MX2013009414A

MX2013009414A - Metodo y sitema para recolectar y analizar informacion operacional de una red de componentes asociada con un producto liquido energetico.

Info

Publication number: MX2013009414A
Application number: MX2013009414A
Authority: MX
Inventors: Deirdre Alphenaar; Walter F Jones; Abudi Zein
Original assignee: Genscape Intangible Holding Inc
Priority date: 2011-02-16
Filing date: 2012-02-16
Publication date: 2014-01-24
Also published as: SG192799A1; US10692022B2; WO2012112759A3; MY164743A; US20120206595A1; JP5767344B2; CA2827314A1; AU2012217632A1; BR112013021047A2; EP3432249B1; US9886673B2; AU2012217632B2; EP2676232B1; CN103477359B; BR112013021047B1; US8717434B2; EP2676232A2; EP3432249A1; JP2014511527A; CA2827314C

Abstract

Un método para recolectar y analizar información operacional de una red de componentes asociada con un producto líquido energético comprende las etapas de: (a) medir una cantidad del producto líquido energético en almacenamiento en una o más instalaciones de almacenamiento en la red, y almacenar los datos de esa medición; (b) determinar un índice de flujo del producto líquido energético en una o más tuberías seleccionadas en la red, y almacenar los datos de ese índice de flujo; (c) asegurar un estado operacional de una o más instalaciones de procesamiento en la red, y almacenar la información de ese estado operacional; (d) analizar los datos de medición, los datos de índice de flujo, y la información de estado operacional para determinar un balance del producto líquido energético en la red o una porción seleccionada del mismo en un momento determinado; y (e) comunicar la información sobre el balance del producto líquido energético al participante de mercado de terceros.

Description

MÉTODO Y SISTEMA PARA RECOLECTAR Y ANALIZAR INFORMACIÓN OPERACIONAL DE UNA RED DE COMPONENTES ASOCIADA CON UN PRODUCTO LÍQUIDO ENERGÉTICO DESCRIPCIÓN DE LA INVENCIÓN La presente invención es un método y sistema para recolectar y analizar información operacional de una red de componentes asociada con un producto líquido energético, tal como petróleo crudo o gas natural líquido (NGL) .

Los productos líquidos energéticos, tales como petróleo crudo, comprenden un mercado económico multimillonario. Estos productos se compran y venden por muchas partes, y como con cualquier otro mercado comercializado, la información acerca de los productos comercializados es muy valiosa para los participantes de mercado. Específicamente, las operaciones de los diversos componentes e instalaciones de los sistemas de producción, transportación, almacenamiento y distribución para cada uno de estos productos pueden tener impacto significativo en el precio y disponibilidad de estos productos, haciendo valiosa la información acerca de dichas operaciones. Además, tal información generalmente no se divulga públicamente por los propietarios u operadores de los diversos componentes, y el acceso a dicha información por lo tanto es limitado.

Ciertos datos se recolectan por organizaciones tales como la Administración de Información de Energía de los Estados Unidos ("EIA"), típicamente por medio de encuestas de propietarios y/u operadores seleccionados. Sin embargo, el período de tiempo que se requiere para recolectar y recopilar esos datos y después distribuirlos ál público o participantes de mercado puede abarcar días hasta meses, de modo que los datos recolectados y recopilados usualmente se retrasan y son de un valor limitado para propósitos de comercialización a corto plazo .

La presente invención es un método y sistema para recolectar y analizar información operacional de una red de componentes asociada con un producto líquido energético, tal como petróleo crudo o gas natural liquido (NGL) .

De acuerdo con el método y sistema de la presente invención, se implementan sensores o dispositivos de medición en diversos puntos en una red para recolectar datos. El método entonces comprende generalmente las etapas de: (a) medir una cantidad de producto líquido energético en almacenamiento en una o más instalaciones de almacenamiento en la red, y almacenar esos datos de medición en una primer base de datos en una instalación de procesamiento de datos central; (b) determinar un índice de flujo del producto líquido energético en una o más tuberías seleccionadas en la red, y almacenar esos datos de índice de flujo en una segunda base de datos en una instalación de procesamiento de datos central; (c) asegurar un estado operacional de una o más instalaciones de procesamiento en la red, y almacenar esa información de estado operacional en una tercera base de datos en la instalación de procesamiento de datos central; (d) analizar los datos de medición, los datos de índice de flujo y la información de estado operacional para determinar un balance del producto líquido energético en la red o una porción seleccionada de la misma en un momento dado; y (e) comunicar la información con respecto al balance del producto líquido energético a un participante de mercado de terceros.

Con respecto a las instalaciones de almacenamiento, en cada instalación de almacenamiento seleccionada en una red particular, existe una medición de la cantidad de petróleo crudo u otro producto líquido energético en almacenamiento. Por ejemplo, la mayor parte del petróleo crudo se almacena en grandes tanques en la superficie que tiene ya sea: un techo flotante, el cual se conoce como un Techo Flotante Externo (EFR) ; o un techo fijo con un techo flotante interno para el tanque, el cual se conoce como un Techo Flotante Interno (IFR) . De este modo, cada tanque en una ubicación particular puede investigarse utilizando recursos disponibles públicamente o inspección visual, y toda la información relevante con respecto a cada tanque, incluyendo la información de capacidad de volumen, tipo de tanque (es decir, techo flotante o techo fijo) , y dimensiones físicas, se almacena en una base de datos. Entonces, se conduce a una inspección de cada tanque en la ubicación particular, en un horario predeterminado, que incluye la recolección de una o más imágenes fotográficas (es decir, de espectro visible) o video de cada tanque, y/o la recolección de imágenes infrarrojas o video de cada tanque. Las imágenes fotográficas recolectadas y las imágenes infrarrojas recolectadas de cada tanque entonces se transmiten a una instalación de procesamiento central para el análisis para obtener una medición de la cantidad de petróleo crudo u otro producto líquido energético en almacenamiento.

Con respecto a las tuberías, para mantener la presión del producto líquido energético, se colocan estaciones de bombeo a lo largo de las tuberías . Las bombas utilizadas en cada una de estas estaciones de bombeo son típicamente motores de inducción impulsados eléctricamente. Para realizar una determinación remota de la cantidad e índice de flujo en una tubería particular en un momento dado, una forma preferida de análisis se basa en monitorear el consumo de energía eléctrica en tiempo real de algún número de estaciones de bombeo a lo largo de una tubería seleccionada. En una implementación ejemplar, un dispositivo de monitoreo se implementa y utiliza para monitorear una o más líneas de energía que suministran energía eléctrica a cada una de las estación de bombeo seleccionada. El dispositivo de monitoreo se compone principalmente de elementos de detección que responden al potencial eléctrico y densidad del flujo magnético asociadas con una o más líneas de energía, por lo tanto permite por mediciones periódicas o continuas de las densidades de potencial eléctrico y flujo magnético asociadas con una o más líneas de energía, y de este modo una determinación de energía. Los datos a partir de tales dispositivos de monitoreo, se transmiten entonces a la instalación de procesamiento de datos central. En la instalación de procesamiento de datos central, se desarrolla un modelo de las tuberías y las estaciones de bombeo en la red particular que incluye cálculos de la ganancia o pérdida de elevación entre cualquier estación de bombeo monitoreada y la siguiente estación de bombeo corriente abajo utilizando datos de elevación geográfica estándar. El diferencial de presión entre la salida o lado de descarga de cualquier estación de bombeo monitoreada particular y el lado de entrada de la siguiente estación corriente abajo se estima entonces. Un margen de índices de flujo posibles para la tubería a partir de un flujo mínimo posible hasta un flujo máximo posible para la tubería se esquematiza frente al consumo de energía equivalente esperado en la estación de bombeo monitoreada.

Una vez que tales determinaciones de consumo de energía se hacen para cualquier estación de bombeo particular, los cambios de energía en cada estación de bombeo pueden correlacionarse con los cambios en el flujo a través de cada estación de bombeo. De esta manera, dado que los dispositivos de monitoreo descritos en lo anterior permiten las mediciones periódicas o continuas de la energía que se consume en una estación de bombeo particular, los datos recolectados a partir de estos dispositivo de monitoreo pueden utilizarse para determinar el flujo a través y entre las estaciones de bombeo.

Con respecto a las instalaciones de procesamiento, un producto liquido energético entra en una refinería u otra instalación de procesamiento en algún punto en la red. En el método y sistema de la presente invención, el estado operacional de tales instalaciones de procesamiento se asegura. Un método preferido para monitorear la operación de las instalaciones de procesamiento es por medio de utilizar cámaras de captura de imágenes térmicas fijas. Una cámara de captura de imágenes térmicas puede adquirir datos térmicos y registrar imágenes de emisiones y firmas de calor de diversas unidades clave que pueden utilizarse para asegurar si la instalación de procesamiento funciona como se esperaba o no.

Con los datos e información acerca de los tres componentes fundamentales de una red particular - (i) instalaciones de almacenamiento, (ii) tuberías, y (iii) instalaciones de procesamiento - es posible determinar "balances" totales del producto líquido energético. Por ejemplo, los "balances" de interés para los participantes de mercado con respecto al petróleo crudo incluyen, pero no se limitan a: la cantidad de petróleo crudo en almacenamiento en una región de mercado determinada en un momento dado; la cantidad de petróleo crudo que fluye en una región de mercado desde regiones de mercado adyacentes; y/o la cantidad de petróleo crudo que se procesa en gasolina y otros productos de petróleo. Una vez que se completa tal análisis, la información acerca del balance del petróleo crudo u otro producto líquido energético en la red puede comunicarse a los participantes de mercado y otras partes interesadas, es decir, terceros que no pueden tener acceso de forma ordinaria a tal información.

BREVE DESCRIPCIÓN DE LOS DIBUJOS La FIGURA 1 es una vista esquemática de una red ejemplar asociada con la producción de petróleo crudo; la FIGURA 2 es una vista esquemática de una red ejemplar asociada con transporte y procesamiento de petróleo crudo ; la FIGURA 3 es una imagen ejemplar en el que el contorno de tres tanques se ha encontrado y marcado en la imagen utilizando el método de detección de borde Sobel; la FIGURA 4 es una imagen ejemplar con el contorno de tres tanques de la FIGURA 3 superpuesto en las imágenes recolectadas subsiguientes; la FIGURA 5 es un gráfico que ilustra la forma unidimensional de un borde en una imagen; la FIGURA 6 incluye un par de máscaras de convolución de 3x3 utilizadas en un método de detección de borde Sobel; la FIGURA 7 ilustra cómo una máscara de convolución en un método de detección de borde Sobel se aplica a una imagen de entrada; la FIGURA 8 es un esquema de Indice de flujo (barriles por día) contra consumo de energía esperado (MW) para una estación de bombeo ejemplar; las FIGURAS 9 (a) -(d) son una serie de imágenes térmicas que ilustran el descenso de una unidad de craqueo catalítico de fluido en una refinería; la FIGURA 10 ilustra un concentrador de almacenamiento que se conecta a tres tuberías; la FIGURA 11 es un esquema que ilustra cómo los datos medidos directamente se ajustan utilizando un modelo de regresión matemática estándar a los datos históricos; la FIGURA 12 es una vista esquemática de otra red ejemplar asociada con la producción de petróleo crudo; la FIGURA 13 es un diagrama de flujo que representa la funcionalidad general de una implementación del método y sistema de la presente invención en conexión con la red ejemplar de la FIGURA 12; y la FIGURA 14 es una representación esquemática de los componentes centrales en una implementación ejemplar del método y sistema de la presente invención.

La presente invención es un método y sistema para recolectar y analizar información operacional de una red de componentes asociada con un producto líquido energético, tal como petróleo crudo o gas natural líquido (NGL) .

Por ejemplo, puesto que el petróleo crudo es un combustible fósil, típicamente se extrae o se explota en ubicaciones donde existen depósitos o yacimientos naturales. Una vez que se recolectan en tal ubicación (por ejemplo, a partir de un pozo) , el petróleo crudo se bombea típicamente en forma directa en una tubería o se almacena en almacenamientos superficiales (por ejemplo, tanques) o almacenamientos subterráneos (por ejemplo, cavernas de domo salino) . A partir de tales instalaciones de almacenamiento, entonces puede transportarse mediante tuberías a refinerías u otras instalaciones de procesamiento para procesamiento. De este modo, existe una red interconectada de pozos de petróleo crudo, tuberías de petróleo crudo, instalaciones de almacenamiento de petróleo crudo, y refinerías de petróleo crudo .

Por otro ejemplo, el gas natural se extrae en ubicaciones donde existen yacimientos naturalmente. El gas natural que se extrae se procesa en gas natural "seco" o gas natural "húmedo" en plantas de procesamiento, el cual posteriormente se llama gas natural líquido (NGL) . Entonces el NGL se transporta utilizando tuberías de NGL y se almacena en sitios de almacenamiento de NGL. El NGL entonces puede separarse en lo que se llama productos de "pureza" tales como etano, propano y butano. Esos productos NGL entonces pueden procesarse en instalaciones de craqueo de etileno las cuales toman los productos de NGL y los procesan en materias primas de la industria petroquímica tales como etileno, propileno, etc .

De acuerdo con el método y sistema de la presente invención, se implementan sensores o dispositivos de medición en diversos puntos en una red para recolectar datos. El método entonces comprende generalmente las etapas de: (a) medir una cantidad de producto líquido energético en almacenamiento en una o más instalaciones de almacenamiento en la red, y almacenar esos datos de medición en una primer base de datos en una instalación de procesamiento de datos central; (b) determinar un índice de flujo del producto líquido energético en una o más tuberías seleccionadas en la red, y almacenar esos datos de índice de flujo en una segunda base de datos en una instalación de procesamiento de datos central; (c) asegurar un estado operacional de una o más instalaciones de procesamiento en la red, y almacenar esa información de estado operacional en una tercera base de datos en la instalación de procesamiento de datos central; (d) analizar los datos de medición, los datos de índice de flujo y la información de estado operacional para determinar un balance del producto líquido energético en la red o una porción seleccionada de la misma en un momento dado; y (e) comunicar la información acerca del balance del producto líquido energético a un participante de mercado de terceros .

Como se aclarará en la descripción siguiente, muchas de las etapas operacionales del método y sistema de la presente invención, que incluyen la recolección de datos y diversas etapas de cálculo asociadas con el análisis de los datos recolectados, se logran de forma preferible a través del uso de un programa de computadora digital, es decir, instrucciones legible por computadora almacenadas y ejecutadas por medio de una computadora. De este modo, la ejecución de las- rutinas y subrutinas necesarias puede llevarse a cabo utilizando técnicas y lenguajes de programación estándar. Con el beneficio de la siguiente descripción, dicha programación se logra fácilmente por alguien con experiencia ordinaria en la técnica.

Por ejemplo, con respecto al petróleo crudo, existe una red interconectada de pozos de petróleo crudo, tuberías de petróleo crudo, instalaciones de almacenamiento de petróleo crudo, y refinerías de petróleo crudo. Para propósitos de la discusión subsiguiente, y como se muestra en las FIGURAS 1 y 2, una "red" de petróleo crudo por tanto, se caracteriza por tener tres componentes fundamentales: (i) instalaciones de almacenamiento de petróleo crudo; (ii) tuberías de petróleo crudo; y (iii) refinerías de petróleo crudo u otras instalaciones de procesamiento.' Al entender y recolectar información sobre la operación de estos componentes y el flujo de petróleo crudo entre estos componentes permite modelar la red y monitorear la dinámica de red en tiempo real. En otras palabras, al tomar ciertas mediciones físicas del petróleo crudo (u otro producto líquido energético) en diversos puntos en la red, es posible determinar "balances" totales del petróleo crudo en diferentes partes funcionales de la red. Por ejemplo, los "balances" de interés para participantes de mercado con respecto al petróleo crudo incluyen, pero no se limitan a: la cantidad de petróleo crudo en almacenamiento en una región de mercado determinada en un momento dado; la cantidad de petróleo crudo que fluye en una región de mercado a partir de regiones de mercado adyacentes; y/o la cantidad de petróleo crudo que se procesa en gasolina y/u otros productos de petróleo .

Con referencia aún al mercado de petróleo crudo, en los Estados Unidos, la cantidad de petróleo crudo almacenado en tanques ubicados ya sea en terminales, concentradores de almacenamiento, o refinerías de petróleo (incluyendo petróleo crudo en tránsito en las tuberías) es del orden de 340 millones de barriles. 88,513.92 kilómetros (55,000 millas) de tuberías transportan petróleo crudo desde pozos de producción Americanos (notablemente en los estados de Texas, Luisiana, Oklahoma y Wyoming) , terminales de importación (notablemente los puertos marítimos en el Golfo de México) , o por tierra a través de la frontera desde Canadá a los diversos mercados regionales. Estos mercados se dividen en cinco grandes regiones en los Estados Unidos conocidas como Distritos de Administración de Petróleo para Defensa (PAD) . Las tuberías de petróleo crudo varían típicamente en diámetro de doscientos tres punto veinte milímetros a setecientos sesenta y dos milímetros (ocho a treinta pulgadas) . Las tuberías interregionales más grandes, las cuales sirven a refinerías y concentradores de almacenamiento, generalmente son más relevantes para la dinámica de mercados generales que las tuberías intra-regionales más pequeñas. La relevancia de mercado del petróleo crudo en almacenamiento varía dependiendo del propósito del petróleo crudo que se almacena. Por ejemplo, el petróleo crudo que se almacena en refinerías está disponible para refinarse en cualquier punto particular en el tiempo en gasolina y/u otro producto de petróleo. El petróleo crudo almacenado en concentradores de almacenamiento de petróleo principales puede ser indicativo de la cantidad de petróleo crudo que se almacena para especuladores financieros o para distribuidores para refinerías corriente abajo del concentrador de almacenamiento. Otros tanques de almacenamiento pueden utilizarse principalmente para mantener presiones apropiadas y volúmenes para operar exitosamente las dinámicas de flujo requeridas en una tubería particular.

Instalaciones de almacenamiento De acuerdo con el método y sistema de la presente invención, en cada instalación de almacenamiento seleccionada en una red particular, existe una medición de la cantidad de petróleo crudo u otro producto líquido energético en almacenamiento. Por ejemplo, un método preferido para medir la cantidad de petróleo crudo que se almacena en un tanque particular se describe en la Solicitud de Patente de los Estados Unidos de propiedad común y co-pendiente No. de Serie 13/089,674 titulada "Método y Sistema para Determinar una Cantidad de Petróleo Crudo Almacenado en una Ubicación Particular" , la cual se incorpora en la presente para referencia.

Como se describe en la Solicitud de Patente de los Estados Unidos No. de Serie 13/089,674, la mayor parte del petróleo crudo se almacena en grandes tanques en la superficie que tienen ya sea: un techo flotante, el cual se conoce como un techo flotante externo (EFR) ; o un techo fijo con un techo flotante interno para el tanque, el cual se conoce como un Techo Flotante Interno (IFR) . De este modo, cada tanque en una ubicación particular puede investigarse utilizando recursos disponibles públicamente o inspección visual, y toda la información relevante con respecto a cada tanque, incluyendo la información de capacidad de volumen, tipo de tanque (es decir, techo flotante o techo fijo) , y dimensiones físicas, se almacena en una base de datos. Entonces, se conduce a una inspección de cada tanque en la ubicación particular, en un horario predeterminado, que incluye la recolección de una o más imágenes fotográficas (es decir, de espectro visible) o video de cada tanque, y/o la recolección de imágenes infrarrojas o video de cada tanque. Tales imágenes pueden recolectarse por medios aéreos, a través del uso de cámaras fijas ubicadas en tierra, o captura de imágenes vía satélite. En el caso de la adquisición de imágenes aéreas, tales como un sobrevuelo de helicóptero, el helicóptero vuela de manera preferible una ruta de vuelo definida y repetitiva y se adhiere a una secuencia predefinida para la adquisición de imágenes, lo cual facilita el análisis subsiguiente. De forma alternativa, las cámaras de captura de imágenes térmicas fijas pueden tomar imágenes infrarrojas en intervalos predeterminados. En cualquier caso, las imágenes fotográficas recolectadas y las imágenes infrarrojas recolectadas de cualquier tanque entonces se transmiten a una instalación de procesamiento central para el análisis .

Con respecto al análisis de un tanque con un techo flotante, una forma preferida de análisis es determinar la altura del techo en relación a la parte superior del tanque seleccionado utilizando técnicas de determinación de número de pixeles de imagen estándar. Por ejemplo, los niveles del tanque pueden medirse al dibujar dos líneas verticales, tales como Ll y L2. Cuando se miden los niveles del tanque para tanques de techo flotante, la línea Ll se dibuja en el interior del tanque desde la parte superior del tanque hacia abajo en la parte superior de la tapa y se aproxima a la altura en que el techo se reduce. La línea L2 se dibuja en el exterior del tanque a partir de la parte superior del tanque hacia abajo a la parte inferior del tanque y se aproxima a la altura del tanque. Las longitudes respectivas de las líneas Ll y L2 se miden entonces. Tal medición se optimiza, por ejemplo, al asegurar un ángulo de cámara apropiado y la distancia desde el tanque, utilizando equipos de alta resolución para la adquisición de imágenes, y/o asegurando la ubicación consistente y apropiada de las líneas Ll y L2 en la imagen.

Basado en la altura determinada del techo (la cual es indicativa del nivel de líquido) y la información de capacidad de volumen almacenada y/o las dimensiones físicas almacenadas del tanque seleccionado, puede calcularse la cantidad de petróleo crudo en el tanque. Por ejemplo, si el techo está en el punto medio, es decir, al 50% de la altura con relación a la parte superior de un tanque de 200,000 barriles, y el tanque tiene una construcción cilindrica típica con un diámetro constante desde la base hasta la parte superior, se calcula que 100,000 barriles de petróleo crudo están en el tanque. Dicho de otra manera, el porcentaje de capacidad de nivel del tanque puede calcularse por 1-(D1/D2), donde DI y D2 son las longitudes medidas respectivas de Ll y L2 en pixeles de imagen. El porcentaje de capacidad de nivel del tanque entonces se multiplica por la capacidad del tanque para calcular el número de barriles de petróleo crudo en el tanque .

Con respecto al análisis de un tanque con un techo flotante, en otra forma preferida de análisis de imagen, la parte superior, techo, y la base de un tanque se identifican en ya sea una imagen infrarroja o imagen fotográfica. Entonces pueden utilizarse algoritmos de ajuste de forma elíptica automatizados o de detección que emplean transformaciones matemáticas, tales como una transformada de Hough, para ajustar un plano elíptico en cada una de la parte superior, techo y base del tanque. Basado en la altura determinada del techo con relación a la base y/o la parte superior del tanque (la cual de nuevo es indicativa del nivel de líquido) y la información de capacidad de volumen almacenada y/o las dimensiones físicas almacenadas del tanque seleccionado, puede calcularse de nuevo la cantidad de petróleo crudo en el tanque.

Con respecto a los tanques con techos fijos, el nivel de líquido dentro del tanque seleccionado puede asegurarse a partir de las imágenes infrarrojas recolectadas, cuando la temperatura del petróleo almacenado es diferente que la del gas sobre él en el tanque. Una forma preferida de análisis para determinar la altura del nivel del líquido en el tanque es medir la distancia de pixeles desde el límite líquido-gas hasta la base del tanque. Basado en un nivel de líquido asegurado dentro del tanque y la información de capacidad de volumen almacenado, y/o las dimensiones físicas almacenadas del tanque seleccionado, puede calcularse de nuevo la cantidad de petróleo crudo en el tanque.

Además, con respecto a los tanques con techos fijos y la determinación del nivel de líquido a partir de las imágenes infrarrojas recolectadas, un método particular de análisis se describe a detalle a continuación.

En este método particular de análisis, las imágenes infrarrojas se recolectan para cada tanque de interés en intervalos seleccionados (por ejemplo, cada cinco minutos) y se transmiten a la instalación de procesamiento de datos central para el análisis . Aunque la cámara que recolecta las imágenes infrarrojas está de preferencia en una posición fija, se sabe que a menudo existe algún movimiento menor de la cámara. De este modo, la detección de características se utiliza para encontrar la ubicación del tanque en cada imagen infrarroja, asegurando de este modo un cálculo acertado de la cantidad de petróleo crudo en el tanque.

Los bordes en las imágenes son áreas con fuerte intensidad de contraste, es decir, un cambio significativo en la intensidad de un pixel al siguiente. Existen varios métodos y técnicas para detectar bordes en una imagen, los cuales pueden agruparse generalmente en dos categorías : métodos de gradiente y Laplacianos. Un método de gradiente detecta los bordes al buscar el máximo y mínimo en la primera derivada de la imagen. Un método de Laplaciano busca cruces por cero en la segunda derivada de la imagen para encontrar los bordes .

Con referencia ahora a la FIGURA 5, un borde tiene la forma unidimensional de una rampa. Al emplear un método de gradiente, la derivada de la forma unidimensional muestra de esta manera un máximo ubicado en el centro del borde. Basado en este análisis unidimensional, la teoría puede llevarse sobre las dos dimensiones mientras existe una aproximación acertada para calcular la derivada de una imagen bidimensional . En este caso, se utiliza un operador Sobel para realizar una medición de gradiente espacial bidimensional en una imagen infrarroja particular para encontrar la magnitud de gradiente absoluto aproximada en cada punto de la imagen infrarroja. Véase R. González y R. Woods, Digital I age Processing, Addison Wesley (1992), pp. 414-428. El método de detección de borde Sobel utiliza un par de máscaras de convolución de 3x3 (FIGURA 6), una estimación del gradiente en la dirección x (columnas) (Gx) y la otra estimación del gradiente en la dirección y (filas) (Gy) . Una máscara de convolución es usualmente mucho menor que la imagen real. Como resultado, la máscara se aplica y desliza sobre la imagen, manipulando un cuadrado de pixeles a la vez.

Específicamente, en uso, la máscara se desliza sobre un área de la imagen de entrada (desde el inicio de una fila) , cambia el valor del pixel y desplaza un pixel hacia la derecha, y entonces continua hacia la derecha hasta que alcanza el fin de la fila. Entonces comienza al principio de la siguiente fila. La FIGURA 7 ilustra cómo se aplica una máscara de convolución en un método de detección de borde Sobel para una imagen de entrada, con la máscara que se aplica sobre la porción izquierda superior de la imagen de entrada y la ecuación (1) que sigue se utiliza para calcular un pixel particular en la imagen de- salida. El centro de la máscara se coloca sobre el pixel que se manipula en la imagen; por ejemplo, el pixel (a22) se convierte al pixel (b22) por medio de: b22 = (au * mu) + (aX2 * m12) + (a13 * m13) + (a2i * m21) + (a22 * m22) + (a23 * mi23) + (a3X * m3i) + (a32 * m32) + (a33 * m33) (1) # La máscara Gx resalta los bordes en la dirección horizontal, mientras que la máscara Gy resalta los bordes en la dirección vertical. Después de tomar la magnitud de ambos y agregarla, la salida que resulta detecta los bordes en ambas direcciones.

En la práctica, una imagen de detección de bordes Sobel se calcula para cada imagen infrarroja recolectada. Entonces, para cada imagen de detección de borde, la ubicación del tanque se encuentra al determinar el mejor ajuste para una o más características. Cada característica es un conjunto de ubicaciones de pixel en donde la imagen de detección de borde Sobel debe contener un borde y tiene un color negro. La FIGURA 3 es una imagen ejemplar en la que el contorno de los tres tanques se encuentra y marca en la imagen que utiliza el método de detección de borde Sobel, y la FIGURA 4 muestra cómo este contorno de los tres tanques puede superponerse en una imagen recolectada subsiguiente.

En este método de análisis particular, después de encontrar ubicación del tanque, el nivel del tanque se calcula basado en una línea vertical que inicia en el fondo de cada tanque, como también se muestra en la FIGURA 4. Cada línea vertical se busca hacia arriba desde la parte inferior del tanque para la siguiente ubicación del borde, la cual es la ubicación del nivel de petróleo. El número de pixeles entre la parte inferior del tanque y la ubicación del nivel de petróleo (pixel_height) se utiliza para calcular el porcentaje de tanque lleno como sigue: Porcentaje Lleno = 100 * (pixel_height) / (altura total de pixeles del tanque) (2) Además, en este método particular de análisis, el índice de flujo con respecto a cierto tanque puede calcularse por medio del índice de cambio en los niveles de almacenamiento dentro del tanque: Flow_i=(S_i - S_i-1) * Tank_Capacity * 24/100 (3) donde S_i= (L_i + L_i-1 + L_Í-2 + L_Í-3 + L_Í-4 + L_i-5 + L_i-6)/7 (4) y S_i-l=(L_i-l + L_i-2 + L_i-3 + L_i-4 + L_i-5 + L_i- 6 + L_i-7) /7 (5) donde Tank_Capacity está en barriles, y L_i es el porcentaje del tanque lleno en la hora i.

Cuando Flow_i<0, entonces Flow_i se establece en cero dado que sólo se considera el petróleo que fluye en un tanque .

Sin importar qué técnica de análisis se emplea, el objetivo de nuevo es obtener una medición de la cantidad de petróleo crudo en almacenamiento en la red particular, la cual se almacena en la instalación de procesamiento de datos central .

Con respecto al almacenamiento de productos NGL, tales como etano, propano y butano, puede llevarse a cabo una recolección y análisis de imágenes similar en los tanques verticales y horizontales utilizados comúnmente para almacenar tales productos para obtener una medición de la cantidad de productos NGL en almacenamiento en la red particular.

Tuberías Junto con la medición de la cantidad de petróleo crudo u otros productos líquidos energéticos en almacenamiento en una red particular, existe una determinación de la cantidad e índice de flujo en tuberías seleccionadas en una red particular.

Por ejemplo, una gran tubería de petróleo crudo inter-regional típicamente corre a través de cientos de millas. Para mantener la presión del petróleo crudo que fluye, típicamente se construyen estaciones de bombeo de petróleo crudo cada 128.74-160.93 kilómetros (80-100 millas). Las bombas utilizadas en cada una de estas estaciones de bombeo son típicamente motores de inducción impulsados por electricidad, con caballos de fuerza (hp) en un intervalo de 500-4500 hp. Datos del flujo de tubería de petróleo crudo en tiempo real generalmente sólo se conocen por los propietarios, operadores, y transportistas en la tubería. Para realizar una determinación remota de la cantidad e índice de flujo de petróleo en una tubería particular en un momento dado, una forma preferida de análisis se basa en monitorear el consumo de energía eléctrica en tiempo real de algún número de estaciones de bombeo a lo largo de una tubería seleccionada.

Específicamente, en una implementación ejemplar, un dispositivo de monitoreo se implementa y utiliza para monitorear una o más líneas de energía que suministran energía eléctrica a cada una de las estación de bombeo seleccionadas. El dispositivo de monitoreo (también denominado en la presente como "dispositivo de monitoreo de energía") se compone principalmente de elementos de detección que responden a las densidades de potencial eléctrico y de flujo magnético asociado con una o más líneas de energía, por lo tanto permiten mediciones periódicas o continuas de las densidades de potencial eléctrico y flujo magnético asociados con una o más líneas de energía, y de esta manera una determinación de energía. La construcción y uso de tales dispositivos de monitoreo se describe en la Patente de los Estados Unidos de propiedad común No. 6,771,058 titulada "Aparato y Método para la Medición y Monitoreo de Generación y Transmisión de Energía Eléctrica", y la Patente de los Estados Unidos No. 6,714,000 titulada "Aparato y Método para Monitorear el Flujo de Energía y Corriente", cada una de las cuales se incorpora en la presente para referencia.

Los datos a partir de tales dispositivos de monitoreo se transmiten entonces a la instalación de procesamiento de datos central. En la instalación de procesamiento de datos central, se desarrolla un modelo de las tuberías y las estaciones de bombeo en la red particular que incluye cálculos de la ganancia o pérdida de elevación entre cualquier estación de bombeo monitoreada y la siguiente estación de bombeo corriente abajo utilizando datos de elevación geográfica estándar. El diferencial de presión entre la salida o lado de descarga de cualquier estación de bombeo monitoreada particular y el lado de entrada de la siguiente estación corriente abajo se estima entonces. Los cálculos de cambio de presión también toman en cuenta típicas presiones mínimas y máximas para el uso como valores de límites de cálculo razonables.

Por ejemplo, un modelo de flujo preferido toma en cuenta la longitud de una tubería y el cambio de elevación entre una estación de bombeo monitoreada y la siguiente estación de bombeo corriente abajo. La longitud de la tubería, el cambio de elevación, y uso de energía se utilizan para estimar el diferencial de presión entre el lado de salida de la primera estación de bombeo y el lado de entrada de la siguiente estación de bombeo corriente abajo. En otras palabras, el diferencial de presión por fricción o pérdida de carga (HeadLoss (H) ) en pies) entre cualquiera de las dos estaciones de bombeo en una tubería seleccionada puede calcularse a partir de las variables establecidas a continuación. Véase Pipeline Rules of Thumb Handbook, Gulf Professional Publishing (5th Edition) (2001) .

Sg = Gravedad de Petróleo Específica (API) Q = índice de Flujo (gal/min) H = Diferencial de Carga en la Bomba (ft) D = Diámetro del Tubo (ft) L = Longitud del Segmento de tubería (ft) E = Eficiencia de Bomba V = Velocidad del Petróleo (ft/seg) KV = Viscosidad Cinemática (cSt) HeadLoss = Pérdida de Carga (ft) Los valores del índice de flujo {Q) varían desde cero hasta el índice de flujo máximo de la tubería. El índice de flujo (0) se relaciona a la velocidad del petróleo como sigue : (bblsl clia) (bbls/dia ) ( gal \ Q =Indice de¡lujo=7 ^ r=^ = (6) (60* 24* 0.0238095) 34.286 l^rninj „ „, , , 0*O.13368O5 0.002836788?(? V = Velocidad! t/seu) =— ; = ; — ( 7) 60»^*D2 4 D- Para obtener la viscosidad cinemática, un valor de centistokes (cSt) se basa en la suposición de API y temperatura, y entonces se convierte en unidades de C/tVseg) : {cSi)* 10.0763910 KV ^Velocidad dnematiciiíft' >.i g) = 1000000 (X) La ecuación de Fanning entonces se utiliza para calcular la caída de presión por fricción (HeadLoss) entre las estaciones de bombeo para un índice de flujo determinado (Q) , longitud de segmento de tubería (L) y perfil de elevación. La ecuación de Fanning para expresar la caída de presión por fricción de petróleo que fluye en una tubería es una función de una pérdida por fricción (/) derivada a partir del número de Reynolds (Re) .

HecidLnss(ft) =/ (9) D 2*g 2*32.174*£> y * Re =Ni'imí'io de Re vmdds = o (10) KV i ',4 ninia ,U- fricción = { if Re= 2200 / =— , de otra manera utilizar Tabla I (11) ' Re Tabla 1: Re > 2200 (Flujo Turbulento) Los caballos de potencia hidráulicos que se necesitan para bombear petróleo a lo largo de un segmento de tubería particular se calculan como sigue, donde H es el diferencial de carga (ft) en el lado de descarga de la bomba: HP 3960 * E La eficiencia de bomba (E) se estima en el intervalo entre 0.25 y 0.40. La energía consumida por cualquier bomba particular entonces puede calcularse directamente a partir de los caballos de potencia de la potencia de bomba utilizando un caballo de potencia para el factor c de conversión de unidad de energía, el cual es igual a 0.000746.

MW = Megavatios = HP*0.000746 (13) Utilizando las ecuaciones (12) y (13) y estableciendo H = (HeadLoss) (de la ecuación (9)), un intervalo de posibles índices de flujo (Q) para la tubería desde el flujo mínimo posible hasta el flujo máximo posible para la tubería se esquematiza frente al consumo de energía esperado equivalente en la estación de bombeo monitoreada.

Por ejemplo, para una tubería de Estados Unidos principal que fluye desde la Costa del Golfo hasta un concentrador de almacenamiento de Estados Unidos principal en Oklahoma, los índices de flujo pueden variar de 0 hasta 350,000 barriles por día, con el diámetro de la tubería (D) = 6.96 centímetros (2.44 pies). Para una estación de bombeo monitoreada en la ubicación x, la distancia de la línea (L) desde la estación de bombeo hasta la siguiente estación de bombeo corriente abajo en la ubicación y = 112,185 metros (368,062 pies). Para un índice de flujo de intervalo medio típico para la tubería de 200,000 barriles por día, el índice de flujo que corresponde Q (galones/minuto) = 5,833.28. La viscosidad cinemática v = 0.004 centistokes. La diferencia de elevación entre la estación de bombeo x y la estación de bombeo y = 107.57 metros (353 pies) . La pérdida de carga resultante (HeadLoss) es de 55.16 metros (181.1 pies).

Se muestra un esquema del índice de flujo (barriles por día) frente al consumo de energía esperado (MW) en la FIGURA 8.

Una vez que tales determinaciones de consumo de energía se han hecho para cualquier estación de bombeo particular, los cambios de energía en cada estación de bombeo pueden correlacionarse con los cambios en el flujo a través de cada estación de bombeo. De esta manera, dado que los dispositivos de monitoreo descritos en lo anterior permiten las mediciones periódicas o continuas de la energía consumida en una estación de bombeo particular, los datos recolectados a partir de estos dispositivo de monitoreo pueden utilizarse para determinar el flujo a través y entre las estaciones de bombeo .

Una vez que el índice de flujo entre las estaciones de bombeo consecutivas se ha calculado, un método preferido para derivar el flujo de toda la tubería es calcular un promedio de los índices de flujo estimados en varias estaciones de bombeo para determinar el índice de flujo en la tubería como un todo. El procedimiento a menudo se utiliza cuando menos de la mitad de las estaciones de bombeo se monitorean en una tubería determinada.

Otro método preferido para derivar el flujo en la tubería total utiliza las simulaciones Monte Cario para modelar el uso de energía en todas las estaciones de bombeo a lo largo de una tubería determinada y se utiliza cuando la mitad o más de la mitad de las estaciones de bombeo se monitorean. Las simulaciones utilizan entradas desde las estaciones de bombeo monitoreadas, así como predicciones de uso de energía en las estaciones de bombeo a lo largo de la tubería que no se monitorea. El uso de energía en las estaciones de bombeo no monitoreadas se modela con una distribución uniforme desde cero hasta un uso de energía máximo basado en el número de bombas y el tipo de bombas en cada estación de bombeo. Para un valor de flujo dado, cada simulación Monte Cario utiliza el mismo uso de energía observado para las estaciones de bombeo monitoreadas y realiza un muestreo aleatorio de la distribución uniforme de uso de energía para las estaciones de bombeo no monitoreadas.

Las Ecuaciones (6) a (13) se utilizan para simular el perfil de carga de presión a lo largo de toda la tubería. Si el perfil de carga de presión a lo largo de la tubería va por debajo de la presión mínima o por arriba de la presión máxima, la simulación se señala como inválida. El régimen de flujo de la tubería, cero barriles por día por capacidad, se divide en un número finito de intervalos. Para cada valor de flujo en el centro de cada intervalo de flujo, se realiza un gran número de simulaciones Monte Cario y el número de simulaciones válidas se registra. Un flujo de tubería general se calcula utilizando el siguiente valor esperado: ?fJ*»J Totv donde f_i es ith valor de flujo v_i es el número de simulaciones válidas para f_i, y Totv es el número total de simulaciones válidas para todos los intervalos de flujo.

Finalmente, en ciertas circunstancias, puede ser imposible o impráctico monitorear el consumo de energía eléctrica en tiempo real de algún número de estaciones de bombeo a lo largo de una tubería seleccionada. Sin embargo, todavía sería ventajoso conocer si una estación de bombeo particular estaba encendida o apagada. Por consiguiente, una cámara de captura de imágenes térmicas (como aquella utilizada para monitorear las instalaciones de almacenamiento, como se describe en lo anterior) puede utilizarse para evaluar la condición encendida/apagada de una o más estaciones de bombeo. De forma similar, aunque los motores de inducción impulsados por electricidad se utilizan comúnmente en las estaciones de bombeo, algunas bombas pueden impulsarse por motores impulsados por gas o diésel. Tales motores típicamente desfogan a través de una o más chimeneas, de modo que la operación y los niveles operacionales (incluyendo el número de bombas encendidas o apagadas) de la estación de bombeo también puede evaluarse utilizando una cámara de captura de imágenes térmicas dirigida a las chimeneas o equipo auxiliar.

Instalaciones de Procesamiento El petróleo crudo entra invariablemente en una refinería de petróleo en cierto punto en la red para procesarse en gasolina y/u otros productos de petróleo, tales como diésel, combustible para avión, aceite de calefacción, etc. La capacidad de las diversas unidades en la refinería para utilizar el petróleo crudo de entrada depende de la función apropiada de tales unidades. Las refinerías son instalaciones altamente complejas las cuales se diseñan y se pretenden generalmente para funcionar todo el año en un horario de 24 horas al día, 7 días a la semana. Sin embargo, interrupciones y averías de equipo en estas instalaciones ocurren en formas relativamente frecuente y puede tener un impacto inmediato en las dinámicas de mercado. Específicamente, si unidades particulares en una o más refinerías están fuera de línea, existe una disminución de demanda para petróleo crudo en las refinerías afectadas y disminuye el suministro de gasolina y otros productos refinados en mercados atendidos por refinerías afectadas. Las también llamadas disminuciones e incrementos de unidades de refinería son de interés de mercado particular, pero, además, también existe un interés en los índices de flujo de petróleo crudo en cada refinería y la cantidad de petróleo crudo en almacenamiento en cada refinería en un momento dado.

Por lo tanto, en el método y sistema de la presente invención, el estado operacional de una o más instalaciones de procesamiento, tales como refinerías, en la red se asegura. Con respecto al término "instalaciones de procesamiento" , este . término también pretende incluir cualquier instalación en una red en la cual existe algún manejo de producto líquido energético que puede monitorearse, incluso si no existe cambio material al producto líquido energético, tales como instalaciones de regulación, transferencia o aumento de sobreflujo. En cualquier caso, un método preferido para monitorear la operación de las instalaciones de procesamiento es utilizando cámaras de captura de imágenes térmicas fijas. Una cámara de captura de imágenes térmicas puede adquirir datos térmicos y registrar imágenes de emisiones y firmas de calor de diversas unidades clave que pueden utilizarse para asegurar si la instalación de procesamiento funciona como se espera o no.

Las FIGURAS 9 (a) - (d) son una serie de imágenes térmicas que ilustran la disminución de una unidad de craqueo catalítico de fluido (FCCU) en una refinería. Como se refleja en las FIGURAS 9(a) - (d) , cada unidad principal en una refinería típicamente tiene uno o más tubos de escape asociados con ella, los cuales generalmente funcionan como escape para dispositivos calentadores, tales como calderas, intercambiadores de calor, etc., o escapes para dispositivos de control de emisiones, tales como depuradores de gases húmedo, precipitadores de polvo electrostático, etc. En general, si una unidad particular funciona normalmente, un nivel característico de calor se observa en una imagen térmica de la chimenea. Además, una emisión característica mediante una pluma que emana de la parte superior de la chimenea también está presente y visible. Cuando la unidad está apagada, o no opera normalmente, el calor y emisiones desde tales chimeneas se observa que están completamente ausentes o muestran características anormales (por ejemplo, calor excesivo o emisiones excesivas) . Similarmente, aparte de las chimeneas, un nivel característico de calor puede observarse en las imágenes térmicas para muchos otros tipos de equipo asociado con una unidad, que incluyen pero no se limitan a, buques, tuberías, sistemas de ductos, intercambiadores de calor, calderas, y/o equipo auxiliar.

Regresando a las FIGURAS 9 (a) -(d), en este ejemplo en particular, la FCCU está al extremo derecho de la imagen, como se ilustra por la flecha. En la FIGURA 9(a), la FCCU se muestra en un modo de operación normal. Como se muestra en la FIGURA 9(b), durante el inicio del descenso, las emisiones se observan desde una chimenea en el medio de la FCCU, y la FCCU misma muestra un enfriamiento relativo con respecto a las unidades vecinas. En la FIGURA 9(c), el cuerpo de la FCCU muestra un enfriamiento continuo; las chimeneas que emiten permanecen calientes, pero las emisiones de las mismas se reducen. En 9(d), tanto FCCU y la chimenea se enfrían completamente y la reducción de la FCCU está completa.

Cada unidad primaria en una refinería también tiene dispositivos de control de emergencia, tales como bengalas, chimeneas de purga, y otros dispositivos que pueden quemar o disipar corrientes de línea de las materias primas, químicos de procesamiento, y subproductos asociados en el caso en donde las unidades necesitan apagarse rápidamente. Tales dispositivos de control de emergencia también pueden utilizarse en la operación normal de tales unidades para controlar las cantidades de materia prima, químicos de procesamiento, y subproductos asociados en los flujos de proceso. Estos dispositivos de control de emergencia también pueden observarse por medio de una cámara de captura de imágenes térmicas operando en niveles característicos (típicamente bajos o apagados) cuando las unidades asociadas operan normalmente y en niveles anormales (típicamente que emiten en niveles anormales y elevados) cuando las unidades asociadas experimentan problemas, o inician o se apagan.

En cualquier caso, las imágenes térmicas tales como aquellas mostradas en las FIGURAS 9 (a) -(d) pueden analizarse visualmente o al utilizar un análisis de imagen automatizado para asegurar el estado operacional de las unidades primarias de una refinería. Para discusión adicional de las técnicas de análisis de imagen que pueden utilizarse, se hace referencia a la Solicitud de Patente de los Estados Unidos asignada en común y co-pendiente No. de Serie 13/269,833 titulada "Método y Sistema para Proporcionar Información a Participantes de Mercado acerca de una o más Unidades Generadoras de Energía basadas en Datos de Imagen Térmica" , la cual es una continuación de la Solicitud de Patente de los Estados Unidos No. de Serie 12/053,139. Cada una de estas solicitudes de patente se incorpora en la presente para referencia.

Adicionalmente , mientras la discusión anterior se dirige a refinerías en las que se refina petróleo crudo en gasolina y/u otros productos de petróleo, la tecnología de monitoreo también se aplica a tales instalaciones de procesamiento como: (a) instalaciones de fraccionamiento, donde los NGL se separan del petróleo crudo para procesamiento subsiguiente en productos tales como el etano, propano y butanos (b) instalaciones de mejora (o mej oradoras) , las cuales procesan petróleos crudos después de la extracción y preparan petróleos crudos para su distribución a y refinado subsiguiente en las refinarías de petróleo crudo; (c) instalaciones de craqueo de etileno, donde los productos de NGL y/o líquidos de petróleo (tales como nafta) se procesan en materia prima de la industria petroquímica tal como etileno, propileno, etc.; y (d) instalaciones de procesamiento de gas natural, las cuales producen NGL a partir de gas natural .

Balances Ahora, al describir el monitoreo de los tres componentes fundamentales de una red en particular - (i) instalaciones de almacenamiento, (ii) tuberías, y (iii) instalaciones de procesamiento - es posible determinar los "balances" totales del petróleo crudo u otro producto líquido energético. Por ejemplo, y como se menciona en lo anterior, los "balances" de interés para los participantes de mercado con respecto al petróleo crudo incluyen, pero no se limitan a: la cantidad de petróleo crudo en almacenamiento en una región de mercado determinada en un momento dado; la cantidad de petróleo crudo que fluye hacia una región de mercado desde regiones de mercado adyacentes; y/o la cantidad de petróleo crudo que se procesa en gasolina u otros productos de petróleo .

Con referencia de nuevo a la FIGURA 1, para determinar los balances físicos de petróleo crudo u otro producto líquido energético en una red particular, los datos combinados a partir del monitoreo de estos tres componentes fundamentales pueden utilizarse para estimar los balances físicos de interés.

Por ejemplo, la FIGURA 10 ilustra un concentrador de almacenamiento (es decir, una colección de tanques de almacenamiento) 100 que se conecta a tres tuberías: Tubería A, Tubería B, y Tubería C. Al utilizar las técnicas de análisis descritas en lo anterior, se realiza la medición de la cantidad de petróleo crudo en cada tanque de almacenamiento, y después una suma de todas las mediciones produce la cantidad colectiva en almacenamiento y el concentrador 100 de almacenamiento en un momento dado. Entonces, puede hacerse una determinación del flujo de entrada y flujo de salida en tiempo real del petróleo en el concentrador 100 de almacenamiento en una base periódica a partir de los datos recolectados de los dispositivos de monitoreo para las líneas de energía que suministran energía eléctrica a estaciones de bombeo seleccionadas a lo largo de cada una de las tres tuberías. Por ejemplo, si la Tubería A y la Tubería B son de entrada y la Tubería C es de salida, un flujo de entrada de la red en el concentrador 100 de almacenamiento puede calcularse a partir de la suma de los flujos de entrada menos cualquier flujo de salida: FlujodeEntradaNetoenelConcentrador = (TuberíaAFLUjo + TuberíaBFLujo) - TuberíaCFLujo (15) De esta manera, con la medición de la cantidad colectiva en almacenamiento en el concentrador 100 de almacenamiento en un momento dado y las determinaciones periódicas subsiguientes de flujos de entrada y flujos de salida, puede hacerse una determinación sustancialmente en tiempo real así como la cantidad de petróleo crudo en almacenamiento y en el concentrador 100 de almacenamiento en un momento dado. Además, el modelado adicional entonces puede ser posible para determinar parámetros operacionales , tales como el efecto en los niveles de almacenamiento en el concentrador 100 de almacenamiento para diversas condiciones operacionales de las tuberías de entrada y salida, el uso de ciertos tanques de almacenamiento para contener el petróleo crudo de ciertas tuberías, qué petróleo crudo está en tránsito a través del concentrador 100 de almacenamiento y qué petróleo crudo se mantiene en el concentrador 100 de almacenamiento .

Para otro ejemplo, los datos recolectados a partir de los dispositivos de monitoreo para las líneas de energía que suministran energía eléctrica a estaciones de bombeo seleccionadas (PS1, PS2, PS3 , PS4, PS5) a lo largo de cada una de las tuberías puede combinarse con la información obtenida a partir del análisis de las imágenes térmicas de una refinería (no mostrada) que se conectan a las tuberías para determinar los balances del petróleo crudo en tránsito hacia la refinería, en almacenamiento en la refinería y que se procesa en la refinería en un momento dado.

Además, se contempla que, además de combinar datos medidos directamente recolectados en diferentes ubicaciones en una red en particular como se describe en lo anterior, los datos también pueden obtenerse de fuentes de datos disponibles por terceros y públicamente, tales como aquellos proporcionados por la Administración de Información de Energía de los Estados Unidos ("EIA"), para distribuir estimaciones y predicciones de parámetros de interés de mercado relacionados al suministro de producto, demanda, y almacenamiento. Por ejemplo, un parámetro de tal interés es el volumen total de petróleo crudo en almacenamiento en la región de mercado PAD 2 en un momento dado. La EIA publica una cantidad para este valor semanalmente, de forma típica el miércoles por la mañana a las 10:30 AM EST. Los datos se miden directamente y los datos de EIA pueden combinarse efectivamente utilizando un modelo de regresión matemática estándar. Específicamente, el modelo de regresión matemática estándar se utiliza para ajustar los datos medidos directamente a los datos de inventario históricos de almacenamiento de petróleo crudo de PAD 2 publicados por la EIA. Los inventarios de petróleo crudo de PAD 2 determinados entonces se estiman en adelante utilizando el modelo que resulta. Con referencia ahora a la FIGURA 11, en un ejemplo, datos que se miden directamente se obtienen utilizando las técnicas descritas en lo anterior por: (i) los niveles de almacenamiento en un concentrador de almacenamiento principal PAD 2; (ii) los índices de flujo de petróleo crudo en PAD 2 (recolectados de seis tuberías que entran en la región PAD 2 desde PAD3 ) ; y (iii) datos de operación de unidad de refinería (recolectados desde nueve refinerías PAD 2) . Éste dato que se mide directamente se ajusta entonces utilizando un modelo de regresión matemática estándar para los datos de inventario de almacenamiento de petróleo crudo de PAD 2 históricos publicados por la EIA. Los inventarios de petróleo crudo determinados basados en la salida de modelo (línea "Modelo" en la FIGURA 11) entonces puede compararse con los datos de inventario de petróleo crudo reales de PAD 2 línea ("PAD 2" en la FIGURA 11), y los inventarios de petróleo crudo de PAD 2 entonces pueden estimarse en adelante utilizando el modelo resultante.

Para otro ejemplo, la FIGURA 12 es una vista esquemática de otra red ejemplar asociada con la producción de petróleo crudo. En la FIGURA 12, el petróleo crudo se origina a partir de una plataforma 200 de petróleo (u otra fuente de producción) se distribuye a una tubería 210. A lo largo de la tubería 210, existen cuatro ubicaciones de detección - SI, S2, S3 , S , como se describe además en la Tabla 2. La tubería 210 entonces se conecta y distribuye el petróleo crudo a una instalación 212 de fraccionamiento, la cual se monitorea por medio de un sensor S5, como también se describe a continuación en la Tabla 2. A partir de la instalación 212 de fraccionamiento, el flujo de petróleo crudo hacia una instalación 214 de almacenamiento, la cual se monitorea por medio de sensor S6, como se describe a continuación en la Tabla 2.

Finalmente, en esta implementación ejemplar, existe una entrada de datos adicional, como se representa en la FIGURA 12 por S7. Esta entrada de datos adicional, S7, se utiliza para verificación adicional de los datos recolectados y resultados de los diversos análisis de cálculo. Específicamente, en la red ejemplar mostrada en la FIGURA 12, el petróleo crudo en la instalación 214 de almacenamiento se distribuye a uno o más barcos en la terminal marina para su exportación. Muchos de los datos acerca de los barcos que transfieren el petróleo crudo son de conocimiento público y está disponible, incluyendo la capacidad del barco y ubicación del barco mediante sistemas de identificación automáticos (AIS) servicios de rastreo de barcos. Mientras un barco particular está en un puerto en una terminal marina, una cámara visual o una cámara de infrarrojos puede utilizarse para estimar el índice de flujo del petróleo que se distribuye al barco en particular al medir el cambio en la proyección del barco (es decir, el cambio en la posición del barco con relación a la línea del agua) en un momento. La distribución del petróleo debe ser igual a la reducción en el nivel de petróleo en la instalación 214 de almacenamiento. Desde luego, tal tecnología puede utilizarse de forma similar cuando los barcos distribuyen petróleo a una instalación de almacenamiento .

Tabla 2 Con referencia ahora a la FIGURA 13, las salidas a partir de SI, S2, S3 , y S4 se utilizan para determinar los cambios de energía en cada estación de bombeo a lo largo de la tubería 210, lo cual puede utilizarse entonces para determinar el índice de flujo de petróleo crudo a través de la tubería 210, como se indica por medio del bloque 300 de la FIGURA 13, y esos datos de índice de flujo se almacenan en una base de datos en una instalación de procesamiento de datos central. La salida a partir de S5 se utiliza para determinar el estado operacional de la instalación 212 de fraccionamiento, como se indica por el bloque 302 de la FIGURA 13, y esta información de estado operacional como se indica por el bloque 302 de la FIGURA 13, y esos datos de medición también se almacenan en una base de datos en la instalación de procesamiento de datos central. La salida a partir de S6 se utiliza para medir la cantidad de petróleo crudo en almacenamiento en la instalación 214 de almacenamiento, como se indica por el bloque 304 de la FIGURA 13, y esos datos de medición también se almacenan en una base de datos en la instalación de procesamiento de datos central.

En la instalación de procesamiento de datos central, se realiza un análisis en los datos de índice de flujo, la información de estado operacional, y los datos de medición para determinar los "balances" totales del petróleo crudo en diferentes partes funcionales de la red, como se indicado por el bloque 310 de la FIGURA 13. Por ejemplo, con respecto a esta red ejemplar, los "balances" de interés para los participantes de mercado pueden incluir, pero no se limitan a: la cantidad de petróleo crudo que fluye en la red en un momento dado, la cantidad de petróleo crudo en almacenamiento en la red en un momento dado; y/o la cantidad de petróleo crudo que fluye fuera de la red en un momento dado .

Con referencia aún a la FIGURA 13, una vez que se completa el análisis, la información sobre el balance del petróleo crudo en la red puede comunicarse a los participantes de mercado y otras partes interesadas, es decir, terceros que ordinariamente no tendrían acceso listo a tal información, como se . indica por el bloque 320. Se contempla y prefiere que tal comunicación para los participantes de mercado de terceros se logre a través de una distribución de correo electrónico y/o a través de la exportación de los datos a un sitio web de Internet de acceso controlado, al cual los participantes de mercado de terceros pueden acceder a través de un programa de navegador de Internet común, tal como Microsoft Internet Explorer®. Desde luego, la comunicación de la información y datos a los participantes de mercado a terceros también puede lograrse a través de una amplia variedad de otros medios de comunicación conocidos sin apartarse del espíritu y alcance de la presente invención .

La FIGURA 14 es una representación esquemática de los componentes centrales en una implementación ejemplar del método y sistema de la presente invención. Como se muestra en la FIGURA 14, la instalación 10 de procesamiento de datos central incluye una primera base de datos 20, una segunda base de datos 22, y una tercera base de datos 24. Desde luego, estas bases de datos 20, 22, 24 pueden integrarse en una sola base de datos en la instalación 10 de procesamiento de datos central.. Además, la instalación 10 de procesamiento de datos central aloja un programa de computadora digital, es decir, instrucciones legible por computadora almacenadas y ejecutadas por medio de una computadora, que incluyen módulos apropiados para ejecutar las rutinas y subrutinas necesarias para realizar las etapas operacionales de la presente invención. De este modo, un sistema ejemplar para determinar una cantidad de producto liquido energético almacenado en un tanque de acuerdo con la presente invención incluye: (a) un módulo 40 de medición de almacenamiento para recibir y analizar imágenes recolectadas de una o más instalaciones de almacenamiento para medir una cantidad de producto líquido energético en almacenamiento en cada uno de una o más instalaciones de almacenamiento, y almacenar esos datos de medición en una primera base de datos 20; (b) un módulo 42 de determinación de índice de flujo para recibir y procesar mediciones de las densidades de potencial eléctrico y flujo magnético asociadas con líneas de energía para las estaciones de bombeo en una tubería para determinar el índice de flujo del producto líquido energético en cada una de las tuberías seleccionadas, y almacenar esos datos de índice de flujo en una segunda base de datos 22; (c) un módulo 44 de estado operacional para recibir y procesar información sobre un estudio operacional de una instalación de procesamiento y almacenar esta información de estado operacional en una tercera base de datos 24; (d) un módulo 50 de análisis para cuestionar la base de datos 20, 22, 24 y analizar los datos de medición, los datos de índice de flujo, y la información de estado operacional para determinar un balance del producto líquido energético en una red o una porción seleccionada de la misma en un momento dado; y (e) un módulo 60 de comunicaciones para comunicar la información sobre el producto líquido energético a un participante de mercado de terceros .

Alguien con experiencia ordinaria en la técnica reconocerá que modalidades adicionales e implementaciones también son posibles sin apartarse de las enseñanzas de la presente invención. Esta descripción detallada, y particularmente los detalles específicos de las modalidades ejemplares e implementaciones descritas en la presente, se dan principalmente para claridad de entendimiento, y no se pretenden para ser limitaciones innecesarias a la misma, para las modificaciones, que serán evidentes para aquellos con experiencia en la técnica después de leer esta descripción y que pueden realizarse sin apartarse del espíritu o alcance de la invención.

Claims

REIVINDICACIONES

1. Un método para recolectar y analizar información operacional de una red de componentes asociados con un producto líquido energético, caracterizado porque comprende las etapas de: medir una cantidad de producto líquido energético en almacenamiento en una o más instalaciones de almacenamiento en la red, y almacenar esos datos de medición en una primer base de datos en una instalación de procesamiento de datos central; determinar un índice de flujo del producto líquido energético en una o más tuberías seleccionadas en la red, y almacenar esos datos de índice de flujo en una segunda base de datos en la instalación de procesamiento de datos central; asegurar un estado operacional de una o más instalaciones de procesamiento en la red, y almacenar esa información de estado operacional en una tercera base de datos en la instalación de procesamiento de datos central; analizar los datos de medición, los datos de índice de flujo, y la información de estado operacional para determinar un balance del producto líquido energético en la red o una porción seleccionada de la misma en un momento dado ; y comunicar la información sobre el balance del producto líquido energético a un participante de mercado de terceros .

2. El método de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque el producto líquido energético es petróleo crudo.

3. El método de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque la primera base de datos, la segunda base de datos, y la tercera base de datos se integran en una sola base de datos en la instalación de procesamiento de datos central .

4. El método de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque la etapa de medir la cantidad del producto líquido energético en almacenamiento comprende las sub-etapas de: llevar a cabo periódicamente una inspección de uno o más tanques de una instalación de almacenamiento particular, que incluye recolectar una o más imágenes de cada tanque ; transmitir las imágenes recolectadas de cada tanque a la instalación de procesamiento de datos central; y analizar las imágenes recolectadas en cada tanque para determinar un nivel de líquido para cada tanque.

5. El método de conformidad con la reivindicación 4, caracterizado porque las imágenes recolectadas son imágenes infrarrojas que se adquieren por medio de una cámara de captura de imágenes térmicas .

6. El método de conformidad con la reivindicación 5, caracterizado porque un método para detectar los bordes se aplica a cada imagen recolectada para encontrar la ubicación de tanques en cada una de las imágenes recolectadas y después para identificar el nivel de líquido en cada tanque.

7. El método de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque como parte de la etapa de determinar el índice de flujo del producto líquido energético en una tubería seleccionada en la red, se coloca un dispositivo de monitoreo de energía para monitorear las líneas de energía que -suministran energía eléctrica a una estación de bombeo particular en la tubería seleccionada, tal dispositivo de monitoreo de energía incluye elementos de detección que responden a las densidades de potencial eléctrico y flujo magnético asociadas con las líneas de energía, por lo que permiten una medición de las densidades de potencial eléctrico y flujo magnético asociadas con las líneas de energía, y de esta manera determinar la energía consumida por la estación de bombeo en particular.

8. El método de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque como parte de la etapa de asegurar el estado operacional de una o más instalaciones de procesamiento en la red, se coloca una cámara de captura de imágenes térmicas para adquirir datos térmicos a partir de una o más unidades de una instalación de procesamiento seleccionada.

9. El método de conformidad con la reivindicación 8, caracterizado porque la cámara de captura de imágenes térmicas se coloca para adquirir datos térmicos a partir de una o más chimeneas de las instalaciones de procesamiento seleccionadas .

10. Un método para recolectar y analizar información operacional de una red de componentes asociados con un producto liquido energético, caracterizado porque comprende las etapas de: utilizar una cámara de captura de imágenes térmicas para recolectar imágenes en una o más instalaciones de almacenamiento en la red, transmitir las imágenes recolectadas a una instalación de procesamiento de datos central, y analizar las imágenes recolectadas para medir una cantidad de producto líquido energético en almacenamiento en cada una de una o más instalaciones de almacenamiento, y almacenar los datos de medición en una primera base de datos en la instalación de procesamiento de datos central; colocar uno o más dispositivos de monitoreo para monitorear líneas de energía que suministran energía eléctrica a estaciones de bombeo particulares asociadas con tuberías seleccionadas en la red, cada uno de uno o más dispositivos de monitoreo de energía incluyen elementos de detección que responden a las densidades de potencial eléctrico y flujo magnético asociados con las líneas de energía, por lo tanto permiten una medición de las densidades de potencial eléctrico y flujo magnético asociado con las líneas de energía, y de esta manera una determinación de energía consumida por cada estación de bombeo particular, la cual, entonces se correlaciona con un índice de flujo del producto líquido energético en cada tubería seleccionada en la red, y almacenar esos datos de índice de flujo en una segunda base de datos en la instalación de procesamiento de datos central ; utilizar una cámara de captura de imágenes térmicas para asegurar un estado operacional de una o más instalaciones de procesamiento en la red, y almacenar esa información de estado operacional en una tercera base de datos en la instalación de procesamiento de datos central; analizar los datos de medición, los datos de índice de flujo, y la información de estado operacional para determinar un balance del producto líquido energético en la red o una porción seleccionada de la misma en un momento dado; y comunicar la información sobre el balance del producto líquido energético a un participante de mercado de terceros .

11. El método de conformidad con la reivindicación 10, caracterizado porque el producto líquido energético es petróleo crudo.

12. El método de conformidad con la reivindicación 10, caracterizado porque la primera base de datos, la segunda base de datos, y la tercera base de datos se integran en una sola base de datos en la instalación de procesamiento de datos central .

13. Un sistema para recolectar y analizar información operacional de una red de componentes asociados con un producto líquido energético, caracterizado porque comprende : un módulo de medición de almacenamiento para recibir y analizar imágenes recolectadas de una o más instalaciones de almacenamiento para medir una cantidad del producto líquido energético en almacenamiento en cada una de una o más instalaciones de almacenamiento, almacenar tales datos de medición en una primera base de datos; un módulo de determinación de índice de flujo para recibir y procesar mediciones de densidad de potencial eléctrico y flujo magnético asociados con líneas de energía para estaciones de bombeo en una o más tuberías para determinar un índice de flujo del producto líquido energético en cada una de una o más tuberías, almacenar tales datos de índice de flujo en una segunda base de datos; un módulo de estado operacional para recibir y procesar información sobre el estado operacional de una instalación de procesamiento, almacenar esa información de estado operacional en una tercera base de datos; un módulo de análisis para cuestionar la primera base de datos, segunda base de datos, y tercera base de datos y analizar los datos de medición, datos de índice de flujo, y la información de estado operacional para determinar un balance del producto líquido energético en la red o una porción seleccionada de la misma en un momento dado; y un módulo de comunicaciones para comunicar información sobre el producto líquido energético a un participante de mercado de terceros.

14. El sistema de conformidad con la reivindicación 13, caracterizado porque la primera base de datos, la segunda base de datos, y la tercera base de datos se integran en una sola base de datos .

15. Un método para recolectar y analizar información operacional de una red de componentes asociados con el transporte de petróleo crudo, caracterizado porque comprende las etapas de : utilizar una cámara de captura de imágenes térmicas para recolectar imágenes de uno o más tanques de almacenamiento en la red, transmitir las imágenes recolectadas a una instalación de procesamiento de datos central, y analizar las imágenes recolectadas para medir una cantidad de petróleo crudo en uno o más tanques de almacenamiento, y almacenar esos datos de medición en una primera base de datos en la instalación de procesamiento de datos central; colocar uno o más dispositivos de monitoreo de energía para monitorear líneas de energía que suministran energía eléctrica a estaciones de bombeo particulares asociadas con tuberías seleccionadas en la red, cada uno de uno o más dispositivos de monitoreo de energía incluyen elementos de detección que responden a las densidades de potencial eléctrico y flujo magnético asociados con las líneas de energía, por lo que permiten la medición de las densidades de potencial eléctrico y flujo magnético asociados con las líneas de energía, y de esta manera determinar la energía consumida por cada estación de bombeo particular, la cual, entonces se co-relaciona a un índice de flujo de petróleo crudo en cada tubería seleccionada en la red, y almacenar esos datos de índice de flujo en una segunda base de datos en la instalación de procesamiento de datos central; utilizar una cámara de captura de imágenes térmicas para asegurar un estado operacional de una o más instalaciones de procesamiento en la red, y almacenar esa información de estado operacional en una tercera base de datos en la instalación de procesamiento de datos central; analizar los datos de medición, los datos de índice de flujo, y la información de estado operacional para determinar un balance de petróleo crudo en la red o una porción seleccionada de la misma en un momento dado; y comunicar la información sobre el balance de petróleo crudo a un participante de mercado de terceros.

16. El método de conformidad con la reivindicación 15, caracterizado porque la primera base de datos, la segunda base de datos, y la tercera base de datos se integran en una sola base de datos en la instalación de procesamiento de datos central .

17. El método de conformidad con la reivindicación 15, caracterizado porque la información que se comunica al participante de mercado de terceros en una cantidad de petróleo crudo en almacenamiento en la red en un momento dado .

18. El método de conformidad con la reivindicación 15, caracterizado porque la información que se comunica al participante de mercado de terceros es una cantidad de petróleo crudo que fluye hacia la red sobre un período de tiempo dado.

19. El método de conformidad con la reivindicación 15, caracterizado porque la información que se comunica al participante de mercado de terceros es una cantidad de petróleo crudo que fluye fuera de la red sobre un período de tiempo dado.

20. Un método para monitorear el transporte de petróleo crudo en una red que incluye una fuente de producción, una tubería, una instalación de procesamiento, y uno o más tanques de almacenamiento, caracterizado porque comprende las etapas de : colocar uno o más dispositivos de monitoreo de energía para monitorear las líneas de energía que suministran energía eléctrica a estaciones de bombeo seleccionadas asociadas con la extensión de la tubería entre la fuente de producción y la instalación del procesamiento, cada uno de uno o más dispositivos de monitoreo de energía incluye elementos de detección que responden a las densidades de potencial eléctrico y flujo magnético asociados con las líneas de energía, y por lo tanto permiten una medición de las densidades de potencial eléctrico y flujo magnético asociado con las líneas de energía, y de este modo, determinar la energía consumida por cada una de las estación de bombeo seleccionadas, las cuales, entonces se co-relacionan a un índice de flujo de petróleo crudo en la tubería, y almacenan esos datos de índice de flujo en una primera base de datos en la- instalación de procesamiento de datos central; utilizar una cámara de captura de imágenes térmicas para asegurar un estado operación de la instalación de procesamiento; y almacenar esa información de estado operacional en una segunda base de datos en la instalación de procesamiento de base de datos central; utilizar una cámara de captura de imágenes térmicas para recolectar imágenes de uno o más tanques de almacenamiento, transmitir las imágenes recolectadas a la instalación de procesamiento de datos central, y analizar las imágenes recolectadas para medir una cantidad de petróleo crudo en uno o más tanques de almacenamiento, y almacenar esos datos de medición en una tercera base de datos en la instalación de procesamiento de datos central; analizar los datos de índice de flujo, la información de estado operacional, y la medición de datos para determinar un balance de petróleo crudo en la red en un momento dado; y comunicar la información sobre el balance de petróleo crudo a un participante de mercado de terceros.