SISTEMA DE MONITOREO Y CONTROL DE ESPUMA DESCRIPCIÓN DE LA INVENCIÓN Esta invención se refiere generalmente a operaciones de producción de petróleo, y más particularmente a un sistema y método para monitorear y controlar la espuma o hidrocarburos transportados sobre el sitio de pozo. El petróleo, también referido en la presente en forma intercambiable como petróleo crudo, condensado o fluido de yacimiento, en esencialmente todos los depósitos contiene por lo menos algunos gases disueltos, que existen naturalmente en el yacimiento. Cuando el petróleo fluye hacia arriba del yacimiento a través del sondeo o los sondeos al cabezal de pozo, existe una disminución sustancial en la presión ya que el equipo de plataforma se establece para reducir la alta presión del depósito a una presión que pueda manejarse por un sistema de oleoductos u otro equipo corriente abajo. Como un resultado de esta caida en la presión de sistema, algunos de los gases disueltos tienden a envolver y separarse físicamente del petróleo para formar burbujas de gas, es decir, espumas. Han existido esfuerzos en la industria del petróleo y el gas para dirigir y resolver este problema. La Patente Norteamericana No. 4,444,044 para Humpries et al., describe un método para determinar las características de espuma del petróleo crudo en el cabezal de pozo. La Patente
i.».. . *** *- .i*..********. ^*+a~~+>¿^ , Norteamericana No. 4,596,586 para Davies, et al., describe un separador adecuado para separar el petróleo crudo en un componente liquido y un componente gaseoso. Aunque la cantidad de gases originalmente disuelta en el petróleo no puede ser muy grande, el efecto de la presión menor en su separación puede ser bastante sustancial. Esto es debido a que el mismo peso de un gas ocupa un volumen mucho más grande que el liquido correspondiente. Dependiendo de la temperatura de peso molecular y otras condiciones, no es usual para una pequeña cantidad de liquido transformar en gas con 100 veces o aún más de volumen. Los ejemplos de los gases que se encuentran comúnmente y se presenta naturalmente en el fluido de yacimiento incluyen, pero no se limitan a, metano, etano, dióxido de carbono y mezclas. Típicamente existe un tren de varios separadores de liquido y gas instalados en un sitio de pozo para separar los gases del petróleo (liquido) antes de que el petróleo se procese o se transporte. En una situación ideal, los gases envueltos y el petróleo deben separarse relativamente rápido ya que están en fases separadas y las burbujas de fase de gas deben romperse de la fase de fluido fácilmente. Por un número de razones, sin embargo, la separación de petróleo-gas en la práctica es usualmente dificil e incompleta. La razón principal es que las burbujas de gas en el petróleo (también referidas como emulsiones o espumas) son demasiado estables
-ÉÉ¡ i lürtiíiitiÜrii firií— ****** nmi úmiW^^^ '"--^ para romperse efectivamente a un alto Índice de producción de petróleo aún con varios separadores de gas-petróleo ya que el tiempo de residencia de líquido en cada separador se mantiene relativamente corto. En visca dei hecho de que la tendencia de la industria es tener un índice de producción aún más alto a partir de un pozo de producción, es decir, todavía tiempos de residencia más cortos en los separadores, y perforación en yacimientos en agua más profunda, el problema con la espuma puede volverse aún más severo. Mientras que es posible ciertamente construir y utilizar separadores de gas-petróleo más grandes, esta opción no puede ser deseable o práctica ya que los separadores pueden requerir inversiones de capital mucho más altas y más espacio en las plataformas del campo petrolífero . La espuma es indeseable ya que es usualmente un fenómeno no predecible y metaestable, que puede interferir con la eficiencia de separación del gas-petróleo o las operaciones del pozo o pozos del petróleo; el acarreo resultante de líquido en la forma de espuma o vapor/gotitas de petróleo arrastrado en la corriente de gas que sale de los separadores de gas-petróleo entrarán en el equipo corriente aba o u oleoducto. Demasiado acarreo de líquido puede provocar varios problemas de operación, tales como inundación para el equipo de transportación de gas corriente abajo, oleoducto o plantas de procesamienro de gas.
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Una razón para la existencia de la espuma estable, de este modo el problema de le. espuma, es que muchos tensioactivos existen naturalmente en o cerca de los yacimientos de producción. Tales tensioactivos , con su 5 capacidad de estabilizar emulsiones o espumas, provoca el problema de la espuma para volverse más pronunciado y durar más, particularmente cuando el fluido de yacimiento alcanza las instalaciones de producción en el cabezal de pozo en la superficie como se observa en lo anterior. Además, muchos
10 químicos o aditivos se inyectan en los pozos de petróleo por el operador para proporcionar funciones tales como inhibición de corrosión, supresión de asfáltenos, etc., y también puede actuar como tensioactivos bajo las condiciones de producción para estabilizar adicionalmente las emulsiones, de este modo
15 exacerbando el problema de la espuma. Otro factor que afecta la espuma ocurre cuando el fluido de yacimiento fluye desde el yacimiento de producción hacia los pozos de sondeo de los pozos de producción. El índice de flujo cerca de los pozos de sondeo se vuelve más
20 alto que en otras partes del depósito. Este índice de flujo más alto tiende a provocar que eí fluido de yacimiento se atrape y se mezcle con cualquier agua que pueda estar en la cercanía del pozo de sondeo, o cualquier corriente que se inyecte en el pozo de sondeo por el operador. En presencia de
25 químicos naturales o inyectados que se comportan como un
tensioactivo, este tipo de emulsión de petróleo-agua también puede intensificar adicionalmente el problema de la espuma en o corriente abajo del cabezal de pozo. En pozos de producción de petróleo terrestres o marítimos típicos, el fluido de yacimiento de los pozos de sondeo fluye a través de un regulador de cabezal de pozo en un colector de presión elevado, que se utiliza si existen múltiples pozos en un sitio particular. El fluido entonces pasa a través de uno o más mtercambiadores de calor para recuperar el calor útil en un separador de gas-petróleo de alta presión (HP) . Existen normalmente varios separadores, un tren de separadores - para una plataforma de procesamiento de petróleo. Las funciones principales de estos separadores son separar los componentes de gas y líquido del petróleo y reducir la presión en una forma gradual. Tal tren de separadores comúnmente comprende un separador de HP, un separador de presión intermedia (IP), un separador de baja presión (LP) y un separador de prueba, con el separador de HP estando más cerca del regulador de cabezal de pozo y teniendo la caída de presión más grande. Para poder conservar la energía al no tener que represupzar , se prefiere separar el gas del petróleo a una presión tan alta como sea posible. La fase de gas del fluido de producción rápidamente se expande corriente abajo del regulador de cabezal de pozo, y continúa expandiéndose corriente abajo más allá a través de
' ** "•"'TlÉfÉtfl- las válvulas de control de presión a medida que el fluido viaja a través del tren de separadores de gas-petróleo. Cualquier tensioactivo natural u otros aditivos inyectados en ei pozo que puedan actuar como tensioactivos tienden a crear un problema de espuma con frecuencia en depósitos separadores con caídas de presión rápida, tal como el separador de HP que tiene la caída de presión más grande, que los separadores restantes en el tren de separación. Por lo tanto es deseable tener un sistema confiable para determinar el grado de espuma en el fluido de yacimiento recuperado a través de un pozo de sondeo en el sitio del pozo. También es deseable utilizar la información de -la espuma obtenida para controlar la espuma en el sitio del pozo. La presente invención dirige las necesidades antes observadas y proporciona un sistema de monitoreo y control de espuma en el sitio de pozo (a) determina el grado de la espuma, (b) determina el grado del tratamiento requerido para aliviar el problema de la espuma, y (c) controla la dispersión de aditivos para inhibir o aliviar el problema de la espuma. La presente invención proporciona un sistema para determinar y controlar la espuma, particularmente en un sitio del pozo de un fluido de yacimiento que pasa a través de por lo menos un separador de líquido y gas que proporciona una corriente de gas separada del fluido de yacimiento. El sistema comprende un detector, tal como un densitómetro o una
i,iá.iéíi,Íá^?,í i^. i. a ^.**...^^..^^.¿,.^^^?^»*i*^^.t,.-"^^iriftiniif j sonda de transmisión, para proporcionar mediciones de un parámetro de ínteres con relación a la corriente de gas que son indicativas de la espuma del fluido de yacimiento, y un piocesador que utiliza las mediciones de detector para determinar el grado de espuma del fluido de yacimiento. La presente invención también se refiere al sistema antes mencionado que además comprende un dispositivo de separación de gas, tal como un manguito para separar una porción de gas, una corriente lateral, de la corriente de gas y el detector proporciona las mediciones que utilizan la corriente lateral. En otra modalidad de la presente invención, el detector es un detector que detecta partículas basándose en difusor de luz o transmisión configurada en la técnica de corriente lateral descrito en lo anterior o por la inserción de una sonda de transmisión directamente en el contenedor u oleoducto. En otro aspecto de la invención, existe una unidad de inyección química para suministrar un químico al fluido de yacimiento para controlar opcionalmente la espuma del fluido de yacimiento. La unidad de inyección química inyecta el químico en una o más de las siguientes ubicaciones; (i) en uno o mas de los separadores de liquido-gas; (n) en un pozo que produce el fluido de yacimiento; (m) en un cabezal de pozo en la superficie; (?v) un numero seleccionado de pozos a partir de una pluralidad de pozos que proporciona el fluido
de yacimiento al o a los separadores. La inyección química se incrementa cuando el grado de espuna esta fuera de un límite oredeterminado . BREVE DESCRIPCIÓN DE LOS DIBUJOS Para un entendimiento detallado de la presente invención, debe hacerse referencia a la siguiente descripción detallada de las modalidades preferidas, tomada junto con los dibujos anexos, en los cuales elementos similares han proporcionado números similares; en donde: la Figura 1 ilustra una espuma o sistema de monitoreo de acarreo de acuerdo con una modalidad de la presente, en donde un densitómetro se utiliza para medir la densidad de una corriente de gas que sale de un separador de petróleo-gas de HP; la Figura 2 es una ilustración esquemática de un sistema de inyección de químico para controlar la inyección de químico en respuesta a las mediciones de espuma en el gas, que sale del separador mostrado en la Figura 1, de acuerdo con una modalidad de la presente invención; y la Figura 3 ilustra una espuma o sistema de monitoreo de acarreo de acuerdo con otra modalidad de la presente invención, en donde una sonda de transmisión se utiliza para medir la densidad de una corriente de gas que sale de un separador de petróleo-gas de HP. Esta invención se refiere a un sistema y método
para monitorear y controlar la espuma en el sitio del pozo. El monitoreo se lleva a cabo al monitorear una comente de gas directamente o primero tomanao una muestra de corriente de inclinación (también referida en forma intercambiable en la presente como una corriente lateral) de la corriente de gas que sale de un separador y después determinando la cantidad de líquido acarreado en la corriente lateral. Una medición de densidad de la corriente lateral se prefiere. La densidad de corriente lateral medida se correlaciona con la cantidad del grado o líquido en la corriente lateral. Esta cantidad es una función de y proporcionar al grado de espuma en el separador particular u otro equipo. El sistema puede incluir además una unidad de inyección química que altere la cantidad de químicos inyectados en el fluido de yacimiento para reducir o eliminar la espuma del fluido de yacimiento. Ilustraciones de los ejemplos de los sistemas preferidos y métodos de la presente invención se proporcionan a continuación. La Figura 1 muestra una porción de un sistema de monitoreo de espuma de acuerdo con una modalidad de la presente invención. El sistema incluye un separador 2 de gas-líquido de alta presión que recibe el fluido de yacimiento del cabezal de pozo mediante el conducto 9. El separador 2 separa el petróleo, el agua y cualquier otro líquido del gas 5 vaporoso, cuyo gas sale mediante una tubería 3 a una salida 4 de gas que se conecta a otros separadores tales como un
* ^*^*M*.**l *é M*i?** separador IP (no mostrado) . Un manguito 6 de muestra se coloca dentro de la tubería 3 para obtener la corriente lateral, que es representativa de la composición de gas/líquido de la corriente de gas en la tubería 3. La corriente lateral fluye a través de una unidad 8 de mezclado, donde las gotitas de líquido se convierten en gotitas de tamaño sustancialmente uniforme para permitir que estas gotitas se mezclen con el gas para que la mezcla pueda parecer que es una fase sencilla a un densitómetro de 10 de Coriolis. Una medición de la densidad se hace en un densitómetro 10. El densitómetro 10 proporciona mediciones o una señal, que puede correlacionarse a la densidad de la mezcla en la corriente de gas en la tubería 3. La corriente lateral entonces fluye a través de un regulador 12 de flujo y se alimenta en otro separador 13 de gas-petróleo que opera a una presión más baja que la del separador 2 de HP. Un regulador 12 de flujo mantiene un flujo constante de la corriente lateral para que las mediciones de densidad hechas por el densitómetro 10 sean exactas. La corriente lateral obtenida por el manguito 6 de muestra pasa a través de una válvula 7, que, junto con el regulador 12 de flujo, controla y mantiene un flujo constante. En una modalidad, el sistema 50 de monitoreo de espuma incluye una pantalla del sitio del pozo y un transmisor 16. Los datos /señales del densitómetro 10 se pasan
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a la pantalla y al transmisor 16 de datos, que despliega la densidad y/o el índice de flujo y/o el contenido de flujo de la corriente lateral, dependiendo de su diseño electrónico y capacidad de cálculo. La conexión puede ser cableada o inalámbrica. El transmisor 16 puede programarse para transmitir datos a un procesador localizado en el sitio de pozo o en una ubicación remota adecuada, como se describe en lo siguiente con respecto a la Figura 2. La Figura 2 representa un aspecto de control de espuma del sistema. La pantalla local y el transmisor 16 de datos se conectan a un sistema 18 de control, que puede ser una computadora con los programas de computadora necesarios y el software para realizar los cálculos necesarios, correlaciones, comparaciones y determinaciones de si la espuma en el separador 2 es aceptable. El sistema 18 de control también envía los comandos adecuados o señales 20 de comando a un controlador 22 de bomba y a otros controladores de bomba (no mostrados) para controlar la inyección de uno o más químicos en el fluido de yacimiento en los pozos de sondeo que producen en el fluido de yacimiento y/o en el separador 2 y/o en el fluido de yacimiento entre el cabezal de pozo y el separador 2. En respuesta a los comandos recibidos del sistema 18 del controlador, el controlador 22 de bomba ajusta la bomba 26 de inyección, que bombea un aditivo o mezcla 30 de
..^^..^ ^ ? ^JH? ..**m~?*-~~m>? a¡lU?r.r . , aditivo, desde un tanque 28 de almacenaje (fuente) a través de un medidor 24 de flujo a una ubicación 32 de inyección adecuada. El controlador 22 de bomba registra ai medidor 24 de flujo por lo menos periódicamente o, en alternativa, el medidor 24 de flujo proporciona retroalimentación continua al controlador 22 de bomba con respecto a la cantidad del aditivo 30 que actualmente se ha inyectado en la ubicación 32 de inyección. El controlador 22 de bomba utiliza esta información a partir del medio 24 de flujo para determinar si algún ajuste se necesita para sus comandos a la bomba 26 de inyección para cambiar el índice de inyección del aditivo 30. Otros controladores de bomba (no mostrados) controlan otras bombas de inyección similares a la bomba 26 mostrada para inyectar los mismos o diferentes aditivos en una forma similar. Las otras bombas y los controladores de flujo asociados no se muestran en la Figura 2. También se encuentra dentro de una modalidad de la presente invención utilizar los datos a partir del densitómetro 10 como una retrolimentación para retinar los comandos de ajuste enviados por el controlador 22 de bomba mediante el sistema 18 del controlador. Un sistema de monitoreo y control de espuma totalmente automatizado puede diseñarse de acuerdo con las Figuras 1 y 2. Nuevamente, las comunicaciones entre los diversos dispositivos de medición de contenido de líquido del sitio del pozo locales o remotos, dispositivos de medición de densidad, densidad, índice de flujo y eí despliegue de espuma/transmisores de ciatos, sistemas de control, computadoras, controladores de bomba, bombas, y medidores de flujo pueden cablearse, ser inalámbricos o una combinación de los mismos. El despliegue/transmisor 16 del local, y el sistema 18 de control pueden integrarse en una unidad común. Alternativamente, la pantalla/transmisor 16 y el controlador de bomba pueden combinarse mientras que el sistema 18 de control puede colocarse en una ubicación remota. En ese caso, la unidad local puede programarse para determinar el contenido de espuma en el gas y controlar la inyección de los químicos localmente o mediante comandos recibidos del sistema de control remoto. De este modo, la presente invención proporciona un sistema de medición y control de espuma del sitio de pozo de circuito cerrado, en donde el sistema mide el contenido de líquido en una corriente de gas para determinar el grado de espuma y en respuesta al mismo ajustar las cantidades de uno o más químicos/aditivos inyectados en el fluido de yacimiento separadores para controlar el nivel de espuma dentro de los límites predeterminados . El petróleo de los múltiples pozos producido en una plataforma común y el petróleo de los múltiples pozos en un campo de petróleo común con frecuencia de separa por los sistemas separadores de petróleo/gas comunes. En tales casos, el sistema de monitoreo
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v control de espuma de la presente .nvencion puede utilizarse para monitorear espuma de cada po; > y controlar la invección química en uno o más de tales pozos . En una modalidad de la presente invención, el sistema de momtoreo de espuma comprende un manguito de muestra (o manguito) equipado con un elemento de tobera para obtener una muestra de la corriente de gas que sale a una presión más alta o separador de HP y/o, si fuera necesario, otros separadores de gas-líquido corriente abajo (separadores intermedios (IP) o de baja presión (LP) ) . La muestra, que forma una corriente de inclinación o corriente lateral, debe ser una representativa de la composición de la corriente de gas, que en la mayoría de los casos incluye componentes de gas y líquido. Por consiguiente, el manguito se diseña para explicar varios aspectos de la operación del pozo, incluyendo el índice de flujo del fluido de yacimiento, la velocidad (índice de flujo) de la corriente de gas, composición de la corriente de gas, los tamaños y distribuciones de las caídas de líquido o las gotitas en la corriente de gas, la presión, temperatura y otros factores relacionados. Esto es para eliminar o disminuir cualquier disturbio a las dinámicas de ios flujos de gas/líquido y mantener la exactitud y capacidad de reproducción de las mediciones de densidad hechas por un densitometro, otro instrumento, detectores o métodos. La recuperación o el elemento de tobera debe ser
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capaz de obtener o aceptar el tamaño más grande de gotitas de líquido que puedan pasar físicamente a través de la corriente de gas que sale del separador del HP u otros separadores si el dispositivo se coloca ahí para monitorear la espuma. Se observa generalmente en pozos de producción que la mayoría de las gotitas de líquido en el gas que sale del separador de HP están en el rango de aproximadamente 4,000 nm a aproximadamente 20,000 nm de diámetro. Sin embargo, algunos estudios sugieren que las gotitas tan grandes como 1.3 cm de diámetro pueden existir en la corriente de gas. Por lo tanto se encuentra dentro de la modalidad de la presente invención tener el elemento de tobera capaz de aceptar gotas de líquido o gotitas hasta de 1.3 cm de diámetro, preferiblemente alrededor de aproximadamente 40,000 nm. Debido a la posibilidad de tener gotitas de gran tamaño presentes en la corriente de gas y la corriente lateral tomada por el manguito de muestras, se prefiere para la presente invención instalar una unidad de mezclado entre el manguito de muestra y un densitómetro cuando este último se utiliza para determinar la densidad de la corriente lateral. La densidad y/o la cantidad correlacionada del líquido en el gas entonces se traslada en el grado o extensión de espuma de la corriente de gas ya sea con un mecanismo de cálculo interno incorporado en el densitómetro mismo o con la ayuda de un procesador (dispositivo de
«n * »*>»** *-. «*.*. -^^^^ computo, tal como una computadora o microprocesador con base le microprocesador) en el sitio de separador o por un dispositivo de cómputo remotamente unido al densitómetro. Esta unidad de mezclado se conecta por lo tanto al manguito de muestras y al densitómetro. Por consiguiente, se encuentra corriente abajo del manguito de muestras y corriente arriba del densitómetro. La unidad de mezclado tiene la función de asegurar que cualquier gota o gotitas de líquido en la corriente lateral se dispersen fina y uniformemente en la fase de gas antes de enviar la corriente lateral al densitómetro, de este modo permitiendo que el densitómetro haga mediciones representativas y disminuya la fluctuación de datos que resulta de los cambios de tamaño de gotitas de líquido. Una unidad de mezclado se necesita donde el densitómetro no puede manejar una muestra heterogénea con las gotitas de líquido en un rango amplio de tamaños. También, una unidad de mezclado puede necesitarse para hacer que la corriente lateral de gas parezca que es un gas de fase "individual" a un densitómetro de tipo particular, aún en presencia de gotitas de líquido. Muchos densitómetros pueden utilizarse para proporcionar mediciones de densidad exactas solamente para medir la densidad de tales muestras de "fase individual" con pequeñas gotitas de líquido, que no pueden obtenerse directamente de la muestra de corriente lateral sacada de la corriente de gas
de salida del separador de gas-petroleo de PH . Varios tipos diferentes de unidades de mezclado pueden utilizarse por la presente invención. Por ejemplo, un mezclador estático con un diseño adecuado puede utilizarse. Alternativamente, una unidad de cizalla puede utilizarse. También se encuentra dentro del alcance de la presente invención utilizar más de una unidad de mezclado. En tal caso, las unidades de mezclado pueden ser del mismo tipo o tipos diferentes. Varios tipos de unidades de mezclado están comercialmente disponibles y de este modo no se describen en detalle en la presente. Como se nota en lo anterior, el nivel de espuma se determina en esta invención al determinar y cuantificar la cantidad de líquido acarreado por el gas que sale del separador de gas-petróleo de HP por un procesador o controlador en o cerca del sitio del separador o en una ubicación remota. El procesador entonces provoca que una unidad de inyección de químicos controle o ajuste el tipo y/o cantidad de aditivos inyectados en el separador o separadores y/o el pozo. Esto proporciona un sistema de circuito cerrado, que disminuye el uso de aditivos y químicos para controlar la espuma . Se encuentra dentro del alcance de la presente invención determinar y cuantificar el líquido ya sea en los separadores mismos o en una corriente de inclinación (también
?ULÁ? .^? ÍA^^ ^,,^^^¿ ^.,^4,fa.^^,¿,^,. ?iJ^ referida como una corriente laterai) desviado de la corriente ele gas que sale de un separador de gas-petróleo, particularmente el separador de HP, el cual está más cerca al apoyo del regulador del pozo. La medición de liquido puede ser directa o indirecta. Una medición directa de la cantidad del componente de líquido en un gas de corriente lateral utilizando un densitómetro se prefiere para la presente invención. Esta medición directa también puede permitir que las instalaciones de un sistema totalmente automatizado monitoree y controle la espuma del sitio del pozo. También se encuentra dentro del alcance de la presente invención tener un controlador remoto o instrumento para manejar la información y enviar los comandos en respuesta a la información para ajustar los tratamientos necesarios. La cantidad de líquido en el gas puede determinarse por un número de métodos. Por ejemplo, una muestra de lote puede recolectarse durante un periodo de tiempo y después analizarse en un laboratorio. Este es un método indirecto. Un ejemplo de un método directo utiliza un densitómetro adecuado para medir la densidad de la corriente lateral y los datos de densidad pueden correlacionarse con la cantidad de líquido presente en una corriente de gas . La cantidad de líquido p ede correlacionarse con la espuma. Se prefiere utilizar un densitómetro para hacer una medición directa de la densidad de la corriente lateral.
Las mediciones pueden hacerse en forma de lote, intermitentemente, semi-continuamente, continuamente o en otras formas prescritas familiares por aquellos expertos en la técnica. Se nota en la presente que no todos los métodos pueden adoptarse para todas las formas. Por ejemplo, si el líquido se determina tomando una muestra y condensando fuera las gotitas, no es viable realizar una medición continua. La medición tiene que ser en forma de lotes o intermitentemente. Cuando un densitómetro se utiliza para hacer mediciones directas de la densidad de un gas de corriente lateral, el densitómetro se coloca corriente abajo y se conecta al manguito de muestra. Si una unidad de mezclado se utiliza, entonces como se describe previamente, la unidad de mezclado se coloca entre y se conecta al manguito de muestra y al densitómetro. El gas de corriente lateral fluye desde el elemento de tobera del manguito de muestra, a través de la unidad de mezclado al densitómetro en la Figura 1. Un densitómetro preferido para hacer tales mediciones directas es un "densitómetro Coriolis". Un densitómetro Coriolis se basa en la teoría del efecto Coriolis . Tales densitómetros están comercialmente disponibles y de este modo se describe en detalle. Como se muestra en las Figuras 1 y 2, se mide una desviación de un fluido fluyente, en una fase individual o equivalente de fase individual, en una tubería en forma de herradura. Esta
d,* .?..i.l,yáaáA.^ ^^fe.^^tiTl|tltfcl|flÉ|Ét| m desviación es una función del flujo de masa y la densidad del fluido. Por consiguiente, la desviación puede convertirse en la densidad de fluido a un índice de flujo constante al realizar los cálculos basándose en el efecto de Coriolis. 5 Siempre que el líquido y el gas estén en un fluido de una fase individual uniforme y la cantidad de líquido sea bastante pequeña, el densitómetro de Coriolis puede medir una densidad equivalente del fluido aunque esta fase no es, hablando estrictamente gaseosa. Por lo tanto es posible medir
10 la densidad de un gas que contiene una pequeña cantidad de líquido, el cual se dispersa finamente en un régimen de vapor anular con pequeñas gotitas en el gas, la fase individual o el fluido equivalente de una fase individual. Los gases, ya sea de una fase individual o equivalente de una fase
15 individual no se diferencian en esta invención cuando un densitómetro de Coriolis se utilice y cuando las gotitas de líquido son más pequeñas que 1,000 nm de diámetro. En este caso, se prefiere instalar una unidad de mezclado entre un manguito de muestra y el densitómetro. 20 Se prefiere, como se describe en la presente, tener los diámetros de gotitas en el rango de aproximadamente 4,000 nm a aproximadamente 20,000 nm para ser capturado más eficientemente por el elemento de toberas del manguito de muestras. También se encuentra dentro de la presente
25 .nvención que dos o más detectores o densitómetros se
utilicen para medir la misma corriente de gas que sale del mismo separador, o diferentes corrientes de gas de diferentes separadores, u otras combinaciones para proporcionar más mediciones para más información para proporcionar un perfil de espuma y/o una verificación cruzada de la exactitud/precisión de las mediciones. Un densitómetro u otros detectores utilizados para medir la cantidad de líquido en la corriente lateral puede requerir un regulador de flujo corriente abajo para poder mantener un flujo constante de la corriente lateral por lo menos durante el periodo para realizar la medición. Esto es particularmente importante cuando un densitómetro de Coriolís se utiliza para medir la densidad ya que el densímetro de Coriolis mide los cambios en el flujo de densidad y de masa. Para poder tener mediciones exactas de la densidad, el flujo de masa necesita mantenerse tan constante como se pueda practicar. De otra manera, los datos obtenidos pueden mal interpretarse y la densidad, de este modo la cantidad de líquido, puede calcularse mal. Opcionalmente , y en particular en un modo de monitoreo de espuma continuo, se prefiere enviar el gas de corriente lateral obtenido a través del elemento de tobera del manguito de muestra y fluir a través del densitómetro a un contenedor de presión menor apropiado, separador, cabezal, tanque de almacenaje u oleoducto. Los datos de líquido, los datos de densidad y/o los
iiiÉflÉÉii fltiÉÉto -«*" aatos de la espuma resultante pueden desplegarse en un panel ae pantalla, en el sitio de pozo o en una ubicación remota. Estos datos también pueden enviarse a diversos controladores, sistemas de control o dispositivos de computo para determinar si la espuma se está deteriorando, mejorando, o permaneciendo estable. Una forma para lograr esto es comparando los datos con un límite predeterminado. Si la espuma está fuera de límite, por ejemplo, puede ser necesario incrementar la cantidad de químicos suministrados al fluido de yacimiento. Tales controladores, sistemas de control o dispositivos de computo pueden estar en el sitio del pozo, en una ubicación remota o ambas. Muchos medios de comunicación adecuados cableados alámbricos o inalámbricos o sus combinaciones pueden utilizarse para recibir y enviar varias señales, comandos, mediciones, ingresos de datos y salidas de datos. El resultado de la determinación de espuma entonces se utiliza como la base para enviar los comandos o señales de comando a las bombas del sitio del pozo, controladores de bomba, u otros dispositivos, que pueden (1) regular o controlar el índice de aditivos de inyección en los diferentes lugares tales como el o los pozos de sondeo del pozo mismo, separadores de gas-petróleo de HP y otros lugares ael equipo de procesamiento en el sitio de pozo, y/o (2) proporcionar otros tratamientos adecuados incluyendo, pero no limitándose a, variar el índice de producción, ajustar una
l*?*.?*.*t ^,.. a-J-^ ..*a-A^.... >. .^^ . ^.^^^ ^ ,„ i fHiJ | || |MÍffll| inyección de corrientes si existiera, ajustar la inyección de químicos para controlar la corrosión etc., cambiar las temperaturas y combinaciones de los mismos. Todas estas mediciones se pretenden para controlar la espuma. El término espuma de control se utiliza en la presente para dar a entender despumante, antiespumante, desemulsificar , o de otra manera suprimir la espuma o inhibir la formación de espuma. Además de utilizar aditivos o químicos para lograr estos objetivos de control de espuma, es posible utilizar medios mecánicos u ondas electromagnéticas tales como ondas ultrasónicas o microondas para romper la espuma, para reducir o suprimir la espuma. Un número de aditivos se conoce que son efectivos para controlar la espuma para los propósitos de la presente invención. Por ejemplo, US 5,853,617, expedida al mismo Cesionario de la presente invención, describe un método y una composición para suprimir espumas con base en petróleo utilizando una combinación de dos desespumadores convencionales -- una fluorosilicona y un siloxano no fluorinado. Otros ejemplos de aditivos adecuados incluyen aditivos convencionales tales como polidiorganosiloxanos, también conocidos genéricamente y generalmente como silicones. Los polidialquilsiloxanos son polidiorganosiloxanos preferidos. En particular, los
polidimetilsiloxanos (PDMS) son más preferidos para la presente invención para controlar la espuma. Las fluorosiliconas , parcialmente siliconas fluorinadas, los copolímeros de bloque de polibutadieno de PDMS, los compuestos de silicona-glicol, aductos de silicona-silicio, ácidos grasos, lípidos hidrolizados , combinaciones de los mismos y/o con PDMS u otros polidiorganosiloxanos son otros ejemplos de aditivos adecuados para la presente invención. Véase la US 5,853,617. Al grado de que la US 5,853,617 describe varias composiciones de antiespuma, desespumado, de aditivo de control de espuma, combinaciones, preparaciones, fuentes comerciales, usos de estos aditivos y el método para utilizar estos aditivos. La patente se incorpora en la presente para referencia. Estos aditivos de control de espuma pueden utilizarse en un número de formas físicas y/o químicas, tales como materiales puros (o no diluidos), soluciones, emulsiones, suspensiones, mezclas, otro tipo de mezclas físicas o preparados, y combinaciones de los mismos. Estos aditivos pueden bombearse en el pozo de petróleo premezclado o separadamente con o sin algún diluyente adicional o solventes. La misma línea de suministro o de suministros diferentes pueden utilizarse para diferentes aditivos, dependiendo de las compatibilidades químicas y físicas, cantidades relativas requeridas y otras propiedades.
Existe un número de turmas que el control de inyecciones de aditivos puede lograrse. Dependiendo del número de pozos en un sitio particular o plataforma marina, la ubicación de los controladores, la ubicación de los operadores y el grado de automatización, puede ser una pluralidad de controladores, tanto local como remoto, una pluralidad de manguitos de muestra, una pluralidad de dispositivos de medición de líquido y una pluralidad de bombas, controladores de bomba, medidores de flujo, etc. Las señales de medición, datos, resultados calculados tales como correlaciones y comparaciones, señales de comando e información de retroalimentación o señales pueden transmitirse o comunicarse por medios alámbricos o inalámbricos. Muchas funciones también pueden construirse en una unidad, se prefiere, para acordar varios beneficios tales como reducir el número de dispositivos de control o unidades e incrementar la velocidad de comunicaciones . Otra modalidad preferida de la presente invención incluye un dispositivo de sonda de transmisión utilizando el principio del difusor de luz para determinar cuando las partículas de petróleo están presentes en la corriente de gas. A medida que más partículas pasan entre la fuente y el detector, la lectura de instrumentos incrementa, indicando un incremento en la densidad óptica e indicando un incremento en la actividad de espuma y una cantidad de acarreo de petróleo.
LÚmSb ,... ¿¿ié » ,^ft a¿ttÜtk La Figura 3 ilustra un sistema de monitoreo de espuma o acarreo en donde una zona de transmisión se utiliza para medir la densidad de una corriente de gas que sale de un separador de petróleo-gas HP. En la Figura 3, un sistema sustancialmente similar al de la Figura 2 se ilustra, excepto en lugar de usar un densitómetro para medir la espuma en una corriente lateral, una sonda 31 de transmisión se utiliza para medir la espuma directamente en la tubería 3 que transporta el gas 5 vaporoso. La sonda 31 de transmisión mostrada es de un tipo que utiliza dos elementos instalados en lados opuestos de la tubería. En otra modalidad, la sonda de transmisión es de un tipo que utiliza solamente un solo elemento. Cualquier detector que pueda medir directamente la espuma en el gas 5 de vapor puede utilizarse con la presente invención, pero preferiblemente es un tipo que utiliza el principio de difusor de luz para determinar cuando las partículas de petróleo estén presentes en la corriente de gas como función de la densidad óptica. En una modalidad preferida, la sonda de transmisión además de enviar una sola al controlador 18 indicando que la espuma también puede enviar una señal que indique las condiciones de falla tales como las fallas de energía o de lámpara. Cuando se utiliza una sonda de dos elementos, preferiblemente los dos elementos se instalan en lados opuestos de la tubería 3, en efecto de regreso a la tubería en una celda tie flujo. Cuando se utiliza una sonda de un solo elemento, puede ser necesario utilizar una configuración de corriente lateral como se muestra en las Figuras 1 y 2. Mientras que la descripción anterior se dirige a un número de las modalidades preferidas de la invención varias modificaciones serán evidentes y se apreciarán por aquellos expertos en la técnica. Similarmente, las teorías y los ejemplos se presentan solamente para ilustrar detalles de la invención para que alguien con experiencia en la técnica pueda entender más fácilmente y apreciar las ventajas. Se pretende que todas las variaciones dentro del alcance de las reivindicaciones se abarquen por la descripción anterior.
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