ES2201033T3

ES2201033T3 - Determinacion simultanea de magnitudes de flujo y concentraciones polifasicas.

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Publication number: ES2201033T3
Application number: ES01912592T
Authority: ES
Inventors: Vladimir Melnikov; Vladimir Drobkov; Andrey Shustov
Original assignee: Nest International NV
Current assignee: Nest International NV
Priority date: 2000-03-09
Filing date: 2001-03-05
Publication date: 2004-03-16
Anticipated expiration: 2021-03-05
Also published as: DE60100360T2; PT1261846E; NO20022700D0; EP1261846A1; JP2003526101A; CZ298873B6; HK1052549A1; EA200200632A1; WO2001067051A1; AU2001241281A1; EA003869B1; NO325636B1; CN1427948A; DK1261846T3; US6658944B2; CA2393727C; EP1261846B8; ATE242872T1; AU3334800A; WO2001067050A1

Abstract

Procedimiento para determinar magnitudes de flujo de fases líquidas y gaseosas de un flujo de una mezcla polifásica a lo largo de un oleoducto, que comprende las etapas de: a. medir una velocidad real w de al menos una fase de la mezcla en una sección (1) del oleoducto; b. medir una conductividad acústica de la mezcla en la sección de oleoducto (1); c. determinar una concentración volumétrica (f) de una fase gaseosa de la mezcla en la sección de oleoducto (1) sobre la base de la conductividad acústica medida de la mezcla en la sección de oleoducto (1); d. determinar magnitudes de flujo volumétricas de la fase gaseosa Qg y del primer y segundo componentes Q1, Q2 de la fase líquida Ql de la mezcla usando valores de dicha velocidad real w y dicha concentración volumétrica; caracterizado por, ser dicha sección de oleoducto una primera sección de oleoducto (1): e. proporcionar una segunda sección de oleoducto (2) en serie con la primera sección de oleoducto (1), teniendo la primera y segunda secciones de oleoducto (1, 2) diferentes secciones transversales, de modo que ocurra un cambio en la velocidad de flujo de la mezcla en la unión de las dos secciones (1, 2); f. medir la velocidad real en la segunda sección de oleoducto (2); g. medir la conductividad acústica en la segunda sección de oleoducto (2); h. determinar la concentración volumétrica f de la fase gaseosa en la segunda sección de oleoducto (2) sobre la base de la conductividad acústica medida de la mezcla en la segunda sección de oleoducto (2); i. determinar una concentración volumétrica W de diferentes componentes de fase líquida de la mezcla sobre la base de la conductividad acústica medida de la mezcla en al menos una sección de oleoducto; j. determinar las magnitudes de flujo volumétricas Qg, Ql, Q1, Q2, usando valores de la velocidad real w y las concentraciones volumétricas obtenidas para las secciones de oleoducto primera y segunda (1, 2) en combinación.

Description

Determinación simultánea de magnitudes de flujo y concentraciones polifásicas.

Campo de la invención

La invención se refiere a un procedimiento y a un dispositivo para determinar magnitudes de flujo volumétricas y concentraciones volumétricas de componentes en fase líquida y gas en mezclas polifásicas líquido/gas como, por ejemplo, fluidos de pozos de petróleo, compuestos de petróleo, agua y gas. En concreto, la invención se refiere a un procedimiento y a un dispositivo según los preámbulos de las reivindicaciones 1 y 15, respectivamente.

Descripción de la técnica relacionada

Un efluente que fluye a lo largo de un oleoducto desde un pozo petrolífero es una mezcla polifásica de petróleo, agua y gas. La medición precisa y simultánea de magnitudes de flujo y concentraciones volumétricas de los componentes de mezcla es importante para el control del funcionamiento del pozo.

Los procedimientos y dispositivos para medir estas características de flujo aceptados hasta el presente exigen la separación preliminar del gas en separadores especiales que se instalan en dispositivos de medición en el territorio de los campos de petróleo. Este hecho conduce a gastos de capital considerables por la ejecución de estas mediciones.

Se conocen también técnicas para medir dichas características de flujo polifásico sin una separación previa de la fase gaseosa. Estos procedimientos y dispositivos se basan en diversos principios físicos: diferencia de densidad y características electromagnéticas de los componentes, interacción con rayos gamma y ondas ultrasónicas y otros.

El documento RU-C-2138023 describe un procedimiento y dispositivo según el preámbulo de la reivindicación 1 y el preámbulo de la reivindicación 15, respectivamente. Con el procedimiento de la técnica anterior, en una localización de un oleoducto, por el que pasa una mezcla polifásica con velocidad de flujo constante, la conductividad acústica de la mezcla se mide transmitiendo impulsos acústicos a través de un volumen controlado de la mezcla mediante un transmisor y contando estos impulsos si se reciben mediante un receptor, y representando una razón de impulsos transmitidos y recibidos la cantidad de una fase de la mezcla. Además, en cada una de dos localizaciones se mide el tiempo que tarda un impulso en pasar a través de un volumen controlado, tiempo éste que se correlaciona mutuamente con el obtenido en la otra localización y después se usa en combinación con un valor de la distancia entre dichas localizaciones para calcular la velocidad. Durante la calibración del equipo usando petróleo limpio y agua limpia, se miden tiempos de paso de impulso a través de un volumen controlado y se usan en combinación con un tiempo de paso real medido (in situ), dicha razón de cantidad de fase, dicha velocidad y un valor de la sección transversal del oleoducto para calcular los flujos reales de gas, petróleo y agua.

El documento EP-A-0684458 describe un medidor de flujo polifásico en el que un oleoducto comprende dos restricciones, cada una de las cuales proporciona un cambio de velocidad del flujo con respecto a la velocidad de flujo en localizaciones justo antes y en cada restricción, respectivamente. Para cada restricción se mide una diferencia de presiones entre dichas localizaciones. Se debe determinar de antemano un valor para el volumen V entre las restricciones. Usando señales de diferencia de presiones y el valor de volumen V se puede determinar el flujo volumétrico total q. Midiendo una diferencia de presiones estáticas se puede determinar una primera aproximación de la densidad p de la mezcla. Se usa un dispositivo adicional para proporcionar una o más indicaciones acerca de la composición de la mezcla polifásica. Dadas las densidades \rho_{o}, \rho_{W}, \rho_{g} de los componentes de la mezcla polifásica, se determinan los flujos de las fases. Con este medidor de flujo de la técnica anterior, en localizaciones donde se ha cambiado la velocidad de la mezcla, esto es, en cada restricción, no se mide la velocidad en sí. Tampoco se mide la velocidad a una distancia de la restricción. En su lugar, se debe medir una diferencia de presiones en cada restricción para, de ahí, determinar un tiempo que tarda la mezcla en viajar desde una restricción a la otra restricción. De dicho tiempo y la distancia conocida entre las restricciones se calcula la velocidad.

La patente de EEUU 5.287.752 describe un dispositivo para determinar flujos de fluidos polifásicos por medio de un conjunto de condensadores colocados en dos placas paralelas que se disponen dentro de un oleoducto horizontal o inclinado paralelo a una dirección de flujo. Para determinar una proporción de volumen de agua/petróleo y una parte de sección transversal de oleoducto ocupada por fase líquida, se miden impedancias de un medio situado en el momento en células de medición de todos los condensadores elementales. Una velocidad de la fase líquida se determina midiendo y correlacionando mutuamente impedancias de condensadores elementales, situados en una fila de matriz situada en una parte de sección transversal ocupada por la fase líquida. Una velocidad de gas se determina midiendo el tiempo de paso de deformaciones estructurales del flujo en la parte superior del oleoducto. Las magnitudes de flujo volumétricas de las fases se determinan teniendo en cuenta las partes de la sección transversal del oleoducto ocupadas por las fases líquida y gaseosa del flujo.

El procedimiento propuesto tiene una esfera de aplicación limitada ya que se puede usar eficazmente sólo por un régimen de flujo intermitente. Además, en este procedimiento no se tiene en cuenta un tipo de emulsión y dispersión de componentes.

La patente de EEUU 5.367.911 describe un aparato para detectar el comportamiento del fluido en un conducto que se puede usar como un medidor de flujo. El dispositivo de medición incluye al menos dos sensores dispuestos dentro de un oleoducto, uno aguas abajo del otro. Los sensores pueden incluir transductores acústicos o sensores de conductividad (o resistividad) eléctrica. Cada sensor proporciona una señal de datos de salida, indicativa de la propiedad física medida de un medio que fluye en volúmenes de muestreo respectivos. Las señales de salida se procesan en un circuito y se correlacionan mutuamente. Dado que se conoce una distancia entre los sensores, se hace un cálculo de la velocidad de flujo.

Sin embargo, los autores de la patente no tienen en cuenta que en flujos polifásicos una fase gaseosa se mueve en relación con una fase líquida.

La patente europea A0684458 se refiere a un procedimiento y dispositivo para medir magnitudes de flujo de fluidos polifásicos. El dispositivo comprende dos secciones situadas a una distancia una de la otra a lo largo de un conducto. Las secciones se ponen en práctica en la forma de Venturi. Cada sección incluye un paso con áreas de sección transversal diferentes provistas de medios para inducir un cambio de velocidad dentro de él e igualmente una variación de presión dinámica. Además, el dispositivo incluye medios apropiados para medir las diferencias de presiones resultantes. Dos señales de diferencia de presiones obtenidas en dichas secciones respectivas son adecuadas para correlación mutua para producir una tercera señal representativa de una magnitud de flujo volumétrica total. Para determinar las magnitudes de flujo de fases se mide otra diferencia de presiones en una sección de flujo de tipo Venturi y se obtiene la señal, que es una función de la magnitud de flujo másica total Q y la densidad \rho de una mezcla. Se mide una diferencia de presiones más en la sección de un tipo "gradientimanómetro". Esta sección se dispone en una porción de un conducto vertical que tiene área de sección transversal constante. La última diferencia de presiones representa de manera convencional una diferencia de presiones estáticas que es proporcional, en primera aproximación, a la densidad \rho de la mezcla. Además, el dispositivo incluye un módulo situado en el conducto que proporciona una o más indicaciones de composición del fluido polifásico, en otras palabras, determina concentraciones volumétricas o másicas de los componentes que constituyen el fluido. Un procesador calcula la magnitud de flujo másica Q por trayectos paralelos dependiendo del contenido gaseoso. Cuando el contenido gaseoso es moderado (< 65%) se usa un primer camino de procesamiento sobre la base de una señal proporcional a la expresión Q^{2}/\rho y una señal representativa de la densidad \rho de la mezcla. Cuando el contenido gaseoso es elevado (> 65%), se usa un segundo camino de procesamiento basado en una señal representativa del flujo volumétrico total y una señal representativa de la densidad \rho de la mezcla.

Es necesario observar que los dispositivos con secciones de tipo Venturi tienen un intervalo dinámico pequeño y, por lo tanto, se pueden usar en un intervalo limitado de mediciones de magnitud de flujo. Además, un factor de magnitud de flujo de estos dispositivos depende significativamente del contenido gaseoso, que influye en la precisión de la medición. En el dispositivo descrito el contenido gaseoso se calcula pero no se mide, lo que disminuye también la precisión de la medición. Usar el dispositivo para medir la magnitud de flujo de efluentes de pozos de petróleo que contienen petróleo crudo puede conducir a la obstrucción de sus derivaciones de presión.

Resumen de la invención

La presente invención proporciona un procedimiento y dispositivo para la determinación de magnitudes de flujo volumétricas de componentes de mezclas polifásicas a lo largo de una porción de un oleoducto sin separación previa de gas.

La presente invención proporciona la medición de concentraciones volumétricas de los componentes de mezcla polifásica a lo largo de la porción del oleoducto.

La invención proporciona también un procedimiento y dispositivo para medir dichas características de un medio polifásico con diferentes tipos de flujo.

La invención asegura la obtención de datos fiables de características de medición de efluentes con diferentes tamaños de inclusiones gaseosas.

Además, la invención consigue compacidad del dispositivo y su simple transportabilidad.

Dichas características se logran a través del procedimiento de la reivindicación 1. Las magnitudes de flujo volumétricas de componentes líquidos y gas en la mezcla polifásica que fluyen a lo largo de un oleoducto se determinan mediante una célula de flujo de medición instalada dentro de un oleoducto que incluye dos secciones de oleoducto, también llamadas divisiones en la descripción, situadas en serie en la dirección de flujo y con diferentes áreas de sección de flujo: F_{2} = kF_{1} (diámetro D_{2} = D_{1} k) k \neq 1.

Cuando k \neq 0,5, el cambio del área de sección de flujo induce un cambio significativo de velocidad de una fase líquida e igualmente de velocidad de una fase gaseosa real en las divisiones de oleoducto de medición (\overline{W}_{g,1} < \overline{W}_{g,2}) mientras que el cambio de una velocidad relativa de inclusiones gaseosas y de una concentración gaseosa volumétrica real \underline{\overline{\varphi}} en la mezcla es insignificante. El análisis de cálculo de un modelo de flujo de mezcla ha permitido deducir una fórmula para la determinación de una magnitud de flujo volumétrica de fase líquida para el flujo polifásico que pasa a través de las divisiones calibradas del oleoducto:

Q_{\ell} = k/(1-k) = F_{1}[\overline{W}_{g,1} (1 - \overline{\varphi}_{2}) - \overline{W}_{g,1}(1 - \overline{\varphi}_{1})].

Una magnitud de flujo volumétrica de gas se determina mediante la siguiente fórmula:

Q_{g} = F_{1} \overline{W}_{g,1} \cdot \overline{\varphi}_{1} = F_{2} \overline{W}_{g,2} \cdot \overline{\varphi}_{2}

Las velocidades reales de la fase gaseosa \overline{W}_{g}, las concentraciones volumétricas de gas \underline{\overline{\varphi}}, las concentraciones volumétricas de componentes líquidos, como, por ejemplo, agua W y petróleo (1-W), en las divisiones calibradas del oleoducto se determinan por medio de detección ultrasónica muestreando volúmenes de un flujo polifásico con un conjunto de transductores dispuestos dentro de las divisiones de oleoducto de medición a lo largo de un radio de una sección de flujo. Estos transductores sirven como emisores y receptores de señales acústicas en los volúmenes de muestreo.

Los valores obtenidos de las características locales del flujo polifásico se promedian después sobre las áreas de sección transversal de las divisiones de oleoducto de medición.

La medición de la velocidad real del gas se realiza mediante correlación mutua de señales de sensores o mediante el procedimiento de Doppler.

La medición de la concentración volumétrica de gas se realiza a través de la indicación de conductividad acústica de los volúmenes de muestreo del medio.

La medición ultrasónica de la concentración volumétrica de componentes de fase líquida se basa en la determinación del tiempo del paso de impulsos acústicos a través del volumen de muestreo, ya que se comprobó que en un fluido como, por ejemplo, la mezcla de agua/petróleo el tiempo de paso de señal depende prácticamente linealmente de una proporción de las concentraciones volumétricas de estos componentes con independencia del tipo de emulsión.

Las características mencionadas se proporcionan también mediante el aparato de la reivindicación 15. Las magnitudes de flujo volumétricas y concentraciones volumétricas de componentes líquidos y gas de una mezcla polifásica de líquido-gas que fluye a lo largo de un oleoducto se determinan mediante una célula de flujo de medición instalada en el oleoducto. La célula de flujo de medición comprende dos divisiones de oleoducto dispuestas en serie en una dirección de flujo y con diferentes áreas de sección de flujo: F_{2} = kF_{1} (diámetro D_{2} = D_{1} k) k \neq 1.

El cambio de un área de sección de flujo (cuando k 0,5) induce un cambio significativo de velocidad de una fase líquida y velocidad de una fase gaseosa real en las divisiones de oleoducto de medición (\overline{W}_{g,1} < \overline{W}_{g,2}) mientras que el cambio de una velocidad relativa de inclusiones gaseosas y de una concentración gaseosa volumétrica real \varphi en la mezcla es insignificante. Una magnitud de flujo volumétrica de una fase líquida se determina mediante una diferencia de productos de la velocidad de fase gaseosa real w_{g} por una parte de una sección de oleoducto ocupada por una fase líquida (1 - \underline{\overline{\varphi}}) en la primera y la segunda divisiones de oleoducto de medición:

Q_{\ell} = k /(1 - k) F_{1}[\overline{W}_{g,2}(1 - \overline{\varphi}_{2}) - \overline{W}_{g,1} (1 - \overline{\varphi}_{1})]

La magnitud de flujo volumétrica de gas se determina mediante la siguiente fórmula:

Las velocidades reales de la fase gaseosa \overline{W}_{g}, las concentraciones volumétricas de gas \underline{\overline{\varphi}}, las concentraciones volumétricas de componentes líquidos, como, por ejemplo, agua W y petróleo (1-W), en las divisiones calibradas del oleoducto se determinan por medio de detección ultrasónica de volúmenes locales del flujo polifásico con un conjunto de transductores dispuestos dentro de las divisiones de oleoducto de medición a lo largo de un radio de una sección de flujo.

El principio de funcionamiento de un medidor de velocidad de gas local se basa en la determinación de una función de correlación mutua de una amplitud de una señal de un transductor de conductividad acústica. Los dos transductores se colocan a una distancia fija uno aguas arriba del otro en la dirección de flujo. El transductor acústico consiste en un emisor y un receptor de impulsos ultrasónicos que proporcionan iluminación acústica del volumen de muestreo. El transductor se puede usar como un emisor y un receptor de señales reflejadas en el modo "emisión-recepción".

Un canal electroacústico del medidor funciona del modo siguiente: los impulsos de voltaje de un generador de impulsos llegan al emisor, donde se convierten en impulsos ultrasónicos. Después de pasar a través del volumen de muestreo son recibidos por el receptor, convertidos en impulsos de voltaje, amplificados y se envían a una entrada de detector de cresta al que se suministran impulsos de referencia. Los impulsos de referencia determinan un intervalo de tiempo durante el cual se espera una recepción de señal. Un voltaje en la entrada del detector de cresta es proporcional a una amplitud de una señal recibida y se determina mediante pérdidas de energía acústica en un volumen de muestreo sensor. Las señales de salida de los detectores de cresta llegan a una calculadora que determina una correlación mutua o una función de autocorrelación (en el caso de un transductor) y calcula la velocidad local real de la fase gaseosa o fase líquida sin gas.

Además del principio expuesto, se puede usar el procedimiento de Doppler para medir la velocidad local de fase gaseosa a través de la detección de un medio mediante impulsos ultrasónicos dirigidos aguas arriba del flujo.

El principio de funcionamiento de un medidor de concentraciones de gas volumétricas se basa en la indicación de la conductividad acústica de un volumen de muestreo. Una señal de un generador de impulsos de voltaje se envía a un emisor que consiste en un transmisor y una guía de ondas. Después de la conversión los pulsos acústicos alcanzan el volumen de muestreo a través de la guía de ondas, pasan a través del volumen y a través de una guía de ondas receptora llegan al transmisor, donde se transforman en una señal de voltaje que después de ser amplificada llega a un detector de cresta. Un formador de impulsos de referencia abre el detector de cresta durante un tiempo mientras se espera la señal que llega. Del detector de cresta, una señal de salida, proporcional a una amplitud de la señal recibida, llega a un comparador que compara la señal de salida del detector de cresta con un nivel de discriminación establecido mediante un formador de niveles de discriminación. Una señal de salida del comparador llega a una calculadora que determina el contenido gaseoso volumétrico en un medio como una razón del tiempo de presencia de fase gaseosa en el volumen de muestreo al tiempo total de la medición.

El principio de funcionamiento del medidor ultrasónico de concentraciones volumétricas de componentes líquidos se basa en la determinación del tiempo de paso de impulsos ultrasónicos a través de un volumen de muestreo de un flujo polifásico, ya que se comprobó que, en fase líquida, como, por ejemplo, mezcla agua/petróleo, el tiempo de paso de la señal ultrasónica depende prácticamente linealmente de la relación de concentraciones volumétricas de componentes líquidos con independencia del tipo de emulsión. Se elige una distancia entre emisor y receptor de modo que se impida la penetración de grandes inclusiones gaseosas con tamaños de más de 1 mm. Se envían impulsos de voltaje de un generador al emisor ultrasónico, que forma impulsos acústicos. Los impulsos acústicos pasan a través de un volumen de muestreo, son recibidos por el receptor y se transforman en una señal de voltaje que se amplifica y después se envía a un comparador al que se suministran impulsos de referencia. El comparador se abre durante el tiempo en que se está esperando la recepción de la señal por medio del formador de impulsos de referencia que asegura elevada inmunidad a interferencias del diseño. Simultáneamente a la formación de los impulsos emisores se activa un diseño que forma una duración de impulso. Este diseño se detiene mediante la señal que llega de la salida del comparador. Así, la duración de la señal de salida es igual al tiempo del paso de la señal ultrasónica desde el emisor al receptor. Después el impulso se transforma en una señal de amplitud y llega a la calculadora, que determina la concentración volumétrica de los componentes de fase líquida.

Un procesador que actúa según programas establecidos controla el funcionamiento de los medidores de parámetros de flujo locales w_{g,1}, w_{g,2}, \varphi_{1}, \varphi_{2}, W, promedia estos parámetros sobre las secciones transversales de las divisiones de oleoducto de medición y calcula magnitudes de flujo volumétricas de componentes de fase líquida y gas.

Breve descripción de figuras y dibujos

Figura 1a, 1b. Configuración de dispositivo de magnitud de flujo polifásico travieso propuesto dentro del marco de la presente invención.

Figura 2. Diagrama de bloque del medidor de velocidad local de fase gaseosa para la variante de localización secuencial de transductores.

Figura 3. Diagrama de voltaje de la señal procesada en el diagrama de bloque presentado en la Figura 2.

Figura 4. Forma típica de una función de correlación mutua para señales de salida de detectores de cresta.

Figura 5. Diagrama de bloque del medidor de velocidad de fase gaseosa local para la variante de transductores situados en serie (modo "emisión-recepción").

Figura 6. Diagrama de voltaje de la señal procesada en el diagrama de bloque presentado en la Figura 5.

Figura 7. Diagrama de bloque del medidor de velocidad de fase gaseosa local durante el funcionamiento de un par de transductores en el modo de formación de función de autocorrelación.

Figura 8. Forma típica de una función de autocorrelación para señales de salida de detectores de cresta.

Figura 9. Diagrama de bloque del medidor de velocidad de fase gaseosa local durante el funcionamiento de un transductor en el modo "emisión-recepción".

Figura 10. Diagrama de voltaje de la señal procesada en el diagrama de bloque presentado en la Figura 9.

Figura 11. Función de autocorrelación de la señal de salida del detector de cresta en la variante de usar un transductor.

Figura 12. Diagrama de bloque del medidor de Doppler ultrasónico de la velocidad local de fase gaseosa.

Figura 13. Forma típica de señales en el diagrama de bloque del medidor de Doppler ultrasónico de velocidad presentado en la Figura 12.

Figura 14. Segunda variante del diagrama de bloque del medidor de Doppler ultrasónico para la medición de la velocidad local de fase gaseosa.

Figura 15. Diagrama de voltaje de una señal procesada en el diagrama de bloque presentado en la Figura 14.

Figura 16. Se presenta el diagrama de bloque del medidor de contenido gaseoso en una mezcla polifásica.

Figura 17. Diagrama de una señal procesada en el diagrama de bloque del medidor de contenido gaseoso.

Figura 18. Diagrama de una señal de salida del detector de cresta.

Figura 19. Diagrama de bloque del medidor ultrasónico de concentraciones volumétricas de componentes líquidos.

Figura 20. Diagrama de voltaje de una señal procesada en el diagrama de bloque para medir concentraciones volumétricas de fase líquida.

Figura 21. Segunda variante del diagrama de bloque del medidor ultrasónico de concentraciones volumétricas de componentes líquidos.

Figura 22. Diagrama de voltaje de una señal para la segunda variante del diagrama de bloque del medidor de concentración volumétrica de componentes líquidos.

Variantes de realización de la invención

La configuración de una célula de flujo de medición del aparato para determinación de magnitudes de flujo volumétricas de componentes líquidos y gas en una mezcla polifásica se representa en la Figura 1a y la Figura 1b.

La célula de flujo de medición se instala dentro de un oleoducto por medio de conexiones embridadas. La célula de flujo comprende dos divisiones de oleoducto de medición 1 y 2 dispuestas en serie en una dirección de flujo y con diferentes áreas de sección de flujo: F_{2} = kF_{1} (diámetro D_{2} = D_{1} k). Para la Figura 1 se considera k < 1.

El cambio de un área de sección de flujo induce el cambio significativo de una velocidad de fase líquida y una velocidad de fase gaseosa real en las divisiones de oleoducto de medición con las áreas de sección transversal F_{1} y F_{2}. Para asegurar mínima perturbación hidrodinámica del flujo se realiza una transición desde una primera división a una segunda división y de vuelta al área de sección transversal inicial F_{1} del oleoducto a través de las divisiones de oleoducto de transición 3 y 4. Cada sensor 5 y 6 de un medidor de velocidad real y un medidor de contenido gaseoso incluye un conjunto de transductores situados dentro de las divisiones de oleoducto de medición a lo largo de los radios de las secciones. Un sensor 7 del medidor de concentración volumétrica de componentes líquidos comprende un conjunto de transductores situados en una cavidad de las primeras divisiones de oleoducto. Para acelerar el proceso de cambio de medio viscoso dentro de los volúmenes del transductor y para retirar depósitos de parafina los sensores están dotados de montajes de limpieza mecánicos o calentadores eléctricos. Los sensores se instalan de modo que se puedan retirar de las divisiones de oleoducto de medición, por ejemplo, para ejecución de mantenimiento técnico o sustitución.

Consideremos separadamente los medidores de parámetros de flujo polifásico que son parte del dispositivo y un modelo de cálculo del flujo de mezcla polifásica usado para determinación de magnitudes de flujo volumétricas de los componentes de mezcla.

Para determinar magnitudes de flujo de las fases se usa un modelo de cálculo de una mezcla de líquido/gas en el que inclusiones gaseosas de tamaño diverso representan la fase gaseosa. En las fórmulas se usan valores físicos promedio.

La concentración volumétrica real del gas en la sección transversal i-ésima de un flujo es:

(1)\varphi_{i} = F_{g,i}/F_{i}

donde

F_{i} = \Pi/4 D_{i}^{2} es un área de sección transversal de las divisiones de oleoducto i-ésimas,

F_{g,i} = \varphi_{i} \cdot F_{i} es un área de sección transversal ocupada por gas.

Debido a que F_{i} = F_{g,i} + F_{\ell} ,i, donde F_{\ell} ,i es un área de sección transversal ocupada por líquido, podemos escribir en lugar de la fórmula (1):

(2)\varphi{}_{i} = \frac{w^{r}{}_{g,i}}{w^{r}{}_{g,i}+w^{r}{}_{\ell ,i} \cdot w_{g,i}/w_{\ell ,i}}

donde

w^{r}_{g,i} = Q_{g,i}/F_{i} es una velocidad reducida de la fase gaseosa en las divisiones de oleoducto i-ésimas,

donde Q_{g,i} es una magnitud de flujo volumétrica de la fase gaseosa en las divisiones de oleoducto i-ésimas;

w^{r}_{\ell ,i} = Q_{\ell ,i}/F_{i} es una velocidad reducida de la fase líquida en las divisiones de oleoducto i-ésimas,

donde Q_{\ell ,i} es una magnitud de flujo volumétrica de la fase líquida en las divisiones de oleoducto i-ésimas;

w_{g,i} = Q_{g,i}/F_{g,i} es una velocidad real de la fase gaseosa en las divisiones de oleoducto i-ésimas,

w_{\ell ,i} = Q_{\ell ,i}/F_{\ell ,i} es una velocidad real de la fase líquida en las divisiones de oleoducto i-ésimas,

y F_{\ell ,i} = (1 - \varphi_{i})F_{i} es un área de sección de las divisiones de oleoducto i-ésimas ocupada por líquido.

Debido a que además w_{\ell ,i} = w^{r}_{\ell ,i}/(1 - \varphi_{i}) y w_{g,i} = w_{\ell ,i} + w_{g,i}^{rel}, donde w_{g,i}^{rel} es una velocidad relativa de la fase gaseosa en las divisiones de oleoducto i-ésimas, por tanto tenemos:

(3)\varphi_{i} = \frac{w^{r}{}_{g,i}}{w^{r}{}_{g,i}+w^{r}{}_{\ell ,i}+(1-\varphi{}_{i})w_{g,i}{}^{rel}}

Según datos experimentales, la velocidad relativa del flujo de burbujas de gas w_{g,i}^{rel,} (velocidad de grupo de flotación) está conectada con la concentración volumétrica real \varphi_{i} mediante la siguiente relación:

(4)w_{g,i}^{rel} = w_{g,\infty} / (1-\varphi_{i}),

donde w_{g}, es la velocidad promedio de la burbuja individual que flota en el medio líquido infinito.

Las velocidades reales w_{g,1} y w_{g,2} en las divisiones de oleoducto de medición están conectadas con las velocidades relativas del modo siguiente:

(5)w_{g,1} = w_{\ell ,1} + w_{g,1}^{rel} y w_{g,2} = w_{\ell ,2} + w_{g,2}^{rel}.

Restando la primera igualdad (5) de la segunda (5) obtenemos la siguiente igualdad:

(6)w_{g,2}-w_{g,1} = \Delta w_{g} = (w_{\ell ,2}-w_{\ell ,1})+(w_{g,2}^{rel}-w_{g,1}^{rel}),

que se puede escribir en la forma:

(7)\Delta w_{g} = w^{r}_{\ell ,2}/(1-\varphi_{2})-w^{r}_{\ell ,1}/(1-\varphi_{1})+w_{g,\infty}[1/(1-\varphi_{2})-1/(1-\varphi_{1})]

Suponiendo que tenemos las siguientes relaciones F_{2} = kF_{1}, donde k \neq 1, y teniendo en cuenta que w^{r}_{\ell ,i} = Q_{\ell ,i}/F_{i} obtenemos:

(8)\Delta w_{g}=[\frac{Q_{\ell}}{F_{1}(1-\varphi_{1})}[\frac{1-\varphi_{1}}{k(1-\varphi_{2})}-1]+\frac{w_{g, \infty}}{1-\varphi_{1}}[\frac{1-\varphi_{1}}{1-\varphi_{2}}-1]

ya que Q_{\ell ,i} = Q_{\ell}.

De las relaciones (3) y (4) resulta que

(9)\varphi_{i} = w^{r}_{g,i}/ (w^{r}_{g,i}+ w^{r}_{\ell ,i}+ w_{g, \infty}).

Después de la ejecución de transformaciones apropiadas y teniendo en cuenta que Q_{g,i} = Q_{g} obtenemos:

(10)1/\varphi_{i} = 1+Q_{\ell}/Q_{g}+F_{i}W_{g, \infty}/Q_{g}.

Sustituyendo el valor Q_{g} = F_{i \varphi i} w_{g,i}, donde w_{g,i} y \varphi_{i} son los valores que se están midiendo obtenemos:

(11)\frac{1}{\varphi{}_{i}} = 1+\frac{1}{\varphi{}_{i}}(\frac{Q_{\ell}}{F_{1}w_{g,i}}+\frac{w_{g, \infty}}{w_{g,i}}),

de donde

(12)\varphi{}_{i} = 1-(\frac{Q_{\ell}}{F_{1}w_{g,i}}-\frac{w_{g,\infty}}{w_{g,i}}).

Por consiguiente

(13)Q_{\ell} = F_{i} [w_{g,i} (1-\varphi_{1})-w_{g,\infty}].

Se debe observar que en el caso de líquido estacionario (Q_{\ell} = 0) de la fórmula (13) resulta la siguiente relación: w_{g,i} = w_{g,\infty}/(1-\varphi_{i}), que coincide con la definición de la velocidad relativa (4), de modo que en este caso w_{g,i} = w_{g,i}^{rel}.

De la fórmula (13) resulta que

(14)Q_{\ell} = F_{1} [w_{g,1} (1-\varphi_{1})-w_{g,\infty}].

y

(15)Q_{\ell} = F_{2} [w_{g,2} (1-\varphi{}_{2})-w_{g,\infty}]

Habiendo igualado las relaciones (14) y (15) y teniendo en cuenta que F_{2} = kF_{1}, donde k \neq 1, obtenemos:

(16)Q_{\ell} = F_{1} [w_{g,2} (1-\varphi{}_{2})-w_{g,1} (1-\varphi{}_{2})]k/(1-k).

Así, la magnitud de flujo volumétrica de fase líquida en las divisiones de oleoducto calibradas se determina según la relación (16) a partir de las velocidades reales y concentraciones volumétricas medidas de la fase gaseosa en la primera y segunda divisiones de oleoducto de medición. Si F_{2} = 0,5F_{1} la expresión (16) se convierte en:

(17)Q_{\ell} = F_{1} [w_{g,2} (1-\varphi{}_{2})-w_{g,1} (1-\varphi{}_{2})].

Además se debe observar que si \varphi_{1} = \varphi_{2} = 0 los medidores de velocidad arreglarán la inhomogeneidad de la fase líquida y, por consiguiente, las velocidades w_{\ell ,1} y w_{\ell ,2}. Así, la relación (16) se transforma en la fórmula Q_{\ell} = F_{1} \cdot w_{\ell ,1}, y si \varphi_{1} = \varphi_{2} = 1 esta relación toma la forma Q_{\ell} = 0.

Las magnitudes de flujo volumétrico de componentes de fase líquida se determinan mediante las fórmulas:

(18)Q_{oil} = Q_{\ell} \cdot (1-W)

\

Q_{W} = Q_{\ell} \cdot W,

donde W es la concentración volumétrica de agua en emulsión. La magnitud de flujo volumétrica de la fase gaseosa se determina mediante la siguiente relación:

(19)Q_{g} = \overline{w}_{g,1} \cdot F_{1} \cdot \overline{\varphi}_{1} = \overline{w}_{g,2} \cdot F_{2} \cdot \overline{\varphi}_{2}.

La Figura 2 muestra un diagrama de bloque de un medidor ultrasónico de velocidad de gas local w_{g} de una mezcla polifásica. Un circuito del medidor incluye: un generador de impulsos de voltaje 8, un primer transductor 9 conectado en serie al generador 8 y que comprende un emisor 10 y un receptor 11 (una separación entre ellos forma el segundo volumen de muestreo 18), el segundo amplificador 19 y también el segundo detector de cresta 20 al que se suministran impulsos de referencia. Además, el formador 21 de impulsos de referencia retardados y el primer y el segundo detectores de cresta 14 y 20 se conectan al generador 8. Estos detectores de cresta se conectan a una calculadora 24 y una pantalla 25, respectivamente, a través de un primer y un segundo convertidor analógico-digital (ADC) 22 y 23.

Los sensores 9 y 15 se colocan dentro del oleoducto de modo que un flujo al principio pase a través de un volumen de muestreo, por ejemplo, volumen 18, y después a través del otro, por ejemplo, volumen 12. Los tamaños de transductores se eligen de modo que induzcan mínimas perturbaciones de un flujo (diámetro de transductores = 3 mm). La distancia d entre emisor y receptor constituye aproximadamente 2 mm y la distancia \delta entre los pares inferior y superior de transductores es igual a 3 + 5 mm. Las guías de ondas del primer y segundo pares de transductores en vista en planta del sensor se sitúan perpendicularmente entre sí, lo que mejora también la hidrodinámica de un flujo.

Un medidor de velocidad local ultrasónico funciona del modo siguiente. Los impulsos de voltaje del generador 8 se transmiten a los emisores 3 y 9, se transforman en impulsos ultrasónicos y pasan a través de los volúmenes de muestreo 12 y 18, después son recibidos por los receptores 11 y 17, transformados en una señal de voltaje, amplificados por los amplificadores 13 y 19 y transmitidos a los detectores de cresta 14 y 20 a los que se suministran impulsos de referencia. Simultáneamente a la transmisión de los impulsos ultrasónicos, cuyo tiempo de paso se determina mediante una distancia entre el emisor y el receptor mediante la frecuencia de impulso fija, los impulsos de referencia llegan a entradas de impulsos de referencia de los detectores de cresta 14 y 20. Los impulsos de referencia conmutan los detectores de cresta a un estado activo. Por consiguiente, los niveles de voltaje proporcionales a amplitudes de las señales acústicas recibidas se forman como salidas de los detectores de cresta (véase el diagrama de voltaje mostrado en la Figura 3). Después de la conversión analógico-digital en el ADC 22 y el ADC 23 las señales de voltaje se transmiten a la calculadora 24 que calcula una función de correlación mutua (FCM) para las señales acústicas recibidas y la presenta en la pantalla 25.

Debido a la estructura discreta la mezcla polifásica es un medio acústicamente inhomogéneo. Por lo tanto, una amplitud de señales recibidas fluctuará. Los difusores acústicos (la mayor parte de los cuales son inclusiones gaseosas, siendo la principal contribución a la difusión de impulsos ultrasónicos) inducen fluctuación al principio cuando pasan a través del segundo volumen de muestreo. Por consiguiente, cambia una amplitud de una señal de salida en el segundo detector de cresta 20 y después, con algún retardo igual al tiempo de paso de un difusor acústico desde el segundo volumen de muestreo al primer volumen de muestreo, cambia también \tau, una amplitud de una señal de salida en el primer detector 14. La acumulación de datos estadísticos de señales de salida de detectores de cresta proporciona una formación de un máximo de FCM, su coordenada a lo largo de un eje de tiempo es igual a \tau. Así, una velocidad de gas local se determina mediante la expresión:

w_{g} = l/\tau

donde l es la distancia entre el primer y segundo volumen de muestreo.

Una forma típica de la función de correlación mutua se muestra en la Figura 4.

Es posible también otra variante de detección acústica de mezclas polifásicas mediante medición de una velocidad de gas local. En este caso se usan dos transductores acústicos situados en serie que funcionan en el modo "emisión-recepción". La ilustración de una decisión de este tipo se presenta en la Figura 5.

En esta variante el medidor de velocidad consiste en dos canales electroacústicos idénticos, cada uno contiene los siguientes elementos conectados en serie: un sensor acústico 26, un amplificador 13, un detector de cresta 14 al que se suministran impulsos de referencia, un convertidor analógico-digital (ADC) 22 y también un generador de impulsos eléctricos 8 conectado al sensor 26 a través de una resistencia eléctrica del volumen de muestreo 27 y un formador de impulsos de referencia retardados 21. El formador 21 está conectado a una entrada de impulsos de referencia del detector de cresta 14. Las salidas de los canales se conectan a una calculadora 24 y después a una pantalla 25. Dentro de un oleoducto se sitúan sensores acústicos para que un flujo 28 pase sucesivamente al principio a través de un volumen de muestreo del primer canal y después a través de un volumen de muestreo del segundo canal.

El medidor funciona del modo siguiente. Los impulsos eléctricos del generador 8 se transmiten al sensor acústico 26, donde son transformados en señales ultrasónicas y emitidas al flujo 28. Después una parte de energía acústica se refleja desde los difusores del medio y vuelve al sensor 26, es amplificada por el amplificador 13 y transmitida al detector de cresta 14 al que se suministran impulsos de referencia. Simultáneamente el impulso de referencia retardado del formador 21 se transmite a la entrada de impulsos retardados del detector de cresta 14 (véase el diagrama de voltaje en la Figura 6). La resistencia eléctrica 27 ejecuta desacoplamiento de una salida del generador 8 y una entrada del amplificador 13. En la salida del detector de cresta 14 se forma el nivel de voltaje proporcional a una amplitud de una señal recibida. El tiempo del retardo del impulso de referencia relativo al impulso del generador 8 t_{0} (véase Figura 6) se ajusta teniendo en cuenta el tiempo de paso de la señal ultrasónica desde el sensor al volumen de muestreo y vuelta.

Una amplitud de señal en la salida del detector de cresta fluctúa según la aparición de difusores acústicos en un volumen de muestreo. Debido a que los difusores al principio pasan a través del volumen de muestreo del primer sensor y después a través del volumen de muestreo del segundo sensor, se forma el máximo de su FCM. La coordenada \tau de este máximo a lo largo del eje de tiempo se determina por el tiempo de paso de los difusores desde el primer sensor al segundo. Una velocidad de los difusores contenidos en un medio se determina mediante la fórmula siguiente:

w_{g} = l/\tau,

donde l es la distancia entre el primero y el segundo sensores.

Para el cálculo, las señales FCM desde las salidas de los detectores de cresta del primer y el segundo canales llegan a través del ADC a la calculadora 24. Los resultados de los cálculos se muestran en la pantalla 25.

Además de la variante descrita anteriormente, el medidor de velocidad de gas local se puede poner en práctica usando un transductor con un par de emisor y receptor de señales acústicas y también situado dentro del oleoducto. El emisor y receptor se colocan uno enfrente del otro y forman un volumen de muestreo. La distancia entre ellos se elige para que una mezcla fluya libremente a través del volumen de muestreo. Mediante el paso de un difusor acústico a través de un hueco una señal ultrasónica se amortigua durante un tiempo igual al tiempo de paso del difusor a través del volumen de muestreo. Sobre la base de estos sucesos se forma una función de autocorrelación de señales de salida y se determina el tiempo de paso del difusor a través del volumen de muestreo. La ilustración de esta variante del medidor de velocidad de gas local se muestra en la Figura 7. En este caso el circuito contiene elementos conectados en serie:

generador de impulsos eléctricos 8, emisor 10 conectado acústicamente al receptor 11, amplificador 13, detector de cresta 14 al que se suministran impulsos de referencia, convertidor analógico-digital (ADC) 22, calculadora 24 y pantalla 25. El generador 8 se conecta también a través de un formador de impulsos de referencia retardados a una entrada de impulsos de referencia del detector de cresta. El espacio entre el emisor (10) y receptor (11) representa un volumen de muestreo 12.

El medidor de velocidad funciona del siguiente modo. Los impulsos eléctricos del generador 8 llegan al emisor 10, se transforman en señales ultrasónicas y, a través del volumen de muestreo 12, llegan al receptor 11, después al amplificador 13 y al detector de cresta 14. Simultáneamente se envían impulsos de referencia del formador 21, retardados por el tiempo de la propagación de la señal desde el emisor al receptor, a la entrada de impulsos de referencia del detector de cresta. El voltaje de la entrada del detector de cresta 14 proporcional a la amplitud de una señal recibida se transfiere al ADC 22, después a la calculadora 24 y la pantalla 25. Cuando se presentan en el flujo difusores de señales acústicas con tamaños de partículas menores que el volumen de muestreo, cada difusor que penetre en el volumen de muestreo inducirá fluctuación de amplitud de la señal recibida. En la primera aproximación el tiempo de la fluctuación de amplitud es igual al tiempo de paso del difusor a través del volumen de muestreo. La función de autocorrelación determina el tiempo promedio para muestreo estadístico de datos. Una forma típica de la función de autocorrelación se muestra en la Figura 8. Así, la velocidad de gas local se puede calcular mediante la fórmula:

w_{g} = d/\tau_{1},

donde d es un tamaño lineal de una placa piezotransmisora en la dirección de flujo,

\tau_{1} es una anchura de lóbulo principal de la función de autocorrelación (Figura 8).

Es también posible una variante más del medidor de velocidad de gas local. Su realización técnica se muestra en la Figura 9. En esta variante un circuito del medidor de velocidad incluye los siguientes elementos conectados en serie: un transductor acústico 26, un amplificador 13, un detector de cresta 14 al que se suministran impulsos de referencia, un transmisor analógico-digital 22, una calculadora 24 y una pantalla 25 y también un generador 8 conectado a través de una resistencia eléctrica 27 al transductor 26 y conectado a través de un formador de pulsos retardados 21 a una entrada de impulsos de referencia del detector de cresta 14. El transductor 26 está situado dentro de un oleoducto para que el flujo polifásico 28 cruce un campo acústico del transductor 26 perpendicularmente a la dirección de flujo.

El medidor funciona del siguiente modo. Los impulsos de voltaje del generador 8 se transmiten a través de la resistencia eléctrica 27 al transductor 26, donde se transforman en señales acústicas y se emiten al flujo 28 perpendicularmente a su dirección. Una porción de energía acústica se refleja desde los difusores acústicos del medio polifásico (la mayor parte de ellos son inclusiones gaseosas) y vuelve al transductor 26, donde se transforma en señales eléctricas que, a través del amplificador 13, llegan al detector de cresta 14. Simultáneamente un impulso de referencia retardado del formador 21 se transmite a la entrada de impulsos de referencia del detector de cresta 14 (véase el diagrama de voltaje mostrado en la Figura 10).

Una resistencia eléctrica separa la salida del generador 8 y la entrada del amplificador 13. La amplitud de voltaje en la salida del detector de cresta 14 es proporcional a una amplitud de la señal recibida.

El tiempo de retardo de un impulso de referencia (véase la Figura 10) relativo a un impulso del generador 8 se ajusta según el tiempo de paso de la señal ultrasónica desde el transductor 26 al volumen de muestreo y de vuelta.

Una amplitud de señal en la salida del detector de cresta fluctúa según la aparición de difusores acústicos en el volumen de muestreo. En la primera aproximación el tiempo de fluctuación es igual al tiempo de paso del difusor a través del volumen de muestreo. Bajo la condición de que los tamaños de difusores sean mucho menores que el tamaño del volumen de muestreo la velocidad de gas local se puede determinar por autocorrelación de las señales mediante la fórmula:

w_{g} = d/\tau_{1},

\tau_{1} es una anchura de lóbulo principal de la función de autocorrelación (Figura 11).

Además de las variantes descritas anteriormente es también posible otra puesta en práctica del medidor de velocidad de gas local ultrasónico usando el procedimiento de Doppler de determinación de velocidad. En este caso el emisor y receptor con tamaños lineales de hasta 3 mm se ajustan dentro de divisiones de oleoducto calibradas bajo un ángulo fijo relativo entre sí. El circuito del medidor se muestra en la Figura 12. El medidor contiene un generador de impulsos eléctricos 8 conectado al emisor 10. El receptor 11 está conectado a través de un amplificador 13 a un multiplicador comparador de fase 29. Los siguientes elementos se conectan en serie a la salida del comparador 29: un filtro de paso bajo 30, el segundo amplificador 31, una calculadora de espectro de señal 32 y una pantalla 25. Una señal se procesa en el circuito de medición del siguiente modo. Después de la reflexión de oscilaciones ultrasónicas emitidas desde difusores acústicos de un flujo las señales acústicas llegan al receptor 11, se transforman en señales de voltaje, se transmiten a través del amplificador 13 a una primera entrada del comparador de fase 29. Se envía una señal de voltaje del generador a una segunda entrada del comparador 29. Desde una salida del comparador 29 se envían señales de baja frecuencia a través de un filtro 30 y un amplificador 31 al calculador 32, donde se determina una frecuencia de Doppler proporcional a una velocidad de la aproximación de difusores acústicos a un transductor y después se calcula una velocidad de gas local. Los resultados de procesamiento se envían a la pantalla 9. El procesamiento de señal en el circuito se muestra en la Figura 13.

Otra variante de puesta en práctica técnica del medidor ultrasónico de velocidad de gas local de Doppler se enseña en la Figura 14. Emisor y receptor con tamaños lineales de hasta 3 mm se disponen también dentro de divisiones de oleoducto calibradas en un ángulo fijo relativo entre sí. El circuito de medición del medidor contiene un generador de impulsos de voltaje 8 conectado a un emisor 10. Un receptor 11 se une a través de un amplificador 13 a un multiplicador comparador de fase 29, su salida se conecta a un bloque de "almacenamiento de muestreo" 30. La segunda entrada del comparador de fase 29 se conecta al generador 8. Una salida del bloque de "almacenamiento de muestreo" 30 se conecta a través del formador de impulsos de referencia retardados 21. Una salida del bloque de "almacenamiento de muestreo" 30 se conecta al calculador 32 y después la pantalla 25.

El medidor funciona del siguiente modo. Los impulsos de voltaje del generador 8 se transmiten al emisor 10 e inducen impulsos acústicos que se propagan opuestos al sentido de flujo. Los impulsos reflejados desde difusores acústicos, principalmente desde burbujas de gas, llegan al receptor 11 y a través del amplificador 13 se transmiten a la primera entrada del multiplicador comparador de fase 29. Una señal de alta frecuencia del generador 8 se envía a la segunda entrada del comparador 29. Una señal de baja frecuencia del comparador 29 se envía al bloque de "almacenamiento de muestreo" 30, que registra la señal como su entrada en los momentos de tiempo determinados por la posición temporal del impulso de referencia retardado del formador 21. El procesamiento espectral de la señal del bloque de "almacenamiento de muestreo" 30 se ejecuta en la calculadora, donde la frecuencia de Doppler proporcional a la velocidad de aproximación de difusores acústicos al transmisor se aísla y se calcula una velocidad de gas local. Los resultados de procesamiento se muestran en la pantalla 25. El procesamiento de señal en el circuito se muestra en la Figura 15.

El medidor ultrasónico de contenido gaseoso (véase la Figura 16) contiene un generador de impulsos de voltaje 8 conectado en serie a un emisor 10, que está conectado acústicamente a un receptor 11, un amplificador 33 y un detector de cresta 34 al que se suministran impulsos de referencia. El generador 8 está también conectado a una entrada de impulsos de referencia del detector de cresta 34 a través de un formador de impulsos de referencia retardados 35. La salida del detector de cresta se conecta a una entrada directa de un primer comparador 36, a una entrada inversa de un segundo comparador 37 y a una calculadora 24. Las salidas de los comparadores 36 y 37 se conectan también a la calculadora 24 y después a una pantalla 25. Una salida inversa del primer detector de cresta y una entrada directa del segundo detector de cresta se conectan a un primer dispositivo de ajuste de voltaje 38 y un segundo dispositivo de ajuste de voltaje 39, respectivamente. El emisor y el receptor 10 y 11 se fijan uno frente al otro formando un volumen de muestreo 40.

El medidor funciona del siguiente modo. Los impulsos de voltaje rectangulares producidos por el generador 8 se transforman en impulsos de voltaje y se transmiten a través del amplificador 33 al detector de cresta 34. Un diagrama del procesamiento de señal en los elementos de un circuito de medición de medidor se presenta en la Figura 17. En la salida del detector de cresta 34 se forma un nivel proporcional a la amplitud de una señal que se recibe en el momento de llegada de un impulso de referencia.

La amplitud de la señal que se recibe se determina mediante la concentración del volumen de gas en el volumen de muestreo 40. Cuando el volumen de muestreo se llena con líquido sin inclusiones gaseosas la amplitud de la señal que se recibe es máxima y el nivel de voltaje en la entrada del detector de cresta 34 es superior al voltaje del dispositivo de ajuste 38 (U1). Eso induce la actuación del comparador 36 y la formación de una señal lógica individual en su salida. La señal lógica se envía a la calculadora 24 y es considerada por la calculadora 24 como una situación con concentración volumétrica de gas \varphi = 0 (véase la Figura 18). Los tamaños de inclusiones gaseosas en un flujo polifásico real son diferentes y pueden ser tanto menores como mayores que un tamaño del volumen de muestreo 40. Cuando los tamaños de burbujas o tomas de gas superan el tamaño del volumen de muestreo la propagación de los impulsos ultrasónicos se bloquea totalmente, la amplitud de la señal que se recibe disminuye a un mínimo determinado por un nivel de ruidos y un nivel de voltaje en la salida del detector de cresta 34 es también mínimo y está por debajo de un voltaje del dispositivo de ajuste 39 (U2). En este caso el comparador 37 actúa y produce una señal lógica individual considerada por la calculadora 24 como una situación con una concentración volumétrica de gas \varphi = 1.

Cuando los tamaños de las burbujas de gas son menores que el tamaño del volumen de muestreo 40 una amplitud de señal de salida del detector de cresta 34 varía desde U1 hasta U2 (véase la Figura 18) y se describe mediante la siguiente relación:

(20)U=U^{max}exp(-k \cdot n_{b} \cdot d_{b}{}^{2}),

donde

U^{max} es una amplitud de la señal cuando la fase líquida llena el volumen controlado,

k es un factor de proporcionalidad determinado por tamaños geométricos del sensor, por la frecuencia ultrasónica, etc.,

n_{b} es concentración de burbujas de gas,

d_{b} es diámetro de burbujas de gas.

Teniendo en cuenta que la concentración de burbujas cambia continuamente en el volumen de muestreo debido a que la mezcla fluye, la amplitud de señal también fluctúa. El número de burbujas en el volumen de muestreo se determina mediante la ley de Puasson. Así, a través de la medición de un valor promedio de la señal recibida y de sus valores de dispersión, n_{b} y d_{b} se calculan usando un modelo matemático conocido por la calculadora 24. El contenido gaseoso volumétrico se determina según la fórmula:

(21)\varphi_{3} = N \cdot \frac{\pi d^{3}}{6} \cdot \frac{1}{V},

donde V es el volumen de muestreo,

N = n_{b}V es un número de las burbujas en el volumen de muestreo.

La concentración de fase gaseosa en caso de composición variable de las inclusiones gaseosas en el flujo se determina mediante la relación:

(22)\varphi = \frac{t_{2} \cdot 1+t_{3} \cdot \varphi_{3}}{T},

T = t_{1} + t_{2} + t_{3} es tiempo de promediación, donde

t_{1} es un periodo de tiempo en el que faltan las inclusiones gaseosas en el volumen de muestreo,

t_{2} es un periodo de tiempo en el que las inclusiones gaseosas presentadas por las burbujas de gran tamaño y también las tomas de gas están presentes en el volumen de muestreo,

t_{3} es un periodo de tiempo en el que están presentes pequeñas burbujas en el volumen de muestreo.

El tamaño del volumen de muestreo se elige según condiciones bien de puesta en práctica técnica o bien de aplicación del sensor, como regla el tamaño es menor que 1 mm^{3}.

El diagrama de bloque del medidor ultrasónico de concentraciones volumétricas de componentes líquidos se muestra en la Figura 19. Un circuito de medición del medidor comprende un generador de impulsos de voltaje 8 y los siguientes elementos conectados a éste en serie: un emisor 10 conectado acústicamente a un receptor 11, un amplificador 41, un primer comparador 42, un primer elemento 2& 43, un primer activador RS 44, un segundo elemento 2& 45, un segundo activador RS 46 y un convertidor "duración-amplitud" 47. El generador 8 se conecta también a un formador de impulsos de referencia retardados 48 y a las segundas entradas de los activadores RS 44 y 46. La segunda entrada del primer comparador 42 se conecta a un dispositivo de ajuste de voltaje 49. Una salida del amplificador 41 se conecta a un segundo comparador 50, su salida se conecta a la segunda entrada del segundo elemento 2& 45. Una salida del formador de impulsos de referencia retardados 48 se conecta a la segunda entrada del segundo elemento 2& 45. Una salida del formador de impulsos de referencia retardados 48 se conecta a la segunda entrada del primer elemento 2& 43.

El emisor y receptor se montan en un cuerpo de herramienta 51 uno frente al otro, formando así un volumen de muestreo 52.

El cuerpo de herramienta 51 está dotado de un calentador 53 y un elemento 54 para limpieza mecánica del volumen de muestreo 52.

El medidor ultrasónico de concentración volumétrica funciona del modo siguiente.

Los impulsos de voltaje rectangulares producidos por el generador 8 son transformados en impulsos ultrasónicos por el emisor 10. Después de pasar a través del volumen de muestreo 52, alcanzan el receptor 11 y se transforman en impulsos eléctricos. Después la señal llega a través del amplificador 41 a la entrada directa del primer comparador 42.

Simultáneamente al envío del impulso de voltaje el primer activador RS 44 se conmuta al estado "cero" y el segundo activador RS 46 al estado "uno".

Debido a que una salida inversa del comparador 42 está conectada al dispositivo de ajuste de voltaje 49, la actuación del comparador 42 ocurre cuando la amplitud de la señal recibida supera una tensión de disposición. Los impulsos de una salida del comparador 42 se transmiten a una entrada S del primer activador RS 44 a través del primer elemento 2& 43 al que se suministran impulsos de referencia mediante impulsos de la salida del formador de impulsos de referencia retardados 48 y lo conmutan al estado "uno" (véase el diagrama de voltajes en la Figura 20). Un retardo de tiempo se determina por el tiempo de propagación de los impulsos ultrasónicos desde el emisor 10 al receptor 11. El uso de un elemento de retardo excluye falsas actuaciones del medidor condicionadas por ruidos eléctricos y acústicos.

Debido a que una de las entradas del segundo comparador 50 está conectado al hilo de tierra éste produce impulsos de voltaje cada vez que la amplitud de la señal recibida cruza una marca "nula" fijando así incluso una señal débil (véase la Figura 20). Una señal de salida del comparador no depende de la amplitud de la señal recibida.

Una señal de una salida del primer activador RS 44 que transmite a una de las entradas del segundo elemento 2& 45 permite un paso a través de éste de la señal del segundo comparador 50 que indica que la señal recibida cruzó una marca "nula". El primer cruce de marca "nula" induce la actuación del segundo activador RS 46 conmutando así a éste al estado "nulo". Los impulsos de voltaje formados así tienen duraciones proporcionales al tiempo de paso de los impulsos ultrasónicos del emisor 10 al receptor 11 y no dependen de las amplitudes de impulsos ultrasónicos. Después estos impulsos se transforman en el convertidor 47 en una señal de amplitud proporcional a sus duraciones que se transmite a la calculadora y al monitor.

En la segunda variante del medidor ultrasónico de concentraciones volumétricas de componentes líquidos (véase la Figura 21) se pone en práctica un dispositivo de ajuste de voltaje como un detector de cresta 55 al que se suministran impulsos de referencia (véase la Figura 21). Su entrada se conecta a la salida del amplificador 41, una entrada de impulsos de referencia se conecta a la salida del formador de los impulsos de referencia retardados 48 y una salida del detector de cresta 55 se conecta a la segunda entrada del primer comparador 42 a través de un divisor de tensión 56.

El dispositivo de ajuste de voltaje funciona del siguiente modo. Una señal de voltaje del amplificador 41 se transmite al detector de cresta 55. Simultáneamente a un retardo de tiempo determinado por el tiempo de paso de los impulsos ultrasónicos del emisor 10 al receptor 11 la señal del formador de los impulsos de referencia retardados 48 llega a su entrada de impulsos de referencia (véase la Figura 22). Por consiguiente se forma un potencial de voltaje igual a un valor máximo de la amplitud de señal en la salida del detector de cresta 55. La señal de voltaje que ha pasado a través del divisor 56 se amortigua para asegurar que se garantice la actuación segura del primer comparador 42 en la media onda seleccionada de la señal por sus variaciones debidas a cambios de las propiedades del medio controlado y temperatura y debido a envejecimiento de elementos del circuito de medición, etc.

El uso de este dispositivo de ajuste de voltaje permite soportar automáticamente el nivel de actuación del comparador mediante cambios significativos (10 veces) de atenuación de señal en el medio condicionados, por ejemplo, por aparición de burbujas de gas dentro del volumen de muestreo, por cambio de dispersión de componentes y por otras razones.

El funcionamiento de los medidores de valores locales w_{g,1}, w_{g,2}, \varphi_{1}, \varphi_{2} y W se controla según un programa establecido mediante procesador. La promediación en el tiempo y la promediación en la sección transversal de las divisiones de oleoducto calibradas de los valores indicados anteriormente se ejecutan también por medio del procesador. Las magnitudes de flujo volumétricas de los componentes de flujo polifásico como, por ejemplo, líquido, petróleo, agua y gas Q, Q_{oil}, Q_{w}, Q_{g} son determinadas además según las fórmulas (16, 18, 19) por el procesador.

Aunque la invención se describe en concreto para el uso con una mezcla de petróleo, agua y gas, se debe entender que el principio de la invención, según las reivindicaciones anexas, se aplica también a otras mezclas.

Además, aunque el ejemplo de la Figura 1 muestra un orden de divisiones de oleoducto con áreas de sección transversal decrecientes vistas en el sentido de flujo, se puede usar un orden opuesto de divisiones de tubería de oleoducto, esto es, con áreas de sección transversal crecientes vistas en el sentido de flujo.

Claims

1. Procedimiento para determinar magnitudes de flujo de fases líquidas y gaseosas de un flujo de una mezcla polifásica a lo largo de un oleoducto, que comprende las etapas de:

a. medir una velocidad real w de al menos una fase de la mezcla en una sección (1) del oleoducto;

b. medir una conductividad acústica de la mezcla en la sección de oleoducto (1);

c. determinar una concentración volumétrica (f) de una fase gaseosa de la mezcla en la sección de oleoducto (1) sobre la base de la conductividad acústica medida de la mezcla en la sección de oleoducto (1);

d. determinar magnitudes de flujo volumétricas de la fase gaseosa Q_{g} y del primer y segundo componentes Q_{1}, Q_{2} de la fase líquida Q_{\ell} de la mezcla usando valores de dicha velocidad real w y dicha concentración volumétrica;

caracterizado por,

ser dicha sección de oleoducto una primera sección de oleoducto (1):

e. proporcionar una segunda sección de oleoducto (2) en serie con la primera sección de oleoducto (1), teniendo la primera y segunda secciones de oleoducto (1, 2) diferentes secciones transversales, de modo que ocurra un cambio en la velocidad de flujo de la mezcla en la unión de las dos secciones (1, 2);

f. medir la velocidad real en la segunda sección de oleoducto (2);

g. medir la conductividad acústica en la segunda sección de oleoducto (2);

h. determinar la concentración volumétrica \varphi de la fase gaseosa en la segunda sección de oleoducto (2) sobre la base de la conductividad acústica medida de la mezcla en la segunda sección de oleoducto (2);

i. determinar una concentración volumétrica W de diferentes componentes de fase líquida de la mezcla sobre la base de la conductividad acústica medida de la mezcla en al menos una sección de oleoducto;

j. determinar las magnitudes de flujo volumétricas Q_{g}, Q_{\ell}, Q_{1}, Q_{2}, usando valores de la velocidad real w y las concentraciones volumétricas obtenidas para las secciones de oleoducto primera y segunda (1, 2) en combinación.

2. Procedimiento según la reivindicación 1 caracterizado porque el área F_{1} de la sección transversal de la primera sección de oleoducto (1) difiere del área F_{2} de la sección transversal de la primera sección de oleoducto (2) según F_{2} = kF_{1}, donde k \neq 1.

3. Procedimiento según la reivindicación 2, caracterizado porque el valor de magnitud de flujo volumétrica de fase líquida se determina mediante la fórmula:

Q_{\ell} = k/(k-1)F_{1} [w_{2} (1-\varphi_{2}) \cdot w_{1} (1-\varphi_{1})],

donde

w_{1}, w_{2} es una velocidad real promedio de fase gaseosa en la primera sección de oleoducto (1) y la segunda sección de oleoducto (2), respectivamente,

\varphi_{1}, \varphi_{2} es una concentración de gas volumétrica real promedio en la mezcla en la primera sección de oleoducto (1) y la segunda sección de oleoducto (2), respectivamente;

la magnitud de flujo volumétrica de fase gaseosa se determina mediante:

Q_{g} = F_{1} W_{1} \varphi_{1}

o

Q_{g} = F_{2} W_{2} \varphi_{2},

la magnitud de flujo volumétrica del primer componente de fase líquida se determina mediante:

Q_{1} = W Q_{\ell},

y la magnitud de flujo volumétrica del segundo componente de fase líquida se determina mediante:

Q_{2} = (1-W)Q_{\ell}

4. Procedimiento según una de las reivindicaciones precedentes, caracterizado porque la velocidad w de fase gaseosa se mide en diferentes localizaciones radiales en cada una de dichas secciones transversales de la primera y segunda secciones de oleoducto (1, 2) y los valores de velocidad local medidos para cada sección transversal se promedian para proporcionar un valor para el uso como valor de velocidad en cálculos.

5. Procedimiento según una de las reivindicaciones precedentes, caracterizado porque la concentración de fase gaseosa \varphi se mide en diferentes localizaciones radiales en cada una de dichas secciones transversales de la primera y segunda secciones de oleoducto (1, 2) y los valores de concentración medidos para cada sección transversal se promedian para proporcionar un valor para el uso como valor de concentración en cálculos.

6. Procedimiento según una de las reivindicaciones precedentes, caracterizado porque las mediciones se llevan a cabo mediante el uso de transductores ultrasónicos.

7. Procedimiento según una reivindicación precedente, caracterizado porque las concentraciones volumétricas de componentes de fase líquida W de la mezcla se determinan usando transductores ultrasónicos en al menos una sección transversal en al menos una de las secciones de oleoducto (1, 2) y midiendo el tiempo de paso de impulsos ultrasónicos a través de la mezcla desde los transductores.

8. Procedimiento según una reivindicación precedente, caracterizado porque las concentraciones volumétricas de componentes de fase gaseosa \varphi de la mezcla se determinan usando transductores ultrasónicos en al menos una sección transversal de la primera y segunda secciones de oleoducto (1, 2) y midiendo la amplitud de impulsos ultrasónicos que han pasado a través de la mezcla desde los transductores.

9. Procedimiento según una reivindicación precedente, caracterizado porque las velocidades w de las fases de la mezcla se determinan usando transductores ultrasónicos en al menos una sección transversal de la primera y segunda secciones de oleoducto (1, 2) y mediante procedimientos de correlación mutua o autocorrelación.

10. Procedimiento según una reivindicación precedente, caracterizado porque las velocidades w de las fases de la mezcla se determinan usando transductores ultrasónicos en al menos una sección transversal de la primera y segunda secciones de oleoducto (1, 2) y midiendo la frecuencia Doppler de impulsos ultrasónicos de los transductores.

11. Procedimiento según las reivindicaciones 1, 2, 3, 4, y 5, caracterizado porque las mediciones se llevan a cabo mediante el uso de transductores de conductividad eléctrica.

12. Procedimiento según las reivindicaciones 1, 2, 3, 4, y 5, caracterizado porque las mediciones se llevan a cabo mediante el uso de transductores de capacidad eléctrica.

13. Procedimiento según las reivindicaciones 1, 2, 3, 4, y 5, caracterizado porque las mediciones se llevan a cabo mediante el uso de sensores ópticos.

14. Procedimiento según la reivindicación 8, caracterizado porque los componentes de fase líquida de la mezcla son agua y petróleo.

15. Dispositivo para determinar magnitudes de flujo de fases gaseosas y líquidas de un flujo de una mezcla polifásica a lo largo de un oleoducto, que comprende:

a. un sensor de velocidad (5) que se dispone en una sección (1) del oleoducto y que se conecta a un conjunto de circuitos para medir una velocidad real w de al menos una fase de la mezcla en la sección de oleoducto (1);

b. un sensor de conductividad acústica (6) que se dispone en la sección (1) de oleoducto y que se conecta a un conjunto de circuitos para medir una conductividad acústica de la mezcla en la sección de oleoducto (1) y para determinar una concentración volumétrica (\varphi) de la fase gaseosa de la mezcla en la sección de oleoducto (1) sobre la base de la conductividad acústica medida de la mezcla en la sección de oleoducto (1);

c. un procesador (p. 24 l. 34) que se conecta a dicho conjunto de circuitos para determinar magnitudes de flujo volumétricas de la fase gaseosa Q_{g} y del primer y segundo componentes Q_{1}, Q_{2} de la fase líquida Q_{\ell} de la mezcla usando valores de dicha velocidad real w y dicha concentración volumétrica;

caracterizado por,

ser dicha sección de oleoducto una primera sección de oleoducto (1):

d. una segunda sección de oleoducto (2) que se dispone en serie con la primera sección de oleoducto (1), teniendo la primera (1) y segunda (2) secciones de oleoducto diferentes secciones transversales, de modo que ocurra un cambio en la velocidad de flujo de la mezcla en la unión de las dos secciones (1, 2);

e. un sensor adicional de velocidad (5) que se dispone en la segunda sección del oleoducto (2) y que se conecta a un conjunto de circuitos para medir la velocidad real w de al menos una fase de la mezcla en la segunda sección de oleoducto (2);

f. un sensor adicional de conductividad acústica (6) que se dispone en la segunda sección de oleoducto (2) y que se conecta a un conjunto de circuitos para medir una conductividad acústica de la mezcla en la segunda sección de oleoducto (2) y para determinar una concentración volumétrica \varphi de la fase gaseosa en la mezcla en la segunda sección de oleoducto (2) sobre la base de la conductividad acústica medida de la mezcla en la segunda sección de oleoducto (2);

g. un sensor de concentración líquida (7) que se dispone en una (1) de dichas secciones de oleoducto (1, 2) y que se conecta a un conjunto adicional de circuitos para determinar una concentración volumétrica W de diferentes componentes de fase líquida de la mezcla sobre la base de la conductividad acústica medida de la mezcla en dicha sección de oleoducto (1); y

en el que el procesador se conecta al conjunto de circuitos adicional y el procesador usa valores de la velocidad real w y las concentraciones volumétricas obtenidas para la primera y segunda secciones de oleoducto (1, 2) en combinación para determinar las magnitudes de flujo volumétricas Q_{g}, Q_{\ell}, Q_{1}, Q_{2}.

16. Dispositivo según la reivindicación 15, en el que para cada división de oleoducto (1, 2) se usan los siguientes medios para medir características de flujo local de al menos una fase de la mezcla:

un medidor de velocidad de gas ultrasónico para medir una velocidad de gas real w de la mezcla basada en correlación o procedimientos de Doppler;

un medidor de concentración de gas volumétrica ultrasónico;

un medidor ultrasónico de concentraciones volumétricas de componentes líquidos.

17. Dispositivo según la reivindicación 15, en el que se usan medidores con capacidad eléctrica o transductores de conductividad eléctrica para medir propiedades de flujo local de al menos una fase de la mezcla.

18. Dispositivo según la reivindicación 15, en el que para cada división de oleoducto (1, 2) se usa un medidor gamma para determinar la concentración de gas volumétrica.

19. Dispositivo según la reivindicación 15, en el que para cada división de oleoducto (1, 2) se usa un aparato dispuesto verticalmente para determinar la concentración de gas volumétrica por medio de la medición de una diferencia de presiones estática.

20. Dispositivo según las reivindicaciones 15, 16, 17, en el que el medidor de velocidad de gas mide la velocidad w de fase gaseosa en diferentes localizaciones radiales en cada una de dichas secciones transversales de la primera y la segunda secciones de oleoducto (1, 2) y los valores de velocidad local medidos para cada sección transversal se promedian para proporcionar un valor para el uso como valor de velocidad en cálculos.

21. Dispositivo según las reivindicaciones 15, 16, 17, en el que el medidor de concentración de gas volumétrica mide la concentración de fase gaseosa \varphi en diferentes localizaciones radiales en cada una de dichas secciones transversales de la primera y la segunda secciones de oleoducto (1, 2) y los valores de concentración medidos para cada sección transversal se promedian para proporcionar un valor para el uso como valor de concentración en cálculos.

22. Dispositivo según las reivindicaciones 15, 16, 17, 18, 19, 20, 21, en el que el área F_{1} de la sección transversal de la primera sección de oleoducto (1) difiere del área F_{2} de la sección transversal de la sección de oleoducto (2) según F_{2} = kF_{1}, donde k \neq 1.

23. Dispositivo según las reivindicaciones 15, 16, 17, 18, 19, 20, 21, que incluye un procesador que calcula el valor de magnitud de flujo volumétrica de fase líquida mediante la fórmula:

Q_{\ell} = k/(k-1)F_{1} [w_{2} (1-\varphi_{2}) - w_{1} (1-\varphi_{1})],

donde

calculándose la magnitud de flujo volumétrica de fase gaseosa mediante las fórmulas:

Q_{g} = F_{1}w_{1}\varphi_{1}

\

F_{2}w_{2}\varphi_{2},

calculándose la magnitud de flujo volumétrica del primer componente de fase líquida mediante la fórmula:

Q_{1} = wQ_{\ell},

y calculándose la magnitud de flujo volumétrica del segundo componente de fase líquida mediante la fórmula:

Q_{2} = (1-W)Q_{\ell}.

24. Dispositivo según las reivindicaciones 15, 16, 17, 18, 19, 20, 22, 23, en el que los componentes de fase líquida detectados de la mezcla polifásica son agua y petróleo.