BRPI0415549B1 - método e sistema para monitoração de fluxo de fluido - Google Patents

Abstract

"método e sistema para monitoração de fluxo de fluido". um método e sistema para monitorar fluxo de fluido, como fluxo de fluido através de tubulações ou condutos similares para distribuir gás natural, óleo bruto, e outros artigos de energia gasosos ou líquidos similares, se baseiam na medição de ondas acústicas geradas pelo fluido desse modo permitindo a monitoração de taxa de fluxo sem acesso direto ao fluido. além disso, o método e sistema permitem a estimativa da dinâmica operacional de componentes ou instalações dos sistemas de produção, transporte, armazenagem e distribuição para os artigos de energia.

Description

"MÉTODO E SISTEMA PARA MONITORAÇÃO DE FLUXO DE FLUIDO" REFERÊNCIA REMISSIVA A PEDIDOS CORRELATOS O presente pedido reivindica prioridade em relação ao Pedido Provisional US número de série 60/512.649 depositado em 20 de outubro de 2003, cuja revelação integral é a-qui incorporada a título de referência.

ANTECEDENTES DA INVENÇÃO A presente invenção refere-se a um método e sistema para monitorar fluxo de fluido, como fluxo de fluido a-través de tubulações ou condutos similares para distribuir gãs natural, óleo bruto e outros artigos de energia gasosos ou líquidos. O método e sistema se baseiam na medição de ondas acústicas geradas pelo fluido, desse modo permitindo a monitoração da taxa de fluxo sem acesso direto ao fluido. Gás natural, óleo bruto, e outros artigos de energia gasosos ou líquidos similares compreendem um mercado e-conômico de multi-bilhões de dólares. Esses artigos são comprados e vendidos por muitas partes, e como com qualquer mercado negociado, as informações sobre os artigos negociados são muito valiosas para os participantes do mercado. Especificamente, as operações dos diversos componentes e instalações dos sistemas de produção, transporte, armazenagem e distribuição para cada um desses artigos podem ter impactos significativos sobre o preço e disponibilidade desses artigos, tornando valiosas as informações sobre as referidas o-perações. Além disso, essas informações não são genericamente reveladas publicamente pelos diversos proprietários ou operadores de componentes, e o acesso às referidas informações é portanto limitado.

Seria portanto desejável fornecer um método e sistema para monitorar fluxo de fluido através de tubulações ou condutos similares para distribuir gás natural, óleo bruto e outros artigos de energia gasosos ou líquidos similares, de tal modo que as informações sobre tais artigos possam ser acumuladas e comunicadas para os participantes do mercado e outras partes interessadas.

SUMÁRIO DA INVENÇÃO A presente invenção é um método e sistema para monitorar fluxo de fluido, como fluxo de fluido através de tubulações ou condutos similares para fornecer gás natural, óleo bruto, e outros artigos de energia gasosos ou líquidos similares. 0 método e sistema se baseiam na medição de ondas acústicas geradas pelo fluido de um local externo para o conduto no qual o fluido está fluindo, desse modo permitindo a monitoração da taxa de fluxo sem acesso direto ao fluido. Além disso, o método e sistema da presente invenção permitem a estimativa da dinâmica operacional de componentes ou instalações dos sistemas de produção, transporte, armazenagem e distribuição para os artigos de energia.

Uma propriedade geral de fluidos (quer compressí-vel ou incompressível) fluindo através de tubos ou condutos similares é que os mesmos produzem ondas acústicas, isto é, som ou vibração. 0 som produzido pelo fluxo de gãs natural ou outro artigo de energia pode ser caracterizado por sua amplitude e freqüência. A esse respeito, a amplitude e fre- qüência são genericamente relacionadas diretamente à velocidade do fluido através do conduto, e desse modo a taxa de fluxo do fluido. Portanto, um transdutor de som ou sensor similar pode ser posicionado para detectar as ondas acústicas que emanam de um conduto específico causado pelo fluxo de fluido através daquele conduto, e pelo registro e análise das ondas acústicas, a taxa de fluxo através do conduto pode ser estimada. A esse respeito, a taxa de fluxo é comumente expressa como uma taxa de fluxo volumétrica, isto é, caracterizado como o volume de fluido que passa por um ponto designado durante um período de tempo predeterminado.

Um ou mais transdutores de som são posicionados em proximidade com uma tubulação de tal modo que ondas acústicas possam ser detectadas de forma segura. Cada transdutor de som detecta a amplitude e/ou freqüência das ondas acústicas geradas pelo fluxo de gás através da tubulação e gera um sinal representativo daquela medição. 0 sinal gerado por cada transdutor de som é transmitido para um dispositivo de monitoração acima do solo em proximidade geral com os transdutores de som e a tubulação monitorada. 0 dispositivo de monitoração aloja os diversos equipamentos eletrônicos necessários para processar os sinais dos transdutores de som e transmitir dados coletados para uma instalação de processamento central. Especificamente, o dispositivo de monitoração é programado de tal modo que colete periódica ou continuamente dados dos transdutores de som, processe esses dados em uma forma apropriada para transmissão, e transmita os dados para uma instalação de processamento central remota.

Na instalação de processamento central, uma análise de computação é executada por um programa de computador digital para determinar a taxa de fluxo do fluido através da tubulação monitorada. Além disso, para qualquer instalação específica ou outro componente do sistema de produção, transporte, armazenagem e/ou distribuição para o qual todas ou a maioria das tubulações conectadas são monitoradas de acordo com a presente invenção, através de uma simples soma das taxas de fluxo volumétricas em cada tubulação a saída ou produção da instalação pode ser determinada. Então, as informações associadas à produção ou saída de uma ou mais instalações ou componentes podem ser então comunicadas a terceiros. Essas informações podem incluir não somente as taxas de fluxo medidas ou estimativas de saída, como também dados históricos, estimativas de capacidade, ou dados similares que colocam as taxas de fluxo medidas ou estimativas de saída no contexto para participantes do mercado e outras partes interessadas. Considera-se e prefere-se que essa comunicação para terceiros seja através da exportação dos dados para um local de rede da Internet de acesso controlado, o qual usuários finais possam acessar através de um programa de navegador de Internet comum.

DESCRIÇÃO DOS DESENHOS A Figura 1 é uma representação esquemãtica de um sistema de gás natural; A Figura 2 é uma representação esquemática de uma implementação exemplar do método e sistema da presente invenção; A Figura 3 é uma vista em perspectiva de um dispositivo de monitoração exemplar feito de acordo com a presente invenção; A Figura 4 é um diagrama de blocos funcional dos transdutores de som e dispositivo de monitoração em uma implementação exemplar do método e sistema da presente invenção; A Figura 5 é um diagrama de blocos funcional dos componentes de comunicação e da instalação de processamento central em uma implementação exemplar do método e sistema da presente invenção; A Figura 6 ilustra a monitoração de uma instalação de armazenagem à qual três tubulações são conectadas de a-cordo com o método e sistema da presente invenção; A Figura 7 é um gráfico ilustrando as amplitudes de sinais medidos provenientes de um transdutor de som posicionado adjacente a um conduto específico por um período de tempo definido, de tal modo que uma equação de melhor ajustamento possa ser desenvolvida para medições subseqüentes de taxa de fluxo através desse conduto específico; e A Figura 8 é um gráfico ilustrando as amplitudes de sinais medidos provenientes de um transdutor de som posicionado adjacente a outro conduto específico por um período de tempo definido, de tal modo que uma equação de melhor a-justamento possa ser desenvolvida para medições subseqüentes de taxa de fluxo através desse conduto específico.

DESCRIÇÃO DETALHADA DA INVENÇÃO A presente invenção é um método e sistema para monitorar fluxo de fluido, como fluxo de fluido através de tu- bulações ou condutos similares para distribuir gás natural, óleo bruto, e outros artigos de energia gasosos ou líquidos similares. 0 método e sistema se baseiam na medição de ondas acústicas geradas pelo fluido de um local externo ao conduto no qual o fluido está fluindo, desse modo permitindo a monitoração da taxa de fluxo sem acesso direto ao fluido. Além disso, o método e sistema da presente invenção permitem estimativa da produção ou saída de componentes ou instalações dos sistemas de produção, transporte, armazenagem e distribuição para os artigos de energia. Para fins do presente pedido, a produção, saída e/ou outra medição do fluxo de um artigo de energia através ou em relação a um componente ou instalação pode ser mencionada como a "dinâmica operacional" daquele componente ou instalação.

Para realizar isto, é primeiramente importante reconhecer que a produção, transporte, armazenagem e distribuição de artigos de energia gasosos ou líquidos ocorrem mais frequentemente através de redes de tubulações. Essas tubulações conectam diversos componentes de sistemas, como poços de produção, instalações de armazenagem de vários tipos, e redes de distribuição compreendidas de tubulações cada vez menores.

Por exemplo, com relação â indústria de gás natural e como ilustrado na figura 1, gás natural é localizado e coletado por companhias de produção de poços geograficamente dispersos, os quais são genericamente indicados pelos numerais de referência 10A, 10B e 10C na figura 1. 0 gás natural coletado desses poços é fornecido através de uma rede de tu- bulações (ou condutos similares) 12Ά, 12B, 12C a uma linha de tronco primária 14. Dessa linha de tronco 14, o gás natural é fornecido a instalações de armazenagem 16, que são tipicamente campos de gás natural esgotados, cúpulas de sal ou estruturas subterrâneas similares; e/ou companhias de distribuição locais 18 as quais por sua vez, vendem e fornecem o gás natural a usuários finais industriais, comerciais e residenciais para consumo final.

Em qualquer caso, uma propriedade geral de fluidos que fluem através de tubos ou condutos similares é que os mesmos produzem ondas acústicas, isto é, som ou vibração. 0 som produzido pelo fluxo de gás natural ou outro artigo de energia pode ser caracterizado por sua amplitude e freqüên-cia. A esse respeito, a amplitude e freqüência estão genericamente diretamente relacionadas à velocidade do fluxo, e desse modo â taxa de fluxo do fluido. Além disso, para fluidos compressíveis, a amplitude e freqüência também são genericamente relacionadas diretamente I densidade do fluido, e desse modo à taxa de fluxo volumétrica do fluido. Portanto, um transdutor de som ou sensor similar pode ser posicionado para detectar as ondas acústicas que emanam de um conduto específico causado por fluxo de fluido através daquele conduto. Pelo registro e análise das ondas acústicas, a taxa de fluxo através do conduto pode ser estimada. Como mencionado acima, a taxa de fluxo é comumente expressa como uma taxa de fluxo volumétrica, isto é, caracterizado como o volume de fluido que passa por um ponto designado através de um período de tempo predeterminado. A Figura 2 é uma representação esquemãtica de uma implementação exemplar do método e sistema da presente invenção. Nesse exemplo, uma tubulação subterrânea 32 é monitorada. Por conseguinte, um ou mais transdutores de som 34a, 34b, .. . 34n (também mencionados como sensores acústicos ou sensores de gás) são posicionados em proximidade com a tubulação 32, isto é, em contato físico com a tubulação 32 ou suficientemente próximo à referida tubulação 32 de tal modo que ondas acústicas possam ser detectadas de forma segura. A esse respeito, múltiplos sensores são freqüentemente preferíveis para fornecer múltiplas medições em locais ao longo da tubulação 32, que podem ser então mediados para reduzir erro. Considera-se que diversos transdutores ou sensores comercialmente disponíveis poderíam ser utilizados para obter os objetivos da presente invenção. Por exemplo, um transdu-tor de som preferido apropriado para fins da presente invenção é um acelerômetro de alta sensibilidade, sísmico fabricado e distribuído pela PCB Piezotronics, Inc. de Depew, Nova York como modelo no. 393B12.

Como mencionado acima, os transdutores de som 34a, 34b...34n são posicionados em contato com a tubulação 32 ou sufícientemente próximos à referida tubulação 32 de tal modo que ondas acústicas possam ser detectadas de forma segura. Por exemplo, muitos transdutores comercialmente disponíveis fornecem ímãs de montagem para fixação direta dos transdutores em uma tubulação ou conduto similar. Alternativamente, quando não é fornecido nenhum ímã, cada transdutor de som 34a, 34b... 34n pode ser montado na tubulação 32 pela fixa- ção de um ímã substancialmente plano ao transdutor utilizando um material adesivo, com o ímã sendo então utilizado para fixar o transdutor de som 34a, 34b... 34n â tubulação 32. A esse respeito, cada transdutor de som 34a, 34b... 34n podería ser dotado de um ímã curvo que casa melhor com o contorno da tubulação ao qual é fixado. Além disso, diversos adesivos poderíam ser utilizados para fixar cada transdutor de som 34a, 34b... 34n diretamente na tubulação 32. Finalmente, em circunstâncias onde acesso físico à tubulação 32 não é possível ou é impraticável, os transdutores de som 34a, 34b...34n podem ser montados em um suporte ou armação similar que mantém a posição dos transdutores de som 34a, 34b... 34n em relação à tubulação 32 sem contatar necessariamente a tubulação 32.

Em qualquer caso, nesse exemplo, cada transdutor de som 34 detecta a amplitude das ondas acústicas geradas pelo fluxo de gás através da tubulação 32 e gera um sinal representativo daquela amplitude. 0 sinal gerado por cada transdutor de som 34a, 34b... 34n é transmitido através de um cabo apropriado 36a, 36b... 36n a um dispositivo de monitoração acima do solo 30, o qual é preferivelmente "local" em que é localizado em proximidade geral com os transdutores de som 34a, 34b... 34n e a tubulação 32. Como ilustrado na figura 3, um dispositivo de monitoração exemplar 30 inclui um envoltório substancialmente impermeável 31 que é fixado em um montante e aloja os diversos equipamentos eletrônicos necessários para processar os sinais dos transdutores de som 34a, 34b... 34n e transmitir dados coletados para uma insta- lação de processamento central, como é adicionalmente descrito abaixo. A Figura 4 é um diagrama de blocos funcional dos transdutores de som 34a, 34b... 34n e dispositivo de monitoração 30. Como mostrado, o dispositivo de monitoração 30 é programado de tal modo que coleta periódica ou continuamente dados dos transdutores de som 34a, 34b... 34n, processa esses dados em uma forma apropriada para transmissão, e transmite os dados para uma instalação de processamento central remota onde diversas análises computacionais são executadas nos dados para determinar a taxa de fluxo de gás natural ou outro artigo de energia através da tubulação monitorada.

Especificamente, a voltagem de saída do primeiro transdutor de som 34a é aplicada a um circuito de amplificação e filtração 40a, que tem uma função dupla. Uma função do circuito de amplificação e filtração 40a é amplificar a voltagem de saída relativamente pequena do transdutor de som 34a a um nível que será apropriado como uma entrada para um conversor de analógico em digital. A função secundária do circuito 40a é servir como um filtro, remover ruído estranho da voltagem de saída de cada transdutor de som 34a. Similarmente, a voltagem de saída do segundo transdutor de som 34b é aplicada em outro circuito de amplificação e filtração 40b para amplificar a voltagem e remover ruído estranho e assim por diante. 0 desenho específico dos circuitos de amplificação e' filtração 40a, 40b... 40n não é importante, e diversos circuitos de amplificação e filtração poderíam ser projetados para obter os objetivos duplos de amplificar a voltagem e remover ruído estranho por uma pessoa com conhecimentos comuns na arte.

Após a amplificação e filtração dos respectivos sinais, as voltagens de saída são então aplicadas às entradas de um multiplexor analógico (MUX) 42. Além disso, embora não mostrado na figura 4, pode ser aconselhável aplicar-se as voltagens de saída dos respectivos circuitos de amplificação e filtração 40a, 40b...40n às entradas de respectivos amplificadores de amostrar-e-reter antes que tais voltagens de saída sejam aplicadas ao MUX 42 a fim de evitar inclinação de tempo na subseqüente conversão desses sinais de forma analógica para digital. Amplificadores de amostrar-e-reter são genericamente conhecidos na arte, e qualquer meio convencional para executar a função de amostrar e reter pode ser incorporado na presente invenção como aqui considerado.

Do MUX 42, os sinais são separadamente passados através de um conversor de analógico para digital (A/D) 44. Qual dos múltiplos sinais é passado através para o conversor de analógico em digital 44 em qualquer momento dado é determinado por uma lógica de controle associada a um microprocessador 50. Os dados convertidos, representativos da amplitude das ondas acústicas medidas e agora em forma digital, são armazenados na memória associada ao microprocessador 50. O sinal transmitido do microprocessador 50 é então transmitido para um ou ambos de um transceptor de radiofrequência (RF) 58 com antena de transmissão associada 60 (que também é mostrada na figura 3) e uma rede de linha física 62 para transmissão subseqüente do sinal para uma instalação de pro- cessamento central.

Finalmente, os componentes eletrônicos individuais do dispositivo de monitoração 30 são preferivelmente acionados por uma bateria 70 que pode ser continuamente recarregada por um conjunto de painéis solares 72 {que também é mostrado na figura 3). A Figura 5 á um diagrama de blocos funcional dos componentes de comunicação e da instalação de processamento central nessa implementação exemplar do método e sistema da presente invenção. Esses componentes não são instalados no campo com o dispositivo de monitoração 30, porém em vez disso são localizados em algum local remoto. Especificamente, os dados transmitidos do microprocessador 50 representado na figura 3 são transmitidos para a instalação de processamento central através de um ou ambos de um transceptor de radio-freqüência (RF) 58 com antena de transmissão associada 60 e uma rede de linha física 62. Uma antena de recepção 100 ou componente de comunicação similar, que está no alcance de um ou mais dispositivos de monitoração 30 no campo, recebe esses dados, os quais são representativos das medições acústicas. A antena de recepção 100 é eficientemente conectada a uma rede de comunicação analógica ou digital 102 que transmite o sinal para a instalação de processamento central 110. Essa transmissão pode ser realizada, por exemplo, por um enlace de satélite 104, um enlace de microonda 106, e/ou um enlace de fibra óptica 108, embora outros meios de transmissão de dados possam ser certamente utilizados sem se afastar do espírito e âmbito da presente invenção.

Na instalação de processamento central 110, uma análise computacional, como será descrita em detalhe abaixo, é executada por um programa de computador digital 112 para determinar a taxa de fluxo do gás (ou fluido similar) através da tubulação 32. Além disso, para qualquer instalação de gás natural específica ou outro componente do sistema de produção, transporte, armazenagem e/ou distribuição para o qual todas ou a maioria das tubulações conectadas são monitoradas de acordo com a presente invenção, através de uma simples soma das taxas de fluxo em cada tubulação, a produção de gás natural da instalação pode ser determinada. Então, as informações associadas à produção ou saída de uma ou mais instalações ou componentes podem ser então comunicadas a terceiros. Essas informações podem incluir não somente as 1 taxas de fluxo medidas ou estimativas de saída, como também dados históricos, estimativas de capacidade, ou dados similares que colocam as taxas de fluxo medidas ou estimativas de saída no contexto para participantes de mercado e outras partes interessadas. Considera-se e prefere-se que essa co-) municação para terceiros seja através de exportação dos dados para um local de rede da Internet de acesso controlado 114, que usuários finais podem acessar através de um programa de navegador de Internet comum 116, como Microsoft Internet Explorer®. Evidentemente, a comunicação de informações 5 e dados para terceiros também pode ser realizada através de uma ampla variedade de outros meios de comunicações conhecidos sem se afastar do espírito e âmbito da presente invenção .

Como aperfeiçoamento adicional, o canal de comunicações do microprocessador 50 do dispositivo de monitoração local 30 até a instalação de processamento central 110 pode ser bidirecional de modo que as informações mantidas e armazenadas no microprocessador 50 possam ser enviadas para fora em uma base programada ou possam ser recebidas. Além disso, através de comunicações bidirecionais, o microprocessador 50 é remotamente reprogramável.

Com relação à análise computacional mencionada a-cima, a relação das ondas acústicas medidas através de um conduto com a taxa de fluxo é de um certo modo matematicamente complexa porque as ondas acústicas podem resultar não somente de fluxo de fluido, como também da interação do fluido com componentes mecânicos da tubulação, incluindo compressores, medidores de fluxo de gás, reguladores de pressão e fluxo, válvulas de controle e/ou equipamentos similares conectados a e/ou externos à tubulação. Entretanto, em circunstâncias onde a interação de tais componentes ou equipamento é independente de condições mutantes no próprio fluido, a amplitude das ondas acústicas genericamente aumenta com aumentos na taxa de fluxo. Para detalhes adicionais e discussão das fontes de ruído e dos níveis de ruído produzidos em tubulações de gás, faz-se referência a Nelson, D.A.; e Cooper, B.A.; Reduced-Noíse gas flow Design Guide para . NASA Glenn Research Center, Proceedings de InterNoise 99, o Congresso Internacional sobre Engenharia de Controle de Ruído, Institute of Noise Control Engineering (Washington, D.C., 1999) uma publicação que é aqui incorporada a título de referência.

Por conseguinte, pela seleção de um local apropriado ao longo de uma tubulação, um local onde a interação do fluido com outros componentes ou equipamento é mínima, através da comparação de ondas acústicas medidas com taxas de fluxo conhecidas, pode-se desenvolver uma relação matemática apropriada para previsão de taxa de fluxo.

Por exemplo, a figura 7 é um gráfico ilustrando as amplitudes de sinal medidas de um transdutor de som posicionado adjacente a um conduto específico para um período de tempo maior do que 105 horas. Durante esse período de tempo, o fluxo de gãs efetivo também foi monitorado. Com a aplicação de uma análise de regressão linear nesse conjunto de dados, uma relação matemática foi desenvolvida, especificamente: Fluxo estimado (Mcfh) = [K (Amplitude de sinal) + C]* 1000 (1) onde Mcfh se refere a 28 metros cúbicos por hora, e onde K = 1.6159 e C=0.5158/ Evidentemente, essa relação matemática é de um certo modo exclusiva para o conduto específico. Realmente, o tamanho do conduto, as características dos transdutores de som específicos, e condições ambientais podem todos ter um efeito sobre a relação entre ondas acústicas medidas e taxa de fluxo.

Para outro exemplo, a figura 8 é um gráfico ilustrando as amplitudes medidas de um transdutor de som posicionado adjacente a outro conduto por um período de tempo de 180 horas. Novamente, durante esse período de tempo, o fluxo de gás efetivo foi também monitorado. Com a aplicação de uma análise de regressão linear nesse conjunto de dados, uma relação matemática foi desenvolvida, especificamente: Fluxo estimado (mcfh) = K (Amplitude de sinal)c (2) onde K=2100 e C=0.30 Essa relação matemática também é exclusiva para o conduto específico e condições ambientais. Não obstante, pelo desenvolvimento de equações de "melhor ajustamento" para vários condutos em várias definições, como os exemplos acima demonstram, quando um novo conduto deve ser monitorado, uma equação apropriada pode ser selecionada com base no tamanho do conduto, condições ambientais, etc. Além disso, através de acúmulo e análise de dados, espera-se que correlações a-dicionais possam ser deduzidas, como a relação das constantes K e C para: (1) certas características identificáveis do conduto, como diâmetro interno do conduto e espessura de parede do conduto; (2) características do fluido, como temperatura, pressão, velocidade, etc.; e (3) características associadas a diferentes tipos de fontes de ruído mecânico próximas, como compressores e válvulas de controle. A esse respeito, para estimativas de ruído que resultem de muitas dessas características, faz-se referência novamente a Nelson, D,A.; e Cooper, B.A.; Reduced-Noise gas flow design Guide para NASA Glenn Research Center, Proceedings de InterNoise 99, o Congresso Internacional sobre Engenharia de Controle de Ruído, Instítute of Noise Control Engineering (Washington, D.C., 1999), uma publicação que foi incorporada aqui a título de referência.

Em qualquer caso, após desenvolvimento da relação· matemática apropriada, um conduto específico pode ser monitorado em tempo substancialmente real. Após recebimento dos dados digitalizados associados à monitoração daquele conduto específico na instalação de processamento central, a análise computacional necessária é realizada, de preferência por um programa de computador digital, para determinar a taxa de fluxo do gás (ou fluido similar) através do conduto.

Como mencionado acima, através dessas computações, o método e sistema da presente invenção permitem a estimativa da dinâmica operacional de componentes ou instalações dos sistemas de produção, transporte, armazenagem e distribuição para os artigos de energia. Por exemplo, na indústria de gás natural, as instalações de armazenagem recebem e armazenam gás coletado por companhias de produção durante períodos de uso mais baixo (isto é, os meses de verão) e então distribuem o gás armazenado para companhias de distribuição locais durante períodos de uso elevado (isto é, os meses do inverno) como genericamente descrito acima com referência à figura 1.· Evidentemente, gás é transportado para dentro e para fora dessas instalações de armazenagem através de diversas tubulações. Através de uma estimativa da quantidade de gás que flui através de cada tubulação como descrito acima, acoplado a um conhecimento da direção de fluxo através de cada tubulação, através de uma simples soma das taxas de fluxo em cada tubulação, a injeção líquida ou retirada de gás para uma instalação de armazenagem específica pode ser determinada. Então, como também descrito acima, essa estimativa pode ser comunicada a terceiros através de um local de rede de Internet de acesso controlado ou de outro modo. A Figura 7 ilustra essa estimativa da saída de uma instalação de armazenagem 16 na qual três tubulações 32, 132, 232 são conectadas. Cada tubulação 32, 132, 232 é monitorada por um pacote de um ou mais transdutores de som 34, 134, 234 e dispositivos de monitoração associados 30, 130, 230. Os dados coletados e processados por cada dispositivo de monitoração 30, 130,2 30 são transmitidos através de um enlace de satélite 104 para uma instalação de processamento central 110, onde através de uma simples soma das taxas de fluxo computadas em cada tubulação 32, 132, 232, a injeção líquida ou retirada de gás para a instalação de armazenagem 16 pode ser determinada.

Com relação à direção de fluxo através de cada tubulação associada a uma instalação, várias técnicas podem ser utilizadas para deduzir a direção de fluxo. Por exemplo, redes de tubulação em instalações de armazenagem incluem estruturas e componentes mecânicos similares, com a função desses componentes e estruturas sendo frequentemente dependente da direção de fluxo através da tubulação. Por conseguinte, uma avaliação da disposição física das redes de tubulação pode fornecer alguma indicação da direção de fluxo. Além disso, uma análise das ondas acústicas medidas pode fornecer uma indicação da direção de fluxo em que certos componentes mecânicos podem ser ativados quando fluxo de gás está em uma certa direção (por exemplo, um compressor para injeção de gás para dentro da instalação de armazenagem). Em outro exemplo, o conhecimento da operação sazonal da instalação de armazenagem, como mencionado acima, pode ser utilizado para deduzir a direção de fluxo. Independente da técnica utilizada, a injeção líquida ou retirada de gás para uma instalação de armazenagem específica pode ser desse modo determinada .

Uma pessoa com conhecimentos comuns na arte reconhecerá que modalidades e/ou implementações adicionais são possíveis sem se afastar dos ensinamentos da presente invenção ou do âmbito das reivindicações que se seguem. Essa descrição detalhada, e particularmente os detalhes específicos da implementação exemplar revelada na mesma, é fornecida principalmente para clareza de entendimento, e nenhuma limitação desnecessária deve ser subentendida a partir da mesma, pois modificações tornar-se-ão óbvias para aqueles versados na técnica após leitura dessa revelação e podem ser feitas sem se afastar do espírito ou âmbito da invenção reivindicada.

REIVINDICAÇÕES

Claims (10)

1. Método para fornecer informações referentes à produção ou saída de uma instalação (16) para uma terceira parte remota, CARACTERIZADO por compreender as etapas de; posicionar um ou mais transdutores de som sísmico (34a, 34b, 34n) nas proximidades de e externamente a cada um de uma série de condutos selecionados (32, 132, 232) da instalação (16), cada referido transdutor de som sísmico (34a, 34b, 34n) tendo uma faixa de frequência de operação com um limite superior de aproximadamente 1000HZ ou menor, e cada referido transdutor de som sísmico {34a, 34b, 34n) gerando um sinal representativo de ondas acústicas geradas pelo fluxo de fluido através de cada referido conduto (32, 132, 232) e pela interação do fluido com componentes mecânicos de cada referido conduto; coletar referidos sinais de referidos um ou mais transdutores de som sísmico (34a, 34b, 34n) em uma base substancialmente contínua; processar referidos sinais para determinar a taxa de fluxo através de cada referido conduto (32,132, 232); estimar uma produção ou saída da instalação (16) baseada na taxa de fluxo determinada através de cada referido conduto (32, 132, 232) e uma direção predeterminada do fluxo através de cada referido conduto (32,132, 232); e comunicar informações referentes a produção ou saída da instalação (16) para dita terceira parte remota,

2. O método de acordo com a reivindicação 1, CARACTERIZADO pelo fato de que os sinais gerados por referidos um ou mais transdutores de som sísmico (34a, 34b, 34n) são recebidos e coletados por um dispositivo local de monitoração (30) e, então, transmitidos do dispositivo local de monitoração (30) para uma instalação central de processamento remota (110) para processamento de referidos sinais para determinar a taxa de fluxo através de cada referido conduto (32, 132, 232).

3. O método de acordo com a reivindicação 1, CARACTERIZADO pelo fato de que referidos um ou mais transdutores de som sísmico (34a, 34b, 34n) estão próximos, mas sem contato físico, com cada referido conduto (32,132, 232).

4. O método de acordo com a reivindicação 1, CARACTERIZADO pelo fato de que cada um dos ditos transdutores de som sísmico (34a, 34b, 34n) geram um sinal representativo da amplitude medida das ondas acústicas geradas pelo fluxo de fluido através de referido conduto, e as etapas de coleta e processamento de referidos sinais incluem as sub-etapas de: receber referidos sinais e processar os sinais em dados digitalizados representativo da amplitude medida em uma base substancialmente contínua; e realizar uma análise computacional nos dados digitalizados para determinar a taxa de fluxo de fluido em cada referido conduto (32, 132, 232) baseado na amplitude medida.

5. O método de acordo com a reivindicação 4, CARACTERIZADO pelo fato de que o recebimento e processamento dos sinais em dados digitalizados representativos da amplitude medida é realizado pelo dispositivo de monitoração (30) na proximidade geral dos transdutores de som sísmico (34a, 34b, 34n).

6.0 método de acordo com a reivindicação 5, CARACTERIZADO pelo fato de que compreende ainda a etapa de transmitir os dados digitalizados de um dispositivo de monitoração (30) para uma instalação central de processamento (110) para realizar a análise computacional dos dados digitalizados para determinar a taxa de fluxo de fluido em cada referido conduto (32,132, 232).

7.0 método de acordo com a reivindicação 5, CARACTERIZADO pelo fato de que o dispositivo de monitoração (30) inclui um ou mais circuitos de amplificação e filtração (40a, 40b, 40n) para amplificar o sinal de cada transdutor de som sísmico (34a, 34b, 34n) e para remover ruídos estranhos antes do processamento dos sinais em dados digitalizados representativos da amplitude medida.

8. O método de acordo com a reivindicação 6, CARACTERIZADO pelo fato de que a transmissão dos dados digitalizados é realizada por um transceptor de radiofrequência (58) associado com o dispositivo de monitoração (30).

9. O método de acordo com a reivindicação 5, CARACTERIZADO pelo fato de que o dispositivo de monitoração (30) é alimentado por uma bateria (70) que é continuamente recarregada por um conjunto de painéis solares (72).

10. O método de acordo com a reivindicação 1, CARACTERIZADO pelo fato de que a comunicação de informação para dita terceira parte remota (114) é realizada por meio da exportação de dita informação para um local de rede de internet acessível pela dita terceira parte remota (114).