2 tem uma cobertura de árvore 3 e uma tubulação de fluxo 4 alimentada a partir do tubo de produção 5. A tubulação de fluxo 4 sai da árvore 1 para uma linha de fluxo na direção da seta A e tem a primeira, segunda e terceira curvas severas ou estreitas 6, 7 e 8. Entre a tubagem 5 e a curva 6, a tubulação 4 tem uma válvula de controle de fluxo 9 e entre a curva 8 e a linha de fluxo o tubo tem
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5/6 uma válvula de controle direcional 10, sendo que entre a curva 8 e a válvula 10 há uma seção de ramificação 11 da tubulação 4, que tem uma válvula de controle direcional 12.
[020] A realização da invenção utiliza o conhecimento dos regimes de fluxos nas tubulações de fluxo de hidrocarbonetos e as configurações de válvula na árvore para montar sensores distintos adequados nas posições mais apropriadas para adquirir um melhor monitoramento global de propriedades relacionadas ao fluxo de fluido de hidrocarboneto. A disposição dos sensores utiliza a configuração física da árvore, que está relacionada à configuração da tubulação 4, para possibilitar medições daquelas propriedades a serem feitas mediante o uso de sensores distintos, cada um montado em uma posição ótima ou próximo a esta no fluxo de fluido para a sua medição de uma maneira com significância máxima.
[021] São medições típicas para as quais posições ótimas podem ser identificadas na árvore de natal:
- medição de vibração e/ou tensão - mediante a localização de um sensor 13 na válvula 9 ou próximo a esta, o que pode causar vibração, ou em um ponto fraco conhecido;
- medição de densidade aparente - mediante a localização de um sensor 14 em um ponto de alta turbulência ou próximo a este como, por exemplo, após a válvula 9 ou outra interrupção;
- detecção particular, como, por exemplo, detecção de areia mediante a localização de um sensor acústico 15 em uma curva severa 7 ou próximo a esta na tubulação 4 para detectar o impacto de partícula, sendo que esse é não intrusivo e acomodado ao exterior da tubulação 4;
- medições ou similar de ultrassom, espectroscopia de impedância elétrica, micro-ondas - mediante a localização de um sensor 16 entre as curvas 7 e 8 onde há um fluxo de estado estacionário constante;
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- medição de erosão - mediante a localização de um sensor 17 na curva 8 ou próximo a esta onde há erosão de seriedade máxima, para fazer uma medição direta;
- queda de pressão - mediante a localização de um sensor 18 que mede a queda de pressão através de uma restrição ou de uma mudança na geometria conhecida, como, por exemplo, a queda de pressão através da válvula 10; e
- medição de temperatura - mediante a localização de um sensor 19 antes da válvula 12 no ponto mais isolado de qualquer temperatura interferente ou próximo a este.
Vantagens do Uso da Invenção
[022] Técnicas:
- A invenção oferece um método significativamente mais detalhado e preciso de medição das propriedades do fluido produzido em comparação com os métodos convencionais.
[023] Comerciais:
- A invenção oferece maior funcionalidade a uma árvore de natal em comparação com a abordagem convencional de integrar instrumentos fixados à árvore como pacotes de instrumentos independentes.
Claims (14)
1 a 3, caracterizado por compreender a etapa de localizar um dentre os meios de detecção (16) em uma região de fluxo em regime permanente no duto (4) ou próximo a esta.
1 a 2, caracterizado por um dentre os meios de detecção (13, 14, 15, 16, 17, 18,
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1. MÉTODO PARA MONITORAR FLUXO DE FLUIDO DE HIDROCARBONETO DE UMA INSTALAÇÃO DE EXTRAÇÃO DE HIDROCARBONETO SUBMARINA, com meios para monitoração de uma pluralidade de diferentes propriedades em relação ao fluxo de fluido de hidrocarboneto através de um duto (4) de uma cabeça de árvore de poço, sendo que o método compreende as etapas de:
fornecer uma pluralidade de meios de detecção (13, 14, 15, 16, 17, 18, 19), sendo que cada um monitora pelo menos uma dentre as propriedades; e localizar cada um dos meios de detecção (13, 14, 15, 16, 17, 18, 19) na posição ótima ou próximo a esta para monitoração da pelo menos uma dentre as propriedades tendo em vista a configuração do duto (4), caracterizado por um dentre os meios de detecção (13, 14, 15, 16, 17, 18, 19) compreender meios para monitoração da vibração e/ou tensão (13), sendo que o método compreende localizá-lo em uma válvula (9) ou próximo a esta;
em que um dentre os meios de detecção (13, 14, 15, 16, 17, 18, 19) compreende meios para monitoração de densidade aparente (14), sendo que o método compreende localizá-lo em um ponto de turbulência no duto (4) ou próximo a este.
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19) compreender meios para monitoração de particulados (15) no fluxo, sendo que o método compreende localizá-lo em uma curva (7) no duto (4) ou próximo a esta.
2. MÉTODO, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado por um dentre os meios de detecção (13, 14, 15, 16, 17, 18, 19) compreender meios para monitoração da vibração e/ou tensão (13), sendo que o método compreende localizá-lo em um ponto fraco conhecido do duto (4) ou próximo a este.
3/4 um para monitoração da pelo menos uma dentre as propriedades, e sendo que cada um dos meios de detecção (13, 14, 15, 16, 17, 18, 19) está localizado na posição ótima ou próximo a esta para monitoração da pelo menos uma dentre as propriedades tendo em vista a configuração do duto (4), caracterizada por um dentre os meios de detecção (13, 14, 15, 16, 17, 18, 19) compreender meios para monitoração da vibração e/ou tensão (13) e estar localizado em uma válvula (9) ou próximo a esta, sendo que um dentre os meios de detecção (13, 14, 15, 16, 17, 18, 19) compreende meios para monitoração de densidade aparente (14) e está localizado em um ponto de turbulência no duto (4) ou próximo a este.
3. MÉTODO, de acordo com qualquer uma das reivindicações
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4. MÉTODO, de acordo com qualquer uma das reivindicações
5. MÉTODO, de acordo com qualquer uma das reivindicações 1 a 4, caracterizado por um dentre os meios de detecção (13, 14, 15, 16, 17, 18, 19) compreender meios para monitoração da erosão (17) do duto (4), sendo que o método compreende localizá-lo em uma posição de erosão com a máxima gravidade do duto (4) ou próximo a esta.
6. MÉTODO, de acordo com qualquer uma das reivindicações 1 a 5, caracterizado por um dentre os meios de detecção (13, 14, 15, 16, 17, 18, 19) compreender meios para monitoração de uma queda de pressão (18), sendo que o método compreende localizá-lo em uma restrição ou mudança conhecida na geometria do duto (4) ou próximo a isto.
7. MÉTODO, de acordo com qualquer uma das reivindicações 1 a 6, caracterizado por um dentre os meios de detecção (13, 14, 15, 16, 17, 18, 19) compreender meios para monitoração da temperatura (19), sendo que o método compreende localizá-lo em uma região isolada de uma temperatura interferente ou próximo a esta.
8. CABEÇA DE ÁRVORE DE POÇO (1) DE UMA INSTALAÇÃO DE EXTRAÇÃO DE HIDROCARBONETO SUBMARINA, sendo que a árvore é dotada de meios para monitoração de uma pluralidade de diferentes propriedades em relação ao fluxo de fluido de hidrocarboneto através de um duto (4) na árvore, sendo que os meios de monitoração compreendem uma pluralidade de meios de detecção (13, 14, 15, 16, 17, 18, 19), sendo cada
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9. CABEÇA DE ÁRVORE DE POÇO (1), de acordo com a reivindicação 8, caracterizada por um dentre os meios de detecção (13, 14, 15, 16, 17, 18, 19) compreender meios para monitoração da vibração e/ou tensão (13) e estar localizado em um ponto fraco conhecido do duto (4) ou próximo a este.
10. CABEÇA DE ÁRVORE DE POÇO (1), de acordo com qualquer uma das reivindicações 8 a 9, caracterizada por um dentre os meios de detecção (13, 14, 15, 16, 17, 18, 19) compreender meios para monitoração de particulados (15) no fluxo e estar localizado em uma curva (7) no duto (4) ou próximo a esta.
11. CABEÇA DE ÁRVORE DE POÇO (1), de acordo com qualquer uma das reivindicações 8 a 10, caracterizada por um dentre os meios de detecção (16) estar localizado em uma região de fluxo em regime permanente no duto (4) ou próximo a esta.
12. CABEÇA DE ÁRVORE DE POÇO (1), de acordo com qualquer uma das reivindicações 8 a 11, caracterizada por um dentre os meios de detecção (13, 14, 15, 16, 17, 18, 19) compreender meios para monitoração da erosão (17) do duto (4) e estar localizado em uma posição de erosão com a máxima gravidade do duto (4) ou próximo a esta.
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13. CABEÇA DE ÁRVORE DE POÇO (1), de acordo com qualquer uma das reivindicações 8 a 12, caracterizada por um dentre os meios de detecção (13, 14, 15, 16, 17, 18, 19) compreender meios para monitoração de uma queda de pressão (18) e estar localizado em uma restrição ou mudança conhecida na geometria do duto (4) ou próximo a isto.
14. CABEÇA DE ÁRVORE DE POÇO (1), de acordo com qualquer uma das reivindicações 8 a 13, caracterizada por um dentre os meios de detecção (13, 14, 15, 16, 17, 18, 19) compreender meios para monitoração da temperatura (19) e estar localizado em uma região isolada de uma temperatura interferente ou próximo a esta.
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