MX2013000057A - Un flujómetro multifase y método de medición de una película líquida. - Google Patents

Abstract

Un aparato medidor de flujo y método se presentan para medir una proporción de flujo de una mezcla de fluido de multifase que comprende por lo menos una fase de gas y una fase de líquido. El medidor de flujo comprende una sección de tubería y una sección de medición a través de la cual fluye la mezcla. El medidor de flujo también comprende un dispositivo de medición de fracción adaptado para estimar una fracción representativa de la fase de gas y/o fase de líquido de la mezcla que pasa a la sección de medición. Además, el medidor de flujo de preferencia comprende por lo menos un sensor ultrasónico dispuesto para estimar una característica, tal como el espesor de la película líquida o velocidad de una porción de la fase de líquido que fluye como película líquida a lo largo de una pared de la sección de tubería. La característica de preferencia se utiliza para corregir la fracción representativa estimada de la fase de gas y/o la fase de líquido cuando la fase de as fluye en un núcleo de la sección de tubería y una porción de la fase de líquido fluye parcialmente como película líquida a lo largo de la pared de la sección de tubería y otra porción de la fase de líquido fluye parcialmente como gotitas de líquido en el núcleo de la sección de la tubería.

Description

] UN FLUJÓMETRO MULTIFASE Y MÉTODO DE MEDICIÓN DE UNA PELÍCULA LÍQUIDA CAMPO TÉCNICO Un aspecto de la presente invención se refiere a un medidor de flujo para medir una tasa de flujo de una mezcla de fluido multifase que tiene al menos una fase gaseosa y una fase líquida. Otro aspecto de la presente invención se refiere a un método para medir la tasa de flujo de una mezcla de fluido multifase y corregir una medición de la fracción representativa de la fase gaseosa y/o de la fase líquida usando una medición de la porción de película líquida de la fase líquida. Tal medidor de flujo y método de medición se puede usar, en particular pero no exclusivamente, en operaciones relacionadas con campos petroleros, por ejemplo, para medir una tasa de flujo de un efluente de hidrocarburo que fluye hacia fuera de una formación geológica en un pozo que se ha perforado con el propósito de extraer y producir hidrocarburos.

ANTECEDENTES DE LA INVENCIÓN La WO 99/10712 describe un método de medición de la tasa de flujo adaptado para efluentes de petróleo compuestos de mezclas de fluidos multifase que comprenden agua, petróleo, y gas. El efluente pasa a través de un tubo de Venturi en el cual el efluente se somete a una caída de presión ??, un valor medio <??> de la caída de presión se determina en un periodo ti que corresponde con una frecuencia ^ que es menor en relación con la frecuencia a la cual el gas y el líquido alternan en un régimen de flujo de pistón, un valor medio <pm> se determina por la densidad de la mezcla de fluido en la restricción del tubo de Venturi en dicho periodo t-?, y una valor de la tasa de flujo másico total <Q> se deduce para el periodo ti bajo la consideración de los valores medios de caída de presión y de densidad.

La GB2447490 describe un aparato medidor de flujo y método para medir una mezcla de fluido gas-líquido usando separación centrífuga mejorada. El medidor de flujo se describe comprendiendo un sensor ultrasónico localizado en el cuello/restricción del medidor de flujo, capaz de medir ultrasónicamente el espesor y/o la velocidad de una capa líquida creada por la fuerza de separación centrífuga inducida.

Tales mediciones de la tasa de flujo multifase son más exactas cuando la distribución de la mezcla de flujo se estima que es sustancialmente homogénea (como en WO 99/10712) o se estima que es sustancialmente separada (como en GB2447490). Una mezcla se considera homogénea cuando sus varias fases se mezclan y se dispersan lo suficiente como para considerar el comportamiento de la mezcla equivalente a un fluido de fase única que tiene densidad y propiedades similares. En realidad, sin embargo, en dependencia de donde el medidor de flujo multifase se instala, la mezcla de flujo multifase entrante no es necesariamente homogénea. En tal caso la práctica común es homogeneizar la mezcla usando un acondicionador de flujo aguas arriba del medidor de flujo multifase. Por ejemplo, una T ciega se usa típicamente como un acondicionador de flujo junto con muchos medidores de flujo multifase. Por el contrario, una técnica para separar la mezcla de gas-líquido en sus fases representativas es inducir un flujo turbulento con un elemento de turbulencia aguas arriba del medidor de flujo multifase. Donde el flujo es homogéneo, el cálculo de la tasa de flujo basado en la ecuación de Bernoulli es relevante y puede ser bastante exacto. Se debe notar que, generalmente, dicho cálculo asume que la tasa de flujo de la mezcla de fluido multifase es proporcional a la pérdida de presión en el cuello del tubo de Venturi la cual es proporcional a la aceleración de una fase única equivalente como una mezcla de fluido a través del cuello del tubo de Venturi.

La distribución de la mezcla de flujo se relaciona con cómo el gas y el líquido se esparcen/distribuyen dentro de una tubería. La sección de medición del tubo de Venturi se define entre dos puertos de presión localizados en una sección de entrada y en una sección de cuello del medidor de flujo. La eficiencia de un acondicionador de flujo no siempre es perfecta, resultando en una mezcla de flujo menos homogénea en el medidor de flujo. Además el "grado de homogeneidad" de la mezcla multifase, su evolución en relación al tiempo, y su posición dentro de la sección de medición pueden además variar en dependencia de varios parámetros como: propiedades del fluido, historial de flujo, condiciones del medidor de flujo aguas arriba, y similares. Para modelar un flujo con base homogénea, estas variaciones deben permanecer limitadas para mantener tal aproximación aplicable mientras se toman en cuenta ciertas correcciones.

Si el grado de homogeneidad de la mezcla de flujo en la entrada o dentro del medidor de flujo multifase se hace demasiado bajo, o el grado de separación entre las fases respectivas de la mezcla de flujo se hace demasiado bajo, entonces la aproximación del modelado del flujo relevante es menos exacta o no se puede aplicar más. Además, la relación entre la tasa de flujo y la caída de presión dentro de la sección de medición del tubo de Venturi no se puede modelar correctamente. Como consecuencia, las limitaciones en la exactitud de tales mediciones de la tasa de flujo multifase pueden ocurrir cuando la mezcla de fluido multifase no se distribuye de acuerdo con la aproximación de modelado predeterminada.

Además las limitaciones en la exactitud pueden ocurrir cuando una aproximación de modelado de un flujo con base homogénea se aplica cuando la cantidad de una o varias fases de la mezcla se hacen muy bajas. En particular, esto puede ocurrir cuando la fracción de volumen de gas (GVF) en la sección de medición se hace muy alta, por ejemplo hasta 95%. Claramente, en este caso no se garantiza un acondicionamiento de flujo apropiado de la mezcla de fluido multifase. Generalmente, algo de la fase líquida se transporta mediante la corriente de gas a la misma velocidad y algo del líquido se aferra a la pared de la tubería y se mueve a una velocidad más baja. Como consecuencia, se puede observar una gran variedad de distribución de líquido, como un flujo anular, flujo de nieblas o un flujo de nieblas anular. Además, el líquido fluye dentro de la sección de medición a diferentes velocidades en dependencia de si fluye en el núcleo del gas o en la pared de la tubería. La división del líquido entre el núcleo del gas y la pared de la tubería es difícil, si no imposible, de predecir con la tecnología de instrumentación actual implementada en medidores de flujo basados en presión diferencial. Además, la división del líquido entre el núcleo del gas y la pared de la tubería depende de muchos parámetros diferentes como las propiedades de los fluidos, tasas de flujo, geometría interna y defectos de la tubería.

Por lo tanto, existe la necesidad de llevar a cabo mediciones de la tasa de flujo más exactas de una mezcla de fluido multifase donde el uso de la aproximación de modelado convencional de un flujo con base homogénea no es aplicable (por ejemplo, para condiciones de una fracción de volumen de gas GVF altas), o donde el uso del modelado y separación centrífuga inducida no es posible.

COMPENDIO Es un objetivo de la presente invención proponer un medidor de flujo y/o un método para medir una tasa de flujo de una mezcla de fluido multifase que supera una o más de las limitaciones de los métodos y aparatos existentes.

De acuerdo con un aspecto de al menos una modalidad de la presente invención, se proporciona un medidor de flujo para medir una tasa de flujo de una mezcla de fluido multifase que comprende al menos una fase gaseosa y una fase líquida. El medidor de flujo preferentemente que comprende una sección de tubería a través de la cual la mezcla de fluido multifase fluye, la sección de tubería que comprende una sección de medición. El medidor de flujo preferentemente comprende también un dispositivo de medición de fracción que estima una fracción representativa de al menos una de la fase gaseosa y de la fase líquida de la mezcla de fluido multifase que pasa por la sección de medición. De acuerdo con la presente implementación, el medidor de flujo comprende además al menos un sensor ultrasónico dispuesto para estimar al menos una característica de una porción de la fase líquida que fluye como una película líquida a lo largo de una pared de la sección de tubería. La al menos una característica que se usa para corregir la fracción representativa estimada de al menos una de la fase gaseosa y de la fase líquida cuando la fase gaseosa fluye en un núcleo de la sección de tubería, y una porción de la fase líquida fluye parcialmente como la película líquida a lo largo de la pared de la sección de tubería y otra porción de la fase líquida fluye parcialmente como gotas de líquido en el núcleo de la sección de tubería.

La sección de medición del medidor de flujo se puede definir como un cuello de la sección de tubería y se localiza entre una parte aguas arriba y una parte aguas abajo tal como para generar una caída de presión entre la parte aguas arriba y la parte aguas abajo.

La al menos una característica de una porción de la fase líquida que fluye como una película líquida a lo largo de una pared de la sección de tubería puede ser, y no se debe limitar a, cualquiera de los siguientes: un espesor de la película líquida, una velocidad de la película líquida, una velocidad promedio de la película líquida, un perfil de velocidad de la película líquida, una frecuencia de ondas a lo largo de una interfaz entre la película líquida y la mezcla de fluido multifase, una velocidad de las ondas, y una altura promedio de las ondas.

El al menos un sensor ultrasónico se puede posicionar en el cuello, o en la sección de medición. El al menos un sensor ultrasónico se puede instalar en una cara de la sección de tubería sin entrar en contacto con la mezcla de fluido multifase, o se puede instalar en la pared de la sección de tubería. Además, el al menos un sensor ultrasónico se puede posicionar en una posición tal como para quedar de frente a una zona de la sección de tubería donde la mezcla de flujo multifase fluye de acuerdo con las condiciones similares a las condiciones esperadas en la sección de medición. Aún además, una pluralidad de sensores ultrasónicos se puede posicionar en el mismo plano perpendicular a la dirección de flujo de la mezcla de fluido multifase tal como para estimar un valor medio de la al menos una característica de una porción de la fase líquida que fluye como una película líquida a lo largo de una pared de la sección de tubería.

El dispositivo de medición de fracción puede ser un densitómetro gamma. En consecuencia, al menos uno de los sensores ultrasónicos se puede posicionar de manera que las ondas ultrasónicas se propagan paralelas a un haz del densitómetro gamma.

El medidor de flujo puede comprender además tomas de presión y al menos un sensor de presión para medir la presión diferencial de la mezcla de fluido multifase entre la parte aguas arriba y la sección de medición. Además, el al menos un sensor ultrasónico se puede posicionar próximo a las tomas de presión para definir un plano perpendicular a la dirección de flujo de la mezcla de fluido multifase.

La sección de tubería se puede conectar en al menos un extremo a una sección de tubería tipo T ciega adaptada para acondicionar el flujo. Además, la mezcla de fluido multifase puede ser un efluente de hidrocarburo que comprende gas, petróleo, y agua.

De acuerdo con otro aspecto de al menos una modalidad de la presente invención, se proporciona un método para medir una tasa de flujo de una mezcla de fluido multifase que comprende una fase gaseosa y una fase líquida. El método de medición de la tasa de flujo preferentemente comprende generar una caída de presión entre una parte aguas arriba y una parte aguas abajo de un medidor de flujo mediante el flujo de la mezcla de fluido multifase en una sección de tubería que tiene una sección de medición posicionada entre la parte aguas arriba y la parte aguas abajo. El método comprende además someter la mezcla de fluido multifase a rayos gamma, medir la absorción de los rayos gamma mediante al menos una de la fase gaseosa y de la fase líquida que pasa por la sección de medición y estimar una fracción representativa de al menos una de la fase gaseosa y de la fase líquida en la mezcla de fluido multifase.

El método de medición de la tasa de flujo comprende además estimar al menos una característica de una porción de la fase líquida que fluye como una película líquida a lo largo de una pared de la sección de medición usando al menos un sensor ultrasónico, y corregir la fracción representativa estimada de al menos una de la fase gaseosa y de la fase líquida basado en la al menos una característica cuando la fase gaseosa fluye en un núcleo de la sección de tubería, y una porción de la fase líquida fluye parcialmente como la película líquida a lo largo de la pared de la sección de tubería y otra porción de la fase líquida fluye parcialmente como gotas de líquido en el núcleo de la sección de tubería. Además, el método comprende calcular la tasa de flujo de la mezcla de fluido multifase basado en la fracción representativa corregida de al menos una de la fase gaseosa y de la fase líquida. El medidor de flujo para medir la tasa de flujo de la mezcla de fluido multifase puede permitir medir el grado de anularidad de una mezcla de fluido multifase en el medidor de flujo. Por lo tanto, puede ser posible corregir las mediciones de la fracción de gas tomando en cuenta el tamaño de la película líquida en la sección de tubería donde se llevan a cabo las mediciones relacionadas con la fracción, dicho tamaño que se estima por medios de mediciones ultrasónicas.

Además, los sensores ultrasónicos se pueden adaptar para ser totalmente no invasivos, de manera que las señales ultrasónicas que pasan a través del espesor de la pared de la tubería inducen solamente a modificaciones ligeras de la estructura externa de la tubería para ajustar de manera segura los sensores mientras no se introduce ninguna fuente de fuga de fluidos.

Otras ventajas serán aparentes a partir de la descripción siguiente de la presente invención.

BREVE DESCRIPCIÓN DE LOS DIBUJOS Para ayudar a los expertos en esta materia a hacer y usar el objeto de la misma, se hace referencia a los dibujos adjuntos, los cuales no se dibujaron a escala, y en los cuales, por consistencia, los números de referencia similares se refieren a elementos similares. Para propósitos de claridad, no todos los componentes se etiquetan en todos los dibujos.

La Figura 1 muestra esquemáticamente una localización de pozo de hidrocarburos en la costa que ilustra varios ejemplos de despliegue de una modalidad del medidor de flujo de acuerdo con un aspecto de la presente invención.

La Figura 2 representa una vista en sección transversal esquemática que ilustra una modalidad del medidor de flujo multifase de la presente invención en una situación de fracción de volumen de gas GVF alta.

La Figura 3 representa una vista superior en sección transversal esquemática que ilustra un cuello de un medidor de flujo tipo tubo de Venturi construido de acuerdo con una modalidad de la presente invención.

La Figura 4 representa una vista lateral en sección transversal a lo largo de la línea 70 de la Figura 3.

La Figura 5 representa una vista superior en sección transversal en el cuello de un medidor de flujo tipo tubo de Venturi que ilustra una situación teórica de la fracción de volumen de gas GVF alta con la película líquida en la pared del cuello y gotas en el núcleo del cuello.

La Figura 6 ilustra esquemáticamente un método para corregir las mediciones de la tasa de flujo de acuerdo con una modalidad de la presente invención.

DESCRIPCIÓN DETALLADA La Fig. 1 muestra esquemáticamente una localización de pozo de hidrocarburos en la costa y los equipos 2 encima de una formación geológica de hidrocarburos 3 después de que se ha llevado a cabo una operación de perforación, después de que se ha insertado una tubería de perforación, y eventualmente, después que se ha llevado a cabo las operaciones de cementado, completamiento y perforación, y de que ha comenzado la explotación. El pozo está comenzando a producir hidrocarburos, por ejemplo petróleo y/o gas. En esta etapa, el hoyo comprende una porción sustancialmente vertical 4, y puede comprender además porciones horizontales o desviadas 5. El hoyo 4 es un hoyo no recubierto, o un hoyo recubierto, o una combinación de porciones recubiertas y no recubiertas.

La porción de hoyo recubierto comprende un espacio anular 6 y una tubería de revestimiento 7. El espacio anular 6 se puede rellenar con cemento o con un material para el completamiento del agujero abierto, por ejemplo un empaque de grava. En el fondo del pozo, una primera 8 y segunda 9 secciones de producción del pozo típicamente comprenden perforaciones, empacadores de producción y tuberías de producción 10, 1 a una profundidad que corresponde con un yacimiento, específicamente las zonas que tienen hidrocarburos de la formación geológica de hidrocarburos 3. Una mezcla de fluido 13 fluye hacia fuera de dichas zonas 8, 9 de la formación geológica de hidrocarburos 3. La mezcla de fluido 13 es una mezcla de fluido de hidrocarburos multifase 13 que comprende una pluralidad de fracciones de fluidos (agua, petróleo, gas) y una pluralidad de elementos constituyentes (agua, varias moléculas de hidrocarburos, varias moléculas disueltas en agua). La mezcla de fluido 13 fluye en el fondo del pozo a través de las tuberías de producción 0, 1 1 y hacia fuera del pozo desde un cabezal de pozo 14. El cabezal de pozo 14 se acopla al sistema de producción en la superficie 15 mediante una línea de flujo en la superficie 12. El sistema de producción en la superficie 15 puede típicamente comprender una cadena de elementos conectados juntos, por ejemplo un reductor de presión, un intercambiador de calor, un sistema de bombeo, un separador, un tanque, un quemador, etc. (no mostrados en detalle). En una modalidad, uno o más medidores de flujo multifase 1 para medir al menos la tasa de flujo de la mezcla de fluido multifase 13 se puede instalar en comunicación de fluidos con las tuberías de producción 10 asociadas con la primera sección de producción 8, o en comunicación de fluidos con las tuberías de producción 11 asociadas con la segunda sección de producción 9 (como se representa en la Fig. 1 ) u otras secciones del pozo (no representadas en la Fig. 1 ). En otra modalidad, uno o más medidores de flujo multifase 1 para medir al menos la tasa de flujo de la mezcla de fluido multifase 13 se pueden instalar dentro de la línea de flujo en la superficie 12.

Un sistema de control y adquisición de datos 16 se acopla al medidor de flujo multifase 1 de la presente invención, y/o a otros sensores del fondo del pozo (no mostrados) y/o a dispositivos de terminación activos como las válvulas (no mostrados). El sistema de control y adquisición de datos 16 se puede posicionar en la superficie. El sistema de control y adquisición de datos 16 puede comprender una computadora. Puede comprender además un enlace satelital (no mostrado) para transmitir datos hacia la oficina del cliente. Este se puede manejar por un operador.

El diseño preciso del sistema de producción del fondo del pozo y el sistema de producción/control en la superficie no es relevante para la presente invención, y por lo tanto estos sistemas no se describen en detalle en la presente.

La Figura 2 es una vista en sección transversal esquemática que ilustra una modalidad del medidor de flujo multifase 1 de la presente invención. El medidor de flujo multifase 1 mide las tasas de flujo de un flujo combinado de diferentes fases 13, por ejemplo gas, petróleo y agua, sin separar las fases. El medidor de flujo multifase lleva a cabo mediciones adicionales, en particular en la fase líquida.

El medidor de flujo multifase 1 preferentemente comprende una sección de tubería 21 con un diámetro interior que decrece gradualmente desde una parte aguas arriba 23 hacia una sección de medición, o cuello 24, formando un tubo de Venturi convergente, luego aumenta gradualmente desde el cuello 24 hacia una parte aguas abajo 25. El tubo de Venturi convergente induce una caída de presión entre la parte aguas arriba 23 y la parte aguas abajo 25 abarcando el cuello 24. La porción de la tubería alrededor el cuello del tubo de Venturi 24 constituye la sección de medición. La sección de tubería 21 se puede acoplar a cualquier línea de flujo 10, 1 1 , 12 mediante cualquier arreglo de conexión apropiado, por ejemplo una brida 26 que tiene un patrón de agujeros para tornillos y un perfil de junta (no mostrados en detalles). La mezcla de fluido multifase 13 fluye a través de la parte aguas arriba 23, el cuello 24 y la parte aguas abajo 25 de la sección de tubería 21 como se indica mediante la flecha. Además, mientras el medidor de flujo multifase 1 se describe en la presente como un tubo de Venturi por razones de concisión, se debe entender que la presente invención se puede aplicar a otros medidores de flujo multifase conocidos en la materia, tal como un cono en V, una placa con orificio, o similares.

La sección de tubería 21 del medidor de flujo multifase 1 se puede acoplar a un primer acondicionador de flujo en forma de una sección de tubería tipo T ciega 20 en la parte aguas arriba 23. El medidor de flujo multifase 1 se puede acoplar además a una segunda sección de tubería tipo T ciega 22 en la parte aguas abajo 25. En un aspecto de la presente implementación, la primera sección de tubería tipo T ciega se adapta para lograr mejor homogenización de la mezcla de fluido 13 que entra en la entrada de la sección de tubería 21 de medidor de flujo multifase 1 comparado con la mezcla de fluido 13 que entra en la primera sección de tubería tipo T ciega 20. La segunda sección de tubería tipo T ciega 22 no tiene ningún papel en acondicionar la mezcla de fluido 13 en el medidor de flujo multifase. Las varias secciones de tuberías 20, 21 , 22 se pueden acoplar juntas mediante la brida 26 mencionada anteriormente.

Además, el medidor de flujo multifase 1 comprende varios sistemas de sensado para medir varios valores característicos de la mezcla de fluido multifase 13 que fluye dentro de la sección de tubería 21.

En una modalidad, el sistema de sensado es un medidor de flujo de tubo de Venturi que estima una tasa de flujo total de la mezcla de fluido multifase 13 basado en una medición de la presión diferencial. La sección de tubería 21 se proporciona con tomas de presión 28, 29. Una primera toma de presión 28 se puede posicionar en la parte aguas arriba 23. Un primer sensor de presión 31 se asocia con la primera toma de presión 28 para medir la presión de la mezcla de fluido multifase 13 que fluye en la parte aguas arriba 23. Una segunda toma de presión 29 se puede posicionar en el cuello 24. Un segundo sensor de presión 32 se asocia con la segunda toma de presión 29 para medir la presión de la mezcla de fluido multifase 13 que fluye en el cuello 24. Por lo tanto, se puede medir la caída de presión de la mezcla de fluido multifase 13 entre la parte aguas arriba 23 y el cuello debido a el tubo de Venturi convergente. Sin embargo, se debe entender por un experto en la materia que un sensor de presión diferencial (no mostrado) se puede posicionar entre la primera toma de presión 28 y la segunda toma de presión 29 de manera que se mide la caída de presión de la mezcla de fluido multifase 13 entre la parte aguas arriba 23 y el cuello 24, la parte aguas arriba 23 y la parte aguas abajo 25, o el cuello 24 y la parte aguas abajo 25.

En otra modalidad, el sistema de sensado es un dispositivo de medición de fracción, por ejemplo un densitómetro gamma que comprende una fuente de rayos gamma 33 y un detector de rayos gamma 34. El densitómetro gamma mide la absorción del rayo gamma por cada fase de la mezcla de fluido multifase 13 y estima una densidad de la mezcla de fluido multifase 13 y una tasa de flujo fraccional para cada fase. La fuente de rayos gamma 33 y el detector de rayos gamma 34 se posicionan diametralmente en cada lado opuesto del cuello 24 o cerca del cuello.

La fuente de rayos gamma 33 puede ser una fuente de bario radioisótopo 133, o cualquier variedad de fuentes nucleares conocidas en la materia de mediciones multifases. Tal fuente de rayos gamma 33 genera fotones cuyas energías se distribuyen en un espectro con varios picos. Los picos principales de la fuente de bario radioisótopo 133 tienen tres niveles de energía diferentes, específicamente 32 keV, 81 keV y 356 keV. Como otro ejemplo, un tubo de rayos X conocido se puede usar como una alternativa a una fuente de rayos gamma 33.

El detector de rayos gamma 34 puede comprender un cristal centelleador (por ejemplo NalTI) y un fotomultiplicador. El detector de rayos gamma 34 mide las tasas de señales (los números de fotones detectados) en las varias ventanas de energía que corresponden con los rayos gamma atenuados que pasan a través de la mezcla de fluido multifase 13 en el cuello. De manera más precisa, las tasas de señales se miden en las ventanas de energía que se asocian a los picos en el espectro de energía de los fotones gamma a 32 keV, 81 keV y 356 keV.

Las mediciones de la tasa de señales en las ventanas de energía a 32 keV y 81 keV son principalmente sensibles a las fracciones de fluidos de la mezcla de fluido 13 y a los elementos constituyentes (composición) debido a los efectos fotoeléctrico y de Compton a esas energías. Las mediciones de la tasa de señales en la ventana de energía a 356°keV son sustancialmente sensibles a la densidad de los elementos constituyentes debido al efecto de Compton solamente a esta energía. Basado en estas mediciones de atenuación y mediciones de calibración, se pueden estimar la tasa de flujo fraccional para cada fase y la densidad de la mezcla de fluido multifase 13. Tal estimación se ha descrito en detalle en varios documentos, en particular en WO 02/50522 y no se describirá en detalle en la presente.

Como una alternativa a los dispositivos de medición de fracción de tipo fuente nuclear, como el densitómetro gamma, se pueden usar otros dispositivos de medición de fracción, como un dispositivo de medición de fracción basado en rayos X o microondas.

El medidor de flujo multifase 1 puede comprender además un sensor de temperatura (no mostrado) para medir la temperatura de la mezcla de fluido multifase 13.

En otra modalidad, ambos sistemas de sensado presentados anteriormente se pueden combinar para estimar la tasa de flujo total de la mezcla de fluido multifase 13, la densidad de la mezcla de fluido multifase 13 y la tasa de flujo fraccional para cada fase de la mezcla de fluido multifase 13.

Además, el medidor de flujo multifase 1 comprende al menos un sensor ultrasónico 35, 36, 37, 38. Cada sensor ultrasónico se usa para estimar al menos una característica de la película líquida que fluye a lo largo de la pared de la sección de tuberías de manera no invasiva. Los ejemplos de tales características pueden incluir, pero no se debe limitar a, un espesor de la película líquida, una velocidad de la película líquida, una velocidad promedio de la película líquida, un perfil de velocidad de la película líquida, una frecuencia de ondas a lo largo de una interfaz entre la película líquida y la mezcla de fluido multifase (13), una velocidad de las ondas, y una altura promedio de las ondas. Usando las técnicas conocidas en la materia para medir velocidad de la película líquida, por ejemplo técnicas tal como un Doppler ultrasónico de pulsos mencionado en GB2447490 (de esta manera incorporada a la presente como referencia), puede aumentar la exactitud de la medición de la tasa de flujo del fluido multifase cuando se implementa de acuerdo con las modalidades de la presente invención. Aunque la descripción detallada con respecto a la medición del espesor de la película se proporciona en la presente, un experto en la materia apreciará que tal descripción se puede aplicar también a otras características de la película líquida.

Las mediciones de espesor son locales, en el sentido de que solamente se puede estimar el espesor de la película del fluido que fluye en frente del sensor ultrasónico. Los sensores ultrasónicos pueden ser transductores piezoeléctricos trabajando secuencialmente en emisión y recepción como se conoce en la materia. Los varios sensores 35, 36, 37 se pueden instalar o insertar en el lado externo de la pared de la sección de tubería 21 del medidor de flujo multifase 1 en localizaciones diferentes, por ejemplo, cerca de la parte aguas arriba 23, y/o del cuello 24, y/o de la parte aguas abajo 25, respectivamente. Además, al menos otro sensor 38 se puede posicionar en el lado externo de la pared de la primera sección de tubería tipo T ciega 20, por ejemplo cerca de la localización donde la sección de tubería 21 se acopla a la primera sección de tubería tipo T ciega 20. Cualquiera otra posición del sensor de frente a una zona de la tubería donde la mezcla de fluido multifase 13 fluye de acuerdo con condiciones de flujo similares a la esperadas en el cuello del tubo de Venturi puede ser conveniente. El sensor ultrasónico se puede posicionar en un agujero ciego del lado externo de la pared de la sección de tubería separada de la mezcla de fluido multifase mediante la pared de la tubería, mediante una cerámica, un plástico, o cualquier tipo de material adecuado para soportar la presión del flujo, y preferentemente un material con una impedancia adecuada para mediciones ultrasónicas de la mezcla de fluido multifase 13. Como tal, el sensor ultrasónico se puede atornillar o unir por remaches en el lado externo de la pared de la sección de tubería. Cada sensor ultrasónico se puede posicionar de manera que las ondas/vibraciones ultrasónicas se propagan perpendicularmente a la dirección del flujo de la mezcla de fluido multifase 13 (representada con una flecha) o a la pared de la sección de tubería, o paralelas al haz del dispositivo de medición de fracción (por ejemplo, el densitómetro gamma). Por lo tanto, el posicionamiento de dichos sensores no afecta el posicionamiento de los otros sensores, el ajuste y el diseño total del medidor de flujo multifase 1. Como se describe en detalle en la presente, estos sensores pueden medir exactamente el espesor de la película líquida y la evolución de la película líquida a lo largo de la sección de tubería, en particular en la sección de medición.

Se debe notar que, aunque las tomas de presión 28, 29, los sensores de presión 31 , 32, la fuente de rayos gamma 33 y el detector 34, y los sensores ultrasónicos 35, 36, 37, 38 se han representado en el mismo plano en la Figura 2, es solamente por razones de simplicidad del dibujo. Puede ser evidente para los expertos en la materia que dichas entidades se pueden posicionar alrededor de la sección de tubería en diferentes planos como, por ejemplo, lo representado en la Figura 3.

Los sensores de presión 31 , 32, el sensor de temperatura (no mostrado), el detector de rayos gamma 34, y los sensores ultrasónicos 35, 36, 37, 38 se acoplan al sistema de control y adquisición de datos 16. Una interfaz (no mostrada) se puede conectar entre los varios sensores y el sistema de control y adquisición de datos 16. Tal interfaz puede comprender un medio conversor analógico-digital, medio de multiplexión, medio de comunicación alámbrica o inalámbrica y medio de energía eléctrica.

El sistema de control y adquisición de datos 16 puede determinar la tasa de flujo total, las tasas de flujo de las fases individuales de la mezcla de fluido multifase 13, la densidad de la mezcla de fluido multifase 13, la temperatura y otros valores basados en las mediciones proporcionadas mediante los varios sensores y detectores.

La Figura 3 es una vista superior en sección transversal esquemática que ilustra el cuello de un medidor de flujo de tubo de Venturi de acuerdo con una modalidad particular de la presente invención. En esta modalidad, cuatro sensores ultrasónicos 361 , 362, 363, 364 se posicionan alrededor del cuello, específicamente en la misma sección de cruce que la fuente de rayos gamma 33 y el detector de rayos gamma 34. Estos sensores 361 , 362, 363, 364 pueden medir las características de la película local. Por ejemplo, un valor medio de las características (por ejemplo, espesor y/o velocidad) se puede estimar a partir de la medición de los cuatro sensores ultrasónicos 361 , 362, 363, 364. Esta estimación se puede considerar como una estimación suficientemente exacta de las características de la película en el haz del densitómetro gamma 60.

Ambas Figuras 3 y 4 ilustran esquemáticamente una situación de fracción de volumen de gas GVF alta. En tal situación, una corriente de gas húmedo principal 40 con gotas de petróleo y agua 51 fluye en el núcleo de la sección de tubería 21 , mientras que una película de líquido que comprende petróleo y agua 50 con burbujas de gas 41 fluye a lo largo de la pared de la sección de tubería 21. A una fracción de volumen de gas GVF alta la exactitud de densitómetro gamma puede decrecer dramáticamente. Una fracción de volumen de gas GVF alta de la mezcla de fluido multifase 13 se considera que es al menos 90%.

La Figura 4 representa una vista lateral en sección transversal a lo largo de la línea 70 de la Figura 3 que ¡lustra el principio de medición de la película líquida.

Cada sensor ultrasónico 361 , 363 en modo de transmisión produce señales acústicas (vibraciones/ondas) 61 las cuales se reflejan en cualquier interfaz a lo largo de sus trayectorias. Las señales acústicas reflejadas (vibraciones/ondas) generan ecos los cuales se miden mediante el sensor ultrasónico 361 , 363 en modo recepción. Una primera señal acústica reflejada 62 resulta de las señales acústicas 61 que se reflejan parcialmente en la interfaz entre la sección de pared de la tubería y la película líquida 50 en la pared. Una segunda señal acústica reflejada 63 resulta de las señales acústicas 61 que se reflejan parcialmente en la interfaz entre la película líquida 50 y la corriente de gas 40.

Por lo tanto, las señales acústicas cruzan primeramente un espesor de metal 71 y luego un espesor de líquido 72. No hay ningún eco medible o significativo que ocurra dentro de la corriente de gas 40 debido a la dispersión de las señales acústicas dentro de la fase gas. Dos ecos y sus alias unidos debido a reflexiones múltiples se reciben y se registran en el sensor ultrasónico. Estos ecos se procesan y se calculan dos tiempos de transmisión. Estos tiempos de transmisión se convierten a espesor de metal 71 y espesor de líquido 72 usando las densidades de cada material y la velocidad de la señal ultrasónica en cada material.

La Figura 5 es una vista superior en sección transversal en el cuello de un medidor de flujo de tubo de Venturi que representa una situación teórica de una fracción de volumen de gas GVF alta con una película líquida en la pared del cuello y gotas en el núcleo del cuello con el propósito de ilustrar las varias dimensiones de las fórmulas de la presente.

En un ejemplo de la fracción de volumen de gas GVF alta representada en la Figura 5, la mezcla de fluido 13 que fluye a través del cuello del tubo de Venturi comprende un núcleo del gas con gotas y una película líquida en la pared. El diámetro del núcleo en este ejemplo es aproximadamente 75% del diámetro total del cuello. Asumiendo un núcleo del gas puro la fracción de gas es de aproximadamente 50% y viendo la distribución del fluido dentro de los límites del haz, se puede observar que el núcleo del gas ocupa mucho más que 50% del área total del haz. Por lo tanto la fracción de gas medida en el haz será significativamente mayor que la fracción real de gas en la tubería. El efecto de este error se reduce cuando hay también gotas de líquido presentes en el núcleo (como se muestra).

Se asume que el espesor de la película 72 o un valor medio del espesor de la película (visto en la modalidad de la Figura 3) se mide en la localización donde se miden las fracciones con el densitómetro gamma. La película líquida se asume en este ejemplo que es un espacio anular perfecto.

Además, se asume por razones de simplificación que la geometría es bidimensional 2-D, es decir el haz 60 del densitómetro gamma se representa mediante una sección transversal a través de su parte más ancha en lugar de mediante un cilindro. Un cálculo de tres dimensiones 3-D completo es posible pero no cambiará significativamente los resultados obtenidos.

El cuello del tubo de Venturi tiene un radio R . El núcleo, el cual se estima que es una mezcla homogénea de gotas de líquido y gas, tiene un radio de Re. El radio del haz es a.

El área del núcleo (gotas + gas) dentro del haz ABc se puede calcular mediante: Lo cual se puede resolver como una integral estándar dando Aíc = [ (aSe»(¿) + ¾7¡¾^)] (2) De manera similar el área total (núcleo + película) dentro del haz AB se puede calcular mediante: AB = 4/oa ¾Tr^dx (3) Lo cual se puede resolver como una integral estándar dando: AB = 4 [ (aSe„(¿) + ¾^^)] (4) El área ocupada por la película ABc es la diferencia de estas dos áreas: ABF = AB - ABC (5) Este cálculo asume que el diámetro del núcleo es mayor que el diámetro del haz. El área a través del haz ocupada por las gotas es ABCD- 5 La fracción de líquido medida por el haz del densitómetro gamma es: El área ocupada por las gotas dentro del haz es: Además, se asume que las gotas 51 se distribuyen homogéneamente dentro del núcleo. Consecuentemente la fracción de las gotas a través del haz se puede considerar como equivalente a la fracción de las gotas sobre el área del cuello. La fracción de las gotas sobre el área del cuello es: ~Gotas ABCD rt ABF /o\ ajei ceiio -— - « " 7¡- (8) La fracción real de líquido como una película sobre la pared del cuello es: 2 2 K ^Película RT~BC /Q\ Í D "del cuello \ ) Finalmente la fracción real de líquido sobre el cuello es: a Líquido «Película / Gota-s „ ABF R BC -1 n del cuello ~ "del cuiello + "del cuello - UL Ab + R2 1 u Por lo tanto, conociendo la dimensión del cuello del tubo de Venturi y la dimensión del haz (ambas se conocen con la correspondiente tolerancia durante el proceso de fabricación del medidor de flujo multifase), y midiendo el espesor de la película 72, es posible corregir la fracción de líquido, y consecuentemente también la fracción de gas, medidas por el densitómetro gamma.

La Figura 6 ¡lustra esquemáticamente el método para calcular las mediciones de la tasa de flujo de la presente invención.

En una primera etapa S1 , varias mediciones se llevan a cabo como se explica en detalle en la presente en relación con la Figura 2, específicamente: mediciones de presión diferencial ??; mediciones de atenuación gamma ?, - mediciones ultrasónicas US; y mediciones de presión P y temperatura T.

En una segunda etapa S2, se llevan a cabo dos series de cálculo. Primeramente, la fracción de gas OG y la fracción de líquido aL se estiman a partir de, por ejemplo, las mediciones de atenuación del densitómetro gamma. Segundo, la fracción de líquido como una película en el cuello c L-Cueiio/pei¡cuia se puede calcular a partir de las mediciones ultrasónicas.

En una tercera etapa S3, la fracción de gas estimada OG y la fracción de líquido aL se puede corregir a partir de la fracción de líquido calculada como una película en el cuello aL-cueiio/peiícuia- Se calculan la fracción de gas corregida CCG-COR y la fracción de líquido OCL-COR- Una fracción de líquido como gotas en el cuello aL- cueiio/gotas se puede calcular usando la ecuación: «L-cuello/gotas = 1 - OCQ-COR — OC|_-cuello/película 0 ^ ) En una cuarta etapa S4, la tasa de flujo de la fase gaseosa QG, la tasa de flujo de la fase líquida QL, la tasa de flujo del líquido como una película Qi.-pei¡cuia y/o la tasa de flujo del líquido como gotas QL-gotas se puede calcular basado en las mediciones de la presión diferencial ??, la fracción de gas corregida OG-COR, la fracción de la película líquida aL-Cueiio/pei¡cuia, y la fracción de las gotas de líquido aL-Cueiio/gotas- Este cálculo puede tomar en consideración las propiedades del fluido, tal como, pero no se limita a, densidad, viscosidad, y tensión superficial, relacionadas con las entradas conocidas u obtenidas del gas ING O el líquido INL a partir de la calibración del medidor de flujo multifase, y/o el efecto de las condiciones actuales de presión P y temperatura T de la mezcla de fluido multifase 13 durante las mediciones. Por lo tanto, el desempeño del medidor de flujo multifase se puede mejorar.

Se debe apreciar que las modalidades de la presente invención no se limitan a pozos de hidrocarburos en la costa y también se puede apreciar costa afuera. Además, aunque algunas modalidades tienen dibujos que muestran un pozo horizontal y un pozo vertical, dichas modalidades se pueden aplicar a un pozo desviado. Todas las modalidades de la presente invención son igualmente aplicables a hoyos recubiertos y no recubiertos (agujero abierto). Aunque las aplicaciones particulares de la presente invención se relacionan con la industria petrolera, se pueden aplicar a otras industrias, por ejemplo la industria minera o similares. El aparato de la presente invención es aplicable a varias aplicaciones relacionadas con extraer y producir hidrocarburos, por ejemplo aplicaciones de monitoreo de pozos permanentes en donde varios medidores de flujo multifase se posicionan en varias localizaciones en el pozo.

Aunque, la presente invención se describe junto con un medidor de flujo de tubo de Venturi, lo que es importante es la generación de una caída de presión cuando la mezcla de fluido multifase 13 fluye a través del medidor de flujo multifase. Como se mencionó en la presente, esto se podría obtener con un medidor de flujo de tipo cono en V, o placa de orificios.

Los dibujos y sus descripciones en la presente ilustran pero no limitan la presente invención.

Aunque un dibujo muestra entidades funcionales diferentes como bloques diferentes, esto no significa que excluye las implementaciones en las cuales una entidad única lleva a cabo varias funciones, o en las cuales varias entidades llevan a cabo una única función. Con respecto a esto, los dibujos son muy diagramáticos.

Cualquier referencia declarada en una reivindicación no se debe entender como una limitación de la reivindicación. La palabra "que comprende" no excluye la presencia de otros elementos además de los mencionados en la reivindicación. La palabra "un" o "una" que precede un elemento no excluye la presencia de una pluralidad de tales elementos.

Claims (20)

REIVINDICACIONES

1. Un medidor de flujo (1 ) para medir una tasa de flujo de una mezcla de fluido multifase (13) que comprende al menos una fase gaseosa (40) y una fase líquida (50), el medidor de flujo (1 ) que comprende: una sección de tubería (21 ) a través de la cual fluye la mezcla de fluido multifase (13), la sección de tubería (21 ) que comprende una sección de medición (24); un dispositivo de medición de fracción que estima una fracción representativa de al menos una de la fase gaseosa (40) y la fase líquida (50) de la mezcla de fluido multifase (13) que pasa por la sección de medición (24); en donde el medidor de flujo (1 ) comprende además: al menos un sensor ultrasónico (35, 36, 37, 38) dispuesto para estimar al menos una característica de una porción de la fase líquida (50) que fluye como una película líquida a lo largo de una pared de la sección de tubería (21 ), la al menos una característica que se usa para corregir la fracción representativa estimada de al menos una de la fase gaseosa (40) y la fase líquida (50) cuando la fase gaseosa (40) fluye en un núcleo de la sección de tubería (21 ), y una porción de la fase líquida (50) fluye parcialmente como la película líquida a lo largo de la pared de la sección de tubería (21) y otra porción de la fase líquida (50) fluye parcialmente como gotas de líquido en el núcleo de la sección de tubería (21 ).

2. El medidor de flujo (1 ) de acuerdo con la reivindicación 1 , en donde al menos un sensor ultrasónico (36) se posiciona en la sección de medición (24).

3. El medidor de flujo (1 ) de acuerdo con la reivindicación 1 ó 2, en donde al menos un sensor ultrasónico (35, 36, 37, 38) se posiciona en una posición tal como para quedar de frente a una zona de la sección de tubería (21 ) donde la mezcla de flujo multifase (13) fluye de acuerdo con condiciones similares a las condiciones esperadas en la sección de medición (24).

4. El medidor de flujo (1 ) de acuerdo con la reivindicación 1 , 2 ó 3, en donde la al menos una característica de una porción de la fase líquida (50) que fluye como una película líquida a lo largo de una pared de la sección de tubería (21 ) se selecciona del grupo que consiste de: un espesor de la película líquida, una velocidad de la película líquida, una velocidad promedio de la película líquida, un perfil de velocidad de la película líquida, una frecuencia de ondas a lo largo de una interfaz entre la película líquida y la mezcla de fluido multifase (13), una velocidad de las ondas, y una altura promedio de las ondas.

5. El medidor de flujo (1 ) de acuerdo con cualquiera de las reivindicaciones de la 1 a la 4, en donde la sección de medición (24) se define como un cuello de la sección de tubería (21 ) y se localiza entre una parte aguas arriba (23) y una parte aguas abajo (25) tal como para generar una caída de presión entre la parte aguas arriba (23) y la parte aguas abajo (25).

6. El medidor de flujo (1 ) de acuerdo con cualquiera de las reivindicaciones de la 1 a la 5, en donde una pluralidad de sensores ultrasónicos (361 , 362, 363, 364) se posiciona en un mismo plano perpendicular a la dirección del flujo de la mezcla de fluido multifase (13) tal como para estimar un valor medio de la al menos una característica de una porción de la fase líquida (50) que fluye como una película líquida a lo largo de una pared de la sección de tubería (21 ).

7. El medidor de flujo (1 ) de acuerdo con cualquiera de las reivindicaciones de la 1 a la 6, en donde el dispositivo de medición de fracción es un densitómetro gamma.

8. El medidor de flujo (1 ) de acuerdo con la reivindicación 7, en donde el al menos un sensor ultrasónico (35, 36, 37, 38) se posiciona de manera que las ondas ultrasónicas (61 , 62, 63) se propagan paralelas a un haz (60) del densitómetro gamma.

9. El medidor de flujo (1 ) de acuerdo con cualquiera de las reivindicaciones de la 1 a la 8, en donde el al menos un sensor ultrasónico (35, 36, 37, 38) se instala en una cara de la sección de tubería (21 ) sin entrar en contacto con la mezcla de fluido multifase (13).

10. El medidor de flujo (1 ) de acuerdo con cualquiera de las reivindicaciones de la 1 a la 8, en donde el al menos un sensor ultrasónico (35, 36, 37, 38) se instala en la pared de la sección de tubería (21 ).

1 1. El medidor de flujo (1 ) de acuerdo con cualquiera de las reivindicaciones de la 1 a la 10, en donde el medidor de flujo (1 ) comprende además tomas de presión (28, 29) y al menos un sensor de presión para medir la presión diferencial de la mezcla de fluido multifase (13) entre la parte aguas arriba (23) y la sección de medición (24).

12. El medidor de flujo (1 ) de acuerdo con la reivindicación 1 1 , en donde al menos un sensor ultrasónico (35, 36, 37, 38) se posiciona próximo a las tomas de presión (28, 29) para definir un plano perpendicular a la dirección del flujo de la mezcla de fluido multifase (13).

13. El medidor de flujo (1 ) de acuerdo con cualquiera de las reivindicaciones de la 1 a la 12, en donde la sección de tubería (21 ) se conecta al menos en un extremo a una sección de tubería tipo T ciega (20, 22).

14. El medidor de flujo (1 ) de acuerdo con cualquiera de las reivindicaciones de la 1 a la 13, en donde la mezcla de fluido multifase (13) es un efluente de hidrocarburo que comprende gas, petróleo, y agua.

15. Un método para medir una tasa de flujo de una mezcla de fluido multifase (13) que comprende una fase gaseosa (40) y una fase líquida (50), el método de medición de la tasa de flujo que comprende: generar una caída de presión entre una parte aguas arriba (23) y una parte aguas abajo (25) de un medidor de flujo mediante el flujo de la mezcla de fluido multifase (13) en una sección de tubería (21 ) del medidor de flujo (1 ) que tiene una sección de medición (24) posicionada entre la parte aguas arriba (23) y la parte aguas abajo (25); someter la mezcla de fluido multifase (13) a rayos gamma (60), medir (S1 ) una absorción de los rayos gamma (60) por al menos una de la fase gaseosa (40) y la fase líquida (50) que pasa por la sección de medición (24) y estimar una fracción representativa de al menos una de la fase gaseosa (40) y la fase líquida (50) en la mezcla de fluido multifase (13); en donde el método de medición de la tasa de flujo comprende además: estimar (S2) al menos una característica de una porción de la fase líquida (50) que fluye como una película líquida a lo largo de una pared de la sección de medición (24) usando al menos un sensor ultrasónico (35, 36, 37, 38); y corregir (S3) la fracción representativa estimada de al menos una de la fase gaseosa (40) y la fase líquida (50) basado en la al menos una característica cuando la fase gaseosa (40) fluye en un núcleo de la sección de tubería (21 ), y una porción de la fase líquida (50) fluye parcialmente como la película líquida a lo largo de la pared de la sección de tubería (21 ) y otra porción de la fase líquida (50) fluye parcialmente como gotas de líquido en el núcleo de la sección de tubería (21 ); y calcular (S4) la tasa de flujo QTOT de la mezcla de fluido multifase (13) basado en la fracción representativa corregida de al menos una de la fase gaseosa (40) y la fase líquida (50).

16. El método para medir una tasa de flujo de una mezcla de fluido multifase (1 3) de acuerdo con la reivindicación 15, en donde la al menos una característica se estima en una posición de frente a una zona de la sección de tubería donde la mezcla de fluido multifase (13) fluye de acuerdo con condiciones similares a las condiciones esperadas en la sección de medición (24).

1 7. El método para medir una tasa de flujo de una mezcla de fluido multifase (1 3) de acuerdo con la reivindicación 15 ó 16, en donde la al menos una característica de una porción de la fase líquida (50) que fluye como una película líquida a lo largo de una pared de la sección de tubería (21 ) se selecciona del grupo que consiste de: un espesor de la película líquida, una velocidad de la película líquida, una velocidad promedio de la película líquida, un perfil de velocidad de la película líquida, una frecuencia de ondas a lo largo de una interfaz entre la película líquida y la mezcla de fluido multifase (13), una velocidad de las ondas, y una altura promedio de las ondas.

1 8. El método para medir una tasa de flujo de una mezcla de fluido multifase (1 3) de acuerdo con la reivindicación 15 ó 1 7, en donde calcular la tasa de flujo QTOT de la mezcla de fluido multifase (13) incluye calcular al menos una de una tasa de flujo QG de la fase gaseosa (40), una tasa de flujo QL de la fase líquida (50), una tasa de flujo QL-peiícuia de la porción de película líquida de la fase líquida (50), y una tasa de flujo QL-gotas de la porción de la gotas de líquido de la fase líquida (50).

19. El método para medir una tasa de flujo de una mezcla de fluido multifase (13) de acuerdo con cualquiera de las reivindicaciones de la 15 a la 18, en donde la al menos una característica se estima mediante un valor medio del espesor de la película líquida por medio de una pluralidad de sensores ultrasónico (361 , 362, 363, 364) posicionada en un mismo plano perpendicular a la dirección del flujo de la mezcla de fluido multifase (13).

20. El método para medir una tasa de flujo de una mezcla de fluido multifase (13) de acuerdo con cualquiera de las reivindicaciones de la 15 a la 19, en donde el método comprende además medir la presión diferencial de la mezcla de fluido multifase (13) entre la parte aguas arriba (23) y parte aguas abajo (25).