MCC-09 Técnicas de Medida em Transferência de Calor e Mecânica de Fluidos Cap. 5: Instrumentos e Medidores Utilizados na Indústria Petrolífera

MCC-09Técnicas de Medida em

Transferência de Calor e Mecânica de Fluidos

Cap. 5: Instrumentos e Medidores Utilizados na Indústria Petrolífera


1. Introdução

2. Medidores de Vazão

3. Aferição em Campo

4. Configurações de Instrumentos para a Medição Multifásica

5. Utilização dos Medidores de Vazão em Escoamentos Multifásicos


1. Introdução





5.1 Introdução

Legalmente, há dois tipos de transações comerciais internamente à indústria petrolífera:

Compra e venda regidas por regulamentos do país ou jurisdição onde se dá a transação;

Compra e venda regidas por um contrato entre as partes interessadas (“transferência de custódia”).

Com relação à precisão da medida, um contrato normalmente se baseia em normas como aquelas do American Petroleum Institute (API).

5.1 Introdução

O API reconhece quatro tipos de medidores “dinâmicos” da vazão de líquidos:

Medidores de deslocamento positivo;

Medidores tipo turbina;

Medidores Coriolis;

Medidores ultrassônicos.

5.1 Introdução

GOSP

Esc

oam

ento

s m

ult

ifás

ico

s (ó

leo

-ág

ua-

gás

)

Esc

oam

ento

s m

on

ofá

sico

s

(gás

e ó

leo

)

5.1 Introdução

Ponto de Medição

Fluido(s)Grandeza

MedidaInstrumento ou

MedidorTipo de Medida

Precisão Requerida

Vazão Placa de orifício Fiscal ANP

Vazão Deslocamento positivo Fiscal ANP

Turbina Fiscal ANP

Coriolis Fiscal ANP

Ultrassônico

(tempo de trânsito)

Jusante dos compressores da

GOSP

Jusante dos separadores de

fase / tanques de armazenamento

da GOSP

Gás

Óleo

Fiscal ANP

Medidores utilizados na indústria petrolífera


1. Introdução





5.2 Medidores de Vazão

Medidores obstrutivos;


Medidores lineares de vazão;

Medidores de vazão mássica;


Medidores de vazão:


Medidores obstrutivos:

Efeito de uma obstrução sobre o escoamento em uma tubulação

vena contracta



)(2

1

212

1

2

2.

pp

A

A

Am

teóricamássicavazão

realmássicavazãoC

)(2

1

212

1

.

pp

A

A

ACm

t

treal

coeficiente de descarga


)(2

1

212

1

.

pp

A

A

ACm

t

treal

diâmetros de razão11

A

A

D

D tt

21214

.

221

ppAMCppCA

m tt

real

M

1

1 4fator de velocidade de ataque


21

.

2 ppKAm treal

K = CM coeficiente de escoamento

21

2pp

gKAQ c

treal


21

2pp

gKAQ c

treal

Uma variação de 10:1 em p corresponde a uma variação de apenas cerca de 3:1 na vazão.

Medidores diferenciais de pressão se tornam bastante imprecisos abaixo de aproximadamente 10% do seu fundo de escala.

A faixa de vazões que podem ser medidas com precisão limita-se a valores acima de 30% da vazão máxima.


Precisão de 1 a 2% desde que: Medida suficientemente precisa da diferença de pressão; Determinação correta do coeficiente de descarga de valores

publicados na literatura; Utilização de valores tabelados suficientemente precisos da

densidade do fluido; Medida suficientemente precisa das dimensões do medidor

obstrutivo; Garantia de que a face do medidor voltada para a montante

seja suficientemente lisa; Localização correta do medidor com relação a singularidades

no escoamento; Precauções para se evitar corrosão ou incrustação do medidor

durante seu uso.


Características principais de medidores de vazão obstrutivos


pressãodetomadadetipofC D ,,Re

diâmetros de razão11

A

A

D

D tt






Utilizados para transferência de custódia na indústria petrolífera desde os anos 30;

Suas características incluem:Alta precisão,Estabilidade,Confiabilidade,Facilidade de aferição,Insensibilidade ao perfil do escoamento.

Medidores de deslocamento positivo:


Princípio de operação de medidores de deslocamento positivo


Engrenagens ovais

Palhetas giratórias


Volume deslocado pelas câmaras;

Escoamento de líquido através das folgas entre partes móveis e estacionárias (“deslizamento”).

Dois fatores afetam a precisão de medidores de deslocamento positivo:


Temperatura (expansão ou contração térmica dos materiais da câmara);

Depósitos de parafina nas paredes da câmara durante operação com óleos crus.

O volume deslocado pelas câmaras é afetado por dois fatores:

O medidor de palhetas giratórias, por ser “auto-limpante”, é mais indicado para operação com óleos crus.


Nos medidores de deslocamento positivo, as folgas são muito estreitas e o líquido nestes espaços automaticamente forma um “lacre capilar”.

Todavia, sob certas condições pode haver deslizamento de líquido através destas folgas.

Deslizamento de líquido:


Modelagem do deslizamento de líquido:

𝒒=𝑲(𝑿𝒄 )𝟑∆𝒑𝑳𝒄𝝁


q é a vazão por unidade de profundidade da palheta;

K é uma constante de proporcionalidade;

Xc é a largura da folga;

Dp é a perda de carga através da folga;

Lc é a largura da palheta (comprimento da folga);

m é a viscosidade dinâmica do fluido.



A perda de carga no medidor deve ser baixa;

A folga Xc deve ser a menor possível;

A largura Lc deve ser a maior possível;

O fluido deve ter alta viscosidade.

Condições para que não haja deslizamento de líquido:



À medida que a viscosidade aumenta, o deslizamento de fluido diminui;

Acima de um certo valor de viscosidade, não há mais deslizamento de fluido pela folga (lacre capilar).



Aplicações de medidores de deslocamento positivo na indústria petrolífera:

Medição de bateladas (carregamentos em climas frios de óleo diesel, combustível para aviação e óleo para aquecimento; caminhões tanque e sistemas de reabastecimento de aviões);

Medição de produtos com viscosidade de moderada a alta;

Medidores padrão (não são afetados pelo perfil do escoamento e não requerem trechos retos na instalação).


Limitações dos medidores de deslocamento positivo:

Não são adequados para operação com fluidos abrasivos, por exemplo, óleos contendo areia;

Não são adequados para medição de altas vazões de fluidos de baixa viscosidade (produtos refinados e óleos leves).










Características principais dos medidores lineares de vazão:

Relação linear entre a saída do medidor e a vazão;

Em geral, não requerem a medida da queda de pressão para determinação da vazão.


corpo do medidor ou

“cubo”

guias

pás

dispositivo retificador do escoamento

conexão com a tubulação

contador de giros

Medidores tipo turbina


Princípio de operação de medidores tipo turbina:

Um rotor com pás é mantido suspenso no escoamento e gira movido por ele.

A velocidade média do escoamento é admitida igual à velocidade do rotor.

A vazão volumétrica é então dada por:

VQ = V A


Princípio de operação de medidores tipo turbina:

A velocidade do rotor é medida por um contador eletrônico de pulsos.

O medidor é caracterizado por um fator K:

VQ = V A

𝑲≡𝒏ú𝒎𝒆𝒓𝒐𝒅𝒆𝒑𝒖𝒍𝒔𝒐𝒔𝒖𝒏𝒊𝒅𝒂𝒅𝒆𝒅𝒆𝒗𝒐𝒍𝒖𝒎𝒆


A precisão de um medidor tipo turbina depende da validade de duas hipóteses principais:

A área do escoamento se mantém constante.

A velocidade do rotor é uma medida precisa da velocidade média do escoamento.

V

Q = V A


A área efetiva do escoamento pode mudar pelas seguintes razões:

Incrustação, erosão e/ou corrosão das pás da turbina;

Efeitos de camada limite;

Cavitação;

Obstruções.

V

Q = V A


Efeitos de incrustação, erosão e/ou corrosão das pás da turbina :

Uma variação de 0,025 mm (25 μm) na espessura das pás de um rotor de 100 mm de diâmetro pode levar a uma variação de 0,5% em K;

Para medição fiscal, 0,5% de variação em K é inaceitável.

É preciso então refazer a aferição do medidor.


Efeitos de camada limite:

A espessura da camada limite é aproximadamente constante e desprezível para operação com produtos de baixa viscosidade (óleos leves, produtos refinados, etc.).

Para operação com fluidos mais viscosos, a maior espessura da camada limite reduz a área efetiva do escoamento através do rotor da turbina.

A redução na área é função do número de Reynolds do escoamento. Quando a redução for excessiva, será necessário mudar de um rotor convencional para um rotor com pás em hélice.


Efeitos de cavitação:

A vaporização local de um produto causa:Redução substancial da área de escoamento pelo rotor;Aumento dramático da velocidade do rotor;Aumento correspondente do fator K.

A cavitação é um fenômeno a ser evitado, pois, além de levar a leituras errôneas, causará a erosão das pás da turbina.

Não é o caso de se fazer uma aferição para o medidor operar normalmente sob condições de cavitação.


Efeitos de obstrução do escoamento:

Obstruções imediatamente à montante do rotor com pás, mesmo que temporárias, podem:Reduzir muito a área de escoamento pelo rotor;Causar sérias distorções no perfil de velocidade.

Medidas nestas condições seriam consideradas espúrias.


A velocidade do rotor pode mudar pelas seguintes razões:

Danos ao ângulo das pás e a dispositivos de estabilidade do rotor;

Atrito nos mancais;

Distorções no perfil de velocidade e vórtices;

Variações de densidade.


Danos ao ângulo das pás e aos dispositivos de estabilidade do rotor podem ser causados por grandes corpos espúrios no escoamento ou pela presença de areia.

O mesmo é verdadeiro para a ocorrência de atrito nos mancais.

Comentários:


As distorções no perfil de velocidades e vórtices são causas comuns de erros de medida;

Estes problemas podem ser corrigidos pelo provimento de trechos retos de tubulação à montante e à jusante do medidor e pelo uso de condicionadores de fluxo.

Comentários:


Diminuições da densidade do fluido levam a uma redução do torque disponível no rotor para superar as forças de arrasto;

O torque no rotor é diretamente proporcional a ρV2. Se ρ diminuir, como é o caso do GLP, haverá menos torque disponível e a precisão da medida diminuirá para baixas vazões.

Comentários:


Dois tipos principais de medidores tipo turbina:

Convencionais:com rotor de pás expostas (open blade rotor),com rotor de pás recobertas (shrouded rotor);

Pás em hélice.


Medidores tipo turbina convencionais:

Rotor de pás expostas Rotor de pás recobertas


Medidores tipo turbina com pás em hélice e convencionais:

Apenas duas pás em hélice Múltiplas pás convencionais


Medidores tipo turbina com pás em hélice:

Apenas duas pás em hélice

Possibilidade de se medir com precisão a vazão de líquidos de alta viscosidade, pois os efeitos de camada limite são minimizados.

D = 203 mm


Efeitos de camada limite em rotores com pás convencionais e em hélice:

Aumento de 25 μm na espessura da camada

limite 0,3% de redução na área efetiva do

escoamento

Aumento de 25 μm na espessura da camada

limite 0,1% de redução na área efetiva do

escoamento


Aplicações de medidores de turbina convencionais na indústria petrolífera:

Medição de grandes volumes de produtos refinados e de óleos crus leves;

Terminais de carregamento em caminhões de produtos refinados.


Medição de grandes volumes de produtos refinados e de óleos crus leves (linhas de escoamento e carregamento e descarregamento de petroleiros):

São operados a vazões mais altas para melhor precisão;

Sua vida útil pode ultrapassar 20 anos;

Conseguem lidar com volumes maiores do que medidores de deslocamento positivo ou Coriolis de mesmo tamanho.

Podem ser facilmente aferidos em campo.


Medição de produtos refinados em terminais de carregamento de caminhões:

Utilizados especificamente para mistura de combustíveis para motores de diferentes octanagem e/ou oxigenação.


Aplicações de medidores de turbina de pás em hélice na indústria petrolífera:

Produção e transporte de óleos crus:A faixa de aplicação de medidores turbina pôde ser estendida para óleos médios e até mesmo pesados.

O desempenho do medidor foi aprimorado pela utilização de microprocessadores.

Medições de temperatura no medidor permitem levar em conta dados de densidade.

O medidor é então caracterizado não somente com relação à faixa de vazões, mas também com relação à faixa de viscosidades.


Medidores Tipo Turbina:

Q

nDf

nD3

2



Q

nDf

nD3

2


Exemplo 4-2:

Calcular a faixa de vazões mássicas de amônia líquida a 20C para a qual o medidor tipo turbina da figura abaixo forneceria leituras com precisão de 0,5%. Determinar ainda o coeficiente de escoamento para este fluido em revoluções/kg.


Exemplo 4-2:









Medir a vazão volumétrica e a densidade do fluido de modo a se calcular a vazão em massa;

Utilizar um medidor cujo princípio de operação seja diretamente ligado à vazão em massa.

Duas abordagens para medida da vazão em massa:

Os medidores do segundo tipo apresentam muitas vantagens no que diz respeito à precisão, simplicidade, custo, peso, volume ocupado, etc.


Medidores do tipo Coriolis:

O carrossel gira à velocidade angular ;

A pessoa anda sobre o carrossel à velocidade V;

Uma força F (força de Coriolis) agirá sobre a pessoa.



http://galileo.cyberscol.qc.ca/intermet/vent/p_vent2_corio.htm



relBA vrxvv

𝑣→

𝐴 /𝐵



relrelBA avxrxxrxaa 2

aceleração de Coriolis


Aceleração de Coriolis:

relrelBA avxrxxrxaa 2

Aceleração de Coriolis:

Diferença entre a aceleração de A relativa a P quando medida em eixos

girantes e em eixos não girantes



Escoamento em um medidor do tipo Coriolis

A “rotação” é criada pela vibração da tubulação em U



Forças e torção em um medidor do tipo Coriolis

A “rotação” é criada pela vibração da tubulação em U



Forças e torção em um medidor do tipo Coriolis

A tubulação sofre um efeito de torção devido às forças de Coriolis



Exemplo de um medidor do tipo Coriolis



Modelagem do medidor do tipo Coriolis

Vx2

)2()(

Vxdm



A defasagem, t, entre os sinais dos sensores P1 e P2 é uma medida da deflexão do tubo em U, que, por sua vez, é proporcional à vazão mássica.


O conjunto age como uma mola de rigidez Ks, de modo que:

td

Km s

2

.

8


d é o braço da alavanca;

Δt é o intervalo de tempo entre os instantes em que P1 e P2 captam a torção θ dos braços do tubo em C;

Há uma relação linear entre m e Δt.

Medidor do tipo Coriolis: td

Km s

2

.

8


Outra possibilidade é calcular a vazão mássica por processamento digital do sinal y = y1 – y2 (magnitude da deflexão de Coriolis).


Medição do óleo cru em unidades automáticas de transferência de custódia (unidades LATC);

Linhas de transporte e entrepostos comerciais de:Gás liquefeito de petróleo (GLP),Gás natural liquefeito (GNL),Líquidos de gás natural (LGN);

Linhas de transporte e carregamento de qualquer produto que contenha material particulado em suspensão.

Utilização de medidores Coriolis na indústria petrolífera:


Os medidores Coriolis são preferidos aos medidores de deslocamento positivo quando contaminantes sólidos como a areia estiverem presentes.

Se o óleo possuir frações residuais de água, o medidor Coriolis fornece a densidade da mistura. Conhecendo-se ρóleo e ρágua, é possível determinar WLR.

Em unidades LATC:


O volume destes produtos é fortemente afetado por variações de temperatura e pressão;

Os medidores Coriolis são pouco sensíveis a estas variáveis e fornecem medidas precisas em uma faixa mais ampla do que outros medidores;

Em linhas de transporte e entrepostos de GLP, GNL e LGN:


Se a transferência de custódia for em unidades de massa, a precisão da medida será ainda melhor porque é independente da medida da densidade.

Os medidores Coriolis, por não possuírem partes móveis internas, não são afetados pelo baixo efeito lubrificante destes fluidos.

Em linhas de transporte e entrepostos de GLP, GNL e LGN:


Aplicações várias envolvendo óleos crus contendo material particulado;

Terminais de carregamento de asfalto.

Medição de produtos contendo material particulado:

As altas temperaturas de operação e a presença de particulados nestas aplicações não permitem o uso de outros tipos de medidores.









Medidores baseados no tempo de trânsito da onda acústica (reconhecido pelo API para medições de transferência de custódia);

Medidores baseados no efeito Doppler.

Dois tipos de medidores ultrassônicos da vazão de líquidos:


Uma perturbação de pressão de pequena amplitude (onda acústica) se propaga através de um fluido a uma velocidade determinada (velocidade do som) relativa ao fluido.

Medidores Ultrassônicos por Tempo de Trânsito:



c

Lt 0

c

V

c

L

Vc

Lt 1

20 c

VLttt

Problemas: A velocidade do som, c, varia com a temperatura; Uma vez que se tem c2, o erro introduzido é ainda maior; Os valores de Δt são muito pequenos (frações de μs).



212

2

c

VLttt

O intervalo de tempo foi dobrado diminuição do erro relativo;

Mas a dependência de c2 ainda é uma grande desvantagem.



L

Vc

tf

cos1

11

L

Vc

tf

cos1

22

Um emissor e um receptor em cada extremidade da trajetória acústica

L

Vfff

cos221


L

Vfff

cos221

Relação linear entre V e Δf;

São necessários métodos para medida de Δf;

Tendo-se Δf, obtém-se V;

Tendo-se V, obtém-se Q.



Montagem com transdutores emissor/receptor em cada extremidade

Vantagens:

Menor custo;

Trajetória acústica única;

Montagem não intrusiva.


A trajetória acústica envolve o fluido, a tubulação e os suportes dos transdutores;

A trajetória acústica pode sofrer variações (dilatação térmica, etc.);

O sinal acústico pode ser muito atenuado pelo material da tubulação e suportes.

Desvantagens da montagem com um único par de transdutores:


V uniforme?! E o perfil de velocidades?

L

Vfff

cos221


Dubiedade no cálculo da vazão pelo tempo de trânsito!!

L

drrVcc

Rt

02 tan

12

R

drrrVQ0

2


Dubiedade:

Dois escoamentos com a mesma velocidade média na seção têm a mesma vazão volumétrica;

Porém, perfis diferentes de velocidade dariam tempos de trânsito diferentes e vazões volumétricas diferentes.

L

drrVcc

Rt

02 tan

12

R

drrrVQ0

2


A determinação da verdadeira velocidade média é difícil, principalmente para se cumprir os requisitos de precisão estipulados em contratos de transferência de custódia.

A fim de melhorar a precisão do medidor, os medidores ultrassônicos utilizam múltiplos pares de transdutores.


A precisão de medidores ultrassônicos de múltiplas trajetórias acústicas depende de: Número de trajetórias; Localização dos transdutores; Algoritmo utilizado para integração da velocidade média em

cada trajetória.


Requisitos para os transdutores ultrassônicos utilizados:

Diâmetro do transdutor bem maior do que o comprimento de onda da perturbação sonora (D >> );

Feixe ultrassônico deve ser estreito e bem definido.

Em geral:

D 1 cm f da ordem de MHz


Vantagens dos medidores ultrassônicos por tempo de trânsito:

Medição não intrusiva;

Não causam perda de carga (localizada);

Medição bidirecional;

Fornecem informação sobre a densidade do fluido;

Operação remota.


Desvantagens dos medidores ultrassônicos por tempo de trânsito:

Mais sensíveis a erros sistemáticos (velocidades transversais, variações locais da velocidade, etc.);

Dificuldade de aferição em campo (proving);

Histórico “curto”;

Limite na viscosidade do fluido (dissipação acústica acentuada em fluidos muito viscosos e efeitos de camada limite);

Custo.


Aplicações de medidores ultrassônicos na indústria petrolífera:

Medições de altas vazões de óleos leves crus e produtos refinados (linhas de produção, instalações de carga e descarga de petroleiros, GLP, etc.);

Aplicações de alta pressão (favorecidas pelo formato tubular compacto);

Medição de óleos contaminados por particulados (a vida útil de medidores de deslocamento positivo é sensivelmente reduzida nestes casos).


Medidores ultrassônicos por tempo de trânsito podem operar com fluidos “sujos”, porém:

Heterogeneidades no fluido atenuam os sinais acústicos, afetando o desempenho do medidor;

Concentrações de sólidos estão limitadas a 5%;

Concentrações de gás estão limitadas a 1%.


Heterogeneidades no escoamento refletem um sinal ultrassônico de frequência conhecida.

Haverá então uma variação no sinal refletido proporcional à velocidade do líquido.

Medidores Ultrassônicos por Efeito Doppler:


Medida “pontual” da velocidade do fluido; Não há, na verdade, dependência com relação a c; O medidor é insensível a variações da temperatura do fluido; Deve-se ter um mínimo de 25 ppm de partículas refletoras.

Medidores Ultrassônicos por Efeito Doppler:

Vc

ffff trt

cos2


Variações na velocidade do som, c, causam uma variação compensatória em cosθ (analogamente à lei de Snell);

O ângulo θ pode ser interpretado como o ângulo da cunha e c a velocidade de propagação no material da cunha e não no fluido.

Independência com relação a c:

Vc

ffff trt

cos2


Exemplo de medidor ultrassônico: Altosonic V (Khrone)

Possíveis locais de aplicação:

Plataformas terrestres e marítimas;

Campos de produção; Oleodutos; Terminais de carga e

descarga; Linhas de escoamento

de múltiplos produtos; Refinarias.

Aplicação: medição para transferência de custódia de hidrocarbonetos líquidos.


Exemplo de medidor ultrassônico: Altosonic V (Khrone)

Medição baseada no tempo de trânsito da onda ultrassônica


Medição ultrassônica com múltiplos caminhos acústicos


UFS-V, Ultrasonic Flow Sensor

UFC-V, Ultrasonic Flow Converter

UFP-V, Ultrasonic Flow Processor


UFS-V, Ultrasonic Flow Sensor

Carcaça em aço inoxidável;

Cinco pares de transdutores ultrassônicos;

Sensor de temperatura da carcaça para correção dos efeitos de dilatação térmica.


UFC-V, Ultrasonic Flow Converter

Cálculo do tempo de trânsito para cada uma das cinco trajetórias ultrassônicas;

Cálculo da vazão volumétrica para cada uma das cinco trajetórias ultrassônicas;

Transferência destes resultados para o processador.


UFC-P, Ultrasonic Flow Processor

Cálculo da vazão às condições locais com base nos resultados ultrassônicos;

Cálculo da vazão às condições padrão com base nas leituras de temperatura, pressão e dados de densidade.


UFC-P, Ultrasonic Flow Processor


1. Medida da temperatura da carcaça do medidor;

2. Sinais dos transdutores ultrassônicos;

3. Entrada da temperatura;

4. Entrada da pressão;

5. Entrada da densidade;

6. Entrada da viscosidade;

7. Modbus;

8. Saída para a tela do computador e saída supervisório.


Modelos do Altosonic V (Khrone):

Modelo Temperatura Viscosidade

Padrão (Standard) -40 a +180 ºC 0,1 a 150 cSt

Alta viscosidade (High viscosity) -40 a +180 ºC Até 1.500 cSt


Sistema de medição do Altosonic V (Khrone):

Princípio de funcionamento

Tempo de trânsito da onda ultrassônica

Funcionalidade Vazão instantânea e volume acumulado

Faixa de medição Velocidade do escoamento de zero a 10 m/s


Dados de desempenho do Altosonic V (Khrone):

Repetibilidade 0,02%

Incerteza 0,027% para nível de confiança de 95%


Condições operacionais do Altosonic V (Khrone):

Temperatura ambiente - 40 a + 60ºC

Concentração máxima de sólidos (bem misturados)

< 5% em volume

Fração máxima de gás (bem disperso) < 2%

Fração máxima de água no óleo< 6% para V > 1 m/s

< 10% para V > 2 m/s


Instalação do Altosonic V (Khrone):

Orientação Horizontal ou vertical

Trecho reto à montante 10D

Trecho reto à jusante 5D

Sentido do escoamento Bidirecional


Vazões medidas pelo Altosonic V (Khrone):


Visão geral dos medidores de vazão


Aplicações dos medidores de vazão

ultrassônicos da Khrone


1. Introdução





5.3 Aferição em Campo

Comentários preliminares:

É impossível reproduzir em laboratório todas as geometrias e condições operacionais da indústria petrolífera.

A precisão de um medidor estabelecida por aferição em laboratório não será necessariamente válida para as condições reais de operação.

As grandezas aferidas em campo são vazão e densidade.


Três razões para aferição em campo:

Operações de transferência de custódia;

Auditoria de qualidade (anuência com os requerimentos de qualidade da ISO 9000);

Auditoria ambiental (verificação da quantidade de materiais transferidos, por exemplo, por oleodutos, garantindo a inexistência de vazamentos ou perdas).


Aferição em laboratório: Diferentes vazões; Diferentes temperaturas; Diferentes densidades (fluidos); Determinação do fator de aferição do medidor.

Aferição em campo (proving): As condições testadas devem ser as mais representativas

possíveis da operação normal do sistema; São então utilizados fluidos reais a vazões, temperaturas

e densidades de operação do sistema; É determinado o fator de correção do medidor.


Resultados da aferição em campo (proving):

𝑭𝒂𝒕𝒐𝒓 𝒅𝒆𝒄𝒐𝒓𝒓𝒆 çã𝒐𝒅𝒐𝒎𝒆𝒅𝒊𝒅𝒐𝒓=𝑹𝒆𝒔𝒖𝒍𝒕𝒂𝒅𝒐𝒅𝒐 𝒆𝒒𝒖𝒊𝒑𝒂𝒎𝒆𝒏𝒕𝒐𝒑𝒓𝒐𝒗𝒂𝒅𝒐𝒓

𝑳𝒆𝒊𝒕𝒖𝒓𝒂𝒅𝒐𝒎𝒆𝒅𝒊𝒅𝒐𝒓

Utilização dos resultados da aferição em campo:

Correção das leituras de vazão;

Determinação de novos fatores de aferição;

Decisão sobre necessidade de manutenção ou nova aferição do medidor.


Métodos de aferição em campo:

Provadores de bola (ball provers);

Medidores mestre.


Provadores de bola (ball provers)


Uma esfera se desloca no interior de uma tubulação em U com pequeníssima folga, empurrada pelo óleo.


A tubulação em U é montada em série com o medidor.


O movimento da bola é detectado eletronicamente.


Medidas precisas do tempo de amostragem e do volume deslocado permitem o cálculo da vazão (“coleta-cronometragem-pesagem”).


Uma válvula de quatro vias permite que a bola se desloque para frente e para trás em um mesmo ciclo de medição (provadores de bola bidirecionais).


Aferição de um medidor Coriolis por um provador de bola


Aferição de um medidor Coriolis por um provador de bola


Em última instância, os provadores de bola funcionam pelo método da “coleta-cronometragem-pesagem”.

A “coleta-cronometragem-pesagem” é um método fundamental (“autônomo”) de medida da vazão.


Desvantagens dos provadores de bola (ball provers):

Muitas partes móveis;

Dificuldade para aferição de grandes vazões.


Utilização de medidores mestre

Medidor mestre


Utilização de medidores mestre:

Um medidor admitido como padrão (mestre) é instalado em série com os medidores de produção.

O trecho do medidor mestre é isolado por válvulas.

Durante a aferição, o escoamento flui tanto pelos medidores de produção como pelo medidor mestre.

A comparação dos resultados permite obter o fator de correção dos medidores de produção.

O problema é obter um medidor suficientemente preciso para operar como medidor mestre.


Vantagens dos medidores mestre:

A instalação é bem mais simples, chegando a custar até 40% menos do que aquela de um provador de bola.

Tempos de amostragem mais longos.

Eliminação de muitas partes móveis com consequente redução dos custos de manutenção.

Durante picos de produção, o medidor mestre pode operar como medidor de produção.

Medidores do tipo de turbina com pás em hélice podem ser usados como medidores mestre.


1. Introdução





Configuração (“Rota”): maneira como instrumentos específicos são combinados para se obter a vazão das fases.

A configuração específica utilizada em uma dada aplicação depende de vários fatores.

5.4 Configurações de Instrumentos para a Medição Multifásica

Nenhum instrumento sozinho é capaz de medir as vazões individuais dos componentes de um

escoamento multifásico.


Classificação Faixa de GVF Comentário

Baixo GVF 0 – 25%“Líquido gaseificado”; medidores

monofásicos aceitáveis

GVF moderado 25% - 85%Medidores monofásicos não se aplicam; são necessários medidores multifásicos

Alto GVF 85% - 95%Aumento rápido da incerteza dos

medidores multifásicos; separação parcial muitas vezes necessária

Altíssimo GVF 95% - 100%

“Gás úmido”; medidores multifásicos muitas vezes satisfatórios exceto para

medição fiscal; neste caso, são necessários medidores de gás úmido

Classificação dos escoamentos segundo o GVF (NFOGM Handbook, 2005):


Rota 1: Homogeneização e amostragem





Escoamento caracterizado por uma única velocidade.


Rota 1: Homogeneização e amostragem do escoamento multifásico

Hipótese: não há deslizamento entre as fases.

Três instrumentos (ou medições) são necessários.


gtotalg Qm .

ototalo Qm .

wtotalw Qm .

AVQtotal

1

Rota 1: Homogeneização e amostragem do escoamento multifásico

Known

ρg

ρo

ρw

vαgA

Unknown

mg

mo

mw

Qtotal

β

Quais instrumentos utilizar?

Rota 2: Homogeneização sem amostragem do escoamento homogêneo



Rota 2: Homogeneização sem amostragem do escoamento homogêneo

ggg AVm .

ooo AVm .

www AVm .

wo VV

1

Known

ρg

ρo

ρw

αgAVo

Vg

Unknown

mo

mw

mg

βVw

Quais instrumentos utilizar?

Escoamento caracterizado por mais de uma velocidade

Rota 3: Medição direta do escoamento não homogêneo inalterado


Em princípio, cinco medidas são necessárias:

3 velocidades

2 concentrações (terceira concentração obtida por diferença)

Das velocidades e concentrações, obtém-se a vazão de cada fase.

Rota 3: Medição direta do escoamento não homogêneo inalterado


Rota 4: Separação completa dos componentes individuais do escoamento multifásico.


Não há necessidade de medidores MFM.

Rota 5: Separação parcial do componente gasoso


Rota 6: Separação completa do componente gasoso





Questão crucial !!

Questão crucial !!

Questão crucial !!

Questão crucial !!

Questão crucial !!

Tipos de escoamento em cada medida


Parâmetros a serem medidos e tipos de medidor

Route 1: Route 2: Route 3: Route 4: Route 5: Route 6:

Homogeneização e amostragem do

escoamento

Homogeneização sem amostragem do escoamento

Medição direta do escoamento não

homogêneo inalterado

Separação completa de cada um dos

componentes

Separação parcial do componente

gasoso

Separação completa do componente

gasoso

GLR GLR Velocity of oil flowSingle-phase

flow rateGas flow rate Gas flow rate

(Dual-phase meter) (Wet gas meter) (Gas meter)

Flow rate Flow rate Velocity of water flowSingle-phase

flow rateVelocity of oil flow Liquid flow rate

(Dual-phase meter)(Reduced GVF

multiphase meter)(Dual-phase meter)

WLROne of the phase

fractionsVelocity of gas flow

Single-phase flow rate

Velocity of water flow

WLR

(Dual-phase meter)(Reduced GVF

multiphase meter)(Dual-phase meter)

Meter 4 - -One of the phase

fractions- Velocity of gas flow -

Meter 5 - -Mixture overall density or

total mass flow rate-

One of the phase fractions

-

Meter 6 - - - -Mixture overall density or total mass flow rate

-

Meter 1

Meter 2

Meter 3

Dificuldade de medição

multifásica

Complexidade da instalação

hidráulica

Rota 4↓

Rota 6↓

Rota 5↓

Rota 1↓

Rota 2↓

Rota 3


Desafios para MFM de alta precisão: Eliminar os erros causados por concentração do gás no espaço

anular em escoamentos verticais . Captar flutuações no escoamento (escoamentos intermitentes).


Desafios para MFM de alta precisão:

Melhorar a precisão da medida de WLR nos casos de alto GVF e alto WLR.

Combinar, em um único medidor, medidas multifásicas e de gás úmido.

Simplificar a configuração dos medidores multifásicos e reduzir os erros.



1. Introdução



4. Configuração de Instrumentos para a Medição Multifásica


5.5 Utilização dos Medidores de Vazão em Escoamentos Multifásicos















Equação geral para a vazão através de medidores obstrutivos:

21

2pp

gKAQ c

treal

A relação entre Qreal e p é quadrática, característica dos medidores obstrutivos.



Qual?


Placas de orifício são amplamente utilizadas para medida da vazão de escoamentos monofásicos;

Existem métodos bem estabelecidos para a determinação do fator K em função da geometria, propriedades dos fluidos e condições de operação.

Placas de orifício:𝑉 𝑡=𝐾 √ ∆𝑝𝜌


A inclusão de um termo extra referente à velocidade de deslizamento entre as fases;

A determinação experimental deste termo por aferição da placa em condições representativas da situação real, incluindo a configuração da tubulação (tubagem).

A utilização de placas de orifício em escoamentos bifásicos não homogêneos requer:


Equacionamento da placa de orifício para escoamentos bifásicos não homogêneos:

𝑋=∆𝑝𝑙∆𝑝𝑔

=�̇�𝑙

�̇�𝑔(𝜌𝑔𝜌𝑙 )

1 /2

∆𝑝𝑡𝑝∆𝑝𝑙

=1+ 𝐶𝑋+ 1𝑋 2


Aferição da placa de orifício para escoamentos bifásicos não homogêneos:










Q

nDf

nD3

2

Como será esta relação para um

escoamento bifásico?


Medidores do tipo turbina:

Qual?


Q

nDf

nD3

2

Como será esta relação para um

escoamento bifásico?



A densidade média do escoamento bifásico líquido-gás na posição do medidor oscilará constantemente, o que afetará diretamente a rotação da turbina.

Se houver uma densidade média estável e com pouca oscilação, talvez seja possível estabelecer a função desejada.

Antecipam-se, portanto, dificuldades da turbina em lidar com escoamentos intermitentes.

Escoamentos homogêneos parecem mais propícios à operação com estes medidores.



𝑄𝑛𝐷3= 𝑓 (𝑛𝐷

2

𝜗 )𝑄𝑛𝐷3= 𝑓 (𝑛𝜌 𝐷

2

𝜇 )𝑉 𝑇=𝑛𝜌≡𝑣𝑒𝑙𝑜𝑐𝑖𝑑𝑎𝑑𝑒𝑑𝑎𝑡𝑢𝑟𝑏𝑖𝑛𝑎



𝑉 𝑇=𝑛𝜌= 𝑓 ( 𝜌𝑙 , 𝜌𝑔 ,𝑉 𝑙 ,𝑉 𝑔 ,𝑉 𝑠 ,𝐺𝑉𝐹 )

Uma das abordagens é tentar modelar VT para escoamentos bifásicos:

São necessárias medições independentes da velocidade de deslizamento, Vs, e GVF.



𝑉 𝑇=𝑛𝜌= 𝑓 ( 𝜌𝑙 , 𝜌𝑔 ,𝑉 𝑙 ,𝑉 𝑔 ,𝑉 𝑠 ,𝐺𝑉𝐹 )

Modelos existentes para VT: Modelo volumétrico; Modelo de Rouhani; Modelo de Aya; Modelo de Kamath e Lahey.


Modelo volumétrico:

Modelos de Rouhani e de Aya: Análise das várias forças agindo sobre as pás da turbina.

Modelo de Kamath e Lahey: Análise do comportamento do medidor turbina em

escoamentos bifásicos transientes. A inércia do rotor, o perfil de velocidades do fluido e a

distribuição das bolhas tiveram o maior efeito sobre os resultados.


Resultados do medidor turbina em escoamentos horizontais água-vapor com base no modelo homogêneo


Resultados do medidor turbina em escoamentos verticais água-vapor com base no modelo homogêneo


Comentários:

A pressão parece ter um grande efeito sobre os resultados, talvez por seu efeito sobre o tamanho e distribuição das bolhas.

Esta tendência está em conformidade com a análise de Kamath e Lahey.


Comentários:

Perfis de velocidade e distribuições de bolhas desconhecidos podem afetar o desempenho da turbina de maneira imprevisível e causar grandes erros.

A turbina parece ser razoavelmente confiável e precisa em medidas de escoamentos líquido-gás homogêneos.











Qual?


Requerimentos para utilização convencional ( escoamentos monofásicos) do medidor Coriolis:

O medidor deve estar completamente cheio de líquido;

O líquido não deve conter gás;

O processo não deve estar sujeito a flutuações muito rápidas.


Problemas com a utilização do Coriolis em escoamentos bifásicos: As oscilações do tubo em U são amortecidas pelo

componente gasoso (compressível) do escoamento.

A energia motora requerida para manter as oscilações do tubo em U aumenta acentuadamente.

Além disso, a intensidade do amortecimento varia rápida e aleatoriamente devido ao comportamento estocástico próprio do escoamento bifásico.


Utilização do Coriolis em escoamentos bifásicos:

O medidor não pode ser usado no padrão pistonado;

No padrão bolhas dispersas, o valor GVF = 5% é normalmente adotado como limite para operação correta do medidor;


Porém,

No padrão bolhas dispersas, já foram observados erros de até 58% nas medidas do Coriolis;

Em um teste de modelos de oito fabricantes diferentes, leituras completamente errôneas foram observadas para GVF entre 2 e 4%.


“Modelo da bolha isolada” de Hemp e Sultan:

Bolha isolada circundada por um fluido muito mais denso no interior de um tubo vibratório;

Não são consideradas interações entre bolhas;

Admite-se que as bolhas não entram em contato com as parede da tubulação;

O modelo prevê um comportamento monotônico negativo do erro, função apenas de GVF.


“Modelo da bolha isolada” de Hemp e Sultan:

≡ GVF 0 ≤ ≤ 1


Erro na medida da densidade de escoamentos água-ar em um Coriolis de 75 mm de diâmetro

(Invensys UTC - University of Oxford, Inglaterra)


Comentários:

Quanto maior a vazão, maior o erro, mas o efeito vai se saturando;


Erro na medida da vazão mássica de líquido de escoamentos água-ar em um Coriolis de 75 mm (Invensys UTC - University of Oxford, Inglaterra)


Comentários:

Mesmo para baixos valores de GVF (escoamentos em bolhas dispersas), há uma forte influência da velocidade do escoamento sobre o erro na vazão;

Para GVF = 5%, o erro pode variar de -9 % a -20% à medida que a vazão decresce de 23 kg/s para 3 kg/s.


Além de GVF e velocidade da mistura, outros fatores afetam o erro na vazão e densidade:

Orientação da tubulação em U (influência da forças de empuxo);

Geometria da tubulação em U (diâmetro da tubulação, tubo único ou tubo dividido, etc.);

Viscosidade do líquido (para μ , erro 0)

Ainda não é possível o tratamento analítico destes efeitos.


Desenvolvimento de fatores de correção bifásicos:

Devem ser função somente de informações disponíveis no próprio medidor Coriolis e de uma medida independente da densidade do líquido;

Devem ser aplicáveis diretamente às leituras do Coriolis sob a forma de uma função matemática ou rede neural;

São obtidos valores corrigidos (erro reduzido) da vazão de líquido e densidade da mistura.


Requerimentos para correção das leituras do Coriolis:

Boa homogeneização do escoamento (ausência de deslizamento entre as fases)

Medidas da pressão e temperatura para cálculo de GVF na entrada do medidor;


Erro na densidade após aplicação do fator de correção (Invensys UTC - University of Oxford, Inglaterra)


Erro na vazão mássica após aplicação do fator de correção (Invensys UTC - University of Oxford, Inglaterra)


Comentário:

Mais fácil corrigir a densidade do que a vazão;

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MCC-09 Técnicas de Medida em Transferência de Calor e Mecânica de Fluidos Cap. 5: Instrumentos e Medidores Utilizados na Indústria Petrolífera