BRPI0621682B1 - Método e aparelho para determinar as vazões de um fluido - Google Patents
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Abstract
método para trocar informação, telefone móvel, e, programa de computador armazenado em um meio legível por máquina. é divulgado um sistema, método e aplicativo de computador para trocar informação usando comunicações por proximidade de campo. em um aspecto, o método compreende: transmitir uma solicitação de informação a partir de um telefone móvel (12) através de um adaptador de comunicaçãopor proximidade de campo (nfc) (52) associado com o telefone móvel (12). a informação é então recebida em resposta à solicitação de informação através do adaptador de nfc (52) proveniente de um dispositivo eletrônico (62). a etiqueta de nfc do dispositivo eletrônico (62) é armazenada na agenda de telefones eletrônica (26) do telefone móvel (12). o armazenamento da etiqueta de nfc pode ser automaticamente e/ou de forma manual. após o armazenamento inicial da informação na agenda de telefones eletrônica (26), comunicações futuras entre o telefone móvel (12) e o dispositivo eletrônico (52) e/ou usuário utilizam uma designação amigável ao usuário (e. g., informação de contato) para informar ao usuário do telefone móvel (12) quando os dispositivos estão ao alcance para comunicação.
Description
(54) Título: MÉTODO E APARELHO PARA DETERMINAR AS VAZÕES DE UM FLUIDO (51) Int.CI.: G01F 1/74; G01F 1/66 (30) Prioridade Unionista: 05/05/2006 NO 20062028 (73) Titular(es): FMC KONGSBERG SUBSEA AS (72) Inventor(es): ARNSTEIN WEE; INGVE MORTEN SKJAELDAL “MÉTODO E APARELHO PARA DETERMINAR AS VAZÕES DE UM
FLUIDO”
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 multifase, como definido nos preâmbulos das reivindicações 1 e 18, respectivamente.
O problema de como medir misturas de petróleo-água-gás foi de interesse à 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.
Há várias técnicas e instrumentos conhecidos para medir fluxo de multifase, como será descrito ademais abaixo. Tais instrumentos precisam ser razoavelmente precisos (tipicamente melhor que ±5% de taxa para cada fase), não intrusivo, seguro, independente de regime de fluxo e prover medições precisas através do gama de fração de componente completa. A despeito do grande número de soluções que foram propostas em recentes anos, nenhum medidor de fluxo trifásico comercialmente disponível ainda satisfaz todas estas exigências. Além de exigências de medição estritas, o instrumento precisa desempenhar seguramente em um ambiente severo e corrosivo tal como vários milhares de metros abaixo da superfície de mar. Dentro do tubo, o fluido de multifase corrente pode estar deslocando a uma velocidade de 1- 50 m/s com pressões de mais de 1000 bar e temperaturas acima de 200°C. Areia também está freqüentemente presente e pode danificar o interior do instrumento.
Fluxo de multifase na indústria de petróleo e gás é geralmente definido como uma mistura de líquidos e gás onde a quantidade de gás livre, também denotada GVF, é menos que 90% do volume do tubo. Para GVFs na gama de 90% - 99,99%, o fluxo de multifase é freqüentemente chamado um gás úmido. Em muitos casos, os poços produtores são definidos como poços de multifase no estágio de produção cedo e podem se desenvolver em poços de gás úmido quando o petróleo é drenado do reservatório e mais da capa de gás é produzida. Para propósitos de explicação, fluxo de multifase no contexto deste pedido de patente cobre a gama de fração de componente completa e conseqüentemente inclui ambas condições de gás úmido e fluxo de multifase.
A produção 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 bem presentes no fluxo de poço produzido. Como o local e produção de um poço pode variar tão amplamente, os sistemas que foram projetados para coletar e processar esta produção também variam consideravelmente. O objetivo inicial da indústria petroleira para desenvolver um medidor de fluxo de multifase universal para substituir a solução de medição de separação/monofásica tradicional atualmente usada, a monitoração fiscal da produção de um poço, ainda tem que ser realizado.
Medidores de fluxo de multifase 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 produção 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 exigem muito tempo para monitorar cada poço por causa das condições de fluxo estabilizadas requeridas. Além disso, separadores de teste só são moderadamente precisos (tipicamente ±5 a 10% de cada vazão de fase) e não podem ser usados para monitoração contínua de poço. 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 fora da costa típica. Medição de alocação é precisada quando um oleoduto comum é usado para transportar a produção de vários poços possuídos por companhias diferentes a uma instalação de processamento. Isto é alcançado atualmente passando a produção 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 a cada poço também são requeridos. Um medidor de fluxo de trifásico permanentemente instalado oferecería vantagens signifícantes para medição de alocação.
De acordo com um grupo de companhias de petróleo principais, as exigências de precisão para um medidor de multifase dentro de uma gama de fração de volume de gás de 0-99% e gama cortada de água de 090%, é 5-10% de erro relativo na vazão de líquido e gás e erro de medição cortado de água dentro de 2% abs. Medições mais precisas eram 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 que 10% através de uma gama razoavelmente ampla de vazões e frações de fase. Há duas áreas de operação que precisam de investigação adicional se incerteza de vazão for para ser reduzida ainda ademais usando técnicas de medição combinatórias atuais: dependência de regime de fluxo e medição de velocidade de fase individual.
Alguns exemplos de medidores de multifase 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 secional transversal e velocidade das fases para obter vazões. A fim de prover medições precisas, uma mistura homogênea na seção transversal do tubo é exigida. Efeitos devido à heterogeneidade na direção longitudinal do tubo são normalmente minimizados por amostragem rápida da composição secional transversal. Medidores de multifase 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 distorcería a medição. Conseqüentemente, para alcançar mistura homogênea na seção transversal do tubo de um medidor de multifase, é prática comum instalar os medidores de multifase de tal modo que o fluxo esteja fluindo em uma direção para cima ou para baixo. Fluxo laminar pode então ser evitado. Porém, quando uma mistura de multifase contendo gás e líquidos está fluindo em uma direção vertical, concentração de gás anular ocorre freqüentemente.
Concentração de gás anular significa que há uma porcentagem mais alta de gás (GVF) no centro do tubo comparada ao GVF na parede de tubo. A concentração de gás pode ser simétrica ou assimétrica dependendo da instalação particular. Simétrica significa que o GVF é constante ao longo da circunferência de qualquer círculo com sua origem no centro do tubo e um raio entre o centro do tubo e a parede de tubo. Fluxo de concentração de gás 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 está no meio do tubo ocorrería normalmente só a 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 quanto 10%. Até mesmo uma concentração do gás no meio do tubo a frações de gás mais baixas introduziría erros de medição severos. Na prática, o líquido é raramente livre completamente de gás.
NO 304333, US 5.103.181, US 6.097.786 e US 5.135.684 usam um densitômetro nuclear. Quando um densitômetro nuclear é usado para medir a densidade, 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 típicos comerciais disponíveis para medição de densidade baseados no pico de 662 keV de Césio, tem uma área circular com um raio de 5,08 cm e mais baixo. Para sistemas de energia duais (raio x e raio γ) 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 irradiação da radiação de raio x de baixa energia passar pelo tubo. A área de cobertura em um tubo de 5,08 cm com um densitômetro de raio γ típico comercialmente disponível é tipicamente 70-80% da área secional transversal total do tubo. Porém, quando usado em um tubo de 15,24 cm, é difícil alcançar mais de
30% de cobertura da seção transversal do tubo. Um modo para aumentar a cobertura é colocar a medição de densidade dentro de uma passagem de venturi como em US 5.135.684. Porém, colocando a medição de densidade 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 densidade baixa demais será medida a 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 anular no meio do tubo ainda seriam significantes.
Ainda outro modo para minimizar o efeito de fluxo anular é usar um dispositivo misturador. 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 multifase previamente da medição de composição. Fluxo anular é então minimizado; porém, o medidor de multifase se torna altamente intrusivo e frágil desde que depende de um dispositivo mecânico de restrição ou rotativo localizado no fluxo de multifase. A repetibilidade da medição com o tempo também seria vulnerável a 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 de contenção é usado para homogeneizar o fluxo de multifase. 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 taxa e padrão de fluxo tal como comprimento de gás e cargas de líquido e portanto poderia limitar o envelope operacional de um tal medidor de multifase. Outro método baseado em mistura do fluxo de multifase é descrito em US 6.272.934.
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 WOOO/45133, Figura 1. Porém, este método também é intrusivo e a repetibilidade da medição com o tempo também seria vulnerável à erosão de areia.
Também é bem conhecido que a composição da mistura de multifase pode ser medida baseada em uma medição da freqüência de corte do tubo. Exemplos de tais dispositivos são achados em US 4423623, US 5455516, US 5331284, US 6614238, US 6109097 e US 5351521 descrevendo métodos para determinar a composição de uma mistura de multifase baseado em uma medição da freqüência de corte de um tubo baseado em medições de perda ou fase a uma freqüência variada. Porém, todos estes métodos são influenciados grandemente por concentração de gás anular e não proveríam a precisão de medição requerida sob tais condições.
Técnicas tomográficas para medições de fluxo de multifase também são bem conhecidas. Exemplos de tais dispositivos são achados em US 5485743, US 5130661, US 68 57323, US 6940286 e US 5793216. Porém todas estas técnicas tomográficas requerem sensores complexos e algoritmos de medição sofisticados para derivar a composição e vazões do fluido de multifase e são portanto difíceis de realizar em um ambiente industrial severo tais como tubos com petróleo, gás e água. Os sensores estão normalmente localizados ao redor da circunferência inteira do tubo para o propósito de obter uma imagem detalhada da distribuição de multifase dentro do tubo. A complexidade e mudanças rápidas de fluxo de multifase combinadas com a complexidade dos algoritmos de medição envolvidos em um sistema tomográfíco completamente desenvolvido também pode introduzir facilmente instabilidade nas rotinas de cálculo resultando em grandes erros nos cálculos finais. Também é demorado desenvolver modelos para tal sistema fazendo difícil expandir para diâmetros de tubo diferentes. Além disso, tais sistemas também são demorados para configurar e calibrar e não são bem adequados para produção industrial.
WO 2005/067142 descreve um medidor de fluxo de multifase baseado em uma técnica tomográfica simplificada para determinação da composição e vazões. O método se confia em concentração de gás anular em um elemento de sensor instalado em uma direção de fluxo ascendente vertical. Baseado em medições executadas em múltiplas direções do tubo, o grau de concentração de gás anular é determinado e usado a fim de determinar frações e vazões dos componentes do fluido de multifase. Porém, o método se confia em concentração de gás anular simétrica no tubo, que não pode ser garantido sem um dispositivo condicionador a montante do medidor de fluxo de multifase.
Dispositivos para medir as vazões de um fluido de multifase são bem conhecidos. Tais dispositivos podem ser baseados em correlação cruzada de um sinal de medição detectando variações em gotículas de líquido e gás do fluxo. Transmitindo um sinal de portador no fluxo e medindo a resposta, o sinal recebido contém informação das variações no fluxo causadas por amplitude (perda), modulação de fase ou freqüência pelas perturbações. Executando as medições a duas seções do tubo localizadas a uma distância conhecida entre si, alguém pode criar dois sinais variados em tempo que estão deslocados em tempo igual ao tempo que leva o fluxo de multifase para deslocar entre as duas seções. Exemplos de tais dispositivos baseado em um sinal de portador eletromagnético são expostos em US 4402230, US 4459958, US 4201083, US 4976154, WO94/17373, US 6009760 e US 5701083.
Outros dispositivos para medição de vazões podem ser baseados em medição de pressões diferenciais por uma restrição no tubo tal como um venturi, orifício, cone v ou misturador de fluxo. Exemplos de tais dispositivos podem ser achados em US 4638672, US 4974452, US 6332111, US 6335959, US 6378380, US 6755086, US 6898986, US 6993979, US 5.135.684, WO 00/45133 e W003/034051. Porém, nenhum dos dispositivos acima é adequado para medições precisas das vazões com concentração de gás anular no tubo.
Ε o propósito desta invenção superar as limitações supracitadas de soluções existentes.
Ε o propósito da invenção prover medições precisas das vazões de petróleo, água e gás de uma mistura de multifase em qualquer regime de fluxo.
Ε o propósito da invenção condicionar uma mistura de multifase corrente tal que um regime de fluxo de concentração de gás anular simétrica livre de redemoinho seja obtido em um dispositivo de medição tomográfica.
Ε o propósito da invenção condicionar uma mistura de multifase tal que técnicas tomográficas simplificadas possam ser usadas para medir as vazões de petróleo, água e gás de uma mistura de multifase em qualquer regime de fluxo.
Ε o propósito desta invenção obter uma medição tomográfica de uma mistura de multifase corrente baseado em modelos de parametrização simples.
É o propósito desta invenção permitir o uso de modelagem matemática simples e precisa de um fluxo de multifase.
Ε o propósito desta invenção prover uma estrutura compacta para medições e condicionamento de fluxo.
É o propósito desta invenção permitir o uso de rotinas de calibração simples para um medidor de fluxo de multifase.
Ε o propósito desta invenção permitir o uso de rotinas de verificação simples para um medidor de fluxo de multifase.
Ε o propósito desta invenção prover um medidor de fluxo de multifase com alta precisão de medição através da gama de componente completa das frações individuais de um fluido de multifase.
Ε o propósito desta invenção prover medição precisa da fração 10 de líquido a condições de fluxo de gás úmido.
Ε o propósito desta invenção prover pouca queda de pressão no tubo do fluido de multifase corrente.
Ε o propósito desta invenção prover um dispositivo não intrusivo para executar medições de fluxo de multifase.
Ε o propósito desta invenção permitir instalação compacta de um medidor de fluxo de multifase.
Ε o propósito da invenção prover uma estrutura mecânica compacta para executar as medições.
O método de acordo com a presente invenção inclui as etapas seguintes:
a. o fluxo de mistura de multicomponente é condicionado para criar uma condição de fluxo de concentração de gás anular simétrica;
b. a distribuição de densidade e/ou distribuição de constante dielétrica em dito fluxo simétrico dentro de uma seção transversal do tubo é determinada;
c. uma função descrevendo a distribuição radial de densidade e/ou distribuição radial de constante dielétrica é determinada;
d. a velocidade da mistura de multicomponente é determinada;
e. a temperatura e pressão são obtidas; e
f. baseado no conhecimento de densidades e/ou constantes dielétricas dos componentes da mistura de fluido, e o resultado das etapas anteriores a-e, as vazões de volume e/ou massa dos componentes de gás e líquido da mistura de fluido são calculadas.
O aparelho de acordo com a invenção é ademais caracterizado pelas características como definidas na reivindicação independente 18.
Reivindicações dependentes 2 - 17 e 19 - 30 definem concretizações preferidas da invenção.
A invenção será descrita ademais no seguinte com referência 10 às figuras, onde:
Figura 1 mostra uma vista secional longitudinal esquemática dos elementos principais da invenção;
Figura 2 mostra uma vista secional longitudinal esquemática de uma concretização exemplar de um aparelho para medir as frações e vazões de petróleo, água e gás de acordo com a invenção;
Figura 3 mostra uma vista secional longitudinal esquemática de uma concretização exemplar de um aparelho para medir as frações e vazões de petróleo, água e gás de acordo com a invenção,
Figura 4 mostra uma vista secional longitudinal esquemática 20 de uma concretização exemplar de um aparelho para executar medições tomográficas de acordo com a invenção;
Figura 5 mostra uma vista secional transversal esquemática ao longo da linha III - III na Figura 4;
Figura 6 mostra uma vista secional longitudinal esquemática 25 de uma concretização exemplar de um aparelho para executar medições tomográficas de acordo com a invenção;
Figura 7 mostra uma vista secional longitudinal esquemática de uma concretização exemplar de um aparelho para executar medições tomográficas de acordo com a invenção;
Figura 8 mostra uma vista secional longitudinal esquemática de uma concretização exemplar de um aparelho para executar medições tomográficas de acordo com a invenção;
Figura 9 mostra uma vista secional longitudinal esquemática de uma concretização exemplar de um aparelho para executar medições tomográficas de acordo com a invenção;
Figura 10 mostra uma vista secional longitudinal esquemática de uma concretização exemplar de um aparelho para executar medições tomográficas de acordo com a invenção;
Figura 11 mostra uma vista esquemática de uma unidade mecânica compacta de antenas (montagem de sonda);
Figura 12 mostra uma vista secional longitudinal esquemática de uma concretização exemplar de um aparelho para executar medições tomográficas de acordo com a invenção;
Figura 13 mostra uma vista secional longitudinal esquemática de uma concretização exemplar de um aparelho para executar medições tomográficas de acordo com a invenção.
A presente invenção relaciona-se a um método e aparelho para medir as vazões e fração de volume de uma mistura de multifase em um tubo.
A invenção contém três elementos. Uma seção tubular vertical 1, um dispositivo condicionador de fluxo 2, que também pode ser um dispositivo condicionador e dispositivo de medição combinados, e um dispositivo de medição 3. O propósito do condicionador de fluxo é condicionar o fluido de multifase tal que o gás e líquidos sejam distribuídos simetricamente ao longo do raio do tubo. Além disso, o propósito do condicionador de fluxo é criar um regime de fluxo, que para o propósito deste pedido de patente, é definido como uma concentração de gás anular simétrica livre de redemoinho, que para simplicidade aqui depois é chamada concentração de gás anular simétrica ou apenas SAGC. Elemento 3, localizado a jusante do dispositivo condicionador de fluxo 2, é um dispositivo adequado para medir as frações de componente de gás e líquidos em um regime de fluxo de concentração de gás anular simétrica.
Concentração de gás anular simétrica significa que há uma 5 porcentagem mais alta de gás (GVF) no centro do tubo comparada ao GVF na parede de tubo, e além disso o GVF é constante ao longo da circunferência de qualquer círculo com sua origem no centro do tubo e um raio entre o centro do tubo e a parede de tubo. A taxa de mudança no GVF do centro do tubo para o tubo todo pode ser linear ou não linear. Para diminuição não linear do
GVF, a mudança pode ser em forma de S, tal como uma função de tanh, ou uma função de degrau implicando que o líquido está quase separado completamente do gás. O caso anterior é normalmente chamado fluxo anular (puro) ocorrendo geralmente a frações de gás altas tal como fluxo de gás úmido. A função descrevendo a mudança no GVF do centro do tubo para a parede de tubo é, para o propósito deste pedido de patente, chamada a função de perfil de concentração.
O condicionador de fluxo utiliza o redemoinho do fluxo de multifase para gerar um fluxo de concentração de gás anular simétrico. Redemoinho significa que o fluxo de multifase tem um componente de rotação axial quando desloca abaixo no tubo. Dirigindo o fluxo de multifase em uma passagem mais estreita no tubo, a velocidade de rotação do redemoinho aumenta e um regime de fluxo de SAGC é gerado. Diminuindo gradualmente a velocidade de rotação axial por um aumento gradual do diâmetro de tubo, a velocidade de rotação do redemoinho pode ser reduzida enquanto mantendo um regime de fluxo de SAGC. Um venturi pode ser usado como o dispositivo condicionador de fluxo 2 que também pode ser um dispositivo de condicionamento e medição de fluxo combinados.
Redemoinho é uma ocorrência normal para um fluxo de multifase em oleodutos contendo curvas e seções retas. As curvas redirecionam a direção de fluxo introduzindo uma força rotacional ao fluxo. Porém, se a linha de fluxo for reta para uma seção longa, o redemoinho diminuirá. Sob tais condições, uma estrutura de tubo contendo uma ou duas curvas pode ser usada a montante do condicionador de fluxo a fim de gerar o redemoinho requerido no fluxo de multifase. Alternativamente, aletas dentro do tubo podem ser usadas para gerar redemoinho no fluxo.
Para um regime de fluxo de SAGC, técnicas de medição tomográfícas de processo simplificadas são adequadas idealmente para executar medições precisas da composição e vazão do fluido de multifase. O conceito básico de tomografia de processo é usar vários sensores ao redor da circunferência do tubo. Os sinais dos sensores são então processados para prover uma imagem do fluxo de multifase na seção transversal do tubo. Desde que a distribuição de líquido/gás é simétrica na seção transversal do tubo, modelos de parametrização tomográficos simples e rotinas de cálculo para determinar a distribuição de líquido/gás na seção transversal do tubo podem ser usadas. Além disso, a simetria permite o uso de um arranjo de sensor mais simples comparado a sensores tomográficos convencionais desde que é suficiente executar medição apenas em meia seção da seção transversal de tubo. A presente invenção também provê calibração mais simples dos modelos e sensores. Para fluxo anular puro onde todo o líquido é distribuído como um filme ao longo da parede, a medição de composição do fluxo de multifase simplifica para se tomar uma medição da espessura do filme de líquido ao longo da parede. Fluxo anular puro é uma ocorrência comum a GVFs altos, e conseqüentemente a presente invenção permite medição muito precisa da fração de líquido sob tais condições.
Abaixo está um resumo da invenção.
Um dispositivo condicionador de fluxo 2 está localizado a jusante de um dispositivo para executar medições tomográfícas 3 em uma seção tubular vertical 1 como mostrado na Figura 1. A direção do fluxo é mostrada com uma seta 4. Medições tomográficas significa que a distribuição das frações da mistura de multifase na seção transversal do tubo é medida com sensores localizados ao redor da circunferência do tubo, como mostrado na Figura 1, ou apenas em uma meia seção da seção tubular vertical como mostrado pela área estipulada 3 da Figura 2. O propósito do dispositivo condicionador de fluxo 2 é gerar um regime de fluxo de concentração de gás anular simétrica livre de redemoinho tal que seja suficiente medir as frações individuais e distribuição das frações individuais da mistura de multifase em apenas meia seção do tubo 3 a fim de calcular as frações individuais e a distribuição das frações da mistura de multifase para a seção tubular inteira 1. O arranjo de sensor tomográfico 3, como mostrado na Figura 2, também é chamado medição tomográfica simplificada desde que simetria no fluxo permite medição apenas em meia seção transversal do tubo para determinar a distribuição dentro da seção transversal de tubo inteira. Testes no Laboratório de Fluxo de Multifase MPM revelaram que um venturi, como mostrado na Figura 3, pode ser usado como um dispositivo condicionador de fluxo 2 e dispositivo de medição combinado. Um venturi consiste em uma seção convergente 5 em uma passagem estreita 6 em um tubo 1. Medindo a pressão a montante 9 e a pressão na passagem estreita 10 por meio de um transmissor de pressão 8, a vazão dos fluidos pode ser determinada. A velocidade de rotação de qualquer redemoinho na mistura de multifase na entrada do venturi, será acelerada na seção convergente 5 gerando um regime de fluxo de concentração de gás anular simétrica na passagem estreita 6 com uma alta velocidade de rotação (redemoinho). A velocidade de rotação do redemoinho é então retardada na seção divergente 7 como o diâmetro se expande de volta a seu tamanho original. Na seção de estabilização 11, a velocidade de rotação do redemoinho se reduzirá ademais e estabilizará enquanto mantendo um regime de fluxo de concentração de gás anular simétrica. Comprimento típico da zona de estabilização é 2-3 diâmetros de tubo. Então, um regime de fluxo de concentração de gás anular simétrica será mantido para a seção de medição tomográfica inteira 3 sem qualquer redemoinho ou com uma velocidade de rotação muito baixa tal que o fluido de multifase para qualquer propósito prático pode ser considerado como livre de redemoinho.
Para longas seções de tubo retas a montante em frente do medidor de multifase, o fluido de multifase pode ser livre de redemoinho na entrada do condicionador de fluxo tal que o efeito de condicionamento não aconteça. Para tais instalações, curvas podem ser usadas a montante do condicionador de fluxo para introduzir redemoinho na mistura de multifase como mostrado na Figura 3. A entrada do venturi 6 está instalada agora uma distância relativamente curta 13 a jusante de uma curva 12. A direção de fluxo está indicada com uma seta 4. A direção de viagem do fluxo de multifase é mudada na curva gerando redemoinho no fluxo. O redemoinho pode ser ademais desenvolvido usando múltiplas curvas a montante do venturi
6/condicionador de fluxo 3.
Medições tomográficas simplificadas podem ser executadas baseado em medições de RF de banda larga (Radiofreqüência) da constante dielétrica/permissividade da mistura de multifase como mostrado na Figura 4. O dispositivo contém três antenas transmissoras 14, 15, 16 e seis antenas receptoras 17, 18, 19, 20, 21 e 22 para transmissão e recepção de energia eletromagnética. As antenas estão localizadas em uma meia seção do tubo onde os ângulos entre as antenas ao redor da circunferência da parede de tubo são preferivelmente 90 graus como mostrado na Figura 5. As antenas são condutores coaxiais separados por um material isolante da parede de tubo penetrando ligeiramente no tubo atuando como uma antena de dipolo dentro do tubo. O dispositivo também pode ser usado para executar medição de velocidade do fluido de multifase correlatando de forma cruzada as medições executadas nas seções transversais diferentes do tubo.
O dispositivo mostrado na Figura 4 pode ser ademais estendido adicionando uma fonte e detector de fóton como mostrado na Figura 6. O dispositivo tomográfico simplificado agora também contém um detector nuclear 24 para medir fótons 23 irradiados de uma fonte radioativa
22. O feixe radioativo 23 está preferivelmente irradiando pelo centro do tubo.
Absorção de massa de fótons relaciona-se à densidade do fluido de multifase e pode ser usada em combinação com medições dielétricas da mistura de multifase para obter uma medição mais precisa das frações de componente da mistura de multifase ou estender a gama de componente da mistura de multifase.
Múltiplas medições de absorção de fóton também podem ser usadas para executar medições tomográficas simplificadas como mostrado na Figura 7. Uma fonte radioativa 22 irradia fótons por seção transversal do tubo
1. Um feixe de fótons 27 irradia preferivelmente pelo centro do tubo a um detector 25. Um segundo feixe 28 irradia por uma meia seção transversal do tubo 1 a um segundo detector 26.
Medições de impedância da mistura de multifase também podem ser usadas para executar medições tomográficas simplificadas como mostrado na Figura 8. Impedância significa uma ou várias das características seguintes do fluxo: capacitância, condutância, resistência, admitância ou indutância. Um mínimo de três eletrodos, 29, 30 31, estão localizados a uma meia seção do tubo 1. O ângulo entre os eletrodos deveria preferivelmente ser 90 graus. Eletrodos adicionais (32 e 33) também podem ser usados para ademais melhorar a resolução de medição. Os eletrodos podem estar em contato com o fluido de multifase ou protegido do fluido por um material dielétrico. O dispositivo na Figura 8 também pode ser ademais estendido para melhorar a precisão de medição e gama de componente adicionando uma fonte e detector de fóton ao longo da linha de centro do tubo como mostrado na Figura 6, mas para simplicidade isto não é mostrado em uma figura separada.
Uma sonda dielétrica localizada ao longo da parede de tubo como mostrado na Figura 9 também pode ser usada para executar medições tomográficas simplificadas. Este dispositivo é particularmente adequado para executar medição dielétrica de um filme de líquido ao longo da parede a condições de fluxo de gás úmido. O dispositivo contém uma antena transmissora 34 e duas antenas receptoras 35, 36 separadas distâncias diferentes 38, 39 da antena transmissora 34. As antenas são condutores coaxiais isolados por um material isolante da parede de tubo, e penetrando ligeiramente no tubo atuando como uma antena de dipolo dentro do tubo. As antenas podem ser feitas como uma unidade de sonda compacta 41 como mostrado na Figura 11, onde a antena transmissora 34 e as duas antenas receptoras 35, 36 estão isoladas eletricamente do alojamento de metal 41 por vidro cerâmico 40. O dispositivo na Figura 9 também pode ser ademais estendido para melhorar a precisão de medição e gama de componente adicionando uma fonte e detector de fóton ao longo da linha de centro do tubo como mostrado na Figura 6, mas para simplicidade isto não é mostrado em uma figura separada.
Figura 10 mostra uma extensão do dispositivo na Figura 9, onde uma segunda unidade de sonda 38 está localizada uma distância conhecida 39 de uma primeira unidade de sonda 39. Executando medições simultâneas com ambas as sondas e correlatando de forma cruzada estas medições, a velocidade do fluido de multifase pode ser deduzida. O dispositivo na Figura 10 também pode ser ademais estendido para melhorar a precisão de medição e gama de componente adicionando uma fonte e detector de fóton ao longo da linha de centro do tubo como mostrado na Figura 6, mas para simplicidade isto não é mostrado em uma figura separada.
Métodos de transmissão e reflexão também podem ser usados para executar medições tomográficas simplificadas como mostrado na Figura
12. Um dispositivo transmissor e receptor combinado 42 está localizado na parede de tubo. O dispositivo pode tanto ser um dispositivo de grampo transmitindo os sinais pela parede de tubo 1, ou transmitindo diretamente no fluxo por um todo na parede de tubo 1. O dispositivo está transmitindo um sinal, tal como um pulso com uma dada duração e forma. Um sinal refletido é recebido da mistura de multifase e baseado em uma análise do sinal refletido, as frações individuais e distribuição da mistura de multifase são determinadas. O sinal pode ser baseado em transmissão e recepção de energia eletromagnética, energia acústica ou fótons. O dispositivo na Figura 12 também pode ser ademais estendido para melhorar a precisão de medição e gama de componente adicionando uma fonte e detector de fóton ao longo da linha de centro do tubo como mostrado na Figura 6, mas para simplicidade isto não é mostrado em uma figura separada.
Medições tomográficas simplificadas também podem ser executadas baseado em métodos de linha de transmissão como mostrado na Figura 13. Um condutor coaxial com um condutor interno 43, tela 45 e isolador dielétrico 44 está montado terminado aberto nivelado com a parede de tubo 1 como mostrado. Este dispositivo é particularmente adequado para executar medição dielétrica de filme de líquidos ao longo da parede a condições de fluxo de gás úmido. Transmitindo um sinal no condutor coaxial e analisando o sinal refletido na linha coaxial devido à diferença de impedância entre o cabo coaxial e o tubo 1 contendo o fluido de multifase, as frações da mistura de multifase podem ser determinadas. O dispositivo na Figura 12 também pode ser ademais estendido para melhorar a precisão de medição e gama de componente adicionando uma fonte e detector de fóton ao longo da linha de centro do tubo como mostrado na Figura 6, mas para simplicidade isto não é mostrado em uma figura separada.
As etapas principais envolvidas em determinar as frações de componente e vazões baseado no dispositivo mostrado na Figura 2 são como segue.
1) Execute medição de perda diferencial e deslocamento de fase (tempo de trânsito) de uma onda eletromagnética transmitida de uma antena transmissora e recebida a duas antenas receptoras localizadas distâncias diferentes da antena transmissora.
2) A medição da etapa 1 é executada a uma gama de freqüência ampla gerando dois arranjos unidimensionais de perda diferencial e medições de fase contra freqüência. Um mínimo de duas freqüências deveria ser usado, porém na prática 25-100 freqüências de medição podem ser usadas para desempenho de medição ótimo.
3) A medição da etapa 2 é repetida para várias direções de medição. Um mínimo de duas direções de medição deveria ser usado, porém na prática 8-15 direções de medição deveríam ser usadas para prover desempenho de medição ótimo.
4) Calcule a constante dielétrica complexa e fração de água da mistura de multifase para todas as freqüências de medição baseado nas medições de fase diferencial.
5) Calcule a constante dielétrica complexa e fração de água para a mistura de multifase para todas as freqüências de medição baseado nas medições de perda diferencial.
6) Calcule a densidade medida baseado em absorção de fóton medida (opcional para gama de fração de componente melhorada e incerteza de medição).
7) Calcule o GVF (fração de gás) no centro do tubo e na parede de tubo e a relação de água/líquido (WLR) baseado nas medições executadas nas etapas 1-5 ou 1-6.
8) Selecione uma função de perfil de concentração para a distribuição de gás/líquido (distribuição de GVP) do centro do tubo para a parede de tubo baseado em medições 1-5 ou 1-6.
9) Calcule o GVF homogeneizado de seção transversal, densidade do fluido de multifase baseado no resultado da etapa 7 e na função de perfil de concentração selecionada da etapa 8. Homogeneizado neste contexto significa o valor correspondente de GVF quando a mistura de multifase é distribuída uniformemente na seção transversal inteira do tubo.
10) Determine a vazão de petróleo, água e gás combinando o resultado da etapa 9 e a medição do venturi 8.
11) Como uma alternativa à etapa 10, determine a vazão de petróleo, água e gás baseado em medições de correlação cruzada executadas em seção transversal diferente do tubo com as antenas transmissora e receptora mostradas na Figura 4.
Abaixo está uma descrição mais detalhada da invenção e referência é feita também aos livros textos seguintes na discussão adicional da presente invenção:
Os fundamentos de ondas eletromagnéticas deslocando em 15 qualquer meio e o comportamento de campo eletromagnético em um tubo (guia de onda) é bem descrito na literatura tal como Fields and Waves in Communication Electronics, por S. Ramo, J. R. Whintemay e T. V. Duzer, (Wiley).
Princípios fundamentais para executar medições 20 eletromagnéticas, leis de mistura eletromagnética e técnicas de medição tomográficas baseadas em medições eletromagnéticas podem ser achadas em Electromagnetic mixing formulas and applications, por Ari Sihvola, (IEEE Série de Onda Eletromagnética 47), e Microwave Electronics measurements and material characterization, por Chen et al, (Wiley) e
Aqueous Dielectrics, por J. B. Hasted (Chapman e Hall).
Técnicas de medição tomográficas baseadas em medições de impedância são bem descritas em Tomographic Techniques for Process Design and Operation por M. S. Beck et al, (Publicações de Mecânica Computacional) e Imaging Industrial Flows: Applications of Electrical
Process Tomography, Plaskowski et al, (Bristol).
Medição de fluxo de multifase com medidor de fóton, tal como densitômetro de gama, é bem descrita em Radioisotope Gauges for Industrial Process Measurements, Jackson et al (Wiley).
Métodos para medir velocidade de um fluido de multifase são descritos em Cross Correlation Flowmeters - their design and applications,
M. S. Beck (Adam Hilger).
Propriedades físicas para fluidos tais como petróleo, água e gás, podem ser achadas em: Handbook of Chemistry and Physics (CRC Press), Complex permittivity of crude oils and Solutions of heavy oil fractions, por Friiso et al, no Diário de Tecnologia da Ciência de Dispersão, 19(1), (1998) páginas 93-126, A formulation for the Static Permissividade of Wader and Steam at temperatures from 238 K to 873 K at Pressures up 1200 Mpa, Including Derivates and Debye-Hünckel Coefficients, por D. P. Femandez et al, J. Phys. Chem. Ref. Data. Vol. 26, n° 4, 1997, Release on the IAPWS Industrial Formulation 1997 for the Thermodynamic Properties of Woder and Steam, A Associação Internacional para as Propriedades de Agua e Vapor, Erlangen, Alemanha.
O método é baseado nos princípios fundamentais seguintes:
1) Uma mistura de multifase contendo água é uma substância polar. Conseqüentemente, a constante dielétrica do fluido de multifase é dependente de freqüência (complexo) e a dependência contra freqüência é bem conhecida. Conseqüentemente, cada freqüência de medição provê uma medição nova e independente da constante dielétrica complexa da mistura de multifase.
2) Descontinuidades em um fluido de multifase causam espalhamento da onda transmitida que tem o efeito de atenuar a onda na direção de viagem. Espalhamento tem um grande efeito na perda e é dependente da freqüência de medição e do tamanho e número de objetos de espalhamento tais como bolhas de gás. Conseqüentemente, cada nova freqüência de medição provê uma medição nova e independente do tamanho e número dos objetos de espalhamento na direção de viagem para a onda eletromagnética. O tempo de trânsito (medição de fase) é muito menos afetado por espalhamento em um fluxo de multifase comparado à medição de perda (se refira a Microwave Determination of Moisture in Coal: Comparison of Attenuation and Phase, Journal of Microwave Power, 16, 3&4 - 1981). Conseqüentemente, executando ambas medições de perda e fase na mesma freqüência de medição, duas medições independentes do espalhamento são executadas na mesma direção de viagem para a onda eletromagnética.
3) Executando as medições descritas em 1 e 2 acima em muitas direções dentro do tubo, parâmetros descrevendo o local e concentração das bolhas de gás podem ser derivados tal como GVF na parede de tubo, GVF no centro da parede e determinação de uma função de perfil de concentração apropriada descrevendo a transição do GVF do centro do tubo para a parede de tubo.
A equação geral para o campo elétrico de uma onda eletromagnética positivamente propagante em espaço livre com componentes x e y do campo elétrico deslocando na direção z pode ser descrita pela equação seguinte:
Equação 1:
E = (*Ei + -^eje^e’onde:
E = Vetor de campo elétrico
Ei = Campo elétrico na direção x
E2 = Campo elétrico na direção y
Ψ = Angulo de Fase entre componente x e y k = Constante de fase ou número de onda
Para uma onda eletromagnética deslocando em um meio com perdas tal como uma mistura de petróleo e/ou gás dispersa em água, o número de onda k se toma um número complexo como mostrado na Equação 2 abaixo.
Equação 2:
k = a+j3 onde:
a = Coeficiente de atenuação de Onda β = Constante de fase de onda
O fator de propagação exponencial para ondas de fasor, e’jkz da 10 Equação 1 então se toma,
Equação 3:
-jkz — Λ'αζ ~-jPz e — e e
Onde ot e β podem ser calculados de acordo com Equações 4 e abaixo:
Equação 4:
| z- íJL·_ | Ji+Ay -i |
| 2 | ¥ ε |
Equação 5:
| 1 | ||
| 2 | f+(7)1+1 |
onde:
ε' = Parte real da constante dielétrica complexa para o meio εη = Parte imaginária da constante dielétrica complexa para o meio ω = Freqüência μ = Permeabilidade do meio onde a constante dielétrica complexa ε do meio pode ser descrita de acordo com Equação 6 abaixo:
Equação 6:
ε= ε' - j8
Para ar, gás, petróleo e condensado, a parte imaginária da constante dielétrica é para todos os propósitos práticos zero. Para água, a constante dielétrica complexa pode ser descrita por uma única lei de relaxamento de Debye como mostrado abaixo:
Equação 7:
• @água
1+jo)T onde:
Ságua= Constante dielétrica complexa da água εοο = Constante dielétrica a freqüências infinitas ε8 = Constante dielétrica estática ω = Freqüência tfágua ~ Condutividade da água ε0 = Constante de Boltzmann
Equação 7 pode ser rearranjada para cálculo da parte real (ε') e imaginária (ε) da constante dielétrica da água como mostrado nas Equações 8 e 9 abaixo:
Equação 8:
£ -2^ + (&>r)2
Equação 9:
ε = (fi>0+ + (tí>r)2 G)£q onde:
ε8 = Constante dielétrica estática εοο = Constante dielétrica a freqüências infinitas oàgua ~ Condutividade da água τ = Tempo de relaxamento de dipolo ω = Freqüência ε0 = Constante de Boltzmann
Medições e equações da constante dielétrica estática da água, o tempo de relaxamento de dipolo e constante dielétrica a freqüências infinitas são bem descritas na literatura. Alguns exemplos podem ser achados em J. B. Hasted que executou uma revisão crítica de dados disponíveis em Aqueous Dielectrics (1973). Dados mais recentes foram publicados por Udo Kaatze em J. Chem. Eng. Data, 1989, p3 71-3 74 e Meissner e Wentz no Relatório de investigação da Boeing/AER para CMIS e A formulation for the Static Permittivity of Água and Steam at temperatures from 238 K to 873 K at Pressures up to 1200 Mpa, Including Derivates and Debye-Hünckel Coefficients, por D. P. Femandez et al, J. Phys. Chem. Ref. Data, Vol. 26, n° 4, 1997.
Também há evidência que a constante dielétrica estática da água, o tempo de relaxamento de dipolo e a constante dielétrica a freqüências infinitas também são dependentes da salinidade da água. A constante dielétrica estática da água, o tempo de relaxamento de dipolo e a constante dielétrica a freqüências infinitas para água doce podem então ser multiplicados por um fator de correção dependente de salinidade de água a fim de obter os valores de es, εΙ; e τ para água salina. Alguns exemplos das equações para o fator de correção de salinidade de água para ε5, εχ e τ foram publicados por Meissner e Wentz no Relatório de investigação da Boeing/AER para CMIS, página 17, J. B. Hasted, Aqueous Dielectrics (Chapman Hall 1973).
A real parte efetiva da constante de dielétrica complexa é:
Equação 10:
onde:
ε' - Parte real da constante dielétrica ε = Parte imaginária da constante de dielétrica
Em modelos de mistura, a constante dielétrica (ou permissividade) de uma mistura de multifase é expressa em termos da parte real efetiva da constante dielétrica de todo componente constituinte e sua fração de volume. Várias revisões compreensivas de modelos de mistura dielétrica foram publicadas na literatura tais como van Beek, 1967; Tinga et al, 1973; Wang & Schmugge, 1980; Shutko & Reutov, 1982; Hallikainen et al, 1985; Sihlova, 1989 e Flow permittivity models and their applications in multiphase meters, por E., Hammer, Proc. Multifase Metering, Serviços Técnicos IBC, 12-13 de março de 1997, Aberdeen. A equação de HanaiBruggeman, originalmente derivada por Bruggeman (1935) e modificada depois para produzir constantes dielétricas complexas por Hanai (1936), relaciona-se à constante dielétrica de uma mistura de dois componentes para as 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 toma:
Equação 11 ^intenta &mistura ^interna externa onde:
^interna= Constante dielétrica da fase interna (fase dispersa) ^externa= Constante dielétrica da fase externa (fase contínua) Smistura= Constante dielétrica medida da mistura d^intema= Fração de volume de fase interna (fase dispersa) d>extema= Fração de volume de fase externa (fase contínua) Conseqüentemente, medindo a constante dielétrica complexa (ε V ** externa l £ mistura j intenta intenta + externa de uma mistura de multifase e conhecendo a constante dielétrica complexa dos componentes individuais da mistura tais como água e hidrocarboneto, a fração de volume de água e hidrocarboneto pode ser calculada.
A constante dielétrica complexa é determinada medindo a constante de fase de onda β e constante de atenuação α de uma onda eletromagnética plana se propagando dentro de tubo. A medição de β é baseada em uma medição da diferença de fase entre as duas antenas receptoras 17, 22 dentro do tubo localizado a distâncias diferentes de uma terceira antena transmissora 15 do arranjo de sensor mostrado na Figura 4. A medição de fase é executada a pelo menos duas freqüências na gama entre 1 MHz e 10 GHz. A medição pode ser executada com qualquer combinação de transmissores (14, 15, 16) e pares de receptor (17, 18, 19, 20, 21, 22), mas para propósitos práticos é recomendado limitar o número de combinações a 27. Uma combinação de 27 possíveis direções de medição é obtida conectando três das antenas receptoras a um canal de receptor multiplexado de um dispositivo de eletrônica e as três antenas receptoras restantes a um segundo canal de receptor multiplexado de um dispositivo de eletrônica. Esta estrutura previne vazamento de sinal entre canais desde que as antenas estão sempre conectadas ao mesmo canal de entrada da eletrônica de receptor. O coeficiente de atenuação α é medido de uma maneira semelhante como para β baseado em medição de perda diferencial em vez de fase.
A gama de freqüência também poderia ser selecionada baseado em uma regra de otimização para utilizar a gama de medição dinâmica completa da eletrônica. As freqüências são selecionadas tipicamente na gama de 20-4000 MHz, porém freqüências na gama de 1 MHz a 10 GHz podem ser usadas. A relação entre a freqüência mais baixa e mais alta será dependente da escolha de freqüências de medição e capacidades da eletrônica de medição. Contanto que haja perda suficiente, a onda eletromagnética propagante entre a antena transmissora e antenas receptoras se comportará de acordo com a teoria de onda plana.
De acordo com a teoria de onda plana, a diferença de fase entre as antenas receptoras pode ser descrita como:
Equação 12:
Δφ = β*Ζ onde:
Δφ = Diferença de fase entre antenas receptoras β = Constante de fase de onda propagante (ref. equação 5)
Z = d2-dl
| di = Distância da | antena transmissora à | primeira | antena | |
| receptora | ||||
| d2 = Distância da | antena transmissora à | segunda | antena | |
| receptora | ||||
| Conseqüentemente, | medindo a diferença | de fase | Δφ e |
conhecendo o valor de Z para o sistema, a constante de fase β para a onda se propagando das antenas transmissora às receptoras pode ser determinada. Experiências mostraram que o valor de Z também é uma função do comprimento de onda do sinal transmitido e também há uma dependência leve de Z na condutividade do fluido de multifase. Isto é devido ao fato que as antenas receptoras estão localizadas no campo próximo da antena transmissora e o modelo para propagação de onda plana não é então completamente válido. Um modo para modelar isto é usar um fator de calibração dependente de fase e condutividade Z. Isto é devido ao fato que a distância de antena efetiva Z é uma função do comprimento de onda transmitido que novamente é uma função da diferença de fase medida entre as duas antenas receptoras. A distância efetiva Z também achou ser dependente da condutividade de multifase, que provavelmente está relacionada ao espalhamento do campo no sensor. Z pode então ser calculado como mostrado na Equação 13 abaixo:
Equação 13:
_/(Δφ, Umistura) onde:
Z = Distância de antena efetiva (constante de calibração)
Δφ = Diferença de fase medida ^mistura= Condutividade da mistura de multifase
A condutividade da mistura de petróleo/água pode ser calculada de acordo com a fórmula de mistura de Maxwell Gamett como mostrado abaixo:
Equação 14:
onde:
^mistura= Condutividade da mistura de petróleo e água <*óieo = Condutividade do petróleo dágua= Condutividade da água
Φόΐεο = Fração de petróleo na fase líquida
A constante dielétrica complexa pode ser determinada em uma malha de cálculo iterativa. Assumindo uma relação constante entre a parte real e imaginária da constante dielétrica ao executar estas iterações simplifica os cálculos consideravelmente. Experiências mostraram que usando a mesma relação entre a constante dielétrica real e imaginária como para água pura para uma mistura de água e petróleo, cálculos precisos das frações de volume podem ser obtidos. Esta abordagem introduz só pequenos erros de medição desde que a fórmula de mistura de Bruggeman é uma função bastante linear.
Conseqüentemente, a relação entre a constante de dielétrica real e imaginária é definida como:
Equação 15:
o^zuz
A parte real da constante dielétrica para a mistura pode ser então calculada combinando as Equações 15 e 5 como mostrado abaixo:
Equação 16:
2*A e?*(Vl+X2 +1)*μ
As etapas envolvidas para determinar a constante dielétrica complexa e fração de água da mistura de multifase baseado na medição de fase diferencial são mostradas abaixo:
1) Meça a diferença de fase Δφ a uma freqüência predeterminada ω.
2) Calcule a constante dielétrica real e imaginária da água de acordo com as Equações 8 e 9.
3) Calcule K de acordo com Equação 15.
4) Calcule a condutividade da mistura de petróleo/água baseado no último cálculo da fração de petróleo e a condutividade de água e petróleo usando Equação 14.
5) Calcule a distância de antena efetiva Z usando Equação 13.
6) Calcule o valor medido de β usando Equação 12.
7) Calcule a parte real de constante dielétrica para a mistura de petróleo/água usando Equação 16.
8) Calcule a parte imaginária e parte real efetiva da constante dielétrica da mistura de petróleo/água usando Equação 15 (parte imaginária) e 10 (parte real efetiva).
9) Calcule a fração de volume de água baseado na parte real efetiva da constante dielétrica de petróleo e água da mistura de petróleo/água usando Equação 11.
10) Repita as etapas 4-9 até que o cálculo da fração de água tenha convergido.
11) Repita as etapas 2-10 repetidas para próxima medição freqüência.
12) Repita as etapas 1-11 para próxima direção de medição.
A perda medida é tratada exatamente do mesmo modo como a medição de fase substituindo a etapa 6 com um cálculo de α em vez de β.
O coeficiente de atenuação oc da mistura de multifase a qualquer freqüência de medição pode ser calculado baseado na equação seguinte:
Equação 17:
&_ ~ 0ie^ocamento
20* Z onde:
α = Coeficiente de atenuação da mistura de multifase a uma dada freqüência dP = Perda diferencial medida [dB]
Pdesiocamento = Deslocamento de potência calculado na Equação [dB]
Z - Distância de antena efetiva calculada de acordo com
Equação 13
O termo que Pdesiocamento é precisado para corrigir a medição para o efeito da área de antena exposta em uma direção particular do tubo. A área da antena determina a eficiência de acoplamento das antenas, e conseqüentemente a perda diferencial recebida também é afetada por área de antena diferente exposta nas várias direções de viagem. Porém, isto pode ser modelado facilmente como um valor de ofsete dependente de fase (comprimento de onda) e condutividade de multifase em termos de dB (decibel) como mostrado na Equação 18 abaixo:
Equação 18:
deslocamento
ΧΔψ, Omistura) onde:
Δφ = diferença de fase medida ^mistura= Condutividade da mistura de multifase
As etapas envolvidas a fim de determinar a constante dielétrica complexa e fração de água da mistura de multifase baseado na medição de perda diferencial são semelhantes às etapas envolvidas para a medição de fase substituindo a etapa 6 por um cálculo de Pdesiocamento e α em vez de β.
E bem conhecido que perda devido a espalhamento é altamente dependente de freqüência. Espalhamento significa que uma perturbação tal como uma bolha de gás ou líquido re-irradia partes da energia eletromagnética tal que a energia seja perdida na direção de viagem para o receptor. Espalhamento é normalmente dividido em espalhamento de Rayleigh e espalhamento de Mie que são descritos ademais em Electromagnetic Mixing Formulas and Applications, por Ari Sihvola - IEEE Ondas Eletromagnéticas série 47.
O espalhamento de Rayleigh de uma esfera dielétrica tal como uma gotícula de líquido é determinado, de acordo com Sihvola, pela equação seguinte:
Equação 19:
^•interna &extema 'interna externa onde:
as = Seção transversal de espalhamento a = diâmetro do objeto de espalhamento f = Freqüência μ0 = Permeabilidade do espaço livre £o = Constante dielétrica do espaço livre
Bintema= Constante dielétrica do objeto de espalhamento ^externa= Constante dielétrica da fase contínua
Como visto da Equação 19, a seção de espalhamento efetiva de um objeto aumenta grandemente com freqüência.
Baseado na perda diferencial medida e fase a todas as freqüências de medição, um modelo para determinar o GVF na parede e no centro do tubo pode ser derivado e uma regra de seleção para a função de perfil de concentração de líquido/gás apropriada. O modo mais conveniente para derivar o modelo é por experiências empíricas em um laboratório de fluxo de multifase, onde as vazões de petróleo, água e gás podem ser controladas individualmente além da distribuição do líquido e gás na seção transversal do tubo. O Laboratório de Fluxo de Multifase MPM projetado particularmente para este propósito. Baseado em medições registradas de fase e perda a todas as direções e freqüências de medição e valores conhecidos para o GVF no centro do tubo, GVF na parede de tubo, a função de perfil de concentração de líquido/gás e a relação de água/líquido, o modelo pode ser derivado empiricamente.
O GVF no centro do tubo também pode ser determinado baseado em absorção de fóton medida usando um densitômetro de gama como mostrado na Figura 6. Adicionar um densitômetro de gama melhora precisão de medição e gama de fração de componente para o dispositivo.
Medição de absorção de raio de gama é uma técnica usada extensamente para medição de densidade. Esta técnica leva em conta que absorção de radiação de feixe de fóton em qualquer material no tubo (medidor de fluxo) pode ser expressa pela fórmula:
Equação 20:
N = Noe'ppd onde:
No = Taxa de contagem de tubo vazio (radiação)
Ν = Taxa de contagem medida (radiação) μ = Coeficiente de absorção de massa de radiação do material dentro do tubo d = Comprimento de transmissão da radiação pelo seção 5 transversal do tubo p = Densidade do material dentro do tubo
Detalhes para como calibrar e determinar GVF e densidade de uma mistura de multifase baseado em detectores nucleares são descritos em mais detalhe em Radioisotope Gauges for Industrial Process Measurements,
Jackson et al, (Wiley).
O GVF homogêneo e densidade podem então ser calculados simplesmente baseado em métodos de integração baseado no GVF medido na parede e no centro do tubo e na função de perfil de concentração selecionada descrevendo que junto com o valor do GVF no centro e na parede determina o valor do GVF a qualquer ponto ao longo do raio do tubo.
Conhecendo as velocidades de líquido e gás, as vazões de petróleo, água e de gás podem ser calculadas baseado no GVF homogêneo e relação de água/líquido (WLR).
A constante dielétrica da mistura também pode ser 20 determinada baseado em técnicas de reflexão e técnicas baseadas em medição da freqüência de corte do tubo. No primeiro caso, o venturi pode ser usado como um dispositivo refletor para uma onda eletromagnética entrante. Determinando a freqüência para quando a onda refletora está fora de fase com a onda transmissora a receptores localizados na direção longitudinal do tubo, a constante dielétrica do material dentro do tubo pode ser determinada. A freqüência de reflexão pode ser determinada baseado em ambas medições de fase e perda.
A constante dielétrica medida baseada na freqüência de reflexão medida segue a fórmula bem conhecida:
Equação 21:
onde:
ε = Constante dielétrica medida k2 = Freqüência medida no ar f0 = Freqüência medida de mistura de multifase
A freqüência de corte e freqüência de reflexão serão bastante separadas, tal que uma medição de banda larga possa ser obtida. As medições também podem ser executadas em direções múltiplas como descrito para as medições de ot e β e combinadas com a medição de a e β a fim de determinar o GVF no centro, GVF na parede e a função de perfil de concentração de GVF.
Outros métodos para executar medições tomográficas baseado em sinais eletromagnéticos são descritos em Electromagnetic Techniques of Nondestructive Testing of Dielectric Materials: Difffaction Tomography, por
Bramanti et al., Diário de Potência de Microonda e Energia Eletromagnética, vol. 27, N° 4, 1992 e Cylindrical Geometry: A Further Step in Active Microwave Tomography, IEEE Transações sobre Teoria de Microonda e Teoria e Técnicas, Vol. 39, n° 5, maio de 1991.
Um modo para obter a velocidade de líquido e gás é usando técnicas de correlação cruzada. Técnicas de correlação cruzada são freqüentemente usadas para medição de fluxo de multifase e são bem descritas em Cross Correlation Flow Meters, their design and applications, por M. S. Beck e A. Plaskowski (Adam Hilger, Bristol) - 1987.
Transmitindo um portador transmitido no fluxo em uma antena transmissora 14 e medindo a resposta, o sinal recebido na antena 17 e 18 contém informação das variações no fluxo causadas por modulação de amplitude (perda), fase ou freqüência pelas perturbações. Executando as medições a duas seções do tubo, tais como 14 17 18e 1621 22 localizadas a uma distância conhecida 49, alguém pode criar dois sinais variados em tempo que estão deslocados em tempo igual ao tempo que leva o fluxo de multifase para deslocar entre as duas seções. Medições adicionais podem ser obtidas usando as antenas 15, 19, 20.
Correlatando de forma cruzada os dois sinais usando a fórmula:
Equação 22:
T (r)= lim^ — Jx(z-t) * y(t)dt 1 0 onde x(t) e y(t) são os sinais amostrados, o atraso de tempo τ pode ser calculado. O atraso de tempo τ 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.
E comum para medidores de fluxo baseados em correlação cruzada e baseados em sinais eletromagnéticos (isto é, medidores de fluxo capacitivos, indutivos e baseados em RE) usarem um portador ou sinal de medição com uma freqüência substancialmente abaixo da freqüência de corte a fim de obter isolamento entre as seções de medição.
A freqüência de corte do modo mais baixo em um guia de onda circular (TEn) está de acordo com Ramo et al., dado por Equação 23 abaixo;
Equação 23:
j. __ 0,293 onde:
μ = Permeabilidade dentro do sensor (tubo) ε = Constante dielétrica dentro do sensor (tubo) a = diâmetro de tubo π
Ο comprimento de onda de corte é dado por:
Equação 24:
Àc = 3,41<2 onde:
a = Diâmetro de tubo
De acordo com Ramo et al, há atenuação sem deslocamento de fase para freqüências abaixo da freqüência de corte de um guia de onda e deslocamento de fase sem atenuação para freqüências acima da freqüência de corte, e nem atenuação nem deslocamento de fase exatamente no corte. Também é bem conhecido que este comportamento fundamental de um guia de onda pode ser usado para medir a freqüência de corte do tubo medindo o local do deslocamento de fase. Baseado na freqüência medida, a constante dielétrica da mistura de multifase dentro do tubo pode ser derivada de acordo com Equação 22.
O coeficiente de atenuação para uma onda eletromagnética deslocando na direção longitudinal do tubo pode de acordo com Ramo et al., ser calculado de acordo com Equação 25 abaixo:
Equação 25:
onde:
a = Coeficiente de atenuação λο = Comprimento de onda de corte fc = Freqüência de corte f = Freqüência de medição
Conseqüentemente, usando uma freqüência de medição que está substancialmente abaixo da freqüência de corte, a relação f/fc é muito menos que 1 tal que a atenuação na direção longitudinal do tubo se toma substancialmente independente de freqüência. Combinando as Equações 24 e
25, o coeficiente de atenuação então se aproxima do valor constante:
Equação 26:
2# a = 3 Ala onde:
a — Diâmetro de tubo
Conseqüentemente, medindo ou calculando a freqüência de corte do tubo e selecionando uma freqüência de medição que está substancialmente abaixo da freqüência de corte, energia deslocando na direção longitudinal do tubo é minimizada provendo isolamento eletromagnético entre as seções transversais de medição a montante e a jusante do tubo.
Métodos de processamento de sinal para determinação de velocidades de líquido e gás baseados em medições de correlação cruzada são bem conhecidos como descrito em Simulation of two peaks correlation method for gas-liquid flow velocity measurements, Ph.D a UMIST, 1985 por
Corral Davalos, e Development of signal interpretation models for multiphase flow rate metering of oil-water-gas flow, Ph.D na Universidade de Bergen 1996 por Oivind Midttveit, A pulsed ultrasound cross correlation system for velocity measurement in two component fluids, Ph.D a UMIST 1986 por Xu L-A e Analysis of Space and Time Structures in two Phase
Flow using Capacitance Sensors, Ph.D Universidade de Stavanger 1993 por Rune Viggo Time.
Um medidor de fluxo de venturi é geralmente usado para medição de vazão de um fluido de multifase. Qualquer restrição no tubo resultará em uma mudança na velocidade da mistura de multifase e introduzirá uma queda de pressão pela restrição. Baseado na teoria de dinâmica dos fluidos, a raiz quadrada da queda de pressão é proporcional à vazão de massa total no tubo. Um tubo de venturi é uma estrutura onde o
diâmetro de tubo é reduzido gradualmente em uma seção do tubo com um diâmetro menor. A seção menor pode ser curta ou uma seção relativa longa. Então, o diâmetro é expandido gradualmente ao tamanho original do tubo. Medições de fluxo de massa com uma tal estrutura são descritas nos padrões
ISO 5167 Measurement of fluid flow by means of pressure differential devices inserted in circular cross-section conduits running full, parte 1 princípios gerais e parte 4 - tubos de venturi.
De acordo com ISO 5167-1, a vazão de massa pode ser calculada como:
Equação 27:
C π onde:
Qm = Vazão de massa total C = Coeficiente de descarga β = Relação de Diâmetro entre passagem de venturi e tubo d = Diâmetro de passagem de venturi
Ap = Queda de pressão medida entre entrada e passagem de venturi p = Densidade da mistura de multifase
A adoção de tubos de venturi para condições de fluxo de 20 multifase e gás úmido é ademais descritas em Design of a flow metering process for two- phase dispersed flows, 'Int. J. Multifase Flow', vol. 22, N° 4, p. 713 - 732, A study of the performance of Venturi meters in multiphase flow, por Hall, Reader-Harris, e Millington, 2a Conferência Norte Americana sobre Tecnologia de Multifase e Liquid Correction of Venturi Meter
Readings in Wet Gas Flow, por Rick de Leeuw, Seminário de Medição de Fluxo do Mar do Norte - 1997.
O dispositivo mostrado na Figura 9 também pode ser usado para executar medições tomográficas simplificadas do fluxo. O dispositivo é particularmente adequado quando a função de distribuição de concentração se aproxima a uma função de degrau tal que a maioria do líquido seja distribuída ao longo da parede. Esta é uma ocorrência comum a condições de fluxo de gás úmido. A constante dielétrica complexa é determinada exatamente do mesmo modo como descrito acima executando uma medição do coeficiente de atenuação α e coeficiente de fase β a uma ampla gama de freqüência transmitindo em antena 34 e recebendo em antenas 35 e 36. Porém, neste caso a função de distribuição de concentração é assumida ser uma função de degrau e o GVF na parede é zero, tal que a medição simplifica para se tomar uma medição da espessura e composição do filme de líquido.
Dois dos dispositivos mostrados na Figura 9 também podem ser combinados como mostrado na Figura 10 separados por uma distância conhecida 39. Usando técnicas de correlação cruzada como descrito acima, as velocidades de líquido e gás podem ser derivadas.
Usando dois detectores de gama de uma única fonte radioativa como mostrado na Figura 7, as frações e distribuição de líquido de um fluxo bifásico podem ser determinadas. Detalhes adicionais de como executar os cálculos podem ser achados em Radioisotope Gauges for Industrial Process Measurement, por Jackson et al., e Cross-Section Averaged Density and Mass Flux Measurement in Two-Phase Flow through Pipes, por Heidriek et al., ASME Medições em Fluxos Polifásicos, 1-9 (1978).
Sensores para executar medições de tomográficas baseadas em medições de impedância foram conhecidos por várias décadas. Sensores de impedância tanto podem ser baseados em medição de capacitância (ECT), resistência (ERT) ou indutância eletromagnética (EMT). O princípio de funcionamento e projeto de sensor de impedância tomográfico como mostrado na Figura 8, é bem descrito poço em Tomographic Techniques for Process Design and Operation, por M. S. Beck et al., Publicações de
Mecânica Computacional (1993), A Novel Approach to Reconstruction of
Process Tomography Data, por O. Isaksen, Ph.D na Universidade de Bergen (1996) e Imaging Industrial Flows: Applications of Electrical Process
Tomography, Plaskowski et al., Bristol (1995).
Métodos de transmissão e reflexão são métodos bem conhecidos para caracterização material como mostrado nas Figuras 12 e 13. Estes dispositivos são particularmente adequados quando a função de distribuição de concentração se aproxima a uma função de degrau tal que a maioria do líquido seja distribuída ao longo da parede. Esta é uma ocorrência comum a condições de fluxo de gás úmido. Para sinais acústicos, o tempo que leva um pulso acústico para deslocar adiante e de volta da superfície de reflexão representada pela interface de líquido/gás, pode ser usado para medir espessura de filme de líquido. Conhecendo a distância à parede de tubo do transmissor e receptor acústicos, a espessura do filme pode ser determinada.
Métodos eletromagnéticos podem ser baseados em uma fenda irradiante pela parede como mostrado na Figura 12 ou usando um condutor coaxial terminado aberto como mostrado na Figura 13. Um pulso ou freqüência contínua é transmitida no cabo coaxial 43. Baseado em uma medição das variações de amplitude e fase refletida de volta no condutor coaxial, a constante dielétrica complexa do material dentro do tubo pode ser determinada tal que a espessura e frações do filme de líquido possam ser derivadas. O projeto e princípios de funcionamento de sensores de transmissão e reflexão como mostrado nas Figuras 12 e 13 são descritos ademais em Microwave Electronics - measurement and material characterization, por Chen et al., Wiley (2004), e Permittivity Measurements of Thin Liquid Layers using open-ended Coaxial Probes, 'Meas. Sei. Technol.', 7 (1996), 1164-1173.
Claims (14)
- REIVINDICAÇÕES1. Método para determinar as vazões de um fluido incluindo uma mistura de multicomponente de um gás e pelo menos um líquido em um tubo, caracterizado pelo fato de incluir as etapas seguintes:5 a. o fluxo de mistura de multicomponente é condicionado para criar uma condição de fluxo de concentração de gás anular simétrica;b. a distribuição de densidade e/ou distribuição de constante dielétrica em dito fluxo simétrico dentro de uma seção transversal do tubo é determinada;10 c. uma função descrevendo a distribuição radial de densidade e/ou distribuição radial de constante dielétrica é determinada;d. a velocidade da mistura de multicomponente é determinada;e. a temperatura e pressão são obtidas; ef. baseado no conhecimento de densidades e/ou constantes 15 dielétricas dos componentes da mistura de fluido, e no resultado das etapas anteriores a-e, as vazões de volume e/ou massa dos componentes de gás e líquido da mistura de fluido são calculadas.
- 2. Método de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que um venturi (6) é usado para criar a condição de fluxo de20 concentração de gás anular simétrica.
- 3. Método de acordo com a reivindicação 2, caracterizado pelo fato de que o venturi (6) é usado para determinar a velocidade da mistura de multicomponente.
- 4. Método de acordo com qualquer uma das reivindicações 25 precedentes, caracterizado pelo fato de que a distribuição de densidade e/ou distribuição de constante dielétrica é determinada dentro de uma meia seção transversal do tubo.
- 5. Método de acordo com qualquer uma das reivindicações precedentes, caracterizado pelo fato de que a distribuição de constantePetição 870170094909, de 06/12/2017, pág. 11/21 dielétrica dentro da seção transversal do tubo é medida baseado em medição de perda de energia e/ou deslocamento de fase de uma onda eletromagnética deslocando pelos meios dentro do tubo.
- 6. Método de acordo com qualquer uma das reivindicações5 precedentes 1-4, caracterizado pelo fato de que a distribuição de constante dielétrica dentro da seção transversal do tubo é medida baseado em medição de perda de energia e/ou deslocamento de fase de uma onda eletromagnética sendo refletida dos meios dentro do tubo.
- 7. Método de acordo com qualquer uma das reivindicações10 precedentes 1-4, caracterizado pelo fato de que a distribuição de constante dielétrica dentro da seção transversal do tubo é medida baseado em medições de impedância.
- 8. Método de acordo com a reivindicação 5 ou 6, caracterizado pelo fato de que a onda eletromagnética é senoidal.15
- 9. Método de acordo com a reivindicação 5 ou 6, caracterizado pelo fato de que a onda eletromagnética é formada por pulso.
- 10. Método de acordo com qualquer uma das reivindicações precedentes, caracterizado pelo fato de que a distribuição de densidade dentro da seção transversal do tubo é medida baseado em medição de absorção de20 fótons.
- 11. Método de acordo com qualquer uma das reivindicações precedentes 1-9, caracterizado pelo fato de que a distribuição de densidade dentro da seção transversal do tubo é medida baseado em reflexão de energia acústica.25
- 12. Método de acordo com qualquer uma das reivindicações precedentes, caracterizado pelo fato de que na função descrevendo a distribuição radial de densidade e/ou distribuição radial de constante dielétrica é determinada baseado em medição de perda de energia e/ou deslocamento de fase de uma onda eletromagnética deslocando pelos meios dentro do tubo.Petição 870170094909, de 06/12/2017, pág. 12/21
- 13. Método de acordo com qualquer uma das reivindicações precedentes, caracterizado pelo fato de que a função descrevendo a distribuição radial de densidade e/ou distribuição radial de constante dielétrica é linear.5 14. Método de acordo com qualquer uma das reivindicações precedentes 1-12, caracterizado pelo fato de que a função descrevendo a distribuição radial de densidade e/ou distribuição radial de constante dielétrica é em forma de S.15. Método de acordo com qualquer uma das reivindicações 10 precedentes 1-12, caracterizado pelo fato de que a função descrevendo a distribuição radial de densidade e/ou distribuição radial de constante dielétrica é uma função de degrau.16. Método de acordo com qualquer uma das reivindicações precedentes, caracterizado pelo fato de que técnicas de correlação cruzada são15 usadas em determinar a velocidade da mistura de multicomponente.17. Método de acordo com qualquer uma das reivindicações precedentes, caracterizado pelo fato de que uma medição de queda de pressão por uma passagem estreita no tubo é usada em determinar a velocidade da mistura de multicomponente.20 18. Aparelho para determinar as vazões de um fluido incluindo uma mistura de multicomponente de um gás e pelo menos um líquido em um tubo, caracterizado pelo fato de que inclui uma seção tubular (1) e os elementos seguintes:a. meio (2) para condicionar a mistura de multicomponente25 para criar uma condição de fluxo de concentração de gás anular simétrica;b. meio (3) para determinar a distribuição de densidade e/ou distribuição de constante dielétrica dentro de um seção transversal da seção tubular (1) a jusante de dito meio (2) para condicionar a mistura de multicomponente;Petição 870170094909, de 06/12/2017, pág. 13/21c. uma função matemática descrevendo a distribuição radial de densidade e/ou distribuição radial de constante dielétrica;d. meio (5-10) para determinar a velocidade da mistura de multicomponente;5 e. meio (8, 9) para determinar a temperatura e pressão; ef. meio para calcular as vazões de volume e/ou massa dos componentes de gás e líquido da mistura de fluido baseado na informação dos elementos a-e e conhecimento de densidades e/ou constantes dielétricas dos componentes da mistura de fluido.10 19. Aparelho de acordo com a reivindicação 18, caracterizado pelo fato de incluir um venturi (5-7) para criar a condição de fluxo de concentração de gás anular simétrica.20. Aparelho de acordo com a reivindicação 19, caracterizado pelo fato de que o venturi (5-7) é usado para determinar a velocidade da15 mistura de multicomponente.21. Aparelho de acordo com qualquer uma das reivindicações precedentes 18-20, caracterizado pelo fato de que o meio (3) para determinar a distribuição de densidade e/ou distribuição de constante dielétrica está localizado dentro de uma meia seção transversal da seção tubular (1).20 22. Aparelho de acordo com qualquer uma das reivindicações precedentes 18-21, caracterizado pelo fato de incluir meio para transmitir energia eletromagnética pelo menos duas freqüências em pelo menos duas antenas transmissoras (14-16) e registrar energia eletromagnética recebida para as freqüências a pelo menos quatro antenas receptoras (17-22).25 23. Aparelho de acordo com qualquer uma das reivindicações precedentes 18-21, caracterizado pelo fato de incluir meio para transmitir energia eletromagnética na seção tubular (1) e registrar energia eletromagnética refletida da seção tubular (1).24. Aparelho de acordo com qualquer uma das reivindicaçõesPetição 870170094909, de 06/12/2017, pág. 14/21 precedentes 18-21, caracterizado pelo fato de incluir meio (24-31) para determinar a distribuição de impedância dentro da seção transversal da seção tubular (1).25. Aparelho de acordo com qualquer uma das reivindicações 5 precedentes 18-24, caracterizado pelo fato de incluir meio (22, 24) para determinar a distribuição de densidade dentro da seção transversal da seção tubular (1).26. Aparelho de acordo com qualquer uma das reivindicações precedentes 18-25, caracterizado pelo fato de incluir meio (42) para transmitir10 energia acústica na seção tubular (1) e medir energia acústica refletida da seção tubular (1).27. Aparelho de acordo com qualquer uma das reivindicações precedentes 18-26, caracterizado pelo fato de incluir um programa matemático para calcular a distribuição radial de densidade e/ou distribuição15 radial de constante dielétrica dentro da seção tubular (1).28. Aparelho de acordo com qualquer uma das reivindicações 18-27, caracterizado pelo fato de incluir meio (37-39) para medir a velocidade da mistura de multicomponente.29. Aparelho de acordo com a reivindicação 28, caracterizado 20 pelo fato de incluir meio (14-22) para medir dita velocidade correlatando de forma cruzada medições executadas em dois seções transversais da seção tubular (1).30. Aparelho de acordo com a reivindicação 28, caracterizado pelo fato de incluir meio para medir dita velocidade em uma passagem25 estreita da seção tubular (1).Petição 870170094909, de 06/12/2017, pág. 15/211/8Fig 12/8Fig 23/84/8Fig 4Fig 5
- 14 175/8Fig 6Fig 76/8Fig-8Fig 97/8Fig 10Fig 11 •348/8Fig 12
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