BRPI0721881B1

BRPI0721881B1 - medidor de fluxo vibratório, sistema de medidor de fluxo vibratório, e método para medir características de fluxo de um fluxo trifásico

Info

Publication number: BRPI0721881B1
Application number: BRPI0721881A
Authority: BR
Inventors: Mark James Bell; Craig B Mcanally; Andrew Timothy Patten; Pierre Richard L St Jr
Original assignee: Micro Motion Inc
Priority date: 2007-07-30
Filing date: 2007-07-30
Publication date: 2018-12-26
Also published as: AU2007357101A1; KR20100047304A; US20100198531A1; CA2695363A1; BRPI0721881A2; KR101201391B1; AR067559A1; EP2179254A1; CN101765759B; CA2695363C; AU2007357101B2; EP2179254B1; JP2010535337A; JP5250035B2; CN101765759A; WO2009017494A1; HK1145707A1; US8302489B2

Abstract

medidor de fluxo vibra tório, sistema de medidor de fluxo vibratório, e método para medir características de fluxo de um fluxo trifásico medidor de fluxo vibratório (5) para medir características de fluxo de um fluxo trifásico é provido de acordo com a invenção. o medidor de fluxo vibratório (5) inclui um conjunto medidor (10) incluindo sensores de desvio (105, 105') e eletrônica do medidor (20) acoplados aos sensores de desvio (1 05, 105 '). a eletrônica do medidor (20) é configurada para receber uma resposta vibracional dos sensores de desvio (105, 105'), gerar uma primeira medição de densidade do fluxo trifásico usando um primeiro componente de frequência da resposta vibracional, e gerar pelo menos uma segunda medição de densidade do fluxo trifásico usando pelo menos um segundo componente de frequência da resposta vibracional. o pelo menos segundo componente de frequência é uma frequência diferente do primeiro componente de frequência. a eletrônica do medidor (20) é ainda configurada para determinar uma ou mais características de fluxo a partir da primeira medição de densidade e da pelo menos uma segunda medição da densidade.

Description

MEDIDOR DE FLUXO VIBRATÓRIO, SISTEMA DE MEDIDOR DE FLUXO VIBRATÓRIO, E MÉTODO PARA MEDIR CARACTERÍSTICAS DE FLUXO DE UM FLUXO TRIFÁSICO

Antecedentes da Invenção

1. Campo da Invenção

A presente invenção refere-se a um sistema de medição de fluxo e método, e mais particularmente, a um sistema de medição de fluxo e método para medir as características de fluxo de um fluxo trifásico.

2. Descrição do Problema

Os medidores de fluxo são usados para medir a taxa de fluxo de massa, densidade, e outras características dos materiais escoando. Os materiais escoando podem compreender líquidos, gases, líquidos e gases combinados, sólidos em suspensão em líquidos, líquido incluindo gases e sólidos em suspensão, etc.

Os sensores de condutos vibratórios, como os medidores de fluxo de massa Coriolis, e densitômetros vibratórios, tipicamente operam por detecção do movimento de um conduto vibrando que contém um material escoando. As propriedades associadas com o material no conduto, como o fluxo de massa, densidade e outros, podem ser determinadas por processamento de sinais de medição recebidos de transdutores de movimento associados com o conduto. Os modos de vibração do sistema cheio com material vibrando geralmente são afetados pelas características combinadas de massa, contração e amortecimento do conduto contentor e do material contido no mesmo.

Um medidor de fluxo de massa Coriolis típico inclui um ou mais condutos que são conectados em linha em um duto ou outro sistema de transporte e transportam materiais, por exemplo fluidos, suspensões, e outros, no sistema. Cada conduto pode ser visto como tendo um conjunto de modos

Petição 870180068989, de 08/08/2018, pág. 11/53 de vibração natural, incluindo, por exemplo, modos simples de flexão, torção, radial e acoplados. Em uma aplicação de medição de fluxo de massa Coriolis, um conduto é excitado em um ou mais modos de vibração à medida que o material flui através do conduto, o movimento do conduto é medido em 5 pontos espaçados ao longo do conduto. A excitação é tipicamente provida por um acionador, por exemplo, um dispositivo eletromecânico, como um acionador de tipo de bobina de voz, que perturba o conduto em um modo periódico. A taxa de fluxo de massa pode ser determinada por medida do retardo de tempo ou diferenças de fase entre os movimentos em locais do 10 transdutor. A densidade do material fluido pode ser determinada a partir de uma frequência de uma resposta víbracional do medidor de fluxo. Dois destes transdutores (ou sensores de desvio) são tipicamente empregados a fim de medir uma resposta víbracional do conduto ou condutos de fluxo e estão tipicamente localizados em posições a montante e a jusante do acionador. Os 15 dois sensores de desvio são conectados a instrumentação eletrônica por cabos, como por dois pares de fios independentes. A instrumentação recebe sinais a partir de dois sensores de desvio e processa os sinais a fim de derivar as medições de fluxo.

Usando os avanços recentes em processamento de sinal e 20 projetos de medidores e considerando a dinâmica de fluido incluindo mistura, tamanho da bolha, etc, um medidor de fluxo vibratório de baixa frequência pode ser usado para medir com precisão a densidade da mistura e o fluxo de massa da mistura de uma corrente de fluido de múltiplas fases. Apesar disto representar um grande avanço, muitos usuários de medidores de fluxo 25 desejam conhecer a densidade apenas do líquido. A aplicação principal para uma densidade apenas do líquido é na medição de petróleo e gás a montante, para tanto a medição de fluxo em campo de petróleo trifásico como a de processo de cimentação apenas de líquido. O medidor de fluxo vibratório

Petição 870180068989, de 08/08/2018, pág. 12/53 capaz de medir a densidade somente de líquido deve eliminar a necessidade de um medidor de fração do volume de gás para medir a fração de volume de gás de um fluxo de múltiplas fases. Isto iria eliminar custo adicional e complexidade.

Na indústria de exploração, produção e processamento de petróleo e gás, os poços de petróleo tipicamente produzem água, petróleo e gás natural. Um separador é usado para separar estes componentes em uma perna de gás e uma perna de líquido. A densidade da perna de líquido é então medida e usada para computar a fração de petróleo e a fração de água que completam a corrente de líquido. Esta medição é simplesmente uma medição da concentração com base na densidade medida e é chamada computação líquida de petróleo. Por exemplo, se petróleo tem uma densidade de 0,8 g/cm³ e água tem uma densidade de 1,0 g/cm³, uma densidade de mistura medida de 0,9 implica 50% de água e 50% de petróleo em volume. Similarmente uma densidade medida de 0,95 implica 75% de água e 25% de petróleo em volume.

Onde somente duas fases de líquido estão presentes e onde as densidades de base de petróleo e água são conhecidas, a determinação de componente de duas fases é relativamente fácil, com duas equações e duas incógnitas. As equações básicas compreendem:

Φ ,+Φ. -1 pvfrwcf»

P pelmkrA^ petr/ileo Ρύφκι P mi.ilnru

Onde o termo (Φ )compreende uma fração de fase volumétrica e o termo (p) compreende densidade. Isto pode ser escrito em uma forma de matriz como:

1 1	Φ , peírofeo <	> = <
P fteirólw PtíglM	Φ.

A entrada da densidade de água e petróleo e a medição da densidade da mistura com um medidor de fluxo vibratório, o processo de

Petição 870180068989, de 08/08/2018, pág. 13/53 computação líquida de petróleo calcula as frações de fase volumétrica com um inverso de matriz, compreendendo:

Φ pctrweo		‘ 1 1	-1	1 >
Φ,		Pptíróteo P água		Pfíiístura ,

Uma vez que as duas frações de fase são conhecidas, elas podem ser multiplicadas por uma taxa de fluxo de volume para determinar o volume de água e o volume de petróleo que estão sendo produzidos. Além disso, a taxa de fluxo de massa do componente pode ser calculada por multiplicação da taxa de fluxo de volume do componente pela densidade do componente. Em alguns casos, a corrente de líquido ainda pode transportar algum gás, apesar de um processo de separação. Isto irá ocorrer quando uma queda de pressão está presente através de uma válvula ou dispositivo de medição de fluxo. Como resultado, algum gás arrastado se rompe fora da mistura de petróleo. A ruptura do gás também irá ocorrer quando o separador não está trabalhando perfeitamente devido a uma viscosidade do petróleo aumentada, produção estimulada, ou lentidão através do poço. Nestes casos, o gás presente na corrente de líquido resulta em erros muito grandes na produção real de água e petróleo. Por exemplo, se um poço está produzindo somente água e gás natural e a produção da perda de líquido do separador inclui 95% água e 5% de gás, a densidade da mistura indicada é de 0,95 g/cm³(considerando que a densidade do gás é zero) e a computação líquida de petróleo assume que a corrente de líquido é novamente 75% água e 25% petróleo. Na realidade, este poço não está produzindo petróleo e o erro na produção de petróleo é infinito.

Uma solução típica é a adição de um medidor de fração de vazio de gás (GVF). A fração de gás pode ser quantificada pelo medidor de GVF e a porção de gás da medição de densidade de líquido pode ser removida. Isto elimina grandes erros de gás arrastado no cálculo da computação líquida de

Petição 870180068989, de 08/08/2018, pág. 14/53 petróleo.

Quando três fases estão presentes onde se têm três incógnitas (fração de fase de petróleo, água e gás natural) e outra equação é requerida para resolver o problema. Como descrito acima, no passado, esta terceira 5 equação foi proveniente de um medidor da fração de vazio de gás ou sonda de fração de água. No entanto, deseja-se fazer esta medição com um único medidor Coriolis.

Ainda permanece uma necessidade na arte para um medidor de fluxo vibratório e método que possam medir as características de fluxo de um 10 fluxo trifásico.

Sumário da Solução

Um medidor de fluxo vibratório para medir características de fluxo de um fluxo trifásico é provido de acordo com uma forma de realização da invenção. Um medidor de fluxo vibratório compreende um conjunto 15 medidor incluindo sensores de desvio e eletrônica do medidor acoplados aos sensores de desvio. A eletrônica do medidor é configurada para receber uma resposta víbracional dos sensores de desvio, gerar uma primeira medição de densidade do fluxo trifásico usando um primeiro componente de frequência da resposta víbracional, e gerar pelo menos uma segunda medição de 20 densidade do fluxo trifásico usando pelo menos um segundo componente de frequência da resposta víbracional. O pelo menos segundo componente de frequência compreende uma frequência diferente do primeiro componente de frequência. A eletrônica do medidor é ainda configurada para determinar uma ou mais características de fluxo a partir da primeira medição de densidade e 25 da pelo menos segunda medição da densidade.

Um sistema de medidor de fluxo vibratório para medir características de fluxo de um fluxo trifásico é provido de acordo com uma forma de realização da invenção. O sistema de medidor de fluxo vibratório

Petição 870180068989, de 08/08/2018, pág. 15/53 compreende um primeiro medidor de fluxo vibratório, pelo menos um segundo medidor de fluxo vibratório, e um sistema de processamento acoplado ao primeiro medidor de fluxo vibratório e ao pelo menos segundo medidor de fluxo vibratório. O sistema de processamento é configurado para 5 receber uma primeira resposta vibracional a partir do primeiro medidor de fluxo vibratório e receber pelo menos uma segunda resposta vibracional a partir do pelo menos um segundo medidor de fluxo vibratório. A pelo menos segunda resposta vibracional compreende uma frequência diferente da primeira resposta vibracional. O sistema de processamento é ainda 10 configurado para gerar uma primeira medição de densidade do fluxo trifásico a partir da primeira resposta vibracional do primeiro medidor de fluxo vibratório e gerar uma pelo menos segunda medição de densidade do fluxo trifásico a partir da pelo menos segunda resposta de frequência vibracional do pelo menos segundo medidor de fluxo vibratório. O sistema de processamento 15 é ainda configurado para determinar uma ou mais características de fluxo a partir da primeira medição de densidade e da pelo menos segunda medição da densidade.

Um método para medir características de fluxo de um fluxo trifásico é provido de acordo com a invenção. O método compreende receber 20 uma resposta vibracional a partir de um medidor de fluxo vibratório, gerar uma primeira medição de densidade do fluxo trifásico usando um primeiro componente de frequência da resposta vibracional, e gerar pelo menos uma segunda medição de densidade do fluxo trifásico usando pelo menos um segundo componente de frequência da resposta vibracional. O pelo menos 25 segundo componente de frequência compreende uma frequência diferente do primeiro componente de frequência. O método ainda compreende determinar uma ou mais características de fluxo a partir da primeira medição de densidade e da pelo menos segunda medição da densidade.

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Um método para medir características de fluxo de um fluxo trifásico é provido de acordo com a invenção. O método compreende receber uma primeira resposta vibracional e uma pelo menos segunda resposta vibracional, gerar uma primeira medição de densidade do fluxo trifásico a partir da primeira resposta vibracional, e gerar uma pelo menos segunda medição de densidade do fluxo trifásico a partir da pelo menos segunda resposta de frequência vibracional. A pelo menos segunda resposta de frequência vibracional compreende uma frequência diferente da primeira resposta de frequência vibracional. O método ainda compreende determinar uma ou mais características de fluxo a partir da primeira medição de densidade e da pelo menos segunda medição da densidade.

Aspectos da Invenção

Em um aspecto do medidor de fluxo vibratório, a eletrônica do medidor é ainda configurada para receber densidades de componente predeterminadas para cada um dos três componentes do fluxo trifásico.

Em outro aspecto do medidor de fluxo vibratório, a eletrônica do medidor é ainda configurada para receber valores pré-determinados da velocidade do som para cada um dos três componentes do fluxo trifásico.

Em ainda outro aspecto do medidor de fluxo vibratório, a determinação de uma ou mais características de fluxo ainda compreende determinar frações de fase para cada um dos três componentes do fluxo trifásico.

Em ainda outro aspecto do medidor de fluxo vibratório, a determinação de uma ou mais características de fluxo ainda compreende determinar uma fração de vazio de gás (GVF) do fluxo trifásico.

Em ainda outro aspecto do medidor de fluxo vibratório, a determinação de uma ou mais características de fluxo ainda compreende determinar uma fração de água do fluxo trifásico.

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Em ainda outro aspecto do medidor de fluxo vibratório, o pelo menos segundo componente de frequência é substancialmente superposto sobre o primeiro componente de frequência.

Em ainda outro aspecto do medidor de fluxo vibratório, o primeiro componente de frequência e o pelo menos segundo componente de frequência ocorrem em tempos substancialmente alternados na resposta vibracional.

Em ainda outro aspecto do medidor de fluxo vibratório, a eletrônica do medidor é ainda configurada para vibrar o conjunto medidor em uma primeira frequência e vibrar o conjunto medidor em uma pelo menos segunda frequência, com a pelo menos segunda frequência sendo uma frequência diferente da primeira frequência, receber a resposta vibracional a partir dos sensores de desvio, e separar a resposta vibracional dentro do primeiro componente de frequência e do pelo menos segundo componente de frequência.

Em ainda outro aspecto do medidor de fluxo vibratório, a eletrônica do medidor é ainda configurada para vibrar o conjunto medidor em uma primeira frequência, receber a resposta vibracional a partir dos sensores de desvio, e separar a resposta vibracional dentro do primeiro componente de frequência e do pelo menos segundo componente de frequência, em que o primeiro componente de frequência e o pelo menos segundo componente de frequência são gerados pela vibração na primeira frequência.

Em ainda outro aspecto do medidor de fluxo vibratório, receber a resposta vibracional ainda compreende separar a resposta vibracional dentro do primeiro componente de frequência e do pelo menos segundo componente de frequência.

Em ainda outro aspecto do medidor de fluxo vibratório, receber a resposta vibracional ainda compreende filtrar a resposta vibracional dentro do

Petição 870180068989, de 08/08/2018, pág. 18/53 primeiro componente de frequência e do pelo menos segundo componente de frequência.

Em um aspecto do sistema de medidor de fluxo vibratório, o sistema de processamento é ainda configurado para receber densidades de componente pré-determinadas para cada um dos três componentes do fluxo trifásico.

Em outro aspecto do sistema de medidor de fluxo vibratório, o sistema de processamento é ainda configurado para receber valores prédeterminados da velocidade do som para cada um dos três componentes do fluxo trifásico.

Em ainda outro aspecto do sistema de medidor de fluxo vibratório, a determinação de uma ou mais características de fluxo ainda compreende determinar frações de fase para cada um dos três componentes do fluxo trifásico.

Em ainda outro aspecto do sistema de medidor de fluxo vibratório, a determinação de uma ou mais características de fluxo ainda compreende determinar uma fração de vazio de gás (GVF) do fluxo trifásico.

Em ainda outro aspecto do sistema de medidor de fluxo vibratório, a determinação de uma ou mais características de fluxo ainda compreende determinar uma fração de água do fluxo trifásico.

Em ainda outro aspecto do sistema de medidor de fluxo vibratório, o primeiro medidor de fluxo vibratório é vibrado em uma primeira frequência para gerar a primeira resposta vibracional e o pelo menos um segundo medidor de fluxo vibratório é vibrado em uma pelo menos segunda frequência para gerar a pelo menos segunda resposta vibracional.

Em um aspecto do método, o método ainda compreende a etapa preliminar de receber densidades de componente pré-determinadas para cada um dos três componentes do fluxo trifásico.

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Em outro aspecto do método, o método ainda compreende a etapa preliminar de receber valores pré-determinados da velocidade do som para cada um dos três componentes do fluxo trifásico.

Em ainda outro aspecto do método, a determinação de uma ou mais características de fluxo ainda compreende determinar frações de fase para cada um dos três componentes do fluxo trifásico.

Em ainda outro aspecto do método, a determinação de uma ou mais características de fluxo ainda compreende determinar uma fração de vazio de gás (GVF) do fluxo trifásico.

Em ainda outro aspecto do método, a determinação de uma ou mais características de fluxo ainda compreende determinar uma fração de água do fluxo trifásico.

Em ainda outro aspecto do método, o pelo menos segundo componente de frequência é substancialmente superposto sobre o primeiro componente de frequência.

Em ainda outro aspecto do método, o primeiro componente de frequência e o pelo menos segundo componente de frequência ocorrem em tempos substancialmente alternados na resposta vibracional.

Em ainda outro aspecto do método, receber a resposta vibracional ainda compreende vibrar um conjunto medidor do medidor de fluxo vibratório em uma primeira frequência e ainda vibrar o conjunto medidor em uma pelo menos segunda frequência, com a pelo menos segunda frequência sendo uma frequência diferente da primeira frequência, receber a resposta vibracional a partir dos sensores de desvio do conjunto medidor, e separar a resposta vibracional dentro do primeiro componente de frequência e do pelo menos segundo componente de frequência.

Em ainda outro aspecto do método, receber a resposta vibracional ainda compreende vibrar um conjunto medidor do medidor de fluxo vibratório

Petição 870180068989, de 08/08/2018, pág. 20/53 em uma primeira frequência, receber a resposta vibracional a partir dos sensores de desvio do conjunto medidor, e separar a resposta vibracional dentro do primeiro componente de frequência e do pelo menos segundo componente de frequência, em que o primeiro componente de frequência e o pelo menos segundo componente de frequência são gerados pela vibração na primeira frequência.

Em ainda outro aspecto do método, receber a resposta vibracional ainda compreende separar a resposta vibracional dentro do primeiro componente de frequência e do pelo menos segundo componente de frequência.

Em ainda outro aspecto do método, receber a resposta vibracional ainda compreende filtrar a resposta vibracional dentro do primeiro componente de frequência e do pelo menos segundo componente de frequência.

Em ainda outro aspecto do método, receber a resposta vibracional ainda compreende receber a primeira resposta vibracional a partir de um primeiro medidor de fluxo vibratório e receber a pelo menos segunda resposta vibracional a partir de um segundo medidor de fluxo vibratório, com a pelo menos segunda resposta vibracional sendo uma frequência diferente de uma primeira resposta vibracional.

Em ainda outro aspecto do método, recebera resposta vibracional ainda compreende vibrar um primeiro medidor de fluxo vibratório em uma primeira frequência para gerar a primeira resposta vibracional e vibrar pelo menos um segundo medidor de fluxo vibratório em uma pelo menos segunda frequência para gerar a pelo menos segunda resposta vibracional, com a pelo menos segunda resposta vibracional sendo uma frequência diferente de uma primeira resposta vibracional.

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Descrição dos Desenhos

Figura 1 mostra um medidor de fluxo compreendendo conjunto de medidor de fluxo e eletrônica do medidor.

Figura 2 é um fluxograma de um método para medir características de fluxo de um fluxo trifásico de acordo com uma forma de realização da invenção.

Figura 3 mostra um conjunto de circuitos para gerar uma primeira frequência e pelo menos uma segunda frequência de acordo com uma forma de realização da invenção.

Figura 4 mostra detalhes de uma porção dos blocos de transformada de Hilbert de acordo com uma forma de realização da invenção.

Figura 5 é um diagrama de bloco do bloco de análise de acordo com uma forma de realização da invenção.

Figura 6 mostra o conjunto de circuitos para gerar uma primeira frequência e pelo menos uma segunda frequência de acordo com uma forma de realização da invenção.

Figura 7 mostra um sistema de medidor de fluxo vibratório para medir características de fluxo de um fluxo trifásico de acordo com uma forma de realização da invenção.

Figura 8 é um fluxograma de um método para medir características de fluxo de um fluxo trifásico de acordo com uma forma de realização da invenção.

Descrição Detalhada da Invenção

Figuras 1-8 e a descrição seguinte mostram exemplos específicos para ensinar ao versado na arte como fazer e usar o melhor modo de realização da invenção. Para fins de ensinamento dos princípios inventivos, alguns aspectos convencionais foram simplificados ou omitidos. O versado na arte irá notar variações dos exemplos que estão dentro do escopo da invenção.

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O versado na arte irá notar que os aspectos como mostrados abaixo podem ser combinados em vários modos para formar múltiplas variações da invenção. Como um resultado, a invenção não é limitada aos exemplos específicos descritos abaixo, mas somente pelas reivindicações e seus equivalentes.

Figura 1 mostra um medidor de fluxo 5 compreendendo um conjunto medidor de fluxo 10 e eletrônica do medidor 20. A eletrônica do medidor 20 é conectada ao conjunto medidor 10 via cabos condutores 100 e é configurada para prover medições de um ou mais dentre densidade, taxa de fluxo de massa, taxa de fluxo de volume, fluxo de massa totalizado, 10 temperatura, e outra informação sobre um trajeto de comunicação 26. Será evidente para o versado na arte que a presente invenção pode ser usada em qualquer tipo de medidor de fluxo Coriolis, sem levar em conta o número de acionadores, sensores de desvio, condutos de fluxo, ou o modo de operação de vibração. Além disso, será reconhecido que o medidor de fluxo 5 pode 15 alternativamente compreender um densitômetro vibratório.

O conjunto medidor de fluxo 10 inclui um par de flanges 101 e 10Γ, distribuidores 102 e 102', um acionador 104, sensores de desvio 105105', e condutos de fluxo 103A e 103B. O acionador 104 e os sensores de desvio 105 e 105' são conectados aos condutos de fluxo 103A e 103B.

Os flanges 101 e 101' são fixados aos distribuidores 102 e 102'.

Os distribuidores 102 e 102’ podem ser fixados em extremidades opostas de um espaçador 106. O espaçador 106 mantém o espaçamento entre os distribuidores 102 e 102’ a fim de evitar virações indesejadas nos condutos de fluxo 103A e 103B. Quando o conjunto de medidor de fluxo 10 é inserido em 25 um sistema de conduto (não mostrado) que transporta o material fluido sendo medido, o material fluido entra no conjunto de medidor 10 através do flange 101, passa através do distribuidor de entrada 102, onde a quantidade total do material fluido é dirigida para entrar nos condutos de fluxo 103 A e 103B, fluir

Petição 870180068989, de 08/08/2018, pág. 23/53 através dos condutos de fluxo 103A e 103B e de volta dentro do distribuidor de saída 102', onde ela sai do conjunto de medidor 10 através do flange 10Γ.

Os condutos de fluxo 103A e 103B são selecionados e montados de modo apropriado para o distribuidor de entrada 102 e para o distribuidor de saída 102’ de modo a ter substancialmente a mesma distribuição de massa, momentos de inércia e módulos elásticos em torno dos eixos de flexão W—W e W—W' respectivamente. Os condutos de fluxo 103A e 103B se estendem voltados para fora a partir dos distribuidores 102 e 102’ em um modo essencialmente paralelo.

Os condutos de fluxo 103A e 103B são acionados pelo acionador 104 em direções opostas em torno dos respectivos eixos de flexão W e W’ e em que é chamado o primeiro modo de flexão fora de fase do medidor de fluxo 5. O acionador 104 pode compreender uma dentre muitas disposições bem conhecidas, como um imã montado para o conduto de fluxo 103A e uma bobina oposta montada para o conduto de fluxo 103B. Uma corrente alternada é passada através da bobina oposta de modo a levar ambos os condutos a oscilar. Um sinal de acionamento apropriado é aplicado pela eletrônica do medidor 20 para o acionador 104 via o cabo condutor 110.

A eletrônica do medidor 20 pode gerar um sinal de acionamento em uma frequência pré-determinada. A eletrônica do medidor pode gerar um a sinal de acionamento em frequências variadas, incluindo gerar frequências superpostas múltiplas.

A eletrônica do medidor 20 recebe sinais de sensor sobre os cabos condutores 111 e 11 Γ, respectivamente. A eletrônica do medidor 20 produz um sinal de acionamento sobre o cabo condutor 110 o que leva o acionador 104 a oscilar os condutos de fluxo 103A e 103B. A eletrônica do medidor 20 processa os sinais de velocidade direito e esquerdo a partir dos sensores de desvio 105 e 105' a fim de computar a taxa de fluxo de massa. O

Petição 870180068989, de 08/08/2018, pág. 24/53 trajeto de comunicação 26 provê um meio de entrada e um de saída que permite à eletrônica do medidor 20 estabelecer uma interface com um operado ou com outros sistemas eletrônicos. A descrição da Figura 1 é provida apenas como um exemplo da operação de um medidor de fluxo 5 Coriolis e não se destina a limitar os ensinamentos da presente invenção.

Com vantagem, os medidores de fluxo vibratórios de baixa frequência disponíveis podem medir com precisão a densidade de um fluxo trifásico onde a quantidade de ar arrastado não é excessiva. Inversamente, os medidores de frequência alta são disponíveis que medem com precisão a 10 frequência de vibração do medidor mas são sobrecarregados por erros adicionais na presença de fluxos de múltiplas fases. Estas duas características são empregadas com vantagem para determinar com precisão e de modo confiável as densidades e características de fluxo.

Figura 2 é um fluxograma 200 de um método para medir 15 características de fluxo de um fluxo trifásico de acordo com uma forma de realização da invenção. Na etapa 201, densidades são recebidas para cada um dos componentes trifásicos. As densidades compreendem valores conhecidos ou assumidos. As densidades podem ser recebidas de um dispositivo remoto ou de um operador, por exemplo. As densidades podem ser armazenadas ou 20 programadas em um armazenamento apropriado.

Na etapa 202, valores da velocidade do som são recebidos para cada um dos componentes trifásicos. Os valores da velocidade do som compreendem valores conhecidos ou assumidos. Os valores da velocidade do som podem ser recebidos a partir de um dispositivo remoto ou de um 25 operador, por exemplo. Os valores da velocidade do som podem ser armazenados ou programados em um armazenamento apropriado.

Na etapa 203, um conjunto de medidor de fluxo de um medidor de fluxo vibratório é vibrado. Somente um único medidor de fluxo vibratório

Petição 870180068989, de 08/08/2018, pág. 25/53 é requerido de acordo com esta forma de realização da invenção. O conjunto de medidor de fluxo pode ser vibrado em uma ou mais frequências.

Em uma forma de realização o conjunto de medidor de fluxo é vibrado em uma frequência de acionamento única. A frequência de 5 acionamento única pode gerar uma resposta vibracional incluindo o primeiro componente de frequência e um pelo menos segundo componente de frequência, como a vibração do conjunto medidor na frequência de acionamento única pode induzir componentes múltiplos de resposta de frequência. Por exemplo, o ruído criado pelo fluxo através do medidor de 10 fluxo irá criar vibração no conjunto de medidor de fluxo em uma pelo menos segunda frequência. Este pelo menos segundo componente de frequência será tipicamente uma frequência diferente do que a frequência de acionamento. Este pelo menos segundo componente de frequência de resposta vibracional será, como evidente, bem menor em amplitude do que o primeiro componente 15 de frequência, No entanto, este pelo menos segundo componente de frequência pode ser amplificado e de outra forma processado. A primeira resposta de frequência vibracional e a pelo menos segunda resposta de frequência vibracional podem ser subsequentemente processadas nas etapas abaixo.

Em outra forma de realização, o conjunto de medidor de fluxo do medidor de fluxo único é vibrado em uma primeira frequência de acionamento e é também vibrado em uma pelo menos segunda frequência de acionamento. Pelo menos a segunda frequência de acionamento é uma frequência diferente da primeira frequência de acionamento. Por exemplo, a 25 primeira frequência de acionamento pode ser cerca de 100 Hertz (Hz) e a segunda frequência de acionamento pode ser cerca de 450 Hz. Deve ser entendido que estas frequências de acionamento são dadas para ilustração apenas e que a invenção não é limitada a quaisquer frequências de

Petição 870180068989, de 08/08/2018, pág. 26/53 acionamento particulares. Deve ser entendido que o medidor de fluxo vibratório único pode precisar ser calibrado para tanto a primeira frequência de acionamento como para pelo menos a segunda frequência de acionamento.

O medidor de fluxo vibratório único pode ser calibrado usando tanto ar como água, por exemplo.

Em uma forma de realização, o conjunto de medidor de fluxo é vibrado na primeira frequência de acionamento e então na pelo menos segunda frequência de acionamento (isto é, as vibrações ocorrem altemadamente em tempo). Altemativamente, o medidor de fluxo pode ser 10 simultaneamente vibrado em tanto a primeira frequência de acionamento como em pelo menos a segunda frequência de acionamento (um sinal de acionamento assim pode compreender um compósito de duas ou mais frequências de acionamento). Como um resultado, uma resposta vibracional do medidor de fluxo inclui pelo menos duas frequências de componentes.

Em todas as formas de realização acima, o medidor de fluxo vibratório único produz tanto uma primeira resposta de frequência vibracional e pelo menos uma segunda resposta de frequência vibracional. A primeira resposta de frequência vibracional e a segunda resposta de frequência vibracional podem ser subsequentemente processadas nas etapas abaixo.

Na etapa 204, a resposta vibracional é recebida a partir do medidor de fluxo vibratório único. A resposta vibracional pode incluir o primeiro componente de frequência e o pelo menos segundo componente de frequência. Pelo menos o segundo componente de frequência é uma frequência diferente da do primeiro componente de frequência. Por exemplo, 25 o pelo menos segundo componente de frequência pode compreendem a maior frequência do que a primeiro componente de frequência.

Na etapa 205, a resposta vibracional é processada para obter o primeiro componente de frequência e o pelo menos segundo componente de

Petição 870180068989, de 08/08/2018, pág. 27/53 frequência. O processamento pode compreender separar a resposta vibracional dentro do primeiro componente de frequência e do pelo menos segundo componente de frequência. O processamento pode compreender filtrar a resposta vibracional dentro do primeiro componente de frequência e do pelo menos segundo componente de frequência, como através do uso de filtros de passa-banda, por exemplo.

Na etapa 206, uma primeira medição de densidade do fluxo trifásico é gerada. A primeira medição de densidade é gerada usando uma primeira frequência derivada a partir do primeiro componente de frequência.

Na etapa 207, pelo menos uma segunda medição de densidade do fluxo trifásico é gerada. Pelo menos uma segunda medição de densidade é gerada usando uma pelo menos segunda frequência de pelo menos um segundo componente de frequência. Como previamente discutido, a pelo menos segunda frequência é uma frequência diferente da primeira frequência. Consequentemente, devido à vibração do material fluido trifásico em diferentes frequências, e os efeitos de compressibilidade resultantes (ver discussão abaixo), a primeira medição de densidade e a pelo menos segunda medição de densidade irão diferir. A diferença pode ser usada para determinar outras características de fluxo.

Na etapa 208, uma ou mais características de fluxo são determinadas a partir de uma diferença entre a primeira e a segunda medições de densidade (ver discussão abaixo). A primeira e a segunda medições da densidade podem ser usadas para determinar uma fração de gás e uma primeira e segunda frações de líquido do fluxo trifásico. Por exemplo, para um fluxo trifásico compreendendo produção de campo petrolífero, a primeira e a segunda medições de densidade podem ser usadas para determinar uma fração de vazio de gás (GVF) e uma fração de água do fluxo trifásico.

Uma vez que as frações trifásicas são conhecidas, elas podem ser

Petição 870180068989, de 08/08/2018, pág. 28/53 multiplicadas pela taxa de fluxo de volume para determinar o volume de água e o volume de óleo que estão sendo produzidos, por exemplo. Além disso, a taxa de fluxo de massa do componente pode ser calculada por multiplicação da taxa de fluxo de volume do componente pela densidade do componente.

Os efeitos de compressibilidade de gás e compressibilidade do fluido nos medidores Coriolis e densitômetros de tubo vibratório foram investigados. A compressibilidade pode levar a erros significantes nas medições de fluxo devido aos efeitos sobre a densidade medida do material fluido. Os efeitos de compressibilidade podem ser causados pela vibração do 10 medidor de fluxo, em que uma vibração agressiva pode causar compressão de tanto as fases de líquido como as de gás no fluxo de múltiplas fases. No entanto, a compressibilidade da mistura é o efeito principal.

O efeito de compressibilidade é contrário a algumas das considerações que foram feitas na derivação de equações para medições de 15 fluxo e densidade de massa. Sabe-se que os medidores com uma frequência baixa de acionamento geralmente não demonstram estes fenômenos, como um medidor de fluxo de frequência menor, por projeto, irá colocar forças menores sobre o material fluido. Como um resultado, os medidores de fluxo vibratórios de frequência baixa exercem menores forças de compressibilidade 20 sobre um fluxo trifásico. Em contraste, medidores de fluxo de maior frequência irão colocar maiores forças sobre o material fluido e consequentemente irão exercer uma maior compressão sobre todos os componentes de fase de um fluxo trifásico. O efeito de compressibilidade causa erros tanto de fluxo de massa como de densidade em um medidor de 25 fluxo vibratório. Pode ser utilizável gerar respostas vibracionais tanto com como sem efeitos mensuráveis de compressibilidade. A quantificação dos efeitos de compressibilidade sobre o fluxo trifásico pode ser usada para determinar densidades e frações de fase do fluxo, dentre outros aspectos.

Petição 870180068989, de 08/08/2018, pág. 29/53

Se as velocidades de som para o gás e as duas fases de líquidos são conhecidas, e se a medição de densidade é obtida de tanto um medidor de frequência baixa como um medidor de frequência alta, uma equação adicional pode ser gerada para resolver o problema do fluxo trifásico. De modo singular, o medidor de fluxo pode ser acionado em dois modos; em um modo de frequência baixa (como em um modo de acionamento padrão, por exemplo) e em um modo de frequência alta, O erro gerado por diferenciação nestas duas medições de densidade pode ser usado como uma terceira equação que estava faltando.

Uma solução para o problema do fluxo trifásico não é trivial,

Uma terceira equação é requerida para resolver a medição de fluxo em três componentes. As duas equações conhecidas são mostradas abaixo:

Φ ,., + Φ. + Φ . = 1 (D

Pptítrálcv^ ptítráteu Págua ® água Pgá.s ^gás Puiiatura )

Onde o termo (Φ )compreende uma fração de fase volumétrica e o termo (p)compreende densidade. Nestas duas equações, a densidade da mistura global (isto é trifásica) (p_mi_stura) pode ser medida com precisão por um medidor de fluxo vibratório ou sistema de medidor de fluxo vibratório, Além disso, as densidades de cada componente (p_pctróico, págua, p_gás) podem ser assumidas. Por exemplo, elas podem ser colocadas como entrada por um usuário ou podem ser programadas e armazenadas pela eletrônica do medidor 20 ou o sistema de processamento 707 (ver Figura 7) ou outro componente equivalente. Deve ser notado que a densidade do gás (p_gás) é uma função forte de pressão. Consequentemente, existem duas equações e três incógnitas Φ_lKfròleil, e Φ_χώ (isto é, cada fração de fase volumétrica). Outra equação é requerida a fim de ser capaz de resolver as densidades de componentes Ppetrólco, púgiia; Pgás·

Petição 870180068989, de 08/08/2018, pág. 30/53

A fonte da terceira equação foi encontrada procurando dentro do desempenho de densidade dos medidores de frequência alta operando na presença de ar arrastado. Verificou-se que os medidores de fluxo de frequência alta geram valores de densidade inesperadamente altos quando ar é 5 injetado dentro da corrente do fluxo. Isto é contra-intuitivo, como a adição de ar para um fluido torna o fluido mais leve e menos denso. No entanto, este resultado inesperado está completamente explicado pela velocidade do modelo de som e os efeitos de compressibilidade, em que o ar arrastado diminui a velocidade de som do fluxo trifásico e aumenta os efeitos de 10 compressibilidade. As leituras de alta densidade experimentadas pelos medidores de fluxo de frequência alta para aumentar a fração de vazio resulta de um efeito de movimento das bolhas durante a vibração, em que as bolhas de gás não se movimentam completamente com o fluido de fluxo.

Em contraste, sabe-se bem que os medidores de frequência baixa, 15 como medidores de fluxo operando a menos de 200 Hz, produziram estimativas de densidade excelentes. Isto também está de acordo com a velocidade de teoria de som, como um medidor de frequência baixa irá exercer efeitos de compressibilidade mínimos sobre o fluxo trifásico. Velocidades vibracionais menores causam uma menor compressão e uma 20 menor movimento das bolhas.

Usando a velocidade de teoria de som, que foi validada em medidores de frequência tanto baixa como alta, uma previsão de estimativa de densidade para ambos os modos de frequência baixa e alta pode ser feito usando um único medidor de fluxo vibratório. Altemativamente, mais de um 25 medidor de fluxo pode ser usado.

A derivação da requerida terceira equação começa com a velocidade de equações de som Estas equações definem a velocidade de mistura de som para o fluxo trifásico que é baseado nas propriedades

Petição 870180068989, de 08/08/2018, pág. 31/53 de componentes individuais (a_gd,, a_água, e ).

@ mistura

Pmistura ί Φ 7 petroleu

Φ. Φ . ' ι___^effl^J . gq-t

T 2 2

PpetrálcíP petróleo Págua^úgua Pgás^gás j & mistura ( φ .. φ, φ - Ί petroleo ₍ agua ₍ jçav ^_ 2 I 2

Ppetróleo^ petróleo Págua^água Pgás&gãs (3) (4)

A velocidade de mistura de som (a_wtettra) pode ser usada para determinar a onda acústica estabelecida em um tubo de fluxo. A frequência (f) de uma onda acústica estabelecida é bem conhecida e está relacionada com a raiz quadrada de contração (K) sobre massa (M). Esta relação pode então ser manipulada para dar uma contração de fluido estimada, (Kfiuido), que não é infinita devido à compressibilidade do fluido. ^a~ Μ d r-' ~ í 3 Só fluida ' Jluuio I j-y I & mistura fluido (5) (6)

Onde D é o diâmetro interno do tubo do fluxo e (f) é a frequência de vibração. Estes resultados podem então ser inseridos em um problema de valor próprio que defíne a relação entre o modo de acionamento de frequência alta, a velocidade da mistura de som (amistura), a densidade de mistura (pmistura), e o diâmetro do tubo (D).

A,,»., o ]		> +	Kíuhti fluido	^fluido	X\| <	> — <	'0'
θ fluido _			fluido	Ifl flffidu	A		0

^R tubo + ^R β,,,,/,, .'W h fluido — 0 (/f ) ^{— R} flu,do ^R fluulo ~ ^a) ki fluido

Onde (.$) é uma velocidade de deslocamento de tubo de fluxo a e (48) é um fator de aceleração de tubo de fluxo. Quando o problema do valor próprio é resolvido, o modo de frequência como uma função de todos os

Petição 870180068989, de 08/08/2018, pág. 32/53 parâmetros pode ser determinado. A densidade estimada (p) deste modo é então definida pela equação de densidade:

Págua

P = ^~ a

¢9) (10) f f Ί

f.

\ J ugva J

Onde (a) é a constante de calibração de densidade. A soluções destas equações resulta na terceira equação final mostrada abaixo:

f Φ petnuea	+	' Φ. agua	+	f Φ .
2 Ppetróleo @ petróleo j	n a²	2 ^PgáNgó' >

= f(A,<WJ (H) onde :

,z _{n γ} , (1·^δ4)²(Α,//« “ Pbai.K.fpPallo ⁺ Púgua) (12) agua

Paho Pbaixo P água I vae _ alio

Onde (paito) e (pbaixo) são as densidades medidas em um modo alto / vibração de acionamento e modo baixo / vibração de acionamento respectivamente, e (págua) é um valor de densidade de água conhecido. Esta equação pode ser adicionada para equação de matriz:

as outras duas para produzir a seguinte

P petróleo

I petróleo j \ Ppelmli‘u^a

Φ peíruleo		1
< Φ -	> = «	Phaixo [
Φ . 1 x^ax j		/(p₍,a,P,/,._ac)

(13)

P água

P ligou áglia J

Esta equação pode então ser invertida para a forma final.

-] φ ·> ^ypCfro/(W

Φ,

Φ .

(L.™

P petróleo	P
r i	W 1 Ί

2 y Ppvlrtileo^ petróleo J j

Equação (14) pode ser resolvida para determinar as frações de volume Φ^₅ Φ_£ί^₅ e Φ_/?^_Ν. Em geral, um usuário do medidor de fluxo

Petição 870180068989, de 08/08/2018, pág. 33/53 desejará conhecer a fração e água e a fração de volume de gás para o fluxo trifásico. As equações para estas quantidades, com base nas frações de componente conhecido, são:

Fração de volume de gás = GVF = Φ

Φ.

Fração de água - WC =---—--^Φ água ^+Φ petróleo

Φ.

Φ .

1-GVF (15) (16)

Usando equações (15) e (16), o usuário pode obter uma estimativa da fração de vazio de gás. O medidor de fluxo vibratório (ou sistema de medidor de fluxo) assim não requer um medidor de fração de gás separado. Usando equações (15) e (16), o usuário pode obter uma estimativa da fração de água. O medidor de fluxo vibratório (ou sistema de medidor de fluxo) assim não requer um medidor de fração de água separado.

A determinação das frações de componente de fase pode ainda ser usada para prover diagnóstico adicional. Por exemplo, um alarme pode ser gerado se os valores de GVF ou WC excederem limiares pré-determinados.

Figura 3 mostra conjunto de circuitos 300 para gerar uma primeira frequência e pelo menos uma segunda frequência de acordo com uma forma de realização da invenção. Esta forma de realização é usada com um medidor de fluxo vibratório único e assim o conjunto de circuitos 300 é acoplado a um desvio único 105/105’ do medidor de fluxo vibratório 5. O conjunto de circuitos 300 pode compreender uma porção da eletrônica do medidor 20. Alternativamente, o conjunto de circuitos 300 pode compreender uma porção do sistema de processamento 707. O conjunto de circuitos 300 inclui filtros 302A e 302B, transformadas de Hilbert 304A e 304B, e blocos de análise 306A e 306B.

O filtro 302A filtra o primeiro componente de frequência (isto é, um modo baixo em algumas formas de realização) a partir do sensor de

Petição 870180068989, de 08/08/2018, pág. 34/53 desvio 105/105’ enquanto o filtro 302B filtra pelo menos um segundo componente de frequência (isto é, um modo de frequência alta em algumas formas de realização). Os filtros 302A e 302B assim criam dois ramos de processamento separados. Mais de dois ramos de processamento podem ser 5 configurados se desejado, de modo que se mais de duas frequências vibracionals são empregadas.

Em uma forma de realização, a filtração pode compreender filtros de passa-banda centrados em torno da frequência fundamental esperada do medidor de fluxo. A filtração pode incluir filtro para remover ruídos e sinais 10 indesejados. Além disso, outras operações de condicionamento podem ser realizadas, como amplificação, tamponamento, etc Se os sinais de sensor compreenderem sinais analógicos, este bloco pode ainda compreender qualquer modo de amostragem, digitalização e decimação que são realizadas a fim de produzir sinais de sensor digitais.

Em algumas formas de realização, os filtros de modo 302A e

302B compreendem os filtros de decimação polifásicos de resposta de impulso finito digital (FIR). Os filtros podem ser implementados em um dispositivo de processamento ou rotina de processamento de uma eletrônica do medidor 20 ou sistema de processamento 707. Estes filtros fornecem um 20 método ótimo para a filtração e a decimação do sinal do sensor de desvio, com a filtração e a decimação sendo realizadas no mesmo tempo cronológico e na mesma taxa de decimação. Alternativamente, os filtros 302A e 302B podem compreender filtros de resposta de impulso infinito (IIR) ou outros filtros digitais ou processos de filtro apropriados. No entanto, deve ser 25 entendido que outros processos de filtração e/ou formas de realização de filtração são contemplados e estão dentro do escopo da descrição e das reivindicações.

A fase de transformada de Hilbert 304A desloca o primeiro

Petição 870180068989, de 08/08/2018, pág. 35/53 componente de frequência em cerca de noventa graus e a fase de transformada de Hilbert 304B desloca o pelo menos segundo componente de frequência em cerca de noventa graus. A operação de deslocamento de fase gera os componentes I e Q (isto é, componentes em fase e quadratura) dos respectivos 5 componentes de frequência, No entanto, deve ser entendido que o deslocamento de fase de 90 graus pode ser realizado por qualquer modo de mecanismo de deslocamento de fase ou operação.

Os componentes I e Q são recebidos e processados pelos blocos de análise 306A e 306B. O processamento produz a primeira frequência f_A e 10 uma pelo menos segunda frequência ίβ. A primeira frequência f_A e a pelo menos segunda frequência f_B podem ser usadas para gerar a primeira densidade e a pelo menos segunda densidade.

A frequência de acordo com a invenção é com vantagem computada a partir do deslocamento de fase de 90 graus. A frequência em 15 uma forma de realização usa o deslocamento de fase de 90 graus e o correspondente sinal do sensor do qual o deslocamento de fase de 90 graus é derivado (isto é, a partir dos componentes I e Q).

A frequência assim derivada é obtida sem a necessidade para qualquer sinal de referência frequência independente. A frequência é obtida a 20 partir do deslocamento de fase de 90 graus único em uma operação que é muito rápida. A frequência resultante tem um grau muito alto de precisão. Figura 4 mostra detalhes de uma porção dos blocos de transformada de Hilbert 304A e 304B de acordo com uma forma de realização da invenção. Na forma de realização mostrada, os blocos de transformada de Flilbert 304A e

304B incluem, cada, um bloco de retardo 411 em paralelo com um bloco de filtro 412. O bloco de retardo 411 introduz retardos de amostragem. O bloco de retardo 411 assim seleciona amostras de sinal digital que são cronologicamente mais atrasados em tempo do que as amostras de sinal

Petição 870180068989, de 08/08/2018, pág. 36/53 digital que são filtradas em paralelo pelo bloco de filtro 412. O bloco de filtro

412 realiza um deslocamento de fase de 90 graus sobre a amostra de sinal digital que foi introduzida.

Os blocos de transformada de Hilbert 3 04A e 304B produzem versão deslocada em fase em 90 graus dos sinais de desvio (PO), isto é, eles produzem um componente de quadratura (Q) do sinal em fase original (I). A saída dos blocos de transformada de Hilbert 304A e 304B assim provê os componentes da nova quadratura (Q) PO Q e PO Q para a primeira e pelo menos segunda respostas vibracionais, junto com os componentes de sinal em fase (I) originais para a primeira e pelo menos segunda respostas vibracionais. As entradas para os blocos de transformada de Hilbert 304A ou 304B podem ser representadas como:

PO = A_!X, cos(af) (17)

Usando uma saída de transformada de Hilbertthe se torna:

(18)

Combinando os termos originais com a saída da transformada de Hilbert temos:

PO - á_/v,[cos(«/) +/sin(íy/)] = Α_ριε^Λ,αΙ) (19)

Figura 5 é um diagrama de bloco do bloco de análise 306A ou 306B de acordo com uma forma de realização da invenção. O bloco de análise 306A ou 306B recebe um sinal do sinal de desvio único (PO). O bloco de análise 306A ou 306B na forma de realização mostrada inclui um bloco de junção 501, um bloco conjugado complexo 502, um bloco de amostragem 503, um bloco de multiplicação complexa 504, um bloco de filtro 505, um bloco de ângulo de fase 506, um bloco constante 507, e um bloco de divisão 508.

O bloco de junção 501 recebe tanto os componentes em fase (I) como de quadradura (A) de uma resposta vibracional particular e os passa

Petição 870180068989, de 08/08/2018, pág. 37/53 adiante. O bloco conjugado 502 realiza um conjugado complexo em uma resposta vibracional e forma um negativo do sinal imaginário. O bloco de retardo 503 introduz um retardo de amostragem dentro do bloco de análise 306A ou 306B e assim selecionar uma amostra de sinal digital que é cronologicamente mais antiga em tempo. Esta amostra de sinal digital mais antiga é multiplicada com o sinal digital da corrente no bloco de multiplicação complexo 504. O bloco de multiplicação complexo 504 multiplica o sinal PO e o sinal conjugado PO, implementando a equação (20) abaixo. O bloco de filtro 505 implementa um filtro digital, como um filtro FIR previamente discutido. O bloco de filtro 505 pode compreender um filtro de decimação polifásico que é usado para remover o conteúdo harmônico a partir dos componentes em fase (I) e quadradura (Q) do sinal do sensor, assim como para decimar o sinal. Os coeficientes de filtro podem ser selecionados para prover decimação do sinal introduzido, como decimação por um fator de 10, por exemplo. O bloco de ângulo de fase 506 determina um ângulo de fase a partir dos componentes em fase (I) e quadradura (Q) do sinal PO. O bloco de ângulo de fase 506 implementa uma porção da equação (21) abaixo. O bloco constante 507 fornece um fator compreendendo uma taxa de amostra F_sdividida por dois pi, como mostrado em equação (22). O bloco de divisão 508 realiza a operação de divisão da equação (22).

O bloco de análise 306A ou 306B implementa a seguinte equação:

ω/ - ω!

O ângulo entre as duas amostras consecutivas é assim:

- tan

SÍ 11(01/ — ry/__t) cos(fí// - ωΐ__}) (21)

Que é a frequência radiana da resposta vibracional. Convertendo para Hz:

./r.>

(22)

Petição 870180068989, de 08/08/2018, pág. 38/53 onde “Fs” é a taxa do bloco de transformada de Hilbert 304A ou 304B. Em algumas formas de realização, “Fs” é cerca de 2 kHz.

Figura 6 mostra o conjunto de circuitos 300 para gerar uma primeira frequência e pelo menos a segunda frequência de acordo com uma 5 forma de realização da invenção. Componentes em comum com outras formas de realização compartilham números de referência. Esta forma de realização difere partir da forma de realização anterior 300 por ainda incluir um filtro de obtenção de média 609.

Esta forma de realização do mesmo modo recebe uma resposta 10 vibracional dos sensores de desvio únicos 105/105’. No entanto, o medidor de fluxo vibratório único nesta forma de realização pode ser vibrado em apenas uma frequência única, onde um ruído no medidor de fluxo gera uma segunda resposta vibracional, como previamente discutido. O conjunto de circuitos 300 assim obtém vantagem do ruído no sistema de fluxo. Porque quantidades 15 pequenas de ruído de fluido irão estimular os modos do sensor, um modo de resposta vibracional maior, auto-induzido, será detectável mesmo se nenhum sinal de acionamento for provido. Isto significa que somente um sinal de acionamento é requerido.

Este método requer uma filtração bem maior porque o sinal de 20 modo maior (que não está sendo reforçado com um acionamento) estará em uma amplitude bem menor. Porque a faixa de frequência aproximada destas respostas vibracionais de modo maior é conhecida, a menor amplitude não é um problema significante. Além disso, outra preocupação é que devido à menor amplitude, a medição da densidade terá muito mais ruídos também.

Desde que os tempos de resposta lenta sejam aceitáveis, este problema pode ser eliminado tirando-se a media de muitas amostras após uma medição de frequência ter ocorrido. Para esta finalidade, o filtro de obtenção da média 609 pode obter a média da pelo menos segunda frequência a fim de

Petição 870180068989, de 08/08/2018, pág. 39/53 determinar a frequência e reduzir os ruídos e erros no resultado.

Figura 7 mostra um sistema de medidor de fluxo vibratório 700 para medir características de fluxo de um fluxo trifásico de acordo com uma forma de realização da invenção. O sistema de medidor de fluxo vibratório 5 700 inclui um primeiro medidor de fluxo 5A e pelo menos um segundo medidor de fluxo 5B. Os medidores de fluxo 5A e 5B são conectados no conduto711. Os medidores de fluxo 5A e 5B medem ambos um fluxo trifásico que está escoando no conduto 711.0 sistema de medidor de fluxo vibratório 700 ainda inclui um sistema de processamento 707. O sistema de 10 processamento 707 é acoplado ao primeiro medidor de fluxo 5A e o pelo menos um segundo medidor de fluxo 5B. O sistema de processamento 707 recebe uma primeira resposta vibracional a partir do primeiro medidor de fluxo 5A e recebe pelo menos uma segunda resposta vibracional a partir do pelo menos segundo medidor de fluxo 5B. O sistema de processamento 707 15 pode determinar uma primeira densidade, pelo menos uma segunda densidade, e características de fluxo adicionais, como previamente discutido e também discutido abaixo em conjunto com a Figura 8.

Figura 8 é um fluxograma 800 de um método para medir as características de fluxo de um fluxo trifásico de acordo com uma forma de 20 realização da invenção. Na etapa 801, as densidades são recebidas para cada um dos componentes trifásicos, como previamente discutido.

Na etapa 802, os valores da velocidade do som são recebidos para cada um dos componentes trifásicos, como previamente discutido.

Na etapa 803, um primeiro medidor de fluxo vibratório e pelo menos um segundo medidor de fluxo vibratório são vibrados. O primeiro medidor de fluxo vibratório é vibrado em uma primeira frequência e gera urna primeira resposta vibracional. O pelo menos segundo medidor de fluxo vibratório é vibrado em uma pelo menos segunda frequência e gera uma pelo

Petição 870180068989, de 08/08/2018, pág. 40/53 menos segunda resposta vibracional.

Dois ou mais medidores de fluxo vibratórios podem ser empregados de acordo com esta forma de realização da invenção. Deve ser entendido que mais do que dois medidores de fluxo vibratórios podem ser incluídos e mais do que duas respostas vibracíonais podem ser recebidas. As respostas vibracíonais múltiplas podem ser empregadas e ainda assim refinar os cálculos de características de fluxo e densidade.

Deve ser entendido que os medidores de fluxo vibratórios múltiplos devem operar em uma corrente de fluxo trifásico comum. Além disso, a corrente de fluxo deve estar em cerca da mesma pressão em cada um dos medidores de fluxo vibratórios múltiplos.

Na etapa 804, a primeira resposta vibracional e a pelo menos segunda resposta vibracional são recebidas a partir do primeiro medidor de fluxo vibratório e o pelo menos segundo medidor de fluxo vibratório. A pelo menos segunda resposta vibracional compreende uma frequência diferente de uma primeira resposta vibracional, como previamente discutido.

Na etapa 805, uma primeira medição de densidade do fluxo trifásico é gerada, como previamente discutido.

Na etapa 806, pelo menos uma segunda medição de densidade do fluxo trifásico é gerada, como previamente discutido.

Na etapa 807, uma ou mais características de fluxo são determinadas a partir da diferença entre a primeira e a segunda medições da densidade, como previamente discutido.

Claims

1. Medidor de fluxo vibratório (5) para medir características de fluxo de um fluxo trifásico, o medidor de fluxo vibratório (5) compreendendo um conjunto medidor (10) incluindo sensores de desvio (105, 105’) e eletrônica do medidor (20) acoplados aos sensores de desvio (105, 105’), com o medidor de fluxo vibratório (5) sendo caracterizado por;

a eletrônica do medidor (20) sendo configurada para receber uma resposta víbracional dos sensores de desvio (105, 105’), gerar uma primeira medição de densidade do fluxo trifásico usando um primeiro componente de frequência da resposta víbracional, gerar pelo menos uma segunda medição de densidade do fluxo trifásico usando pelo menos um segundo componente de frequência da resposta víbracional, com pelo menos segundo componente de frequência sendo uma frequência diferente do primeiro componente de frequência, com a pelo menos segunda medição de densidade diferente da primeira medição de densidade devido pelo menos aos efeitos de compressibilidade, e determinar as frações de fase e uma ou mais características de fluxo da primeira medição de densidade e da pelo menos segunda medição da densidade.

2. Medidor de fluxo vibratório (5) de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que a eletrônica do medidor (20) é ainda configurada para receber densidades de componente pré-determinadas para cada um dos três componentes do fluxo trifásico.

3. Medidor de fluxo vibratório (5) de acordo com a reivindicação

1, caracterizado pelo fato d a eletrônica do medidor (20) ser ainda configurada para receber valores pré-determinados da velocidade do som para cada um dos três componentes do fluxo trifásico.

4. Medidor de fluxo vibratório (5) de acordo com a reivindicação

1, caracterizado pelo fato de que a determinação de uma ou mais

Petição 870180068989, de 08/08/2018, pág. 42/53 características de fluxo ainda compreende determinar frações de fase para cada um dos três componentes do fluxo trifásico.

5. Medidor de fluxo vibratório (5) de acordo com a reivindicação

1, caracterizado pelo fato de que a determinação de uma ou mais características de fluxo ainda compreende determinar uma fração de vazio de gás (GVF) do fluxo trifásico.

6. Medidor de fluxo vibratório (5) de acordo com a reivindicação

1, caracterizado pelo fato de que determinação de uma ou mais características de fluxo ainda compreende determinar uma fração de água do fluxo trifásico.

7. Medidor de fluxo vibratório (5) de acordo com a reivindicação

1, caracterizado pelo fato de que o pelo menos segundo componente de frequência é substancialmente superposto sobre o primeiro componente de frequência.

8. Medidor de fluxo vibratório (5) de acordo com a reivindicação

1, caracterizado pelo fato de que o primeiro componente de frequência e o pelo menos segundo componente de frequência ocorrem em tempos substancialmente alternados na resposta vibracional.

9. Medidor de fluxo vibratório (5) de acordo com a reivindicação

1, caracterizado pelo fato de que a eletrônica do medidor (20) é ainda configurada para vibrar o conjunto medidor (10) em uma primeira frequência e vibrar o conjunto medidor (10) em uma pelo menos segunda frequência, com a pelo menos segunda frequência sendo uma frequência diferente da primeira frequência, receber a resposta vibracional a partir dos sensores de desvio (105,105’), e separar a resposta vibracional do primeiro componente de frequência e do pelo menos segundo componente de frequência.

10. Medidor de fluxo vibratório (5) de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que a eletrônica do medidor (20) é ainda configurada para vibrar o conjunto medidor (10) em uma primeira

Petição 870180068989, de 08/08/2018, pág. 43/53 frequência, receber a resposta vibracional a partir dos sensores de desvio (105, 105’), e separar a resposta vibracional dentro do primeiro componente de frequência e do pelo menos segundo componente de frequência, em que o primeiro componente de frequência e o pelo menos segundo componente de frequência são gerados pela vibração na primeira frequência.

11. Medidor de fluxo vibratório (5) de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que receber a resposta vibracional ainda compreende separar a resposta vibracional dentro do primeiro componente de frequência e do pelo menos segundo componente de frequência.

12. Medidor de fluxo vibratório (5) de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que receber a resposta vibracional ainda compreende filtrar a resposta vibracional dentro do primeiro componente de frequência e do pelo menos segundo componente de frequência.

13. Sistema de medidor de fluxo vibratório (700) para medir características de fluxo de um fluxo trifásico, o sistema de medidor de fluxo vibratório (700) sendo caracterizado por:

um primeiro medidor de fluxo vibratório (5 A);

pelo menos um segundo medidor de fluxo vibratório (5B); e um sistema de processamento (707) acoplado ao primeiro medidor de fluxo vibratório (5A) e ao pelo menos segundo medidor de fluxo vibratório (5B), com o sistema de processamento (707) sendo configurado para receber uma primeira resposta vibracional a partir do primeiro medidor de fluxo vibratório (5A), receber pelo menos um segundo resposta vibracional a partir do pelo menos segundo medidor de fluxo vibratório (5B), com a pelo menos segunda resposta vibracional sendo uma frequência diferente de uma primeira resposta vibracional, gerar uma primeira medição de densidade do

Petição 870180068989, de 08/08/2018, pág. 44/53 fluxo trifásico a partir da primeira resposta vibracional do primeiro medidor de fluxo vibratório (5A), gerar uma pelo menos segunda medição de densidade do fluxo trifásico a partir da pelo menos segunda resposta de frequência vibracional do pelo menos segundo medidor de fluxo vibratório (5B), com a pelo menos segunda medição de densidade diferente da primeira medição de densidade devido pelo menos aos efeitos de compressibilidade, e determinar as frações de fase e uma ou mais características de fluxo a partir da primeira medição de densidade e da pelo menos segunda medição da densidade.

14. Sistema de medidor de fluxo vibratório (700) de acordo com a reivindicação 13, caracterizado pelo fato de que o sistema de processamento (707) é ainda configurado para receber densidades de componente prédeterminadas para cada um dos três componentes do fluxo trifásico.

15. Sistema de medidor de fluxo vibratório (700) de acordo com a reivindicação 13, caracterizado pelo fato do sistema de processamento (707) ser ainda configurado para receber valores pré-determinados da velocidade do som para cada um dos três componentes do fluxo trifásico.

16. Sistema de medidor de fluxo vibratório (700) de acordo com a reivindicação 13, caracterizado pelo fato de que a determinação de uma ou mais características de fluxo ainda compreende determinar frações de fase para cada um dos três componentes do fluxo trifásico.

17. Sistema de medidor de fluxo vibratório (700) de acordo com a reivindicação 13, caracterizado pelo fato de que a determinação de uma ou mais características de lluxo ainda compreende determinar uma fração de vazio de gás (GVF) do fluxo trifásico.

18. Sistema de medidor de fluxo vibratório (700) de acordo com a reivindicação 13, caracterizado pelo fato de que a determinação de uma ou mais características de fluxo ainda compreende determinar uma fração de

Petição 870180068989, de 08/08/2018, pág. 45/53 água do fluxo trifásico.

19. Sistema de medidor de fluxo vibratório (700) de acordo com a reivindicação 13, caracterizado pelo fato de que o primeiro medidor de fluxo vibratório (5A) é vibrado em uma primeira frequência para gerar a primeira resposta vibracional e o pelo menos um segundo medidor de fluxo vibratório (5B) é vibrado em uma pelo menos segunda frequência para gerar a pelo menos segunda resposta vibracional.

20. Método para medir características de fluxo de um fluxo trifásico, o método caracterizado pelo fato de compreender:

receber uma resposta vibracional a partir de um medidor de fluxo vibratório;

gerar uma primeira medição de densidade do fluxo trifásico usando um primeiro componente de frequência da resposta vibracional;

gerar pelo menos uma segunda medição de densidade do fluxo trifásico usando pelo menos um segundo componente de frequência da resposta vibracional, com o pelo menos segundo componente de frequência sendo uma frequência diferente da do primeiro componente de frequência, com a pelo menos segunda medição de densidade diferente da primeira medição de densidade devido pelo menos aos efeitos de compressibilidade, e determinar as frações de fase e uma ou mais características de fluxo a partir da primeira medição de densidade e da pelo menos segunda medição da densidade.

21. Método de acordo com a reivindicação 20, caracterizado por ainda compreender a etapa preliminar de receber densidades de componente pré-determinadas para cada um dos três componentes do fluxo trifásico.

22. Método de acordo com a reivindicação 20, caracterizado por ainda compreender a etapa preliminar de receber valores pré-determinados da velocidade do som para cada um dos três componentes do fluxo trifásico.

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23. Método de acordo com a reivindicação 20, caracterizado pelo fato de que a determinação de uma ou mais características de fluxo ainda compreende determinar frações de fase para cada um dos três componentes do fluxo trifásico.

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24, Método de acordo com a reivindicação 20, caracterizado pelo fato de que a determinação de uma ou mais características de fluxo ainda compreende determinar uma fração de vazio de gás (GVF) do fluxo trifásico.

25. Método de acordo com a reivindicação 20, caracterizado pelo fato de que a determinação de uma ou mais características de fluxo ainda

10 compreende determinar uma fração de água do fluxo trifásico.

26. Método de acordo com a reivindicação 20, caracterizado pelo fato de que o pelo menos segundo componente de frequência é substancialmente superposto sobre o primeiro componente de frequência.

27. Método de acordo com a reivindicação 20, caracterizado pelo

15 fato de que o primeiro componente de frequência e o pelo menos segundo componente de frequência ocorrem em tempos substancialmente alternados na resposta vibracional.

28. Método de acordo com a reivindicação 20, caracterizado pelo fato de que receber a resposta vibracional ainda compreende:

20 vibrar um conjunto medidor do medidor de fluxo vibratório em uma primeira frequência e ainda vibrar o conjunto medidor em uma pelo menos segunda frequência, com a pelo menos segunda frequência sendo uma frequência diferente da primeira frequência;

receber a resposta vibracional dos sensores de desvio do conjunto 25 medidor; e separar a resposta vibracional dentro do primeiro componente de frequência e do pelo menos segundo componente de frequência.

29. Método de acordo com a reivindicação 20, caracterizado pelo

Petição 870180068989, de 08/08/2018, pág. 47/53 fato de que receber a resposta vibracional ainda compreende:

vibrar um conjunto medidor do medidor de fluxo vibratório em uma primeira frequência;

receber a resposta vibracional dos sensores de desvio do conjunto medidor; e separar a resposta vibracional dentro do primeiro componente de frequência e do pelo menos segundo componente de frequência, em que o primeiro componente de frequência e o pelo menos segundo componente de frequência são gerados pela vibração na primeira frequência.

30. Método de acordo com a reivindicação 20, caracterizado pelo fato de que receber a resposta vibracional ainda compreende separar a resposta vibracional dentro do primeiro componente de frequência e do pelo menos segundo componente de frequência.

31. Método de acordo com a reivindicação 20, caracterizado pelo fato de que receber a resposta vibracional ainda compreende filtrar a resposta vibracional dentro do primeiro componente de frequência e do pelo menos segundo componente de frequência.

32. Método para medir características de fluxo de um fluxo trifásico, o método caracterizado pelo fato de compreender:

receber uma primeira resposta vibracional e uma pelo menos segunda resposta vibracional;

gerar uma primeira medição de densidade do fluxo trifásico a partir da primeira resposta vibracional;

gerar uma pelo menos segunda medição de densidade do fluxo trifásico a partir da pelo menos segunda resposta de frequência vibracional, com a pelo menos segunda resposta de frequência vibracional sendo uma frequência diferente de uma primeira resposta de frequência vibracional, com a pelo menos seuunda medição de densidade diferente da primeira medição de

Petição 870180068989, de 08/08/2018, pág. 48/53 densidade devido pelo menos aos efeitos de compressibilidade, e determinar as frações de fase e uma ou mais características de fluxo a partir da primeira medição de densidade e da pelo menos segunda medição da densidade.

33. Método de acordo com a reivindicação 32, caracterizado por ainda compreender a etapa preliminar de receber densidades de componente pré-determinadas para cada um dos três componentes do fluxo trifásico.

34. Método de acordo com a reivindicação 32, caracterizado pelo fato de ainda compreender a etapa preliminar de receber valores predeterminados da velocidade do som para cada um dos três componentes do fluxo trifásico.

35. Método de acordo com a reivindicação 32, caracterizado pelo fato de que a determinação de uma ou mais características de fluxo ainda compreende determinar frações de fase para cada um dos três componentes do fluxo trifásico.

36. Método de acordo com a reivindicação 32, caracterizado pelo fato de que a determinação de uma ou mais características de fluxo ainda compreende determinar uma fração de vazio de gás (GVF) do fluxo trifásico.

37. Método de acordo com a reivindicação 32, caracterizado pelo fato de que a determinação de uma ou mais características de fluxo ainda compreende determinar uma fração de água do fluxo trifásico.

38. Método de acordo com a reivindicação 32, caracterizado pelo fato de que receber a resposta vibracional ainda compreende:

receber a primeira resposta vibracional de um primeiro medidor de fluxo vibratório; e receber a pelo menos segunda resposta vibracional a partir de um segundo medidor de fluxo vibratório, com a pelo menos segunda resposta vibracional sendo uma frequência diferente de uma primeira resposta

Petição 870180068989, de 08/08/2018, pág. 49/53 víbracional.

39. Método de acordo com a reivindicação 32, caracterizado pelo fato de que receber a resposta víbracional ainda compreende:

vibrar um primeiro medidor de fluxo vibratório em uma primeira

5 frequência para gerar a primeira resposta víbracional; e vibrar pelo menos um segundo medidor de fluxo vibratório em uma pelo menos segunda frequência para gerar a pelo menos segunda resposta víbracional, com a pelo menos segunda resposta víbracional sendo uma frequência diferente de uma primeira resposta víbracional.