Multiphase flow measurements by venturi tube and ultrasonic meters

Abstract

A identificação de perfis de escoamento e a determinação das vazões mássicas de escoamentos multifásicos que chegam às plataformas de extração de petróleo e de gás natural são de suma importância para as empresas extrativas desses insumos. Equipamentos comerciais de medição multifásica são caros, aplicados em faixas restritas de medição e frequentemente não resistem às intempéries da aplicação, e.g. excesso de vibrações ou ambiente corrosivos. Dessa maneira, objetiva-se o desenvolvimento de sistemas de medição de baixo custo, com faixas de medição mais largas e capazes de suportar as condições desafiadoras de produção. Medições precisas e contínuas de escoamentos do tipo óleo-gáságua são essenciais para maximizar o controle do processo produtivo, além de evitar paradas de produção com fins de medição. O presente trabalho tem como objetivos caracterizar padrões de escoamentos e aferir vazão mássica de líquido em escoamentos do tipo líquido-gás a partir de técnicas ultrassônicas e de tubo de Venturi. Essas técnicas envolvem medições ultrassônicas em transmissão e recepção, e também em pulso eco. As técnicas de medição foram testadas em uma bancada de testes multifásica, permitindo escoamentos simultâneos de água e ar. A banca de testes é instrumentada com diversos sensores como medidores de vazão Coriolis e eletromagnético, termopares, transdutores de pressão e um tomógrafo de capacitância elétrica. A aquisição de dados e o controle da bancada foram realizados através de software LabVIEW. Testes em colunas estáticas também foram executados a partir de elementos piezoeléctricos e de uma placa TDC1000-7200 da Texas Instruments. Esta última permite a aferição do tempo de trânsito das ondas ultrassônicas na coluna de fluido, determinando a posição da interface e a concentração. Erros relativos menores que 10% foram obtidos na determinação da posição da interface em colunas de água e de petróleo bruto, respectivamente. Os maiores erros observados na determinação da posição da interface do petróleo bruto decorrem de incertezas em relação à velocidade do som com petróleo bruto utilizado. Nos testes dinâmicos, três padrões de escoamento líquido-gás foram testados: borbulhado, pistonado e estratificado. A identificação desses padrões foi possível através da aplicação da transformada rápida de Fourier (FFT) em sinais dinâmicos de concentração obtidos pelo tomógrafo e de pressão diferencial ao longo do tubo de Venturi. Aferições de vazão de líquido em escoamentos ar-água foram realizados a partir de tubo de Venturi e de medidor ultrassônico. Erros da vazão de líquido inferiores a 20% foram observados utilizando-se Venturi e para frações de vazio menores que 0,35; erros inferiores a 35% foram observados utilizando-se medidor ultrassônico. Aferições de vazão a partir de medidor ultrassônico somente foram possíveis para frações de vazio inferior a 0,18 em escoamentos horizontais, e inferiores a 0,32 em escoamentos verticais.

Abstract: Flow pattern identification and inline multiphase flow measurements are essential matters regarding design and production control of oil and gas rigs. Multiphase flow measuring equipment are expensive, often fragile and applied in tight measuring ranges. Therefore, the development of low cost measuring systems with wider measuring ranges and capable of withstanding the challenging production conditions is essential to oil and gas industry. Accurate and continuous oil-gas-water flow measurements are critical for maximizing process control and avoiding production stoppages for metering purposes. The present work aims at characterizing flow patterns and measuring liquid mass flow rate in liquid-gas flows using ultrasonic sensors and a Venturi tube. Ultrasonic waves is applied in transmission and reception mode, and in pulse echo approaches. Measurement techniques were tested on an experimental bench where water, oil and air multiphase flows are possible. The experimental rig is instrumented with various sensors such as Coriolis and electromagnetic flow meters, thermocouples and pressure transducers. Liquid and gas instantaneous flow images are possible due to electrical capacitance tomography (ECT) technique. Data acquisition were performed using LabVIEW software. Experiments in static columns were executed with piezoelectric sensors and a TDC1000-7200 board from Texas Instruments. The latter allows transit time measurement of ultrasonic waves in the fluid column, determining the interface position and concentration. The interface position of water and crude oil columns were determined with relative errors less than 10%. Higher errors for determining the crude oil interface occurred owing to uncertainties regarding the sound speed in the applied crude oil. Bubbly, slug and stratified flow patterns were tested at the multiphase setup. Flow pattern identification was possible through the application of the fast Fourier transform (FFT) on concentration signals obtained by ECT and on differential pressure signals along the Venturi tube. Liquid flow rate measurements were performed in air-water flows with the aid of a Venturi tube and an ultrasonic meter. Errors of liquid flow rate below 20% were observed with the Venturi meter for void fractions less than 0.35. Errors below 35% were noted with ultrasonic sensors. Liquid flow rate assessments by means of ultrasonic meters were only possible for void fractions less than 0.18 in horizontal direction, and less than 0.32 in vertical direction.