BRPI0417435B1

BRPI0417435B1 - método para determinar as vazões de um fluido, e, medidor de fluxo

Info

Publication number: BRPI0417435B1
Application number: BRPI0417435-6A
Authority: BR
Inventors: Arnstein Wee
Original assignee: Fmc Kongsberg Subsea As
Priority date: 2003-12-09
Filing date: 2004-12-09
Publication date: 2021-01-26
Also published as: CN1890535A; NO20035481D0; CN100439870C; CA2548063A1; NO20035481L; RU2348905C2; CA2548063C; BRPI0417435A; US20070124091A1; WO2005057142A1; GB2426593B; GB0613211D0; US7469188B2; NO323247B1; GB2426593A; RU2006124233A

Abstract

"MÉTODO PARA DETERMINAR AS VAZÕES DE UM FLUIDO, E, MEDIDOR DE FLUXO". Um método para determinar as vazões e/ou composição de um fluido incluindo uma mistura de múltiplos componentes de um gás e pelo menos um líquido em um tubo inclui as etapas seguintes: medições de fase e perda eletromagnética são executadas em pelo menos duas direções do tubo; o grau de fluxo anular é determinado baseado nas medições da etapa a; a permissividade da mistura de fluxo é calculada baseado nos resultados das etapas a e b, incluindo correções para o grau de fluxo anular; a massa específica de mistura é medida e compensada para o grau de fluxo anular; a temperatura e pressão são obtidas; a velocidade de liquido e gás é determinada, e baseado no conhecimento de massas específicas e permissividades dos componentes da mistura de fluido, e no resultado das etapas anteriores a-f, as vazões de volume e massa do gás e líquido ou líquidos da mistura de fluido são calculadas. Um medidor de fluxo para executar o método também é exposto.

Description

[01] A presente invenção relaciona-se a um método e medidor de fluxo para determinar a composição e vazões de componentes individuais de um fluido de multi-fase, como definido nos preâmbulos das reivindicações 1 e 12, respectivamente.

[02] O problema de como medir misturas de petróleo-água-gás foram de interesse para a indústria de petróleo desde o começo dos anos 80. Desde então pesquisa considerável foi conduzida no desenvolvimento de um medidor de fluxo trifásico adequado para uso em um ambiente industrial.

[03] Há várias técnicas e instrumentos conhecidos para medir fluxo de multi-fase, como será adicionalmente descrito abaixo. Tais instrumentos precisam ser razoavelmente precisos (tipicamente ± 5% de taxa para cada fase), não intrusivos, confiáveis, independentes de regime de fluxo, e adequados para uso através da gama de fração de componente completa. Apesar do grande número de soluções que foram propostas em recentes anos, nenhum medidor de fluxo trifásico comercialmente disponível ainda satisfaz todas estes requisitos.

[04] A saída de um reservatório de petróleo/gás pode variar grandemente, dependendo do local e idade do poço. Além dos componentes de petróleo e gás, água, areia e cera também podem estar presentes no fluxo de poço produzido. Como o local e saída de um poço podem variar tão amplamente, os sistemas que foram projetados para coletar e processar esta saída também variam consideravelmente. O objetivo inicial da indústria de petróleo para desenvolver um medidor de fluxo de multi-fase universal para substituir a solução de medição de separação tradicional/única fase atualmente usada, a monitoração fiscal da saída de um poço, ainda tem que ser realizado.

[05] Medidores de fluxo de multi-fase são usados crescentemente para teste de poço e medição de alocação. A fim de otimizar a produção e vida de um campo de petróleo/gás, operadores precisam ser capazes de monitorar regularmente a saída de cada poço no campo. O modo convencional de fazer isto é usar um separador de teste. Separadores de teste são caros, ocupam espaço valioso em uma plataforma de produção, e requerem um longo tempo para monitorar cada poço por causa das condições de fluxo estabilizado requeridas. Além disso, separadores de teste são só moderadamente precisos (tipicamente ± 5 a 10% de cada vazão de fase) e não podem ser usados para monitoração de poço contínua. Um medidor de fluxo trifásico poderia ser usado no primeiro caso em vez de um separador de teste, e a longo prazo como uma instalação permanente em cada poço. Tal arranjo economizaria a perda em produção normalmente associada com teste de poço. Tal perda é estimada ser aproximadamente 2% para uma instalação em alto mar típica. Medição de alocação é precisada quando um oleoduto comum é usado para transportar a saída de vários poços possuídos por companhias diferentes a uma instalação de processamento. Isto é alcançado atualmente passando a saída de cada poço por um separador de teste antes de entrar no oleoduto comum. Porém, além das desvantagens do separador de teste descrito acima, oleodutos de teste dedicados para cada poço também são requeridos. Um medidor de fluxo trifásico permanentemente instalado ofereceria vantagens significantes para medição de alocação.

[06] De acordo com um grupo de companhias de petróleo principais, os requisitos de precisão para um medidor de multi-fase dentro de uma gama de fração de volume de gás de 0-99% e gama de corte de água de 0-90%, é erro relativo de 5-10% na vazão de líquido e gás e erro de medição de corte de água dentro de 2% abs. Medições mais precisas foram requeridas para aplicações de alocação de produção. Medidores de fluxo trifásicos comerciais são agora geralmente capazes de medir a vazão da fração de fase individual a uma incerteza de menos de 10% através de uma gama razoavelmente extensa de vazões e frações de fase. Há duas áreas de operação que precisam de investigação adicional se incerteza de vazão é para ser reduzida ainda adicionalmente usando técnicas de medição combinacionais atuais: dependência de regime de fluxo e medição de velocidade de fase individual.

[07] A presente invenção objetiva em prover um método e meio que reduzem significativamente esta incerteza, particularmente a incerteza relacionada à dependência de regime de fluxo.

[08] Alguns exemplos de medidores de multi-fase não intrusivos comercialmente disponíveis tais como aqueles conhecidos de NO 304333, NO 304332, US 5.103.181, WO 00/45133 (Figura 5) e US 6.097.786, medem a composição de seção transversal e velocidade das fases para obter vazões. A fim de prover medições precisas, uma mistura homogênea na seção transversal do tubo é requerida. Efeitos devido a não homogeneidade na direção longitudinal do tubo são minimizados normalmente através de amostragem rápida da composição de seção transversal. Medidores de multi- fase não são normalmente montados em uma posição horizontal devido à presença de fluxo laminar, onde água está no fundo do tubo e gás no topo, que distorceria a medição. Conseqüentemente, para alcançar mistura homogênea na seção transversal do tubo de um medidor de multi-fase, é prática comum instalar os medidores de multi-fase de tal modo que o fluxo esteja fluindo em uma direção ascendente ou descendente. Fluxo laminar pode então ser evitado. Porém, quando uma mistura de multi-fase contendo gás e líquidos está fluindo em uma direção vertical, fluxo anular pode ocorrer. Fluxo anular significa que a maioria do líquido está distribuída como um anel ao longo das paredes do tubo e a maioria do gás está concentrada no meio do tubo. Fluxo anular distorce a medição de uma maneira semelhante como fluxo laminar em uma instalação horizontal. Em tubos horizontais, fluxo anular puro onde todo o gás no meio do tubo normalmente só ocorreria em frações de gás mais altas. Porém, quando o fluxo está fluindo em tubos verticais, concentração severa de gás no meio do tubo foi experimentada até mesmo a vazões médias (alguns m/s) e frações de gás tão baixas como 10%. Até mesmo uma concentração do gás no meio do tubo em frações de gás mais baixas introduziria erros de medição severos. Na prática, o líquido está raramente completamente livre de gás. No contexto deste pedido de patente, foi definido o grau de fluxo anular como, um menos a quantidade de gás livre na parede de tubo dividido pela quantidade de gás livre no meio do tubo, como mostrado na equação abaixo.

[09] Onde DOAF = Grau de Fluxo Anular GVFW = A quantidade de gás livre na parede de tubo GVFC = A quantidade de gás livre no meio do tubo.

[10] Em outras palavras, para um grau de fluxo anular de 1,0 (ou 100%), todo o volume de gás está localizado no meio do tubo e todo o volume de líquido está distribuído como um anel ao longo da parede. Além disso, para um grau de fluxo anular de 0 (ou 0%), o volume de gás está distribuído uniformemente ao longo da seção transversal inteira do tubo. Além disso, para um grau de fluxo anular de 0,5 (ou 50%), há duas vezes tanto volume de gás no meio do tubo comparado ao volume de gás na parede de tubo. Os valores GVFW e GVFC só são usados na presente invenção com relação à calibração do modelo matemático descrevendo a relação entre os dados medidos e o grau de fluxo anular e não uma parte direta das equações para cálculo das vazões.

[11] A NO 304333, US 5.103.181, US 6.097.786 e US 5.135.684 usa um densitômetro nuclear. Quando um densitômetro nuclear é usado para medir a massa específica, não é possível obter cobertura completa da seção transversal do tubo. Conseqüentemente, a fim de obter medições precisas, se confia em uma mistura homogênea na seção transversal. Detectores nucleares disponíveis comerciais típicos para medição de massa específica, baseado no pico de keV de Césio 662, têm uma área circular com um raio de 5,08 cm e mais baixo. Para sistemas de energia duais (raio x raio y) como descrito em US 5.135.684 e US 6.097.786, a área é normalmente até mesmo menor devido à necessidade por uma janela composta no tubo a fim de permitir radiação da radiação de raio X de energia baixa passar pelo tubo. A área de cobertura em um tubo de 5,08 cm com um densitômetro de raio y comercialmente disponível típico é tipicamente 70-80% da área de seção transversal total do tubo. Porém, quando usado em um tubo de 15,24 cm, é difícil alcançar cobertura de mais de 30% da seção transversal do tubo. Um modo para aumentar a cobertura é colocar a medição de massa específica dentro de uma passagem de venturi como em US 5.135.684. Porém, colocar a medição de massa específica nuclear dentro de uma passagem de venturi também aumenta a quantidade de fluxo anular na seção de medição. Quando a fonte e detector são colocados no meio do tubo, uma massa específica baixa demais será medida em fluxo anular. O erro na medição aumentará quando a área do tubo é aumentada. Um modo para compensar este efeito é colocar o densitômetro fora de centro. Porém, os erros de medição devido à concentração de gás no meio do tubo ainda seriam significantes.

[12] Ainda outro modo para minimizar o efeito de fluxo anular é usar um dispositivo de mistura. US Re. 36.597 descreve um método, onde um medidor de deslocamento positivo é usado para ambos medir a vazão total e homogeneizar a mistura de multi-fase antes da medição de composição. Fluxo anular é então minimizado; porém, o medidor de multi-fase se torna altamente intrusivo e frágil como depende de uma restrição mecânica ou dispositivo giratório localizado no fluxo de multi-fase. A repetibilidade da medição com o tempo também seria vulnerável à erosão de areia. Outro modo para reduzir a presença de fluxo anular é usar um misturador. US 5.135.684 se refere a um método onde um tanque é usado para homogeneizar o fluxo de multi-fase. Porém, a estrutura é altamente intrusiva, assim criando uma queda de pressão e conseqüentemente limitando as capacidades de produção dos poços. O desempenho do misturador também seria dependente da vazão e padrão tal como comprimento de partes de gás e líquido e portanto poderia limitar o envelope operacional de um tal medidor de multi-fase. Outro método baseado em mistura do fluxo de multi-fase é descrito em US 6.272.934.

[13] Ainda outro modo para reduzir o efeito de fluxo anular para executar a medição de composição na seção transversal de um venturi anular é mostrado em WO 00/45133, Figura 1. Porém, este método também é intrusivo e a repetibilidade da medição com o tempo também seria vulneráveis à erosão de areia.

[14] Também conhecidos são medidores de composição de multi- fase e fluxo baseados em microondas. US 4.458.524 expõe um medidor de fluxo de multi-fase que mede a permissividade (constante dielétrica), massa específica, temperatura e pressão. Tal dispositivo usa deslocamento de fase entre duas antenas receptoras para determinar a permissividade.

[15] Outras técnicas são adicionalmente conhecidas serem baseadas em medição de freqüência de ressonância. Exemplos de tais técnicas estão expostos em WO 03/034051 e US 6.466.035. Técnicas baseadas em medições de freqüência de ressonância são normalmente limitadas a condições de multi- fase, onde a perda dentro do tubo é pequena e portanto não trabalharia normalmente para aplicações de corte de água altas e água salina devido à alta perda dielétrica da mistura. US 5.103.181 descreve um método baseado em medição de padrões de interferência construtivos e destrutivos no tubo.

[16] Também conhecidos são medidores de fluxo de multi-fase baseados em determinação de permissividade da mistura de multi-fase usando sensores de capacitância e indutância. Exemplos de tais métodos podem ser achados em WO 00/45133 e NO 304333. Estes dispositivos utilizam uma freqüência mais baixa para medições de permissividade comparada a sistemas baseados em RF e microondas, e são portanto muito mais sensíveis a mudanças na salinidade de água e tamanho de gotícula do fluxo de multi-fase. Usando uma freqüência mais baixa também é difícil para projetar uma única unidade de medição capaz de executar medições de seção transversal em ambas as condições de fluxo contínuo de petróleo e água e qualquer tamanho de gotícula como a impedância relativa de fluxo contínuo de petróleo e água difere por muitas ordens de magnitude em baixa freqüência. Medidores de fluxo baseados em capacitância e indutância também são mais propensos a problemas de deriva de medição como o sensor e eletrodos são parte de um circuito eletrônico. Os parâmetros do circuito eletrônico são medidos comparando-os a valores de referência que precisam ser estáveis dentro de alguns picofarads a fim de obter a precisão requerida. Tal estabilidade é difícil de alcançar por causa de deriva de capacitância de linha de sinal, derivas de temperatura e capacitâncias parasitas no sistema relacionado tal como formação de sólidos ou filme de petróleo/água nas paredes de tubo.

[17] Porém, nenhuma das técnicas supracitadas é ambas não intrusiva e capaz de executar medições precisas das vazões em condições de fluxo anulares ou quando a concentração de gás é mais alta no meio do tubo. Assim, o propósito principal da presente invenção é prover um método para medições precisas da vazão dos componentes individuais de uma mistura de multi-fase a qualquer regime de fluxo, incluindo fluxo anular e concentração de gás severa no meio do tubo, sem usar um dispositivo de mistura mecânica ou condicionador de fluxo.

[18] É um propósito desta invenção prover um método para identificar concentração de gás no meio do tubo e para adicionalmente compensar medições de permissividade e massa específica para o erro de medição relacionado ao grau de fluxo anular.

[19] É adicionalmente um propósito desta invenção prover um aparelho melhorado para evitar as limitações supracitadas do desempenho de técnicas presentemente conhecidas para medições de fluxo de multi-fase.

[20] É ainda adicionalmente um propósito desta invenção prover uma única estrutura de baixo custo para executar medição precisa de vazões de petróleo, água e gás. E, é um propósito desta invenção prover uma estrutura quase não intrusiva para executar as medições sem a necessidade por um dispositivo misturador a montante.

[21] O método de acordo com a presente invenção inclui as etapas seguintes: a. medições de fase e perda eletromagnética são executadas em pelo menos duas direções do tubo; b. o grau de fluxo anular é determinado baseado nas medições da etapa a; c. a permissividade da mistura de fluxo é calculada baseada nos resultados das etapas a e b incluindo correção para o grau de fluxo anular; d. a massa específica de mistura é medida e compensada para o grau de fluxo anular; e. a temperatura e pressão são obtidas; f. a velocidade de líquido e gás é determinada; e g. baseado no conhecimento de massas específicas e permissividades dos componentes da mistura de fluido, e o resultado das etapas anteriores a-f, as vazões de volume e massa do gás e líquido ou líquidos da mistura de fluido são calculadas.

[22] O medidor de fluxo de acordo com a invenção é adicionalmente caracterizado pelas características como definidas na reivindicação independente 12.

[23] As Reivindicações dependentes 2-11 e 13-21 definem concretizações preferidas da invenção.

[24] A invenção será descrita adicionalmente no seguinte, por meio de exemplo, com referência às figuras onde: Figura 1 mostra uma representação gráfica de quatro exemplos de fluxo anular por uma seção transversal de um tubo de 10,16 cm; Figura 2 mostra uma vista secional longitudinal esquemática de um primeiro medidor de fluxo de acordo com a invenção; Figura 3 mostra uma vista de seção transversal esquemática ao longo da linha III-III na Figura 2; Figura 4 é um esboço em uma escala maior de um detalhe da Figura 2; Figura 5 mostra diferença de fase como uma função de freqüência em baixa perda para o medidor de fluxo da Figura 2; Figura 6 mostra o campo eletromagnético abaixo da freqüência de corte TE11 ou em alta perda dentro de um medidor de fluxo de acordo com a Figura 2; Figura 7 mostra o campo elétrico para os modos de guia de onda TE11 e TM01 na seção transversal de um medidor de fluxo de acordo com a Figura 2; Figura 8 mostra diferença de fase como uma função de freqüência em baixa perda para o medidor de fluxo da Figura 2; Figura 9 mostra as medições de freqüência não compensadas para vários líquidos em fluxo anular puro para o medidor de fluxo da Figura 2; Figura 10 mostra medições correspondendo a Figura 9, compensadas para fluxo anular; Figura 11 mostra as medições de GVF (% Gás) não compensadas para vários líquidos em fluxo anular puro; Figura 12 mostra medições correspondendo à Figura 11, compensadas para fluxo anular; Figura 13 mostra uma segunda concretização de um medidor de fluxo de acordo com a invenção; Figura 14 mostra uma terceira concretização de um medidor de fluxo de acordo com a invenção; Figura 15 mostra uma quarta concretização de um medidor de fluxo de acordo com a invenção; Figura 16 mostra uma quinta concretização de um medidor de fluxo de acordo com a invenção; e Figura 17 mostra uma sexta concretização de um medidor de fluxo de acordo com a invenção.

[25] O método de acordo com a invenção inclui três elementos principais como segue: 1) Medições para determinar a variação de concentração de gás na seção transversal de tubo, isto é, grau de fluxo anular. 2) Medições dos componentes de fluxo, por exemplo, petróleo, água e gás, em uma seção transversal do tubo. Isto inclui medição de permissividade, massa específica e obter a temperatura e pressão do fluxo. As medições de permissividade e massa específica são compensadas para a variação de concentração de gás na seção transversal do tubo. 3) Medições de velocidade de líquido e gás. Combinando as medições de pontos 2) e 3) acima e conhecendo a área de seção transversal do tubo (sensor) e a massa específica de petróleo, água e gás - é possível calcular as vazões volumétricas e baseadas em massa de petróleo, água e gás.

[26] A fraqueza de medidores de multi-fase existentes está relacionada principalmente a dois fatores, a saber que: 1) Medidores de multi-fase existentes se confiam em uma mistura homogênea entre petróleo, água e gás na seção transversal do tubo. Em grande variação de concentração de gás na seção transversal de tubo, grandes erros de medição ocorrerão. Na Figura 1 é mostrada uma representação gráfica do efeito na medição de GVF (% Gás) com um densitômetro de raio gama típico baseado em um detector de 5,08 cm 1 e uma fonte de raio gama 34 para quatro exemplos de fluxo anular, onde todo o gás 37 está no meio do tubo e todo o líquido 38 está distribuído ao longo da parede de tubo. Embora isto seja um caso extremo como todo o gás está concentrado no meio do tubo, ilustra que grandes erros ocorrerão nas medições. 2) Necessidade de usar um elemento de mistura mecânico. Alguns medidores de multi-fase usam um dispositivo misturador mecânico para homogeneizar o fluxo de multi-fase. Um misturador reduziria a quantidade de fluxo anular; porém, faz o medidor altamente intrusivo. Alguns dos misturadores também podem conter objetos mecânicos móveis que são vulneráveis à erosão de areia e poderiam até mesmo ser danificados por variações rápidas na velocidade associada com iniciação de um poço.

[27] A singularidade da presente invenção é a habilidade para detectar a presença e grau de fluxo anular e compensar o erro de medição relacionado ao grau de fluxo anular.

[28] A Figura 2 anexa ilustra um medidor de fluxo de acordo com a invenção. As antenas 16, 17, 18, 19,20 e 21, como pode ser visto em mais detalhe na Figura 4, são em efeito condutores coaxiais que são inseridos no tubo e projetadas de tal modo que o fio condutor central 22 esteja isolado da parede de tubo 24 por um material dielétrico 23 tal como plástico ou cerâmica. Três das antenas são neste exemplo usadas como transmissores, e são portanto dados prefixo Tx, e três das antenas são usadas como receptores e portanto dados um prefixo Rx. A direção do fluxo é ilustrada por uma seta 25. Um densitômetro 29 também faz parte do medidor de fluxo. Um sistema eletrônico capaz de transmitir e receber um sinal de banda larga (típico 10 MHz - 4,0 GHz) nas várias antenas, um computador e dispositivos para medição de temperatura e pressão também fazem parte do medidor de fluxo. Mas para simplicidade, estes dispositivos são omitidos de todas as figuras e da discussão adicional como será claro à pessoa qualificada como eles podem ser implementados. O arranjo de tubo da Figura 2 também pode ser referido como um sensor no contexto deste pedido de patente.

[29] Medições de perda e fase são executadas medindo a potência recebida e diferença de fase de um sinal de banda larga (típico 10 MHz - 4,0 GHz) que é transmitido de uma antena transmissora e recebido em duas antenas receptoras localizadas a um comprimento diferente da antena transmissora. A medição é feita pelo menos em dois e preferivelmente três planos no tubo, onde um plano está na seção transversal, um segundo está na direção longitudinal e um terceiro a um ângulo (tal como 45 graus) à direção de fluxo. A freqüência é variada tipicamente de 10 MHz até 4,0 GHz dependendo do diâmetro de tubo. Registrando a freqüência em pelo menos três diferenças de fase predeterminadas e usando uma constante de calibração para o sistema, a permissividade dentro do tubo pode ser medida em todas as direções. Baseado nas medições da permissividade nas várias direções, o grau de fluxo anular pode ser medido e compensado usando um modelo matemático tais como redes neurais desde que as várias medições são afetadas diferentemente por concentração de gás no meio do tubo.

[30] A Figura 5 mostra a medição da diferença de fase contra a freqüência de um medidor de fluxo de acordo com a Figura 2 em alta perda dentro do tubo. Quando a perda dentro do tubo é alta, o campo eletromagnético se comportará de acordo com a teoria de onda plana. Quando o fluxo é bem misturado, a curva de fase contra freqüência 4 é mais ou menos linear como mostrada na Figura 5. Quando gás está concentrado no meio do tubo, a curva 5 é mais não linear. Conseqüentemente, analisando a distribuição das medições de fase, o fluxo anular também pode ser detectado e compensado. Um modo para desenvolver um modelo matemático descrevendo o comportamento desta característica é usar dados empíricos e treinar uma rede neural para detectar fluxo anular e compensar a medição. A rede poderia ser treinada para predizer a permissividade misturada de poço correspondente ou freqüência de medição, onde permissividade misturada de poço ou freqüência neste contexto significa a permissividade teórica ou freqüência que teriam sido medida em uma mistura de multi-fase homogênea equivalente.

[31] Testes de laboratório baseados neste método proveram 100% de identificação de fluxo anular, e grande redução em erros de medição devido a fluxo anular.

[32] Quando o tubo atua como um guia de onda (baixa perda), a permissividade é medida medindo uma freqüência relacionada à freqüência de corte para alguns dos modos de guia de onda do tubo. A distribuição do campo elétrico e magnético dentro de um tubo é dependente de freqüência. Tabela 8.9, na página 425 de Capôs e Ondas em Eletrônica de Comunicação, escrita por S. Ramo, J. R. Whinnery e T. V. Duzer (John Wiely & Sons, 1964, segunda edição) mostra linhas de campo elétrico e magnético e as freqüências de corte correspondentes para as várias classes de ondas de TM e TE (modos de guia de onda) de um tubo circular. Figura 6 mostra o campo eletromagnético dentro de um medidor de fluxo de acordo com a Figura 2 a alta perda ou a uma freqüência bem abaixo da freqüência de corte TE11 do tubo. Abaixo da freqüência de corte mais baixa do tubo, que é TE11, o campo eletromagnético se propagará de acordo com a teoria de onda plana como ilustrado pelas setas 6 na Figura 6. Figura 7 mostra as linhas de campo elétrico dos dois modos de guia de onda mais baixos de um guia de onda circular, a saber TE11 7 e TM01 8. Quando o campo elétrico (campo E) no tubo muda de propagação de onda plana em TE11, uma etapa ocorre na diferença de fase 9 das antenas receptoras como mostrado na Figura 8. Aplicando uma varredura de freqüência no transmissor e medindo a freqüência em pelo menos três diferenças de fase predeterminadas, a freqüência da etapa de fase, que é uma medida da freqüência de corte TE11 do tubo, pode ser calculada.

[33] Uma medição da permissividade dentro do tubo executada na direção longitudinal do tubo pode ser obtida colocando um refletor de microondas 12, tal como uma cruz ou aba com um comprimento de aproximadamente 0,5 diâmetros de tubo, a uma distância predeterminada da antena transmissora. Tal arranjo é mostrado na Figura 13, onde um refletor de microondas 12 é colocado a montante da antena transmissora Tx3 19.

[34] Figura 8 mostra a diferença de fase medida contra freqüência para o arranjo de sensor da Figura 15 em baixa perda. O local de freqüência da mudança de fase 9 corresponde à freqüência de corte do modo de guia de onda TE11 da garganta de venturi 10. O local de freqüência da mudança de fase 13 da Figura 8 corresponde à primeira reflexão de meia-onda entre a antena transmissora Tx3 19 e o refletor 12, que está acima da freqüência de corte TE11 do tubo grande 11 e é uma função da permissividade dentro do tubo. Semelhantemente, a mudança de fase 15 corresponde à freqüência da primeira reflexão de meia-onda entre a antena transmissora Tx3 19 e o refletor 12, que está acima da freqüência de corte TM01 do tubo grande 11. Os locais de freqüência dos deslocamentos de fase 9, 13 e 15 também são uma função da permissividade dentro do tubo. Conseqüentemente, medindo o local de freqüência dos deslocamentos de fase 9, 13 e 15 e usando uma constante de calibração para o sistema, três medições da permissividade dentro do tubo podem ser obtidas. TE11 7 e TM01 8 têm distribuições de campo E diferentes na seção transversal do tubo como mostrado na Figura 7. Desde que uma medição é executada na seção transversal e duas medições são executadas na direção longitudinal baseado nos modos de guia de onda TE11 e TM01, as três medições são afetadas diferentemente por uma mistura não homogênea na seção transversal do tubo, tal como concentração de gás no meio do tubo (fluxo anular). As medições podem ser obtidas executando uma varredura de freqüência em Tx1 16 e medindo a freqüência em pelo menos três diferenças de fase predeterminadas em Rx1 17 e Rx2 18. O local de freqüência destes deslocamentos de fase é usado como um ponto de partida para uma segunda e terceira varreduras de freqüência transmitindo em Tx3 19 e gravando a fase entre Rx3 20 e Rx2 18. Primeiro, a freqüência é adicionalmente aumentada gravando a freqüência em pelo menos três diferenças de fase predeterminadas a fim de identificar o local de freqüência do deslocamento de fase 15. Então, a freqüência é reduzida enquanto registrando a freqüência em pelo menos três diferenças de fase predeterminadas para identificar o local de freqüência do deslocamento de fase 13. Baseado nas freqüências registradas para os deslocamentos de fase 9, 13 e 15 e usando constantes de calibração para o sistema, a permissividade dentro do tubo pode ser medida. Baseada nestas três medições da permissividade, o grau de fluxo anular pode ser calculado usando um modelo matemático tais como redes neurais como as três medições são afetadas diferentemente pelo grau de fluxo anular. O modelo pode ser derivado baseado em dados empíricos obtidos medindo os deslocamentos de fase 9, 13 e 15 para uma gama extensa de graus conhecidos de fluxo anular. O grau calculado de fluxo anular é usado então para compensar a permissividade e medição de massa específica usando um modelo matemático derivado experimental tal como uma rede neural.

[35] Em baixa perda, o grau de fluxo anular também pode ser medido selecionando uma freqüência de medição que está bem abaixo da freqüência de corte TE11 do tubo e medindo a perda em dois ou mais planos do tubo. Ao usar este método em baixa perda para medir o grau de fluxo anular, o refletor 12 pode ser omitido do medidor de fluxo, fazendo-o menos intrusivo. Como a freqüência de corte de TE11 9 é uma função da permissividade da mistura de multi-fase dentro do tubo, a freqüência de medição variará como uma função da permissividade. Na freqüência de medição, o tubo não atuaria como um guia de onda e conseqüentemente o campo E será como mostrado em 7 da Figura 7. A uma freqüência que está bem abaixo da freqüência de corte de TE11, o campo E se propagará de acordo com a teoria de onda plana como mostrado em 6 da Figura 6. A perda é medida transmitindo na freqüência de medição selecionada bem abaixo da freqüência de corte de TE11 na antena Tx1 16 da Figura 2 e registrando a potência recebida na antena Rx1 17 e antena Rx2 18 da Figura 2. Então, usando a mesma freqüência, a próxima etapa é transmitir na antena Tx3 19 e receber na antena Rx2 18 e Rx3 20. Um terceiro plano pode ser obtido transmitindo na antena Tx3 19 e recebendo na antena Rx2 18 e Rx1 17. Baseado na perda medida nos dois ou três planos de medição, o grau de fluxo anular pode ser calculado usando um modelo matemático experimentalmente derivado e usado para compensar a permissividade e medições de massa específica usando um modelo matemático tal como uma rede neural.

[36] Figura 9 mostra a freqüência medida contra a freqüência teórica baseado no plano de medição de seção transversal para uma gama vazia de gás (GVF) de 0-64% a um grau de fluxo anular de 1,0 e uma gama extensa de líquidos. A freqüência medida é a freqüência média de três diferenças de fase predeterminadas diferentes e a freqüência teórica neste contexto significa o valor teórico que teria sido medido em uma mistura de multi-fase homogênea equivalente, onde o grau de fluxo anular é 0,0. Figura 10 mostra as medições de freqüência compensadas baseadas no método descrito acima usando uma rede neural como o modelo matemático para calcular o valor de freqüência homogêneo teórico. Figura 11 mostra as medições não compensadas de GVF (% Gás) para uma gama de GVF de 0-64% a um grau de fluxo anular de 1,0 e uma gama extensa de líquidos. Figura 12 mostra as medições do GVF compensado para o grau de fluxo anular.

[37] A fim de calcular as frações de petróleo, água e gás na seção transversal do tubo, uma medição da massa específica de seção transversal também é requerida. Esta medição também seria afetada pelo grau de fluxo anular. Conhecendo o grau de fluxo anular no tubo, a medição de massa específica pode ser compensada para o efeito nas medições de uma maneira semelhante usando um modelo matemático experimentalmente derivado, tal como uma rede neural.

[38] A medição de massa específica é, de acordo com a invenção, executada em dois modos dependendo da aplicação: 1) Absorção de raio gama (Figuras 13 e 17). Medindo a absorção de raio gama 33 da mistura de multi-fase baseado em radiação de uma fonte de raio gama 34 e conhecendo o coeficiente de absorção de petróleo, água e gás e a permissividade da mistura de multi-fase e a permissividade de petróleo, água e gás, é possível calcular a massa específica de mistura em um cálculo iterativo. Como parte desta iteração, a medição de absorção de raio gama pode ser corrigida para a presença de fluxo anular por um modelo matemático, tal como uma rede neural. 2) Medição de fluxo de massa por venturi (Figuras 14 e 15). Um venturi pode ser usado para medir a massa específica da mistura. A queda de pressão pela entrada 30 de um venturi é uma função do fluxo de massa e massa específica da mistura de multi-fase. Além disso, a queda de pressão pela saída 31 do venturi é uma função do fluxo de massa, massa específica e compressibilidade da mistura de multi-fase. Combinando a medição de pressão da entrada 30 e saída 31 do venturi, junto com a medição da velocidade de gás e líquido de correlação cruzada (descrita na seção abaixo), é possível calcular a massa específica de mistura de uma maneira iterativa. Porém, a um grau de fluxo anular acima de 0, um erro será introduzido à medição de massa específica. Então, como parte da iteração, a medição pode ser corrigida para o grau de fluxo anular.

[39] Uma combinação de medições de absorção de raio gama (pt 1) e venturi (pt 2), por exemplo como mostrado nas Figuras 16 e 17, também pode ser usada. Esta combinação pode em alguns casos estender o envelope de operação do sistema de medição e aumentar a precisão de medição. Nas Figuras 16 e 17, o densitômetro de raio gama é colocado dentro da garganta de venturi junto com as antenas tal que as medições possam ser executadas sob as mesmas condições. Porém, o densitômetro de raio gama 33 e 34 também pode ser colocado em qualquer extremidade do sensor, mas então requer um modelo de compensação para corrigir a diferença entre a garganta de venturi 10 e tubo 11. Este modelo de correção pode ser derivado baseado em dados empíricos. Quando as antenas são colocadas dentro de uma garganta de venturi, as antenas 16, 17 e 18 têm que estar aproximadamente 0,5 diâmetros de garganta 10 do começo da garganta de venturi; caso contrário, a medição da freqüência de corte será influenciada pelo diâmetro do tubo grande 11. Alternativamente a fim de fazer o sensor mais compacto, a medição de seção transversal em tal arranjo pode ser colocada mais no meio da garganta de venturi, como mostrado na Figura 17. Duas antenas adicionais são adicionadas agora à garganta de venturi, isto é Rx4 35 e Rx5 36. A medição de seção transversal pode ser obtida agora transmitindo em Tx3 19 e recebendo em Rx4 35 e Rx5 36.

[40] O sensor é usado para medir a composição e velocidade (líquido e gás) da mistura de multi-fase. Abaixo está uma descrição mais detalhada das equações envolvidas. Medição de velocidade

[41] Transmitindo e medindo continuamente a perda no par de antenas Tx1 16/Rx2 18 e Tx2 21/Rx3 20 localizadas a uma distância conhecida S+L 26, alguém pode criar dois sinais variados em tempo que estão deslocados em tempo igual ao tempo que leva o fluxo de multi-fase para viajar entre os dois pares de antenas. A freqüência de medição é selecionada tal que pouca energia esteja indo na direção longitudinal. Em baixa perda, a freqüência típica estaria substancialmente abaixo da freqüência de corte TE11 do tubo. Correlatando de forma cruzada os dois sinais usando a fórmula: Equação 1:

onde x(t) e y(t) são os sinais amostrados, o atraso de tempo T pode ser calculado. O atraso de tempo T entre os sinais x(t) e y(t) é uma medida do tempo que leva uma perturbação no fluxo para ir do primeiro ao segundo par de antenas. Usando sinais de alta freqüência para medir as perturbações de fluxo também habilita o uso de taxas de amostragem altas desde que é possível executar medições únicas dentro de alguns microssegundos. Conseqüentemente, o sinal contém informação sobre pequenas variações tais como pequenas bolhas de gás na fase líquida ou gotículas de água na fase de petróleo ou gotículas de petróleo na fase de água que representa tipicamente a velocidade do líquido, e grandes variações tais como partes de gás que representam a velocidade da fase de gás. Aplicando a filtragem apropriada dos dados amostrados e ordenando estatisticamente as velocidades correlacionadas de forma cruzada, é possível obter uma medida de ambas a velocidade de líquido e gás (vliq e vgás). Medição de Composição

[42] Porém, a fim de medir as vazões de petróleo, água e gás, é requerido medir a composição de seção transversal (% petróleo, % água e % gás) da mistura de multi-fase de petróleo, água e gás. Medindo a permissividade de mistura εmix e massa específica de mistura pmix, as equações seguintes podem ser usadas: Equação 2: Φpetroleo + Φágua + Φgás = 1, onde: Φpetroleo = Fração de volume de seção transversal de petróleo Φágua = Fração de volume de seção transversal de água Φgás = Fração de volume de seção transversal de gás Equação 3: Φpetr0leo x ppetróleo x Φágua x págua + Φgás x pgás = pmix Ppetróleo = Massa específica de petróleo Págua = Massa específica de água Pgás = Massa específica de gás Pmix = Massa específica Medida

[43] Uma medição de temperatura e pressão também é requerida a fim de compensar os parâmetros de massa específica anteriores para variações de temperatura e pressão mas, para simplicidade, estes serão omitidos nas discussões seguintes do princípio de medição.

[44] A equação de mistura de Bruggeman relaciona a permissividade (constante dielétrica) de uma mistura de dois componentes às frações de volume dos componentes. Se a mistura de dois componentes for gotículas como uma fase interna dispersa em um meio contínuo de uma fase externa, a equação se torna: Equação 4:

onde: εinterno = Permissividade da fase interna (fase dispersa) εexterno = Permissividade da fase externa (fase contínua) εmistura = Permissividade medida da mistura Φinterno = Fração de volume de fase interna (fase dispersa) Φexterno = Fração de volume de fase externa (fase contínua)

[45] Uma medição de temperatura e pressão também é requerida a fim de compensar os parâmetros de permissividade anteriores para variações de temperatura e pressão mas, para simplicidade, estes serão ignorados para as discussões seguintes do princípio de medição.

[46] A equação acima também pode ser usada para uma mistura trifásica tal como petróleo, água e gás na qual a fase interna é uma combinação bem misturada de duas das fases dispersas em uma fase externa. Por exemplo, uma mistura de petróleo/água interna pode ser dispersa em um meio contínuo externo de gás e semelhantemente, bolhas de gás podem ser dispersas em um meio contínuo externo de uma mistura de petróleo/água.

[47] A freqüência de corte mais baixa de um guia de onda circular, tal como a seção de tubo do medidor de fluxo, é TE11 em: Equação 5:

onde: fc = Freqüência de corte r = Raio de tubo ε = Permissividade (constante dielétrica) dentro do guia de onda (tubo) μ = Permeabilidade dentro do guia de onda (tubo)

[48] Abaixo da freqüência de corte, o campo elétrico 6 se propagará de acordo com a teoria de onda plana como ilustrado na Figura 6. Em baixa perda no tubo e acima da freqüência de corte fc, o campo elétrico no tubo é mostrado em 7 na Figura 7, que corresponde a TE11. Quando o campo no tubo muda de propagação de onda plana em TE11, uma etapa ocorre na diferença de fase das antenas receptoras Rx1 17 e Rx2 18 da Figura 2. A etapa de fase é ilustrada em 9 da Figura 8. Aplicando uma varredura de freqüência no transmissor Tx1 16 e medindo a freqüência em pelo menos três diferenças de fase predeterminadas entre as duas antenas receptoras, o local de freqüência (freqüência medida) da mudança de etapa na diferença de fase entre as antenas receptoras pode ser medida. Então, a freqüência medida é uma medida da freqüência de corte fc do tubo.

[49]

fc = Freqüência de onda eletromagnética (freqüência de corte de TE11)

[50] freqüência fc com uma permissividade conhecida dentro do tubo tal como vácuo onde a permissividade é 1,0.

[51] A permissividade da mistura em alta perda dentro do tubo (sensor) é medida aplicando uma varredura de freqüência a uma das antenas transmissoras 16 ou 19 e registrando a freqüência em pelo menos três diferenças de fase predeterminadas entre duas das antenas receptoras 17/18 ou 18 /20 localizadas a uma distância S e distância L da antena transmissora. Abaixo da freqüência de corte ou quando a perda dentro do tubo é grande, o campo elétrico se propagará de acordo com a teoria de onda plana. A diferença de fase entre as duas antenas receptoras representa o tempo de viagem de onda entre os dois pontos e pode ser escrita como: Equação 7: onde:

ΔS = L-S (26) Δθ = Diferença de fase entre antenas receptoras X = Comprimento de onda

[52] De acordo com a teoria de onda plana, a velocidade de uma onda eletromagnética pode ser expressa como: Equação 8:

onde: f = Freqüência de onda eletromagnética X = Comprimento de onda de onda eletromagnética ε = Permissividade (constante dielétrica) dentro do tubo μ = Permeabilidade dentro do tubo c = Velocidade da luz

[53] Desde que a freqüência é medida em diferença de fase predeterminada, as equações 6 e 7 podem ser combinadas dando: Equação 9:

onde: CÁ6 f = Freqüência de onda eletromagnética ε = Permissividade (constante dielétrica) dentro do tubo k1 pode ser determinado medindo a freqüência na diferença de fase Δθ com uma permissividade conhecida dentro do tubo.

[54] A permissividade dentro do tubo é medida em pelo menos duas direções. Primeiro, o transmissor está transmitindo em Tx1 16 e recebendo em Rx2 18 e Rx1 17 (Figura 2) executando uma medição da permissividade na seção transversal do tubo. Então, o transmissor está transmitindo em Tx3 19 e medindo em Rx2 18 e Rx3 20 executando uma medição da permissividade na direção longitudinal do tubo. Também é possível executar medições da permissividade transmitindo em Tx3 19 e recebendo em Rx1 17 e Rx2 18 e conseqüentemente executando uma medição que se acha entre as medições de seção transversal e longitudinal.

[55] O efeito de fluxo anular em várias direções de medição pode ser explicado como segue. Quando o fluxo é bem misturado, a diferença de fase contra freqüência seria quase linear. Se o fluxo for anular, que distorce a simetria do caminho L e S do transmissor aos receptores a diferença de fase seria muito mais curvada. As antenas longitudinais (18, 19 e 20), como mostrado na Figura 2, são menos afetadas por fluxo anular como a simetria é mantida também em fluxo anular.

[56] Medindo a freqüência em várias diferenças de fase predeterminadas, é possível ambos detectar e compensar o efeito nas medições. Dados experimentais mostraram que o efeito na medição está relacionado à inclinação (dθ/df) da diferença de fase. Um modo para compensar o erro introduzido por fluxo anular é primeiro treinar uma rede neural para calcular o grau de fluxo anular. Então, uma segunda rede neural poderia ser treinada para compensar o erro na medição de permissividade relacionada ao grau de fluxo anular.

[57] A presença de fluxo anular também pode ser medida, medindo a perda na direção de seção transversal e longitudinal. Primeiro, o transmissor está transmitindo em Tx1 16 e recebendo em Rx2 18 e Rx1 17, assim executando uma medição da perda relativa na seção transversal do tubo. Então, o transmissor está transmitindo em Tx3 19 e medindo em Rx2 18 e Rx3 20, executando uma medição da perda relativa na direção longitudinal do tubo. Também é possível executar medições transmitindo em Tx3 19 e recebendo em Rx1 17 e Rx2 18 e conseqüentemente executando uma medição que se acha entre as medições de seção transversal e longitudinal. A um grau de fluxo anular acima de 0, a medição longitudinal seria diferente comparada à medição de seção transversal. A medição tem que ser feita de tal modo que o tubo não atue como um guia de onda. Um modo para alcançar isto é selecionar uma freqüência de medição que está abaixo da freqüência de corte medida para TE11.

[58] Ainda outro modo para obter medição da permissividade na direção longitudinal do tubo é usar um arranjo de sensor como mostrado na Figura 15 e descrito na seção precedente. Neste caso, a constante de calibração k2 da equação 6 seria igual ao local de freqüência do deslocamento de fase 13 e 15 da Figura 8 com vácuo dentro do tubo (sensor).

[59] Medição de absorção de raio gama é uma técnica extensamente usada para medição de massa específica. Esta técnica leva em conta que absorção de radiação de feixe de fótons em qualquer material no tubo (medidor de fluxo) pode ser expressa pela fórmula: Equação 10:

onde: N0 = Taxa de contagem de tubo vazio (radiação) N = taxa de contagem medida (radiação) μ = Coeficiente de absorção de massa de radiação do material dentro do tubo d = Comprimento de transmissão da radiação pela seção transversal do tubo p = Massa específica do material dentro do tubo

[60] Medindo a taxa de contagem com um meio dentro do tubo com um coeficiente de absorção conhecido tal como água fresca, o parâmetro d pode ser determinado de acordo com a equação 11: Equação 11:

onde: N0 = Taxa de contagem de tubo vazio (radiação) Nágua fresca = Taxa de contagem medida (radiação) em água fresca μágua fresca = Coeficiente de absorção de massa de radiação de água fresca Págua fresca = Massa específica de água fresca

[61] A medição de massa específica não cobre a área de seção transversal inteira do tubo, conseqüentemente se confia em uma mistura homogênea na seção transversal. A área de cobertura em um tubo de 5,08 cm com um detector de raio Y disponível comercial típico é 70-80% típica da seção transversal. Porém, quando usado em um tubo de 15,24 cm, é difícil alcançar mais de 30% de cobertura da seção transversal de tubo. Não obstante, conhecendo o grau de fluxo anular no meio do tubo, é possível compensar a medição para prover uma medição mais correta da relação de líquido e gás de seção transversal. O algoritmo de compensação tanto pode ser derivado de uma descrição geométrica da área de cobertura nuclear dentro do tubo ou usando um modelo matemático experimentalmente derivado, tal como uma rede neural treinada para corrigir as medições.

[62] Ainda outro modo para medir a massa específica é usar um medidor de fluxo de massa por venturi como mostrado na Figura 14 e Figura 15. Qualquer restrição no tubo resultará em uma mudança na velocidade da mistura de multi-fase e introduzirá uma queda de pressão pela restrição. Baseado na teoria de dinâmica dos fluidos, a raiz quadrada da queda de pressão 30 é proporcional à vazão de massa total no tubo. Um tubo de venturi é uma estrutura onde o diâmetro de tubo é gradualmente reduzido em uma seção do tubo com um diâmetro menor. A seção menor pode ser curta ou uma seção longa relativa. Então, o diâmetro é expandido gradualmente ao tamanho original do tubo. Medições de fluxo de massa com tal estrutura são descritas em ISO 5167-1 e ISO 5167-4.

[63] De acordo com ISO 5167-1, a vazão de massa pode ser calculada como: Equação 12:

onde: Qm = Vazão de massa total C = coeficiente de descarga β = Relação de diâmetro entre garganta de venturi e tubo d = Diâmetro de garganta de venturi Δp = Queda de pressão medida entre entrada e garganta de venturi p = Massa específica da mistura de multi-fase

[64] A recuperação de pressão na saída do venturi dependerá principalmente da vazão de massa, massa específica, compressibilidade e viscosidade do fluido de multi-fase e do comprimento e aspereza da garganta de venturi 10. Quando o conteúdo de gás da mistura de multi-fase é alto, a recuperação de pressão na saída do venturi será maior comparada a uma mistura de multi-fase com baixo conteúdo de gás. Conseqüentemente, combinando a equação 12 com uma medição da recuperação de pressão na saída do venturi 31, é possível obter uma medição da massa específica da mistura de multi-fase.

[65] Equações 1-12, junto com as funções de correção, são resolvidas tipicamente de uma maneira iterativa para derivar as vazões baseadas em massa e volumétricas de petróleo, água e gás, usando um computador como uma parte integrada do medidor de fluxo.

[66] Embora vários medidores de fluxo para medir as vazões de petróleo, água e gás tenham sido descritos como exemplos para utilizar a presente invenção, a invenção também pode ser usada em outras áreas tal como medição de lamas de multi-fase com ar ou gás dentro da indústria de processo, medição de fluxos de multi-fase de carvão e ar ou vapor e água dentro da indústria de geração de energia. Além disso, estará claro à pessoa qualificada que a invenção não está limitada às concretizações descritas aqui, mas pode ser variada e modificada dentro da estrutura da invenção definida pelas características publicadas nas reivindicações anexas e os equivalentes dela.

Claims

1. Método para determinar as vazões de um fluido incluindo uma mistura de múltiplos componentes de um gás e pelo menos um líquido em um tubo, caracterizado pelo fato de incluir as etapas seguintes: a. medições de fase e perda eletromagnética são executadas em pelo menos duas direções do tubo; b. o grau de fluxo anular é determinado baseado nas medições da etapa a; c. a permissividade da mistura de fluxo é calculada baseada nos resultados das etapas a e b incluindo correção para o grau de fluxo anular; d. a massa específica de mistura é medida e compensada para o grau de fluxo anular; e. a temperatura e pressão da dita mistura são obtidas; f. a velocidade de líquido e gás é determinada; e g. baseado no conhecimento das massas específicas e das permissividades dos componentes da mistura de fluido, e no resultado das etapas anteriores a-f, as vazões de volume e massa do gás e líquido ou líquidos da mistura de fluido são calculadas.

2. Método de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que a composição do fluxo de multi-fase também é determinada.

3. Método de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que as medições eletromagnéticas são executadas na direção de seção transversal e longitudinal do tubo.

4. Método de acordo com qualquer uma das reivindicações 13, caracterizado pelo fato de que as medições eletromagnéticas são executadas fazendo uma varredura de freqüência em uma antena transmissora (16, 19, 21) no fluido de escoamento e registrando a freqüência em pelo menos três diferenças de fase predeterminadas em duas antenas receptoras (17, 18, 20) no fluido de escoamento.

5. Método de acordo com a reivindicação 4, caracterizado pelo fato de que na etapa b, o grau de fluxo anular é determinado baseado na distribuição das freqüências registradas.

6. Método de acordo com qualquer uma das reivindicações 14, caracterizado pelo fato de que na etapa b, o grau de fluxo anular é determinado baseado em pelo menos duas medições diferentes da permissividade no fluido de escoamento que são influenciadas diferentemente pelo grau de fluxo anular.

7. Método de acordo com a reivindicação 4, caracterizado pelo fato de que na etapa b, o grau de fluxo anular é determinado baseado na diferença de potência medida nas antenas receptoras (17, 18, 20).

8. Método de acordo com qualquer uma das reivindicações 17, caracterizado pelo fato de que a velocidade de líquido e gás é medida por medições de correlação cruzada executadas em dois conjuntos de antenas no fluido de escoamento localizadas a uma distância conhecida uma da outra.

9. Método de acordo com qualquer uma das reivindicações 18, caracterizado pelo fato de que a massa específica da mistura de fluido é medida utilizando técnicas de absorção de raio y.

10. Método de acordo com qualquer uma das reivindicações 18, caracterizado pelo fato de que a massa específica da mistura de fluido é medida usando um venturi (10).

11. Método de acordo com a reivindicação 10, caracterizado pelo fato de que a recuperação de pressão na saída do venturi (10) é medida.

12. Medidor de fluxo, para implementar o método como definido na reivindicação 1, para determinar as vazões de um fluido incluindo uma mistura de múltiplos componentes de um gás e pelo menos um líquido em um tubo, caracterizado pelo fato de incluir uma seção tubular (24) e os elementos seguintes: a. meio (16-21, 29) para executar medições de fase e perda eletromagnética em pelo menos duas direções da seção tubular (24); b. meio para determinar o grau de fluxo anular baseado nas medições anteriores incluindo um modelo de dados adequado; c. um computador e um programa matemático para calcular a permissividade da mistura de fluxo baseado nos resultados de elementos a e b acima, incluindo correção para o grau de fluxo anular; d. meio para determinar a massa específica de mistura e compensar a massa específica de mistura para o grau de fluxo anular; e. meio para determinar a velocidade de líquido(s) e gás; f. meio para determinar a temperatura e pressão da dita mistura; e g. meio para calcular as vazões de volume e massa do gás e líquido ou líquidos da mistura de fluido baseado na informação dos elementos a-f e conhecimento de massas específicas e permissividades dos componentes da mistura de fluido.

13. Medidor de fluxo de acordo com a reivindicação 12, caracterizado pelo fato de que a seção tubular (24) inclui uma antena transmissora (16) e duas antenas receptoras (17, 18) localizadas na mesma seção transversal da seção tubular (24) e duas antenas transmissoras (19, 21) e uma antena receptora (20) espaçadas na direção longitudinal da seção tubular.

14. Medidor de fluxo de acordo com a reivindicação 13, caracterizado pelo fato de incluir meio eletrônico para transmitir uma varredura de freqüência em uma antena transmissora (16, 19) em uma hora e registrando diferença de fase e perda para a varredura de freqüência em duas das antenas receptoras (17, 18, 20).

15. Medidor de fluxo de acordo com a reivindicação 14, caracterizado pelo fato de incluir meio para calcular o grau de fluxo anular baseado na diferença de fase e/ou perda eletromagnética registradas.

16. Medidor de fluxo de acordo com a reivindicação 14, caracterizado pelo fato de incluir meio para calcular o grau de fluxo anular baseado em medições de permissividade na direção de seção transversal e longitudinal da seção tubular.

17. Medidor de fluxo de acordo com qualquer uma das reivindicações 12-16, caracterizado pelo fato de incluir um dispositivo (12) na seção tubular (24) para refletir ondas eletromagnéticas na direção longitudinal da seção tubular.

18. Medidor de fluxo de acordo com qualquer uma das reivindicações 13-17, caracterizado pelo fato de incluir meio para calcular as velocidades de líquido e gás por medições de correlação cruzada executadas em dois conjuntos de antenas colocadas em seções transversais diferentes da seção tubular localizada a uma distância predeterminada uma da outra.

19. Medidor de fluxo de acordo com qualquer uma das reivindicações 12-18, caracterizado pelo fato de compreender um densitômetro (33, 34) baseado em absorção de raio Y para medir massa específica da mistura de fluido.

20. Medidor de fluxo de acordo com a reivindicação 18, caracterizado pelo fato de incluir meio para calcular a massa específica da mistura de fluido baseado em medição de queda de pressão de um venturi (10) tendo uma saída.

21. Medidor de fluxo de acordo com a reivindicação 20, caracterizado pelo fato de incluir meio para medir a recuperação de pressão na saída do venturi (10).