MX2007014751A - Aparatos y metodos para la cuantificacion de liquidos en pozos de gas-condensado. - Google Patents

Aparatos y metodos para la cuantificacion de liquidos en pozos de gas-condensado.

Info

Publication number
MX2007014751A
MX2007014751A MX2007014751A MX2007014751A MX2007014751A MX 2007014751 A MX2007014751 A MX 2007014751A MX 2007014751 A MX2007014751 A MX 2007014751A MX 2007014751 A MX2007014751 A MX 2007014751A MX 2007014751 A MX2007014751 A MX 2007014751A
Authority
MX
Mexico
Prior art keywords
wavelength
liquid
flow
light
transmittance
Prior art date
Application number
MX2007014751A
Other languages
English (en)
Inventor
Cheng-Gang Xie
Paul Hammond
Original Assignee
Schlumberger Technology Bv
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Schlumberger Technology Bv filed Critical Schlumberger Technology Bv
Publication of MX2007014751A publication Critical patent/MX2007014751A/es

Links

Classifications

    • G—PHYSICS
    • G01—MEASURING; TESTING
    • G01N—INVESTIGATING OR ANALYSING MATERIALS BY DETERMINING THEIR CHEMICAL OR PHYSICAL PROPERTIES
    • G01N33/00—Investigating or analysing materials by specific methods not covered by groups G01N1/00 - G01N31/00
    • G01N33/26—Oils; Viscous liquids; Paints; Inks
    • G01N33/28—Oils, i.e. hydrocarbon liquids
    • G01N33/2835—Specific substances contained in the oils or fuels
    • G01N33/2847—Water in oils
    • G—PHYSICS
    • G01—MEASURING; TESTING
    • G01N—INVESTIGATING OR ANALYSING MATERIALS BY DETERMINING THEIR CHEMICAL OR PHYSICAL PROPERTIES
    • G01N21/00—Investigating or analysing materials by the use of optical means, i.e. using sub-millimetre waves, infrared, visible or ultraviolet light
    • G01N21/17—Systems in which incident light is modified in accordance with the properties of the material investigated
    • G01N21/25—Colour; Spectral properties, i.e. comparison of effect of material on the light at two or more different wavelengths or wavelength bands
    • G01N21/31—Investigating relative effect of material at wavelengths characteristic of specific elements or molecules, e.g. atomic absorption spectrometry
    • G01N21/314—Investigating relative effect of material at wavelengths characteristic of specific elements or molecules, e.g. atomic absorption spectrometry with comparison of measurements at specific and non-specific wavelengths
    • G—PHYSICS
    • G01—MEASURING; TESTING
    • G01N—INVESTIGATING OR ANALYSING MATERIALS BY DETERMINING THEIR CHEMICAL OR PHYSICAL PROPERTIES
    • G01N21/00—Investigating or analysing materials by the use of optical means, i.e. using sub-millimetre waves, infrared, visible or ultraviolet light
    • G01N21/17—Systems in which incident light is modified in accordance with the properties of the material investigated
    • G01N21/25—Colour; Spectral properties, i.e. comparison of effect of material on the light at two or more different wavelengths or wavelength bands
    • G01N21/31—Investigating relative effect of material at wavelengths characteristic of specific elements or molecules, e.g. atomic absorption spectrometry
    • G01N21/35—Investigating relative effect of material at wavelengths characteristic of specific elements or molecules, e.g. atomic absorption spectrometry using infrared light
    • G01N21/3554—Investigating relative effect of material at wavelengths characteristic of specific elements or molecules, e.g. atomic absorption spectrometry using infrared light for determining moisture content
    • G—PHYSICS
    • G01—MEASURING; TESTING
    • G01N—INVESTIGATING OR ANALYSING MATERIALS BY DETERMINING THEIR CHEMICAL OR PHYSICAL PROPERTIES
    • G01N21/00—Investigating or analysing materials by the use of optical means, i.e. using sub-millimetre waves, infrared, visible or ultraviolet light
    • G01N21/17—Systems in which incident light is modified in accordance with the properties of the material investigated
    • G01N21/47—Scattering, i.e. diffuse reflection
    • G01N21/49—Scattering, i.e. diffuse reflection within a body or fluid
    • G01N21/53—Scattering, i.e. diffuse reflection within a body or fluid within a flowing fluid, e.g. smoke
    • G01N21/532—Scattering, i.e. diffuse reflection within a body or fluid within a flowing fluid, e.g. smoke with measurement of scattering and transmission
    • G—PHYSICS
    • G01—MEASURING; TESTING
    • G01N—INVESTIGATING OR ANALYSING MATERIALS BY DETERMINING THEIR CHEMICAL OR PHYSICAL PROPERTIES
    • G01N21/00—Investigating or analysing materials by the use of optical means, i.e. using sub-millimetre waves, infrared, visible or ultraviolet light
    • G01N21/84—Systems specially adapted for particular applications
    • G01N21/85—Investigating moving fluids or granular solids
    • G—PHYSICS
    • G01—MEASURING; TESTING
    • G01N—INVESTIGATING OR ANALYSING MATERIALS BY DETERMINING THEIR CHEMICAL OR PHYSICAL PROPERTIES
    • G01N33/00—Investigating or analysing materials by specific methods not covered by groups G01N1/00 - G01N31/00
    • G01N33/26—Oils; Viscous liquids; Paints; Inks
    • G01N33/28—Oils, i.e. hydrocarbon liquids
    • G01N33/2823—Raw oil, drilling fluid or polyphasic mixtures
    • G—PHYSICS
    • G01—MEASURING; TESTING
    • G01P—MEASURING LINEAR OR ANGULAR SPEED, ACCELERATION, DECELERATION, OR SHOCK; INDICATING PRESENCE, ABSENCE, OR DIRECTION, OF MOVEMENT
    • G01P3/00—Measuring linear or angular speed; Measuring differences of linear or angular speeds
    • G01P3/64—Devices characterised by the determination of the time taken to traverse a fixed distance
    • G01P3/80—Devices characterised by the determination of the time taken to traverse a fixed distance using auto-correlation or cross-correlation detection means
    • G01P3/806—Devices characterised by the determination of the time taken to traverse a fixed distance using auto-correlation or cross-correlation detection means in devices of the type to be classified in G01P3/68
    • G—PHYSICS
    • G01—MEASURING; TESTING
    • G01P—MEASURING LINEAR OR ANGULAR SPEED, ACCELERATION, DECELERATION, OR SHOCK; INDICATING PRESENCE, ABSENCE, OR DIRECTION, OF MOVEMENT
    • G01P5/00—Measuring speed of fluids, e.g. of air stream; Measuring speed of bodies relative to fluids, e.g. of ship, of aircraft
    • G01P5/18—Measuring speed of fluids, e.g. of air stream; Measuring speed of bodies relative to fluids, e.g. of ship, of aircraft by measuring the time taken to traverse a fixed distance
    • G01P5/20—Measuring speed of fluids, e.g. of air stream; Measuring speed of bodies relative to fluids, e.g. of ship, of aircraft by measuring the time taken to traverse a fixed distance using particles entrained by a fluid stream
    • G—PHYSICS
    • G01—MEASURING; TESTING
    • G01J—MEASUREMENT OF INTENSITY, VELOCITY, SPECTRAL CONTENT, POLARISATION, PHASE OR PULSE CHARACTERISTICS OF INFRARED, VISIBLE OR ULTRAVIOLET LIGHT; COLORIMETRY; RADIATION PYROMETRY
    • G01J1/00—Photometry, e.g. photographic exposure meter
    • G01J1/42—Photometry, e.g. photographic exposure meter using electric radiation detectors
    • G01J2001/4242—Modulated light, e.g. for synchronizing source and detector circuit
    • G—PHYSICS
    • G01—MEASURING; TESTING
    • G01N—INVESTIGATING OR ANALYSING MATERIALS BY DETERMINING THEIR CHEMICAL OR PHYSICAL PROPERTIES
    • G01N21/00—Investigating or analysing materials by the use of optical means, i.e. using sub-millimetre waves, infrared, visible or ultraviolet light
    • G01N21/01—Arrangements or apparatus for facilitating the optical investigation
    • G01N21/03—Cuvette constructions
    • G01N2021/0346—Capillary cells; Microcells
    • G—PHYSICS
    • G01—MEASURING; TESTING
    • G01N—INVESTIGATING OR ANALYSING MATERIALS BY DETERMINING THEIR CHEMICAL OR PHYSICAL PROPERTIES
    • G01N21/00—Investigating or analysing materials by the use of optical means, i.e. using sub-millimetre waves, infrared, visible or ultraviolet light
    • G01N21/84—Systems specially adapted for particular applications
    • G01N21/85—Investigating moving fluids or granular solids
    • G01N2021/8578—Gaseous flow
    • G—PHYSICS
    • G01—MEASURING; TESTING
    • G01N—INVESTIGATING OR ANALYSING MATERIALS BY DETERMINING THEIR CHEMICAL OR PHYSICAL PROPERTIES
    • G01N21/00—Investigating or analysing materials by the use of optical means, i.e. using sub-millimetre waves, infrared, visible or ultraviolet light
    • G01N21/01—Arrangements or apparatus for facilitating the optical investigation
    • G01N21/03—Cuvette constructions
    • G01N21/05—Flow-through cuvettes
    • G—PHYSICS
    • G01—MEASURING; TESTING
    • G01N—INVESTIGATING OR ANALYSING MATERIALS BY DETERMINING THEIR CHEMICAL OR PHYSICAL PROPERTIES
    • G01N21/00—Investigating or analysing materials by the use of optical means, i.e. using sub-millimetre waves, infrared, visible or ultraviolet light
    • G01N21/17—Systems in which incident light is modified in accordance with the properties of the material investigated
    • G01N21/25—Colour; Spectral properties, i.e. comparison of effect of material on the light at two or more different wavelengths or wavelength bands
    • G01N21/31—Investigating relative effect of material at wavelengths characteristic of specific elements or molecules, e.g. atomic absorption spectrometry
    • G01N21/33—Investigating relative effect of material at wavelengths characteristic of specific elements or molecules, e.g. atomic absorption spectrometry using ultraviolet light
    • G—PHYSICS
    • G01—MEASURING; TESTING
    • G01N—INVESTIGATING OR ANALYSING MATERIALS BY DETERMINING THEIR CHEMICAL OR PHYSICAL PROPERTIES
    • G01N21/00—Investigating or analysing materials by the use of optical means, i.e. using sub-millimetre waves, infrared, visible or ultraviolet light
    • G01N21/17—Systems in which incident light is modified in accordance with the properties of the material investigated
    • G01N21/25—Colour; Spectral properties, i.e. comparison of effect of material on the light at two or more different wavelengths or wavelength bands
    • G01N21/31—Investigating relative effect of material at wavelengths characteristic of specific elements or molecules, e.g. atomic absorption spectrometry
    • G01N21/35—Investigating relative effect of material at wavelengths characteristic of specific elements or molecules, e.g. atomic absorption spectrometry using infrared light
    • G01N21/359—Investigating relative effect of material at wavelengths characteristic of specific elements or molecules, e.g. atomic absorption spectrometry using infrared light using near infrared light

Landscapes

  • Physics & Mathematics (AREA)
  • Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Health & Medical Sciences (AREA)
  • Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • General Physics & Mathematics (AREA)
  • Analytical Chemistry (AREA)
  • Pathology (AREA)
  • Immunology (AREA)
  • General Health & Medical Sciences (AREA)
  • Biochemistry (AREA)
  • Spectroscopy & Molecular Physics (AREA)
  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
  • General Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Medicinal Chemistry (AREA)
  • Food Science & Technology (AREA)
  • Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
  • Aviation & Aerospace Engineering (AREA)
  • Investigating Or Analysing Materials By Optical Means (AREA)
  • Sampling And Sample Adjustment (AREA)
  • Measuring Volume Flow (AREA)

Abstract

Se describen aparatos y metodos para medir la fraccion de un liquido en un flujo de gas humedo, el aparato incluye una o mas fuentes de luz que emiten en una primera longitud de onda en la cual el liquido es altamente absorbente y emiten en una segunda longitud de onda cercana a la primera longitud de onda y en la cual el liquido no es altamente absorbente; y uno o mas sensores para detectar la transmitancia de la luz en la primera y en la segunda longitudes de onda a traves del flujo de gas, el aparato incluye ademas medios de procesamiento para determinar una fraccion de liquido en el flujo de gas humedo corrigiendo la transmitancia medida en la primera longitud de onda para los efectos de la dispersion utilizando la transmitancia medida en la segunda longitud de onda. El aparato puede ser utilizado como un medidor de flujo usando correlaciones cruzadas o medidores de rango de flujo conocidos.

Description

APARATOS Y MÉTODOS PARA LA CUANTIFICACION DE LÍQUIDOS EN POZOS DE GAS-CONDENSADO Campo de la Invención La presente invención se relaciona con métodos y aparatos para la cuantificación de líquidos en pozos de gas-condensado. Tiene que ver particularmente, pero no exclusivamente con aparatos y métodos para medir el agua de retención del condensado en flujos de gas húmedo. Antecedentes de la Invención - Para flujos de gas húmedo en condiciones de gas de corte muy altas (por ejemplo, fracción de volumen de gas (GVF) > 99%) se ha probado que es difícil medir en línea muy pequeñas cantidades de líquidos y la proporción de agua en líquido (WLR), utilizando tecnología de medición nuclear de energía dual. Para pozos subacuáticos, por ejemplo, es importante detectar, cerca de la cabeza del pozo y ia primera presentación del agua para también cuantificar el rango de flujo de agua, para poder proporcionar una advertencia rápida del taponamiento y la corrosión del hidrato a las líneas de flujo largas subacuáticas y para controlar el rango de inyección de inhibidores de corrosión y/o hidrato. La distinción entre diferentes líquidos en una corriente de gas, tal como un condensado y agua en un pozo de gas condensado, es también invaluable para la economía de un pozo de gas y para la planeación de instalaciones para manejar líquidos en la superficie. Esto es debido a que los condensados pueden proporcionar una grande porción del valor económico de un pozo de gas (por ejemplo, un pozo de gas con una rango de flujo de hasta 100 MMscf/por día y de un rango de gas condensado (CGR) de hasta 200 bbl/MMscf, producirá hasta 20, 000 bbl/al día de un condensado). Los contadores de flujo de gas húmedo más comerciales utilizan un aparato de presión diferencial más otra tecnología de percepción para medir los rangos de flujo líquido y de gas, por ejemplo, como se describe en la publicación de Medhizadeh y asociados, "medición de gas húmedo: tendencias en aplicaciones & desarrollos técnicos" Society of Petroleum Engineers (SPE) página 77351 y la publicación de 0.L.BÓ y asociados. Un medidor de gas húmedo compacto novedoso basado en una técnica de detección de agua de microonda y medición de flujo diferencial", Taller de Medición de Flujo del Mar del Norte, de las páginas de la 22 a la 25 de Octubre, 2002.
Han habido dos direcciones en el desarrollo de medidores de flujo altos de gas húmedo GVF: El desarrollo de factores de corrección para medir el rango de flujo de gas para medidores de flujo de gas de una sola fase (tales como de orificio, Venturi, cono-V, Coriolis y ultrasónico) cuando se presenta una pequeña cantidad de líquido; y El uso de medidores de flujo híbridos de multifase en línea que tienen una tecnología de separación de líquido-gas, para manejar flujos de multifases GVF muy altos. Sin embargo, esto tiende a producir aparatos de alto precio y voluminosos. Por lo tanto, es deseable la extensión de los medidores de flujo existentes a una capacidad de 3 fases y para cuantificar la fase del líquido del WLR en corrientes de gas húmedo. Actualmente, tres técnicas son utilizadas para determinar la retención y/o WLR: energía nuclear, dual o simple, electromagnética (microondas, capacidad de conductancia) y óptica (por ejemplo, infrarrojos). Roxar ha destacado sensores de microondas para la detección de retención de agua en pozos de gas subacuáticos: ver la publicación de 0.L.BÓ, y asociados en la referencia hecha anteriormente. Basado en la transmisión de sensor de volumen óptico cercana al infrarrojo de una banda angosta a través de una mezcla de agua/petróleo que fluye en una abertura angosta, eProduction Solutions ha utilizado el medidor de corte de agua Red-Eye ™ (de Premium Instruments anterior) para medir los flujos del afluente del agua WLR (petróleo/agua). Se ha indicado que el aparato Red-Eye es una modalidad de la patente Norteamericana 6076049B y es esencialmente un medidor de fracción de petróleo; la emisión de luz centrada en una longitud de onda de 950 nm es substancialmente transmitida a través de una fase de agua y una fase de gas y es substancialmente absorbida por la fase de petróleo. También se describe la emisión de luz en una segunda longitud de onda de 1140 nm; ésta es substancialmente absorbida por el contenido de petróleo y el contenido de agua, y substancialmente transmitida por el contenido de gas. Se dice que el medidor de corte de agua de banda angosta para producir una detección de corte de agua de rango total independiente del gas que ingresó. Para medir de manera exacta la transmitancia a 950 nm, los detectores son utilizados para medir la luz transmitida directamente a través de una abertura de flujo angosta, y también para medir la luz dispersada para adelante y de regreso a través de la abertura. Sin embargo, se ha indicado que el medidor Red-Eye no es adecuado para el flujo alto de gas (ver la descripción del medidor Red-Eye en la dirección http://www.ep-solutions.com/PDFs/eP_L/L_Red_Eye_Water-Cut_Meter.pdf). El funcionamiento del medidor de corte de agua Red Eye ha sido reportado en SPE 84506 "Corte de Agua. Alto: Experiencia y Valoración en PDO" (Conferencia y Exhibición Técnica Anual SPE llevada a cabo en Denver, Colorado, E.U.A, del 5 al 8 de Octubre del 2003). Se encontró que la precisión del agua de corte del medidor Red Eye estará dentro de +/- 2% de flujo absoluto de petróleo/agua para el corte de agua entre un 85% y un 100% con un nivel de confiabilidad mayor a 90%.
En flujos de gas/agua/petróleo (GVF =< 25%), la precisión estaba dentro de +/- 2% absoluto con un nivel de confiabilidad mayor a 90%. El medidor Red Eye exhibió un error grande (hasta 20% absoluto) en un corte de agua más bajo, y en un rango de flujo bajo (bruto de 200m3/d). Lo último fue debido a que el flujo no estaba siendo mezclado apropiadamente. La patente Norteamericana 6292756 B1 es un medidor de fracción infrarrojo de agua de banda angosta para su uso en pozos de gas (y para flujos de hidrocarburos líquidos). La emisión de luz de banda angosta centrada en una longitud de onda de aproximadamente 1450 nm es substancialmente I i transmitida a través de la fase de gas y una fase condensada (hidrocarburo líquido) de una corriente de flujo y es substancialmente absorbida por la fase de agua de la corriente de flujo (esto es consistente con las propiedades espectrales ópticas del fluido mostradas en la figura 1). El medidor de fracción infrarrojo de agua de banda angosta se dice que proporciona una detección de fracción de agua independiente del condensado que ha ingresado. No hay resultados de pruebas o productos comerciales publicados para la detección de fracción de agua de fluidos húmedos basados en medidas de transmisión óptica de banda angosta en un rango de onda de aproximadamente 1450 nm. Un problema particular asociado con las medidas de una transmisión óptica a través de una corriente de flujo de multifase es la dispersión del rayo óptico por un número de mecanismos diferentes, además de cualquier absorción de las fases. Breve Descripción de la Invención La presente invención, en sus aspectos más amplios, proporciona métodos y aparatos para analizar en línea (perforación-total) flujos de multifase los cuales corrigen los efectos de la dispersión en el proceso de medición. De acuerdo a un primer aspecto de la presente invención, proporciona un aparato para medir la fracción de un líquido en un flujo de gas húmedo, el aparato incluye: una o más fuentes de luz que tienen emisiones en una primera longitud de onda, en donde el líquido es altamente absorbente, y en una segunda longitud de onda, en donde el líquido no es tan absorbente y la cual es preferiblemente cercana a la primer longitud de onda; y uno o más sensores para detectar la transmitancia de la luz en la primera y segunda longitudes de onda a través de dicho flujo de gas, el aparato incluye además medios de procesamiento para determinar una fracción líquida del líquido en el flujo de gas húmedo corrigiendo la transmitancia medida en la primera longitud de onda para los efectos de dispersión utilizando la transmitancia medida en la segunda longitud de onda(s). El aparato puede por lo tanto permitir una cuantificación precisa de la proporción de fracción (como el WLR) de una o más fases líquidas corrigiendo los efectos de dispersión en las transmisiones medidas. El líquido detectado puede ser agua y la primer longitud de onda es por lo tanto preferentemente a aproximadamente 1450 nm. Tal como se muestra en la figura 1, el agua tiene un pico de absorción en 1450nm a presión estándar (aproximadamente 10 a la 5 Pa) y temperatura estándar (aproximadamente 20°C). Estos rangos pueden cambiar dependiendo de la temperatura y/o la presión. Por ejemplo, a temperatura ambiente, la banda de agua O-H cambia de 1460nm a 1424 nm conforme la temperatura incrementa de t5 a 85°C. La resistencia del pico de absorción cambia en aproximadamente el 10% relativo [ver la publicación de V.H Segnant y asociados "Estudios en la estructura del agua utilizando espectroscopia de correlación bidimensional cercana al infrarrojo y análisis de componentes principales" Analytical Chemistry 73 (13) : páginas 3153 a 3161 JUL 2001.] La diferencia de espectro en el punto isosbéstico de 1446nm es cercano a cero [ver la publicación de H. Maeda y Y. Ozaki "Estudios de espectroscopia y quimiométrica cercana al infrarrojo de variaciones espectrales dependientes de la temperatura del agua: relación entre los cambios espectrales y los enlaces de hidrógeno", J. Near Infrared Spectroscopy 3 páginas de la 191 a la 201 1995]. Sobre el rango de temperatura de 5 a 85°C parece ser convincente medir la absorción de agua en la longitud de onda de punto isosbéstico de 1446nm para la determinación de la fracción del agua. El líquido detectado puede ser alternativamente condensado y dicha primer longitud de onda es obtenida preferentemente por calibración de fluido de muestra. Por ejemplo, el condensado mostrado en la figura 1 es altamente absorbente en aproximadamente 350 nm. Preferentemente, dicha segunda longitud de onda se encuentra dentro del 20% de la primer longitud de onda, y más preferentemente, es cercana a la primer longitud de onda, mientras que el líquido que esta siendo medido tiene densidad óptica reducida en esa longitud de onda. Manteniendo las dos longitudes de onda utilizadas en el aparato relativamente cerca una a la otra, el impacto de la dispersión dependiente de la longitud de onda en las medidas en cada longitud de onda puede ser minimizada. En donde el líquido detectado es agua, la primera longitud de onda es preferentemente a aproximadamente 1450 nm y dicha segunda longitud de onda se encuentra preferentemente en un rango de aproximadamente 1200 nm a aproximadamente 1300 nm. En donde el líquido detectado es condensado, dicha primer longitud de onda es preferentemente obtenida por una calibración de fluido de muestra, y puede ser de aproximadamente 350 nm para el ejemplo del condensado mostrado en la figura 1, en cuyo caso, dicha segunda longitud de onda es preferencia de aproximadamente 500 nm. Típicamente, en donde el líquido detectado es condensado, dicha primer longitud de onda se encuentra en un rango de aproximadamente 250 nm a aproximadamente 450 nm, y dicha segunda longitud de onda se encuentra en un rango de aproximadamente 450 nm a aproximadamente 600 nm. Preferentemente, la primera y segunda longitudes de onda son escogidas de tal manera que haya una diferencia de por lo menos 2 entre la densidad óptica del líquido en cada una de esas longitudes de onda, cuando son medidas a lo largo de una longitud de trayectoria óptica de 2 mm. Ya que la densidad óptica es medida logarítmicamente, y es proporcional a la longitud de trayectoria óptica, si hay una diferencia de 2 en la densidad óptica del líquido de las longitudes de onda y la longitud de la trayectoria en cuestión, la absorción en la segunda longitud de onda será de una centésima de la que se obtiene en la primera longitud de onda, y por lo tanto el impacto principal en la transmitancia en la segunda longitud de onda será la dispersión. Puede ser deseable escoger las longitudes de onda para alcanzar un equilibrio entre las diferencias en una densidad óptica del líquido (el cual incrementará generalmente con una diferencia en incremento en la longitud de onda) y el cambio al efecto de dispersión causado por las diferencias entre las longitudes de onda. Para realizar en línea (o perforación total) la detección óptica de la fracción del líquido, preferentemente la longitud de la trayectoria entre las fuentes de luz y el sensor es de por lo menos db nvve 5 cm, En algunas modalidades, la longitud de trayectoria entre las fuentes de luz y el sensor puede ser de por lo menos 10 cm. Si el aparato esta ajustado para medir fracciones de líquido en un flujo el cual es primeramente (generalmente > 99%) gas, la absorción las fuentes de luz de rayo angosto por las fracciones del líquido deberán ser lo suficientemente pequeñas para permitir que las fuentes de luz y el sensor sean colocados a través del diámetro de una tubería estándar (por ejemplo, 2 ó 4 pulgadas, o más largo). Sin embargo, los dispositivos y aparatos de la presente invención son igualmente útiles cuando se aplican a diámetros de tubería pequeños, tal como una línea de flujo de muestra de corriente. Es por ejemplo, factible aplicar la presente invención a una línea de flujo más pequeña, por ejemplo, una célula de flujo de muestra óptica de longitud de trayectoria de 1 mm, utilizado para calibrar el espectro de absorción de un condensado muestreado y fluidos del agua en presión en línea y condición de la temperatura. Preferentemente, el flujo a través del dispositivo es substancialmente vertical. Esto puede significar que el flujo es generalmente un flujo de neblina anular, axialmente simétrico a lo largo de la trayectoria entre las fuentes de luz y los sensores. En circunstancias en donde la atenuación de la transmisión es causada por la dispersión de las gotitas del líquido ingresado es abrumador, el flujo a través del aparato es preferentemente horizontal substancialmente. Esto puede significar que el líquido es generalmente formado como un movimiento de película estratificado a lo largo del fondo de la tubería. En tales ajustes, las fuentes de luz y los sensores pueden estar alineados a lo largo de la altura de la película del líquido (por ejemplo, substancialmente, verticalmente). Alternativamente o además de una alineación horizontal, el flujo de contracorriente de la sección de medición puede ser remolineada para arrojar gotitas a la pared e la tubería, esto también puede reducir el número de gotitas y por lo tanto, la dispersión. La fuente de luz requerida para el aparato puede incluir un emisor de luz capaz de emitir sobre un espectro alto. Para derivar la transmitancia en longitudes de onda específicas, es posible emplear métodos de espectroscopia conocidos y equipo para limitar la emisión en un tiempo dado a bandas angostas de longitudes de onda, o para utilizar el espectro completo de la fuente y adaptar la detección para limitar la detección a dos o más bandas de longitud de onda angostas. Alternativamente, los detectores pueden ser adaptados para proporcionar una señal resuelta espectralmente, por ejemplo, por lo menos un espectro de transmisión parcial. Cuando medidas espectroscópicas son tomadas, las longitudes de onda utilizadas para las mediciones de acuerdo a la presente invención, pueden ser seleccionadas o ajustadas dependiendo de esas medidas espectroscópicas utilizando por ejemplo, utilizando un dispositivo en donde las primeras y segundas longitudes de onda son preferentemente caracterizadas por una medición espectral de absorción periódica de acción de un fluido de una sola fase muestreado, fluyendo a través de una célula de flujo óptico, bajo presión en línea y temperatura. En una modalidad alternativa de la presente invención, la fuente de luz puede incluir dos ó más emisores de luz de banda angosta que emiten a luz a longitudes de onda específicas. Las fuentes de luz de banda angosta son preferentemente diodos que emiten luz (LEDs) o diodos láser (LDs), más preferentemente los LEDs o LDs son ajustadas para que sus temperaturas operativas se encuentren substancialmente constantes para mantener sus longitudes de onda de pico de emisión. En las modalidades de la presente invención, las fuentes de luz son proporcionadas por una sola fuente angostar las emisiones en una ó más longitudes de onda (por ejemplo, un LED combinado o una fuente LD). En una modalidad particular, es utilizada una fuente de luz, la cual es capaz de emitirse a través de un rango de longitudes de onda continuas. Preferentemente, las fuentes de luz se emiten en una modalidad de pulsación y los medios de sensor o medios de procesamiento incluyen un aparato de cierre de fase para cerrar la frecuencia de la señal detectada a la frecuencia de pulsación de la señal emitida. En tal ajuste, las fuentes de luz pueden emitirse en una modalidad de pulsación de diferentes frecuencias de pulsación de una a la otra. Esto puede permitir al aparato de cierre de fase distinguir fácilmente las señales en una longitud de onda de esas a otra longitud de onda. Este ajuste puede ser particularmente útil en modalidades la cuales utilizan LEDs de banda angosta combinados o LDs en una sola fuente de luz. El sensor preferentemente incluye uno ó más fotodiodos, o un arreglo de fotodiodos en particular para modalidades con mediciones espectroscópicas utilizando espectrómetros enrejados. Un segundo aspecto de la presente invención proporciona un aparato para medir la fracción de dos líquidos en un flujo de gas húmedo de multifase, el aparato incluye dos dispositivos de acuerdo al primer aspecto mencionado anteriormente, cada uno de los dispositivos siendo ajustados para detecta una respectiva de dichos líquidos. El dispositivo o cada dispositivo del segundo aspecto puede incluir cualquier combinación de las características preferidas u opcionales de los dispositivos del primer aspecto. Preferentemente, un primer de dichos aparatos es una unidad detectora de agua con una primer longitud de onda de aproximadamente 1450 nm y un segundo de dichos aparatos es una unidad detectora de un condensado con una primer longitud de onda de aproximadamente 350 nm (dependiendo de la calibración espectral del condensado específico). Midiendo las fracciones del agua y del condensado en un flujo de multifase, puede ser calculada la fracción líquida total en el flujo. Tales medidas pueden también ser utilizadas en cálculos completos y en rangos de flujo de fase individual del flujo de multifase. Aunque los dos aparatos de este aspecto no necesitan ser localizados inmediatamente en sucesión a lo largo de la trayectoria del flujo, tal ajuste es preferentemente, como lo indica, que el patrón de flujo a través de ambos dispositivos es similar substancialmente. En modalidades de la presente invención, las fuentes de luz de ambos aparatos pueden ser proporcionadas por una sola fuente, la cual es capaz de emisiones en más de una longitud de onda. Más particularmente, una sola fuente de luz, la cual es capaz de emitirse a través de un rango de longitudes de onda puede ser utilizada para proporcionar las fuentes de luz de ambos aparatos. De nuevo, El uso de una fuente de luz con un espectro de emisión alto puede permitir que se tomen medidas espectroscópicas.
En un desarrollo de los aspectos mencionados anteriormente, la presente invención concibe el uso de relación cruzada para mejorar las mediciones de rango de flujo cuando llevan a cabo una acción utilizando una ó más modalidades mencionadas anteriormente. De acuerdo a dos principales variantes, la correlación cruzada puede ser establecida entre cualquiera de las mediciones de transmisión y en por lo menos en un sensor adicional ajustado en un ángulo de la trayectoria de transmisión en por lo menos una de dichas fuentes de luz para detectar la luz dispersada. Alternativamente, la correlación cruzada puede ser establecida entre las medidas que miden la fracción de dos líquidos en un flujo de gas húmedo de multifase, utilizando los dos aparatos de acuerdo al primer aspecto de la presente invención. Preferentemente, el aparato o dispositivo por lo tanto incluye por lo menos uno, más preferentemente por lo menos dos sensores adicionales ajustados en un ángulo de trayectoria de transmisión de fuente de luz para detectar la luz dispersada. Preferentemente, las fuentes de luz y los sensores respectivos para la transmisión y la dispersión son ajustados en un plano perpendicular a la tubería. El aparato puede comprender además medios de procesamiento para determinar una correlación o medir la correlación cruzada entre los niveles de dispersión o luz transmitida detectada por los sensores en diferentes posiciones a lo largo de flujo de gas. Cuando se emplea una segunda variante de la correlación cruzada, las fuentes de luz y detectores utilizados para las medidas de transmisión pueden ser utilizadas para las medidas de correlación. Alternativamente, o adicionalmente, un sensor de "dispersión" adicional puede ser proporcionado en cada aparato y la correlación cruzada de las medidas de dispersión determinadas. Esta correlación cruzada medida puede ser utilizada para determinar un rango de flujo del flujo de gas, por ejemplo, determinando el intervalo de tiempo entre eventos correlacionados y comparando esto con las distancia entre los sensores. El procesador puede por lo tanto además ser adaptado para determinar un rango de flujo del flujo de gas mismo, o de cualquier líquido ingresado, o de la película de un líquido formada en la pared de la tubería de la correlación cruzada medida. Por lo tanto, es además un aspecto de la presente invención proporcionar un aparato para determinar un rango de flujo del flujo de gas o un componente de dicho flujo de gas, que incluye: una o más fuentes de luz que tienen emisiones en una primer longitud de onda, en donde le líquido es altamente absorbente, y en una segunda longitud de onda, en donde el líquido no es altamente absorbente y el cual esta preferentemente cercano a la primer longitud de onda; y un sensor para detectar la transmitancia de la luz en la primer y segunda longitudes de onda a través de dicho flujo de gas, el aparato además incluye medios de procesamiento para determinar dicho rango de flujo correlacionando cruzadamente la transmitancia detectada o la dispersión de la luz y dicha primera y segunda fuentes de luz. Dicho rango de flujo puede ser un rango de flujo de la película de un líquido, por ejemplo, en una pared e la tubería, o un rango de flujo del líquido ingresado en dicho flujo de gas. En modalidades preferidas, los medios de procesamiento son adaptados para determinar más de un rango de flujo el cual puede incluir cualquiera de ambos rangos de flujo mencionados anteriormente. Preferentemente, el flujo es de por lo menos 95% gas de volumen. Otros tipos de medidores de rango de flujo conocidos pueden ser utilizados para establecer un rango de flujo. Por ejemplo, variantes de la presente invención pueden ser combinadas con un medidor de flujo de tipo-Venturi para además mejorar las medidas de gas húmedo y rangos de flujo líquidos, especialmente para gas seco y flujos de gas húmedo extremadamente distribuidos uniformemente (tal como los que contienen vapor en agua) en donde el método de correlación cruzada falla. Por lo tanto, es además un aspecto de la presente invención proporcionar un medidor de flujo de superficie que incorpora el dispositivo o el aparato de cualquiera de los aspectos mencionados anteriormente, con características preferidas y opcionales que corresponden a las características preferidas y opcionales descritas en relación a esos aspectos.
Las fuentes de luz y los elementos relacionados de este aspecto de la presente invención, pueden ser cualquiera de los descritos anteriormente con respecto al primer y segundo aspecto de la presente invención. Otro aspecto de la presente invención proporciona un método para medir una fracción de un líquido en un flujo de gas húmedo, el método incluye los pasos de: detectar la transmitancia de la luz en una longitud de onda en donde el líquido es altamente absorbente; detectar la transmitancia de la luz en una segunda longitud de onda la cual es cercana a la primer longitud de onda y en donde el líquido no es altamente absorbente; corregir la transmitancia medida en la primer longitud de onda para los efectos de dispersión utilizando la transmitancia medida en una segunda longitud o longitudes de onda; y calcular la fracción de un líquido del líquido en un flujo de gas húmedo de la transmitancia corregida. Preferentemente, el método del aspecto presente incluye utilizar un aparato de acuerdo al primer aspecto mencionado anteriormente, con o sin cualquiera o todos de las características opcionales o preferidas de ese aspecto. Con fue descrito anteriormente con respecto al aparato, el líquido puede ser agua y dicha primer longitud de onda es por lo tanto preferible a aproximadamente 1450nm. El agua muestra una absorción pico a 1450nm a una presión estándar (aproximadamente 10 a la 5 Pa) y temperatura (aproximadamente de 20°C). El líquido puede ser condensado y dicha primer longitud de onda es por lo tanto preferentemente obtenida por la calibración del fluido de muestra. Por ejemplo, el condensado mostrado en la figura 1 es altamente absorbente a aproximadamente 350nm. Preferentemente, dicha segunda longitud de onda se encuentra dentro del 20% de la primer longitud de onda, y más preferentemente, se encuentra lo más cercana posible a la primer longitud de onda, mientras que el líquido siendo medido tiene una densidad óptica mínima de la longitud de onda. Manteniendo las dos longitudes de onda utilizadas en el aparato relativamente cerca de una a la otra, puede ser minimizado el impacto de la dispersión dependiente de la longitud de onda en las medidas en cada longitud de onda. En donde el líquido detectado es agua, dicha primer longitud de onda es preferentemente de aproximadamente 1450 nm y dicha segunda longitud de onda se encuentra preferentemente dentro del rango de 1200 nm a aproximadamente 1300 nm. En donde el líquido detectado es condensado, dicha primer longitud de onda es preferentemente obtenida por calibración de fluido de muestra, y es de aproximadamente 350 nm para el ejemplo del condensado mostrado en la figura 1, y dicha segunda longitud de onda es preferentemente de 500 nm. Típicamente en donde el líquido detectado es un condensado, dicha primer longitud de onda se encuentra dentro del rango de aproximadamente 250 nm a 450 nm, y dicha segunda longitud e onda se encuentra dentro del rango de aproximadamente 450 nm a 600 nm. Preferentemente, la primer y segunda longitudes son escogidas de tal manera que haya diferencia de por lo menos 2 entre la densidad óptica del líquido en esas longitudes de onda, cuando es medida a lo largo de una longitud de trayectoria óptica de 2mm. Ya que la densidad óptica es medida logarítmicamente y es proporcional a la longitud de trayectoria óptica, si existe una diferencia de 2 en la densidad óptica del líquido en las longitudes de onda y la longitud de trayectoria en cuestión, la absorción en la segunda longitud de onda será de 1 centésima de la primer longitud de onda, y por lo tanto el impacto principal en la transmitancia en la segunda longitud de onda será la dispersión. Preferentemente, la luz en cada longitud de onda es de pulsación electrónica o cortada mecánicamente y el paso de la detección incluye utilizar un aparato de cierre de fase para cerrar la frecuencia de la señal detectada en cada longitud de onda a la frecuencia de corte o de pulsación de la señal emitida en la longitud de onda. Más preferentemente, la luz en la primera longitud de onda es pulsada en una frecuencia de pulsación diferente a la luz de la segunda longitud de onda, por lo tanto reduciendo o eliminando la posibilidad de interferencia entre la luz en las diferentes longitudes de onda. Además, un aspecto de la presente invención proporciona un método para medir la fracción de dos líquidos en un flujo de gas-húmedo de multifase, que incluye medir una fracción de un primer líquido de acuerdo con el método del aspecto anterior, y medir una fracción del segundo líquido de acuerdo con el método del aspecto anterior. El o los métodos para medir la fracción de un líquido utilizado en el presente aspecto, puede incluir cualquier combinación de las características preferidas u opcionales de los métodos del aspecto anterior. Preferentemente, el método del presente aspecto incluye utilizar un aparato de acuerdo al segundo aspecto antes mencionado, con o sin, cualquiera o todas de las características opcionales o preferidas de ese aspecto. Más preferentemente, el primer líquido es agua y la primer longitud de onda utilizada en el paso de la medición de la fracción de ese líquido es de aproximadamente 1450 nm, y el segundo líquido es condensado en la primer longitud de onda utilizada en el paso de la medición de la fracción de ese líquido es de aproximadamente 350 nm. Midiendo las fracciones de agua y el condensado en un flujo de multifase, la fracción del líquido total en el flujo puede ser calculado. Tales mediciones también pueden ser utilizadas en la calculación de rangos de flujo de fase individuales y generales del flujo de multifase. En un desarrollo de los métodos y aspectos mencionados de la presente invención mencionados anteriormente, el método además incluye el paso de detectar una primer dispersión de la luz en por lo menos una de dichas longitudes de onda en un ángulo de la trayectoria de transmisión de la luz de la longitud de onda. La dispersión de la luz dispersada puede ser utilizada para corregir el nivel de luz transmitida detectada, ya sea además de o como una alternativa a la detección de la transmisión en otra longitud de onda. Preferentemente, el desarrollo también incluye los pasos para detectar una segunda dispersión de la luz en una posición baja de la detección de la primer luz dispersada y medir la correlación cruzada entre los niveles de la luz dispersada detectada y las dos posiciones. Se puede ser llevada a cabo la correlación cruzada de cualquiera de dicha segunda detección de la dispersión o de dos medidas de transmisión. La segunda detección de la dispersión puede ser en una longitud de onda diferente a aquella en la cual es detectada la primera dispersión. Por ejemplo, en el segundo de los aspectos y el método de los aspectos antes mencionados, la dispersión puede ser detectada en las primeras longitudes de onda utilizadas para detectar cada uno de los líquidos. De esta manera, la detección de la dispersión en dos posiciones puede ser alcanzada utilizando los componentes que ya están presentes en el aparato. La correlación cruzada medida puede ser utilizada para determinar un rango de flujo del flujo de gas-húmedo, por ejemplo, determinando el intervalo de tiempo entre los eventos correlacionados y comparando esto con la distancia entre los sensores en cuestión. Un aspecto adicional de la presente invención proporciona un método para determinar un rango de flujo del flujo de gas-húmedo o un componente de dicho flujo de gas-húmedo, que incluye los pasos de: detectar una transmitancia o dispersión de la luz en una primera posición en el flujo de gas-húmedo; detectar una transmitancia o dispersión de la luz en una segunda posición en el flujo de gas húmedo, debajo de dicha primera posición; correlacionando cruzadamente la transmitancia detectada o la dispersión de la luz de dicha primer y segunda posiciones; y calcular el rango de flujo de dicha correlación cruzada. Dicho rango de flujo puede ser un rango de flujo de una película de un líquido, por ejemplo, en la pared de la tubería, o un rango de flujo del líquido ingresado en dicho flujo de gas-húmedo. En las modalidades preferidas, el método determina más de un rango de flujo el cual puede incluir cualquiera o ambos de estos rangos de flujo Preferentemente, el flujo es en volumen por lo menos un 95% de gas. Como fue mencionado anteriormente, puede ser ventajoso en ciertas condiciones de flujo combinar estos aspectos con medidores de flujo conocidos, tal como el medidor de flujo de tipo-Venturi. Éstos y algunos aspectos adicionales de la presente invención son descritos detalladamente en los siguientes ejemplos y los dibujos adjuntos. Breve Descripción de los Dibujos La presente invención será descrita únicamente a modo de ejemplo haciendo referencia a los dibujos adjuntos; de los cuales: La figura 1 muestra la densidad óptica (OD) medida a lo largo de la longitud de trayectoria óptica de 2 mm de una variedad de fluidos encontrados en situaciones de campo petrolífero. La figura 2A muestra una sección transversal vertical esquemática del aparato de acuerdo a la primer modalidad de la presente invención; La figura 2B muestra una sección transversal horizontal esquemática del aparato de acuerdo a la primer modalidad de la presente invención; La figura 3 muestra una sección transversal horizontal esquemática del aparato de acuerdo a otra modalidad de la presente invención; La figura 4 muestra las señales de voltaje del promedio de tiempo del detector de transmisión y el detector de dispersión en ejemplos conducidos, utilizando la modalidad de las figura 2A Y 2B; La figura 5 muestra las señales de voltaje de la figura 4 normalizadas con respecto a las lecturas de la tubería vacía y trazadas en una escala de logaritmo junto con mediciones normalizadas entre las dos longitudes de onda; La figura 6 muestra la retención de agua de promedio de acordes estimados de los datos en la figura 5; La figura 7 muestra un ajuste de sección transversal de un aparato de acuerdo a una modalidad adicional. La figura 8 muestra trazos de tiempo de las señales de transmisión NIR V(u) superior y V(d) inferior en ? = 1200 nm; La figura 9 muestra un ejemplo de correlación cruzada de las señales de transmisión NIR de la figura 8; y La figura 10 muestra una velocidad de correlación cruzada promedio u1 y de la velocidad de volumen de gas UG en una gráfica contra la velocidad del gas superficial UGS; y la velocidad de la correlación cruzada promedio u2 y la velocidad de la película de líquido ULF en una gráfica contra la velocidad líquida superficial ULS. Descripción Detallada de la Invención Para cuantificar las fracciones de agua y un condensado en un pozo de gas condensado, las modalidades de la presente invención hacen medidas de transmisión de volumen óptico en dos longitudes de onda de banda angosta diferentes de manera distintiva: En ? « 1450 nm (NIR), el agua es absorbente, y el gas y el condensado son trasparentes. La medición de la transmisión del volumen en esta longitud de onda llevará a la detención del agua (aagua)- En ? 350 nm (UV), el condensado es absorbente, y el gas y el agua son trasparentes. La medición de transmisión del volumen en esta longitud de onda detectará la presencia del condensado; la medición de su detención (aagUa) es posible si el condensado esta bien caracterizado en la longitud de onda seleccionada (lo cual puede ser alcanzado por ejemplo, por calibración utilizando una celda de muestra de sensor óptico de una longitud de trayectoria de 1 mm, con el condensado objetivo). En las modalidades de la presente invención, la corrección a la posible pérdida de energía de transmisión debido a la dispersión por gotitas líquidas en flujos de gas-húmedo (particularmente en regímenes de flujo de niebla anular o en niebla), es proporcionado por la medición de transmisiones en otras longitudes de onda. Por ejemplo, una medición adicional de la transmisión en una longitud de onda cercana a 1450 nm para una mejor cuantificación del agua (por ejemplo, en aproximadamente 1200 nm en donde el agua es mucho menos absorbente que a aproximadamente 1450 nm), y una medición de la transmisión adicional en una longitud de onda cercana a 350 nm para una mejor detección del condensado (por ejemplo, en aproximadamente 500 nm). La percepción de la fluorescencia a más de 350 nm puede también ayudar a la detección de los condensados y la discriminación del agua. Ver por ejemplo la publicación de Schlumberger's Composition Fluid Analyser (CFA) para utilizarse en MDT, la publicación de S. Betancourt y asociados. "Análisis de los hidrocarburos en la perforación" Oilfield Review (Otoño 2003), página 54 Para demostrar la capacidad de la unidad de detección del agua, las medidas de transmisiones ópticas y de dispersión de los flujos descendentes de gas-húmedo aire/agua en una tubería de 5.08 cm (2 pulgadas) se han hecho en longitudes de onda de banda angosta K = 1450 nm y ?2 = 1200 nm (Figura 4), utilizando el ajuste mostrado en las Figuras 2A y 2B. La figura 2A muestra una vista lateral a través del corte de una sección del sistema de tuberías 20 en donde es adherida una primera modalidad de un aparato de medición de acuerdo a la presente invención. Un flujo de gas-húmedo pasa a través del sistema de tuberías 20 en la dirección mostrada por la flecha 15. El aparato de medición tiene un número de diodos emisores de luz (LEDs) y fotodiodos (PDs) ajustados a lo largo de la sección del sistema de tuberías 20. Una unidad de detección de agua 30 tiene dos LEDs cercanos al infrarrojo (NIR) 31 y 32 con características de emisión de banda angosta en diferentes longitudes de onda: el LED 31 emite un pico de longitud de onda ?= 1450 nm (agua absorbente) y el LED 32 emite un pico de longitud de onda ? = 1200 nm (agua mucho menos absorbente). Idealmente, las características de emisión de banda angosta de los LEDs son tales que su ancho total en la media máxima (FWHM) es de 100 nm o menor. La unidad de detección de agua 30 tiene 3 detectores PD en el rango NIR: el detector de transmisión PD (180°) 33, el detector de dispersión PD (90°) 34 y el detector de reflejo PD (0o) 35. Para la determinación de fracción de agua, la señal de transmisión medida por el detector de transmisión PD (180°) 33 en ?= ~ 1450 nm es corregida para el efecto de dispersión por la señal de transmisión medida por el mismo PD (180°) 33 en ?= - 1200 nm. El detector de dispersión PD (90°) 34 es utilizado para la detección de gotitas líquidas y la medición de velocidad de gotitas (por ejemplo, correlacionando cruzadamente con el de la unidad de detección del condensado 40 - ver lo siguiente). Una unidad de detección de condensado 40 tiene dos LEDs 41 y 42 con características de emisión de banda angosta en dos longitudes de onda diferentes: LED 41 emite una luz UV en ? = ~ 350 nm (condensado absorbente) y el LED 42 emite luz verde en ? = ~ 500 nm (condensado mucho menos absorbente).
La unidad de detección del condensado 40 también tiene tres detectores PD en el rango visible/UV: el detector de transmisión PD (180°) 43, el detector de dispersión PD (90°) 44 y el detector de fluorescencia y reflejos PD 45 (0o). Para, una determinación de la fracción del condensado, la señal de transmisión medida por el detector de transmisión PD (180°) 43 en ? = 350 nm es corregida a causa del efecto de dispersión por la señal de transmisión medida por el detector de transmisión PD (180°) 43 en ? = 500 nm. La suavidad de la pared de la tubería de la sección del sensor debe ser reducida adecuadamente para minimizar reflejos desfavorables de la pared de la tubería. Esto puede ser logrado seleccionando apropiadamente la superficie del interior, o mediante dureza mecánica. En el presente ejemplo, la suavidad natural de la pared de la tubería de la sección del sensor se reduce lijándola para minimizar los reflejos de la pared de la tubería. Idealmente el total del material óptico y absorbente de la pared de la tubería es utilizado para la sección del sensor óptico. El detector de dispersión PD (90°) 44 es utilizado para detectar el goteo de un liquido y la medición de la velocidad del goteo (correlacionando cruzadamente con la de unidad de detección de agua 30). La velocidad del goteo del líquido se deriva correlacionando cruzadamente las señales de los dos detectores de dispersión, o a partir de la transmisión de dos detectores se espera que sean cercanos a la velocidad del gas en la fase de transporte, cuando la densidad del gas es alta y el tamaño del goteo es pequeño. Con una correlación cruzada de las señales de los dos detectores de reflejos se podría producir la velocidad de la película liquida que se mueve de manera lenta (la medición de reflejos es mas sensible a la falta de homogeneidad de la pared de la película). La figura 2B es una vista de planta de sección transversal del aparato de la primera modalidad tomada en la unidad de detección de agua 30. El flujo de gas húmedo en la tubería 20 se muestra esquemáticamente como si estuviera formado principalmente de gas 21, conteniendo un número de gotitas de agua 22 y con una película de agua 23 formada en la superficie interior de la tubería 20. El conductor LED 51 y los amplificadores 53 y 54 (conectados a los Pds 33 y 34 respectivamente) están conectados a un amplificador bloqueado 52 que permite que sean reducidos o eliminados señales espurias y el ruido, finalmente producirá una detección de señal de voltaje en fase interna Ven-.ase- Para los experimentos conducidos, el material de la sección de la tubería es opaco infrarrojo con un diámetro interior D = 54.8 mm. LED 31 utilizado en los resultado ilustrados fueron un Hamamatsu series L7850-01 (InGaAs), con longitud de onda de emisión pico de 1450 nm y una ventana de lente de vidrio para una direccionalidad mas estrecha. LED 32 fue un Roithner Lasertechnik LED1200-35M32 (InGaAs), con una longitud de onda de emisión pico de 1200 nm y un lente de vidrio esférico. El conductor LED 51 fue un Roithner Lasertechnik Modelo D-31, proporcionado la duración variable del pulso, índice de repetición y amplitud de corriente. Los fotodiodos 33, 34 y 35 eran Hamamatsu series G8370, InGaAs foto-diodos PIN, con áreas activas en f5mm, f3mm y flmm, respectivamente. Éstos tienen una sensibilidad fotográfica en el límite espectral de 1000 nm a 1600 nm y son optimizados para un pico de 1550 nm. Los amplificadores 53 y 54 eran amplificadores Hamamatsu series C4159-03 para el detector infrarrojo (InGaAs), teniendo una frecuencia de respuesta DC a 15K Hz y proporcionado tres rangos de impedancia de conversión (107, 106, 105). El amplificador con seguro 52 era un Modelo SR830 de Stanford Research Systems. Un aparato conforme a una modalidad alternativa de la presente invención está ilustrado en una vista de planta en la Figura 3. Para tratar con flujos de tubería de gas húmedo en desarrollo/cambiantes y con los cambios en las propiedades del espectro óptico del agua liquida y especialmente el condensado/petróleo, como una función de presión, temperatura y tiempo, el aparato de la Figura 3 provee una rápida medición espectroscópica óptica sobre un rango seleccionado UV/VIS/NIR. La medición se ejecuta a lo largo de una sola trayectoria óptica 139 a través del diámetro de la tubería 20, a través de un solo par de ventanas ópticas (zafiro) transmisoras 131 y receptora 133. Un lente colimado acomodado y una luz conectada de fibra óptica (no mostrada) son acomodados en la ventana transmisora 131 y la ventana receptora 133. El diámetro del rayo óptico colimado de la tubería transversal es de aproximadamente de unos cuantos mm. Para situaciones donde el fluido del gas húmedo no esta completamente desarrollado, la detención del liquido generalmente cambiará a lo largo del fluido del eje de la tubería. Las transmisiones de curso óptico de dobles ejes separados medidas a una longitud de onda de banda estrecha para cada camino (por ejemplo en 1450 y 1200nm como en la primera modalidad citada anteriormente) puede resultar en errores en la determinación final de la detención del liquido. Por ejemplo, el tamaño de la gotita líquida generalmente se reduce cuando el fluido se acelera axialmente, originando de esta manera una detención en nivel diferentes de dispersión. Una de las presentes modalidades aborda este problema midiendo la atenuación de la doble longitud de onda a lo largo de una solo trayectoria óptica 139, por ejemplo, efectivamente usando LEDs combinados que emiten en dos longitudes de onda con bandas estrechas como una fuente de luz usando un espejo dicroico, con cada LED pulsando a diferente frecuencia. Se puede utilizar un detector de fotos (PD) para detectar ambas señales; después éstas son separadas por la correspondiente frecuencia referencial usando un amplificador con seguro de dos canales. El esquema espectroscópico de la presente modalidad tiene la ventaja de medir, a lo largo de la misma trayectoria y virtualmente al mismo tiempo, la atenuación de la transmisión del agua y petróleo causada por absorción y/o dispersión de las gotitas, sobre un rango de las longitudes de onda seleccionadas. La mejor eliminación del efecto de dispersión puede ser lograda por la atenuación de la transmisión medida en los canales seleccionados de la longitud de onda cubriendo el pico de absorción del agua (1450 nm aproximadamente) y el pico de absorción del condensado/petróleo (por ejemplo a 350 nm para concentrado aproximadamente), utilizando esas medidas a los canales cercanos de longitud de onda seleccionados lejos del pico de agua (por ejemplo 1200 nm aproximadamente) y del pico del condensado/petróleo (por ejemplo 500 nm aproximadamente). La adaptación de la presente modalidad también puede remover, por una cantidad grande, cualesquiera de la atenuación de transmisión parcial causada por la contaminación de la ventana óptica (por ejemplo por la deposición de partículas/gotitas) las cuales en la presente modalidad serán idénticas dado que solamente un solo par de ventanas ópticas son utilizadas para todas las longitudes de onda. De modo que la presente modalidad puede proporcionar una determinación mas exacta de agua de gas húmedo y detenciones del petróleo, y consecuentemente su proporción de agua en liquido (WLR). Las mediciones espectroscópicas en la seleccionada región de la longitud de onda de interés (para permitir el escaneo rápido de datos del espectro) también puede ayudar a detectar y consecuentemente definir cambios en el agua (molecular) el pico de absorción nominalmente cerca de 1450 nm y el pico de absorción del condensado/petróleo a una longitud de onda en el rango de UV/visible, nominalmente determinado por ejecutar medición espectroscópica (calibración) a muestras de petróleo. Esto es porque la posición espectral nominal y la amplitud del agua y el pico de absorción del condensado/petróleo (medido por ejemplo a una presión y temperatura) pueden variar conforme cambian la presión y/o la temperatura (es sabido que el color del pico de absorción del condensado/petróleo cambiara de pozo a pozo, y también puede cambiar a través del tiempo para un mismo pozo determinado). La posición y magnitud del pico de absorción de color del condensado (petróleo) pueden ser determinadas por la medición de calibración espectroscópica UV/VIS realizada en la línea de presión y temperatura, por ejemplo a través de un aparato activo de muestreo que incorpora una célula de flujo de muestra óptica con 1 mm de longitud de trayectoria óptico. Esto conducirá a una mejor determinación de la fracción del condensado (petróleo). Realizando la medición espectroscópica NIR de la muestra de agua capturada por el mismo aparatado activo de muestreo con una celda de flujo óptica, la magnitud pico de absorción del agua banda-OH cambia alrededor de 1450 nm la longitud de onda puede ser mejor caracterizada a la línea de presión y temperatura, las cuales pueden conducir a una mejor determinación de la fracción del agua. La fuentes de luz de fibra óptica acopladas que cubren el rango UV/VIS/NIR están comercialmente disponibles. Por ejemplo la fuente 132 en la Figura 3 es una fuente de luz combinada de halógeno-deuterio que cubre el rango de longitud de onda de 215-2000 nm (como en AvaLightDH-S de Avantes www.avantes.com). Esta fuente 132 está conectada a la ventana de transmisión 131 por un manojo de fibra óptica 140. Dos espectrómetros separados basados en fibra óptica 153 y 154 están suministrados y conectados a la ventana receptora 133 por un manojo de fibra óptica 142, una cubriendo del rango UV/VIS (por ejemplo 200-750 nm) para medir la fracción del condensado/petróleo, y otra cubriendo el rango NIR (por ejemplo 900-1700 nm) para medir la fracción de agua (ambos disponibles en Avantes). Los espectrómetros reciben un suministro de referencia 141 de la fuente de luz, la cual es utilizada para corregir la variación de intensidad de la fuente de luz por una computadora personal 155, la cual también analiza las salidas de la transmisión/absorción espectral en canales de longitud de onda seleccionados para producir la fracción de agua, la fracción de petróleo y el WLR. Un rango de interés de longitudes de onda puede ser seleccionado para acelerar la medición espectroscópica (un escaneo completo espectral sobre 2048 píxeles de longitud de onda puede ser normalmente realizado en 2ms). El suministro de referencia 141 también puede ser utilizado para propósitos de cierre de fase. Un esquema de interpretación de acuerdo con una modalidad de la presente invención usa las mediciones de transmisión del volumen óptico hechas a dos longitudes de onda cercanas (por ejemplo ?1 = 1450 nm y ?2 = 1200 nm) para la determinación de la detención de agua promedio. En la determinación de detención del agua, la primera consideración la cual afecta la medición de transmisión del volumen es la dispersión geométrica de gotitas (?=1).
La señal de transmisión T se atenúa exponencialmente: [1] T(?) = V(?) = exp[- íµA(?) + µs(?) }d] Vaire (?) la cual da a agua • d = 1 lnCK?_)1 [2J a agua D D µA(?!) Estos resultados son una sobrestimación de aagua si la dispersión no es corregida, ya que la lectura de atenuación incluirá los efectos de dispersión. Asumiendo efectos similares de dispersión en ?i y en ?2, por ejemplo µsí?^ = µs(?2), y con ? y ?2 preferentemente escogidos de modo que µA(?t) >> µA(?2), T(?x) [3] exp[- (UAÍAÍ) - µA(?2) }d] - exp[- µA(?x)d] (?2) De ese modo una buena estimación de aagUa se puede obtener si la dispersión es corregida: i mfn?t)/t(?a)] t4) a agua D µA(??) A continuación está una consideración de la dispersión de gotitas Rayleigh (tamaño de las gotitas <= longitud de onda). µs(??) = ?µs(?2) en donde ? = (?2/?t)4 por lo tanto: T(?3) [5] nv ? = expt- íµA(??) - ?µA(?2) }d] T(?2) la cual da a agua' [6] o. d = 1 lnTO??)/,Tt?2)A3 1 lnpT(?1)/'K?a)A] agua D D µA(?_) - ?µA(?2) D ?(X ) Como arriba, preferentemente ?i y ?2 son elegidos de modo que µA( ^ >> µA(?2). En el caso de ?i = 1450 nm y ?2 = 1200 nm, ? = (1200/1450)4 = 0.47. Existe un tercer proceso de dispersión, la dispersión de difracción, la cual esta entre dispersión Rayleigh y geométrica. Ignorar esto nos conducirá a muy grandes errores. Escogiendo ?i y ?2 lo más cercanas posibles se podrían minimizar dichos errores. Para estimar la variación del fondo de la dispersión con longitud de onda es factible ejecutar una curva de ley de potencia ajustándose a las mediciones actuales y luego corregir utilizando esa cantidad determinada empíricamente. Las ecuaciones para la corrección son muy similares a las que se dieron anteriormente, si una ley de poder fuera ajustada. Note que, la dispersión puede ser dependiente de la longitud de onda o independiente de la longitud de onda dependiendo de la naturaleza y tamaño de la dispersión. En la dispersión Rayleigh, la sección trasversal de dispersión sSc = (7/9)pK4a6; donde k = número de onda a ?1, a = radio de las partículas de dispersión. Debido a la dependencia significativa de la longitud de onda de la dispersión Rayleigh, la longitud de onda para una fuente de luz de corrección no absorbida (por ejemplo LEDs 32 y/o 42) es elegido preferentemente para estar lo más cerca posible a la longitud de onda de la fuente de luz absorbida (por ejemplo LEDs 31 y/o 41), mientras todavía se logra una disparidad grande en las densidades ópticas. Un esquema similar puede ser utilizado para determinar una fracción condensada de las mediciones de transmisión hechas en ?i = 350 nm y ?2 = 500 nm. Para la modalidad de la Figura 3, por ejemplo cuando se emplea una distancia de frecuencias ancha o una fuente de luz espectroscópica, métodos mas sofisticados de interpretación pueden ser utilizados para caracterizar la posición y magnitud del pico de absorción cerca de 1450nm y 350nm, para agua y condensado respectivamente, utilizando por ejemplo métodos de ajuste de curva. Métodos de interpretación más sofisticados también pueden ser utilizados para remover cambios en la línea base, causados por la dispersión, en los picos de absorción del agua y del condensado. El calculo del cambio en la línea base puede ser mejor ejecutado utilizando un rango de longitudes de onda lejano a los picos de agua y condensado, tal como un rango adecuado de longitudes de onda cercanos a 1300 nm para el agua y cercano a 350 nm para el condensado. Para la adaptación óptica de la modalidad mostrada en las Figuras 2A y 2B, la Figura 4 aporta señales de voltaje de tiempo promedio (Ven-.ase) de la transmisión PD(180°) 33 y detectores 34 de dispersión PD(90°), en longitudes de onda ?i = 1450 nm y ?2 = 1200 nm, normalizado con respeto a las respectivas lecturas de la tubería vacía. El rango de flujo de aire fue ampliamente fijado a 1400 Sm3/h, mientras que el rango de flujo de agua varia de 0 a 2 m2/h; el corte real de gas fue de 99.75% a 100%. La Figura 5 muestra una gráfica contra el corte de gas real, de las señales normalizadas de voltaje de la Figura 4, adicionalmente normalizada por las lecturas respectivas en ?2, con la expectativa de que el efecto de dispersión sea ampliamente removido. Esto se debe a que, como se explico anteriormente, en ?-i, coexisten la absorción de transmisión y los efectos de dispersión, mientras que en ?2, el efecto de dispersión dominan y la contribución de absorción es débil (idealmente µA(??) >> µA(?2) ). Debido a la pequeña diferencia entre y ?2, nosotros esperamos que el efecto de dispersión sea muy similar, por ejemplo µs(??) = µs(?2) cuando el tamaño de la gota es significativamente mayor a la longitud de onda.
De la figura 5, puede ser observado que la señal del detector de transmisión disminuye con el aumento del corte de agua (o el corte de gas disminuye), en ambas la longitud de onda de absorción de agua ??= 1450 nm y en la longitud de onda ?2= 1200 nm en la cual el agua es mucho menos absorbente. En ?2, la pérdida en la transmisión es principalmente debida a la dispersión de luz causada por las gotitas líquidas en flujos de niebla anular de gas húmedo, dado que el agua es mucho menos absorbente en esta longitud de onda (ver Figura 1). Además de esto, la reducción en la señal de transmisión esta acompañada por el aumento en la señal de dispersión. Esto se muestra por la señal del detector de absorción a 90° en la Figura 5, la cual aumenta con el aumento del corte de agua. En la gráfica inferior de la Figura 5, las mediciones de dispersión a 90° en ?i también fueron normalizadas por ésas en ?2 para producir S1/S2. En la gráfica superior de la Figura 5 S?/S2 corresponde muy bien a T^T2 Por lo tanto, después de la corrección del efecto de dispersión, la señal del detector de dispersión a 90° S1/S2 puede también ser utilizado para inferir la detención del líquido (en la trayectoria de dispersión). En una manera similar, puede ser posible utilizar la señal de los detectores de reflejos 35 y 45 para inferir la detención del líquido (en le trayectoria del reflejo). De los datos de la Figura 5 (gráfica superior), la Figura 6 muestra el promedio acorde a la detención de agua estimada de la señal de transmisión normalizada (basada en la ecuación 2 mencionada anteriormente), y de Tt(??)/T2(?2) y S?(?!)/S2(?2) (basada en la ecuación 4 mencionada anteriormente). Estos datos muestran que, utilizando las mediciones de transmisión óptica NIR, los estimados de detención de agua en cortes de gas muy altos (aquí > 99.7%) son factibles, y se ha descubierto que se pueden repetir. Este nivel de resolución de las señales de transmisión óptica, debido a pequeños cambios en la detención del agua_en un rango extremadamente alto de corte de gas, y en un corto periodo de tiempo, no ha sido previamente logrado utilizando técnicas sensoras de densidad nucleares. Los resultados del promedio acorde a la detención del agua presentados en esta invención están basados en el (logV(t)) esquema de obtención de promedios. El promedio acorde a la detención de agua calculado del esquema de obtención de promedios log(V(t))es igual o menos que el del (logV(t)) esquema de obtención de promedio. De ese modo para la modalidad ilustrada en las Figuras 2A y 2B mencionada anteriormente, el promedio acorde a la detención de agua puede ser predicho, corrigiendo la perdida de energía de transmisión causada por la dispersión de gotitas líquidas en un flujo de gas húmedo usando las mediciones de transmisión en otra longitud de onda cercana de 1200 nm, en la cual el agua es mucho menos absorbente. Las mediciones del detector de dispersión a 90° en las longitudes de onda duales también pueden ser utilizadas estimar la detención de agua. La figura 7 muestra un aparato tal y como se describe en la modalidad del aspecto en correlación cruzada de la presente invención, que opera en el rango NIR para mediciones de transmisión en un flujo de gas ascendente 15 a través de una sección de la tubería 20 con un diámetro de 52mm la cual esta colocada en la garganta venturi. La separación axial de los sensores NIR es de 100 mm. Las referencias numéricas utilizadas en la Figura 7 corresponden a los elementos idénticos ilustrados en las Figuras 2A y 2B, y estos elementos no serán generalmente descritos más adelante. Sin embargo, se dará a notar que el aparato de esta modalidad comprende un par de detectores duplicados esenciales, y elementos correspondientes del ajuste de corriente ascendente se les han dado el sufijo "a", y los del ajuste de corriente descendiente el sufijo "b". En la figura 8, un ajuste de la medición de transmisión de plano NIR de trazos de tiempo se muestra en una gráfica para los LEDs 32a y 32b y los foto detectores 33a y 33b orientados opuestos que operan en una longitud de onda de ? = 1200nm, para un rango de flujo de gas qG a 1420 Sm3/h aproximadamente y un rango de flujo de agua qL en aproximadamente 2 m3/h. En la figura 9, se muestra un ejemplo de correlación cruzada R(t) de las señales de transmisión del plano gemelo NIR mostradas en la Figura 8 contra del tiempo de tránsito t. Dos picos en correlación cruzada están marcados, los cuales corresponden a dos velocidades de flujo u-i y u2. El primer pico (en un corto tiempo de tránsito) corresponde a la velocidad rápida de viaje de la caída del líquido en el núcleo de gas, y el segundo pico se relaciona con la velocidad lenta de viaje de la película líquida en la pared de la tubería. También marcados están los tiempos de tránsito correspondientes a la velocidad estimada del volumen de gas UG = qG otG y a la velocidad de la película líquida ULF = (2?p /p )1 2 estimados de la presión diferencial del venturi ?p (A es el área de la tubería; qG es el rango de flujo de gas referencial; o-G es la fracción de volumen de gas). Se puede observar que ui y u2 corresponden a la velocidad del volumen del gas y la velocidad de la película líquida pronosticada, respectivamente, con exactitud razonable. Esto puede ser observado mas adelante en la Figura 10, la gráfica superior la cual muestra la velocidad en correlación cruzada Ui y la velocidad del volumen de gas u2 graficado en contra de la línea de condición de la velocidad superficial de gas UGS (medida en un ventura superior), Similarmente, la gráfica inferior de la Figura 10 muestra el tiempo promedio de velocidad en correlación cruzada u2 y la velocidad de la película líquida ULF graficada en contra de la línea de condición de la velocidad superficial del líquido u s Se ha observado que la velocidad en correlación cruzada u2 esta consistentemente bien arriba de la velocidad estimada de la película U F = (2?p /p--)1/2 La velocidad u2 medida por correlación cruzada podría ser la velocidad de las ondas causada por el líquido que se desprende de la pared de la película líquida por el gas que viaja rápido, el cual normalmente viaja más rápido que la misma velocidad de la película. Por lo tanto, u2 es generalmente, una sobrestimación de la velocidad de la película líquida. También es posible interpretar los rangos de flujo del gas y líquido basados en el modelo Smith. (Smith, S.L. "Fracciones nulas en el fluido de dos fases: Una correlación basada en un modelo de cabeza de velocidad igual". Proc. Instn Mech Engrs Vol. 184 Pt.1 No.36, páginas 647 a 664, 1969), con un conocido factor K de insuflación de líquido (k es estimado a ser 0.95 aproximadamente para flujos en la Figura 10), utilizando una entrada de velocidad de la película líquida de las mediciones ópticas de correlación cruzada y un entrada de detención líquida potencialmente derivada de las mediciones de transmisión óptica con extracción del efecto de dispersión por ejemplo, como fue discutido en modalidades anteriores. Aunque las modalidades particulares de la presente invención se han precisado anteriormente, un experto en la técnica apreciará que éstos son solamente de ejemplo y que en particular esas modificaciones y variaciones pueden ser hechas a las modalidades anteriores sin desviarse del alcance de la presente invención.

Claims (50)

REIVINDICACIONES
1. Un aparato para medir la fracción de un líquido en un flujo de gas húmedo, el aparato incluye: una o mas fuentes de luz que emiten en una primera longitud de onda en la cual el líquido es altamente absorbente y que emite en una segunda longitud de onda cercana a la primera longitud de onda y en la cual el líquido no es altamente absorbente; y uno o mas sensores para detectar la transmitancia de la luz en la primera y segunda longitudes de onda a través de dicho flujo de gas, el aparato adicionalmente incluye métodos de procesamiento para determinar un fracción líquida del líquido en el flujo de gas húmedo corrigiendo la transmitancia medida en la primera longitud de onda para los efectos de dispersión usando la transmitancia medida en la segunda longitud de onda.
2. Un aparato tal y como se describe en la reivindicación 1 en dónde el dicho líquido es agua y la primera longitud de onda es aproximadamente de 1450 nm.
3. Un aparato tal y como se describe en la reivindicación 1 en dónde el dicho líquido es condensado y la primera longitud de onda es de aproximadamente 350 nm.
4. Un aparato tal y como se describe en cualquiera de las reivindicaciones anteriores en dónde la segunda longitud de onda se encuentra dentro del 20% de la primera longitud de onda.
5. Un aparato tal y como se describe en la reivindicación 1 o a la reivindicación 2 en dónde la primera longitud de onda es de aproximadamente 1450 nm y la segunda longitud de onda está entre aproximadamente 1200 nm y aproximadamente 1300 nm.
6. Un aparato tal y como se describe en la reivindicación 1 o a la reivindicación 3 en dónde la primera longitud de onda es de aproximadamente 350 nm y la segunda longitud de onda es de aproximadamente 500 nm.
7. Un aparato tal y como se describe en cualquiera de las reivindicaciones anteriores en dónde la primera y segunda longitudes de onda son elegidas de tal manera que exista una diferencia de al menos 2 entre la densidad óptica del líquido en esas longitudes de onda, cuando son medidas a lo largo de una longitud de la trayectoria óptica de 2 mm.
8. Un aparato tal y como se describe en cualquiera de las reivindicaciones anteriores en dónde la longitud de la trayectoria entre las fuentes de luz y el sensor sea de al menos 5 cm.
9. Un aparato tal y como se describe en la reivindicación 8 en dónde la longitud de la trayectoria entre las fuentes de luz y el sensor es de al menos 10 cm.
10. Un aparato tal y como se describe en cualquiera de las reivindicaciones anteriores en dónde el flujo a través del aparato es substancialmente vertical.
11. Un aparato tal y como se describe en cualquiera de las reivindicaciones de la 1 a la 9 en dónde el flujo a través del aparato es substancia Imente horizontal.
12. Un aparato tal y como se describe en cualquiera de las reivindicaciones anteriores en dónde el flujo es de al menos 95% de gas por volumen.
13. Un aparato tal y como se describe en cualquiera de las reivindicaciones anteriores en dónde las fuentes de luz incluyen fuentes de luz capaces sobre una banda estrecha de longitudes de onda.
14. Un aparato tal y como se describe en cualquiera de las reivindicaciones anteriores en dónde las fuentes de luz son proporcionadas por una sola fuente capaz de emitir en una banda ancha de longitud de onda.
15. Un aparato tal y como se describe en cualquiera de las reivindicaciones anteriores en dónde las fuentes de luz emiten en una modalidad pulsada y el sensor o procesador adicionalmente incluye un aparato de cierre de fase para cerrar la frecuencia de la señal detectada para una frecuencia de pulsos de la señal emitida.
16. Un aparato tal y como se describe en la reivindicación 15 en dónde las fuentes de luz emiten de una manera pulsada en frecuencias de pulso diferentes entre ellas. i
17. Un aparato tal y como se describe en cualquiera de las reivindicaciones anteriores en dónde los sensores incluyen uno o mas fotodiodos o adaptaciones de detector.
18. Un aparato tal y como se describe en cualquiera de las reivindicaciones anteriores, adicionalmente incluye al menos un sensor colocado en un ángulo a la trayectoria de transmisión de al menos una de las fuentes de luz para detectar la luz dispersada.
19. Un aparato para medir la fracción de dos líquidos en flujo de gas de multi-fase, incluyendo el aparato dos dispositivos de acuerdo a cualquiera de las reivindicaciones anteriores, siendo adaptado cada uno de los dispositivos para detectar uno de dichos líquidos respectivos.
20. Un aparato tal y como se describe en la reivindicación 19 en dónde un primer dispositivo es una unidad de detección de agua con una primera longitud de onda de aproximadamente 1450 nm y un segundo dispositivo es una unidad de detección de condensado con una primera longitud de onda de aproximadamente 350nm.
21. Un aparato tal y como se describe en la reivindicación 19 o la reivindicación 20 en dónde las fuentes de luz de los dos aparatos son proporcionadas por una sola fuente la cual es capaz de emitir en mas de una sola longitud de onda.
22. Un aparato tal y como se describe en cualquiera de las reivindicaciones de 19 a la 21, el aparato adicionalmente comprende un procesador adaptado para medir la correlación cruzada entre los niveles de luz detectados en cada dispositivo.
23. Un aparato tal y como se describe en la reivindicación 22 en dónde el dicho procesador está adicionalmente adaptado para determinar un rango de flujo del flujo de gas húmedo o un componente del flujo de gas húmedo de dicha correlación cruzada medida.
24. Un aparato para determinar un rango de flujo de un flujo de gas húmedo o un componente de un flujo de gas húmedo, que incluye: una primer fuente de luz y una segunda fuente de luz localizadas debajo de dicha primera fuente de luz; y dos o mas sensores para detectar la transmitancia o dispersión de la luz de las primeras y de las segundas fuentes de luz a través del flujo de gas húmedo; y el correlacionador cruzado para determinar el rango de flujo correlacionando cruzadamente la transmitancia detectada o la dispersión de luz de la primera y de la segunda fuentes de luz.
25. Un aparato tal y como se describe en la reivindicación 24 en dónde el rango de flujo es un rango de flujo de una película líquida.
26. Un aparato tal y como se describe en la reivindicación 24 en dónde el rango de flujo es un rango de flujo de líquido insuflado en el flujo de gas húmedo.
27. Un aparato tal y como se describe en cualquiera de las reivindicaciones de la 24 a la 26 en dónde el correlacionador está adaptado para determinar más de un rango de flujo.
28. Un aparato tal y como se describe en cualquiera de las reivindicaciones de la 24 a la 27 en dónde el flujo es de al menos 95% de gas en volumen.
29. Un aparato tal y como se describe en cualquiera de la reivindicaciones de la 24 a la 28 en dónde las fuentes de luz emiten espectros similares.
30. Un aparato tal y como se describe en cualquiera de las reivindicaciones de la 24 a la 29 en dónde los sensores incluyen uno o más fotodiodos.
31. Un medidor de flujo de superficie que incluye un aparato tal y como se describe en cualquiera de las reivindicaciones de la 1 a la 18 o un aparato tal y como se describe en cualquiera de las reivindicaciones de la 19 a la 30 y un aparato para medir el rango de flujo del líquido en proximidad al dicho aparato o dispositivo.
32. Un método para medir una fracción de un líquido en un flujo de gas húmedo, el método incluye los pasos de: detectar la transmitancia de luz en una primera longitud de onda en la cual el líquido es altamente absorbente; detectar la transmitancia de luz en una segunda longitud de onda la cual está cerca de la primera longitud de onda y en la cual el liquido no es altamente absorbente; corregir la transmitancia medida en la primera longitud de onda para los efectos de dispersión utilizando la transmitancia medida en la segunda longitud de onda; y calcular una fracción líquida del líquido en el flujo de gas húmedo de la transmitancia corregida.
33. Un método tal y como se describe en la reivindicación 32 en dónde el líquido es agua y la primera longitud de onda es aproximadamente de 1450 nm.
34. Un método tal y como se describe en la reivindicación 33 en dónde la segunda longitud de onda está entre 1200 nm aproximadamente y 1300 nm aproximadamente.
35. Un método tal y como se describe en la reivindicación 32 en dónde el líquido es condensado y la primer longitud de onda es de aproximadamente 350 nm.
36. Un método tal y como se describe en la reivindicación 35 en dónde la segunda longitud de onda es de aproximadamente 500 nm.
37. Un método tal y como se describe en cualquiera de las reivindicaciones de la 32 a la 36 en dónde la primera y la segunda longitudes de onda son elegidas de tal manera que exista una diferencia de la menos 2 entre la densidad óptica del primer líquido en esas longitudes de onda, cuando se miden a lo largo de una longitud de la trayectoria óptica de 2 mm.
38. Un método tal y como se describe en cualquiera de las reivindicaciones de la 32 a la 37 en dónde la luz en cada longitud de onda es pulsada y el paso de detección incluye utilizar un dispositivo de cierre de fase para cerrar la frecuencia de la señal detectada en cada una de las longitudes de onda para ésa de la señal emitida en la longitud de onda.
39. Un método tal y como se describe en la reivindicación 38 en dónde la luz en la primera longitud de onda es pulsada a una frecuencia de pulso diferente de la luz de la segunda longitud de onda.
40. Un método para medir la fracción de dos líquidos en un flujo de gas húmedo de multi-fase, que ¡ncluye medir una fracción de un primer líquido utilizando un método tal y como se describe en cualquiera de las reivindicaciones de la 32 a la 39, y midiendo una fracción de un segundo líquido utilizando un método tal y como se describe en cualquiera de las reivindicaciones de la 32 a la 39.
41. Un método tal y como se describe en la reivindicación 40 en dónde el primer líquido es agua y la primera longitud de onda es utilizada en el método de medición de la fracción del primer líquido es de aproximadamente 1450 nm, y el segundo líquido es condensado y la primera longitud de onda utilizada en el método de medición de fracción del segundo líquido es de aproximadamente de 350 nm.
42. Un método tal y como se describe en cualquiera de las reivindicaciones de la 32 a la 41 que incluye adicionalmente el paso de la detección de una primera dispersión de luz en al menos una de las dichas longitudes de onda en un ángulo de la trayectoria de transmisión de la luz de esa longitud de onda.
43. Un método tal y como se describe en la reivindicación 34, que incluye adicionalmente el paso de la medición de la correlación cruzada entre los niveles de luz transmitida y luz dispersada detectados en dos posiciones las cuales están espaciadas a lo largo de una trayectoria de flujo.
44. Un método tal y como se describe en la reivindicación 43 que incluye adicionalmente el paso de determinar un rango de flujo del gas húmedo de la medición de correlación cruzada.
45. Un método para determinar un rango de flujo de un flujo de gas húmedo o de un componente de un flujo de gas húmedo, que incluye los pasos de: detectar una transmitancia o dispersión de luz en una primera posición en el flujo de gas húmedo; detectar una transmitancia o dispersión de luz en una segunda posición en el flujo de gas húmedo, debajo de la primera posición; correlacionado cruzadamente una transmitancia detectada o la dispersión de luz en las primeras y segundas posiciones; y calcular dicho rango de flujo de la correlación cruzada.
46. Un método tal y como se describe en la reivindicación 45 en dónde el rango de flujo es un rango de flujo de una película líquida.
47. Un método tal y como se describe en la reivindicación 45 en dónde el rango de flujo es un rango de flujo de líquido insuflado en el flujo de gas húmedo.
48. Un método tal y como se describe en cualquiera de las reivindicaciones de la 45 a la 47 en dónde más de un rango de flujo es calculado de la correlación cruzada.
49. Un método tal y como se describe en cualquiera de las reivindicaciones de la 45 a la 48 en dónde el flujo es de al menos 95% de gas en volumen.
50. El uso de un método tal y como se describe en cualquiera de las reivindicaciones de la 45 a la 49 en combinación con un aparto, dispositivo o método tal y como se describe en cualquiera de la reivindicaciones anteriores.
MX2007014751A 2005-05-28 2006-05-16 Aparatos y metodos para la cuantificacion de liquidos en pozos de gas-condensado. MX2007014751A (es)

Applications Claiming Priority (2)

Application Number Priority Date Filing Date Title
GB0511030A GB2426579B (en) 2005-05-28 2005-05-28 Devices and methods for quantification of liquids in gas-condensate wells
PCT/GB2006/001788 WO2006129054A2 (en) 2005-05-28 2006-05-16 Devices and methods for quantification of liquids in gas-condensate wells

Publications (1)

Publication Number Publication Date
MX2007014751A true MX2007014751A (es) 2008-02-12

Family

ID=34834871

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
MX2007014751A MX2007014751A (es) 2005-05-28 2006-05-16 Aparatos y metodos para la cuantificacion de liquidos en pozos de gas-condensado.

Country Status (5)

Country Link
US (1) US8285491B2 (es)
GB (2) GB2450182B (es)
MX (1) MX2007014751A (es)
NO (1) NO339321B1 (es)
WO (1) WO2006129054A2 (es)

Families Citing this family (45)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US7834312B2 (en) 2005-02-24 2010-11-16 Weatherford/Lamb, Inc. Water detection and 3-phase fraction measurement systems
US7796263B2 (en) * 2007-09-05 2010-09-14 Baker Hughes Incorporated Method and apparatus for determining fluid content downhole
US20110153225A1 (en) * 2008-01-25 2011-06-23 Schlumberger Technology Corporation In-line composition and volumetric analysis of vent gases and flooding of the annular space of flexible pipe
DE102009005800A1 (de) * 2009-01-22 2010-07-29 Dues, Michael, Dr.-Ing. Optische Strömungsmessung
GB0909662D0 (en) * 2009-06-04 2009-07-22 Cambridge Consultants Device and method for determining the composition of a mixture of fluids
MY147690A (en) * 2009-11-19 2012-12-31 Petroliam Nasional Berhad System for measuring a multiphase flow
US8322228B2 (en) 2009-12-11 2012-12-04 Schlumberger Technology Corporation Method of measuring flow properties of a multiphase fluid
WO2011073789A2 (en) 2009-12-18 2011-06-23 Schlumberger Technology B.V. Immersion probe using ultraviolet and infrared radiation for multi-phase flow analysis
PT106279A (pt) * 2012-04-26 2013-10-28 Univ Aveiro Sensor e método para medida de turvação
RU2504754C1 (ru) * 2012-05-28 2014-01-20 Федеральное государственное унитарное предприятие "Центральный аэрогидродинамический институт имени профессора Н.Е. Жуковского" (ФГУП "ЦАГИ") Устройство для измерения оптических характеристик светорассеяния в двухфазных газодинамических потоках
EP2708872A1 (de) * 2012-09-18 2014-03-19 Linde Aktiengesellschaft Verfahren und Vorrichtung zur Erkennung von sich bewegenden Objekten in einem Gasstrom
FR2998961B1 (fr) * 2012-12-03 2015-07-03 Snecma Systeme de mesure d'un volume de retention d'huile dans un circuit de lubrification
US9057793B2 (en) 2013-06-04 2015-06-16 Schlumberger Technology Corporation Fluid analyzer with mirror and method of using same
JP6062837B2 (ja) * 2013-09-30 2017-01-18 株式会社日立ハイテクノロジーズ 液体クロマトグラフ用検出器
AU2014391676B2 (en) * 2014-04-22 2017-09-07 Landmark Graphics Corporation An equation of state based correlation for gas condensates and wet gases in unconventional shale plays
CN105277564A (zh) * 2014-07-10 2016-01-27 上海日立电器有限公司 一种在线实时检测压缩机吐油率的可视化方法
WO2016027235A1 (en) 2014-08-19 2016-02-25 Emirates Innovations Method and apparatus to detect contaminants in pressurized fluid flows
PL3213051T3 (pl) * 2014-10-30 2021-06-28 Topnir Systems Sas Sposób określania pochodzenia mieszaniny składników przez analizę widmową
US9612145B2 (en) * 2015-05-21 2017-04-04 Yildirim Hurmuzlu Revolving ultrasound field multiphase flowmeter
WO2016209879A1 (en) 2015-06-22 2016-12-29 Saudi Arabian Oil Company Systems, methods, and computer medium to provide entropy based characterization of multiphase flow
US9857298B2 (en) * 2015-07-06 2018-01-02 Saudi Arabian Oil Company Systems and methods for near-infrared based water cut monitoring in multiphase fluid flow
DE102016100864B4 (de) * 2015-07-31 2019-09-12 Technische Universität Dresden Verfahren zur Bestimmung des thermischen Zustandspunktes des Dampfs in Dampfturbinen sowie Messanordnung zur Durchführung des Verfahrens
US10711594B2 (en) 2015-10-23 2020-07-14 Onesubsea Ip Uk Limited Method and system for determining flow rate of water in a gas production system by incorporating characteristics of water
CN105571663A (zh) * 2016-02-16 2016-05-11 安徽理工大学 一种基于烟雾粒子运移的瓦斯抽采钻孔单孔小流量测试装置
EP3452809A1 (en) 2016-02-22 2019-03-13 Danmarks Tekniske Universitet A device and method for measuring tar in a tar-environment
US9995725B2 (en) 2016-06-28 2018-06-12 Schlumberger Technology Corporation Phase fraction measurement using light source adjusted in discrete steps
US10054537B2 (en) 2016-06-28 2018-08-21 Schlumberger Technology Corporation Phase fraction measurement using continuously adjusted light source
EP3475684A4 (en) * 2016-06-28 2020-02-19 Services Petroliers Schlumberger PHASE FACTION MEASUREMENT WITH CONTINUOUS AND ADAPTED LIGHT SOURCE
DE102016112497A1 (de) * 2016-07-07 2018-01-11 Simon Stephan System und Verfahren zum Bestimmen von Stoffmengenanteilen und Massenanteilen sowie der Temperatur und des thermischen Zustandspunktes eines Fluids
EP4293343A3 (en) 2017-02-28 2024-02-28 Marqmetrix Inc. Fluid flow cell including a spherical lens
US11187661B2 (en) 2017-07-05 2021-11-30 Saudi Arabian Oil Company Detecting black powder levels in flow-lines
WO2019033028A1 (en) * 2017-08-10 2019-02-14 Advanced Polymer Monitoring Technologies, Inc., Dba/ Fluence Analytics DEVICES AND METHODS FOR CHARACTERIZING AND REGULATING BIOPOLYMERS AND SYNTHETIC POLYMERS DURING MANUFACTURE
FR3073048A1 (fr) * 2017-10-27 2019-05-03 IFP Energies Nouvelles Procede de mesure de la quantite d'eau dans l'huile ou d'huile dans l'eau au moyen d'une spectroscopie infrarouge resolue spatialement
CN107831143B (zh) * 2017-12-05 2020-06-09 西人马联合测控（泉州）科技有限公司 一种流体透明度检测装置和检测方法
CN108267381B (zh) * 2018-04-24 2024-01-26 西南石油大学 一种气液固多相流冲蚀、腐蚀综合实验装置
RU184403U9 (ru) * 2018-07-27 2018-12-07 федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Донской государственный технический университет" (ДГТУ) Устройство автоматического зондирования параметров капельного уноса из гальванических ванн
WO2020041398A1 (en) 2018-08-21 2020-02-27 Schlumberger Technology Corporation System having non-intrusive fluid sensor
WO2020056387A1 (en) * 2018-09-15 2020-03-19 Sohrab Zarrabian Apparatus and method for detecting phase changes in a fluid using spectral recognition
JP2020106490A (ja) * 2018-12-28 2020-07-09 横河電機株式会社 測定装置、検量線作成システム、スペクトル測定方法、検量線作成方法、分析装置、液化ガス製造プラント、及び性状分析方法
US11150203B2 (en) * 2019-02-14 2021-10-19 Schlumberger Technology Corporation Dual-beam multiphase fluid analysis systems and methods
WO2021121553A1 (en) * 2019-12-17 2021-06-24 Spiden Ag Optical spectroscopy device for spectral component analysis of a fluid
JP7309137B2 (ja) * 2020-11-11 2023-07-18 国立大学法人静岡大学 光ファイバープローブセンサーを用いた薄液膜厚さの計測方法、及び同センサーの較正方法
CN115049023B (zh) * 2022-08-15 2022-10-28 深圳市兆芯微电子有限公司 人防设施状态监控方法、装置、设备及存储介质
CN115877032B (zh) * 2022-12-08 2023-08-08 青岛众瑞智能仪器股份有限公司 光干涉闪烁法检测烟气流速的方法及烟气流速测量仪
WO2024141681A1 (es) * 2022-12-29 2024-07-04 Vila Reverter Daniel Sistema de medicion de la proporcion de cuajada y de suero de leche

Family Cites Families (16)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
DE2643616C3 (de) * 1976-09-28 1979-05-31 Erwin Sick Gmbh Optik-Elektronik, 7808 Waldkirch Strömungsgeschwindigkeitsmeßgerät
US4470697A (en) * 1981-05-11 1984-09-11 General Motors Corporation Method of measuring the concentration of gas in the presence of liquid particles
AT376301B (de) * 1982-05-06 1984-11-12 List Hans Verfahren zur kontinuierlichen messung der masse von aeorosolteilchen in gasfoermigen proben sowie vorrichtung zur durchfuehrung des verfahrens
US4563585A (en) * 1982-09-23 1986-01-07 Moniteg Ltd. Monitoring gas and vapor concentrations
SU1154598A1 (ru) * 1983-06-15 1985-05-07 Московский Ордена Ленина И Ордена Октябрьской Революции Авиационный Институт Им.Серго Орджоникидзе Способ определени локального объемного влагосодержани газожидкостных потоков
US4874572A (en) * 1987-05-06 1989-10-17 Ophir Corporation Method of and apparatus for measuring vapor density
JPH05249038A (ja) * 1992-03-06 1993-09-28 Tabai Espec Corp オイルミスト濃度測定装置
JPH08136445A (ja) * 1994-11-14 1996-05-31 Shin Etsu Chem Co Ltd 液体の吸光度測定装置
EP0762107A1 (en) * 1995-09-11 1997-03-12 FISHER &amp; PAYKEL LIMITED An infrared gas analyser and humidity sensor
AT1157U1 (de) * 1995-12-15 1996-11-25 Avl Verbrennungskraft Messtech Verfahren zur optischen messung von gasblasen in einer kühlflüssigkeit
US6292756B1 (en) * 1998-02-26 2001-09-18 Premier Instruments, Inc. Narrow band infrared water fraction apparatus for gas well and liquid hydrocarbon flow stream use
US6076049A (en) 1998-02-26 2000-06-13 Premier Instruments, Inc. Narrow band infrared water cut meter
EP1163495B1 (en) 1999-02-19 2003-08-13 Paolo Andreussi Method for measuring the flow rates of the single phases in a multiphase fluid stream and relevant apparatus
US7126687B2 (en) 1999-08-09 2006-10-24 The United States Of America As Represented By The Secretary Of The Army Method and instrumentation for determining absorption and morphology of individual airborne particles
US6507401B1 (en) * 1999-12-02 2003-01-14 Aps Technology, Inc. Apparatus and method for analyzing fluids
US7526966B2 (en) * 2005-05-27 2009-05-05 Expro Meters, Inc. Apparatus and method for measuring a parameter of a multiphase flow

Also Published As

Publication number Publication date
GB0511030D0 (en) 2005-07-06
NO20075629L (no) 2007-12-13
GB2426579A (en) 2006-11-29
GB0717110D0 (en) 2007-10-10
NO339321B1 (no) 2016-11-28
US8285491B2 (en) 2012-10-09
GB2426579B (en) 2008-01-16
US20090216463A1 (en) 2009-08-27
GB2450182B (en) 2009-11-11
GB2450182A (en) 2008-12-17
WO2006129054A2 (en) 2006-12-07
WO2006129054A8 (en) 2007-02-15
WO2006129054A3 (en) 2007-03-29

Similar Documents

Publication Publication Date Title
MX2007014751A (es) Aparatos y metodos para la cuantificacion de liquidos en pozos de gas-condensado.
US8461519B2 (en) Water detection and 3-phase fraction measurement systems
US9002650B2 (en) Multiphase flow meter for subsea applications using hydrate inhibitor measurement
US7880133B2 (en) Optical multiphase flowmeter
US7233001B2 (en) Multi-channel infrared optical phase fraction meter
US9593575B2 (en) Probe using ultraviolet and infrared radiation for multi-phase flow analysis
CN107850473B (zh) 用于多相流体流中的基于近红外的含水率监控的系统和方法
CA2601840C (en) Wet-gas flowmeter
CN103558179B (zh) 一种测量管道内气液两相流的截面相含率的装置及方法
EP3502658A1 (en) Apparatus for determining properties of a sample stream

Legal Events

Date Code Title Description
FG Grant or registration