MCC-09Técnicas de Medida em
Transferência de Calor e Mecânica de Fluidos
Cap. 5: Instrumentos e Medidores Utilizados na Indústria Petrolífera
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
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
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
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
5.2 Medidores de Vazão
Medidores obstrutivos;
Medidores de deslocamento positivo;
Medidores lineares de vazão;
Medidores de vazão mássica;
Medidores ultrassônicos.
Medidores de vazão:
5.2 Medidores de Vazão
Medidores obstrutivos:
Efeito de uma obstrução sobre o escoamento em uma tubulação
vena contracta
5.2 Medidores de Vazão
Medidores obstrutivos:
)(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
5.2 Medidores de Vazão
)(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
5.2 Medidores de Vazão
21
.
2 ppKAm treal
K = CM coeficiente de escoamento
21
2pp
gKAQ c
treal
5.2 Medidores de Vazão
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.
5.2 Medidores de Vazão
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.
5.2 Medidores de Vazão
Características principais de medidores de vazão obstrutivos
5.2 Medidores de Vazão
pressãodetomadadetipofC D ,,Re
diâmetros de razão11
A
A
D
D tt
5.2 Medidores de Vazão
5.2 Medidores de Vazão
5.2 Medidores de Vazão
5.2 Medidores de Vazão
5.2 Medidores de Vazão
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:
5.2 Medidores de Vazão
Princípio de operação de medidores de deslocamento positivo
5.2 Medidores de Vazão
Engrenagens ovais
Palhetas giratórias
5.2 Medidores de Vazão
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:
5.2 Medidores de Vazão
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.
5.2 Medidores de Vazão
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:
5.2 Medidores de Vazão
Modelagem do deslizamento de líquido:
𝒒=𝑲(𝑿𝒄 )𝟑∆𝒑𝑳𝒄𝝁
5.2 Medidores de Vazão
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.
𝒒=𝑲(𝑿𝒄 )𝟑∆𝒑𝑳𝒄𝝁
5.2 Medidores de Vazão
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:
𝒒=𝑲(𝑿𝒄 )𝟑∆𝒑𝑳𝒄𝝁
5.2 Medidores de Vazão
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).
𝒒=𝑲(𝑿𝒄 )𝟑∆𝒑𝑳𝒄𝝁
5.2 Medidores de Vazão
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).
5.2 Medidores de Vazão
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).
𝒒=𝑲(𝑿𝒄 )𝟑∆𝒑𝑳𝒄𝝁
5.2 Medidores de Vazão
Medidores obstrutivos;
Medidores de deslocamento positivo;
Medidores lineares de vazão;
Medidores de vazão mássica;
Medidores ultrassônicos.
Medidores de vazão:
5.2 Medidores de Vazão
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.
5.2 Medidores de Vazão
corpo do medidor ou
“cubo”
guias
pás
dispositivo retificador do escoamento
conexão com a tubulação
contador de giros
Medidores tipo turbina
5.2 Medidores de Vazão
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
5.2 Medidores de Vazão
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
5.2 Medidores de Vazão
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
5.2 Medidores de Vazão
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
5.2 Medidores de Vazão
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.
5.2 Medidores de Vazão
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.
5.2 Medidores de Vazão
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.
5.2 Medidores de Vazão
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.
5.2 Medidores de Vazão
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.
5.2 Medidores de Vazão
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:
5.2 Medidores de Vazão
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:
5.2 Medidores de Vazão
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:
5.2 Medidores de Vazão
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.
5.2 Medidores de Vazão
Medidores tipo turbina convencionais:
Rotor de pás expostas Rotor de pás recobertas
5.2 Medidores de Vazão
Medidores tipo turbina com pás em hélice e convencionais:
Apenas duas pás em hélice Múltiplas pás convencionais
5.2 Medidores de Vazão
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
5.2 Medidores de Vazão
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
5.2 Medidores de Vazão
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.
5.2 Medidores de Vazão
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.
5.2 Medidores de Vazão
Medição de produtos refinados em terminais de carregamento de caminhões:
Utilizados especificamente para mistura de combustíveis para motores de diferentes octanagem e/ou oxigenação.
5.2 Medidores de Vazão
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.
5.2 Medidores de Vazão
Medidores Tipo Turbina:
Q
nDf
nD3
2
5.2 Medidores de Vazão
Medidores Tipo Turbina:
Q
nDf
nD3
2
5.2 Medidores de Vazão
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.
5.2 Medidores de Vazão
Exemplo 4-2:
5.2 Medidores de Vazão
Medidores obstrutivos;
Medidores de deslocamento positivo;
Medidores lineares de vazão;
Medidores de vazão mássica;
Medidores ultrassônicos.
Medidores de vazão:
5.2 Medidores de Vazão
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.
5.2 Medidores de Vazão
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.
5.2 Medidores de Vazão
Medidores do tipo Coriolis:
http://galileo.cyberscol.qc.ca/intermet/vent/p_vent2_corio.htm
5.2 Medidores de Vazão
Medidores do tipo Coriolis:
relBA vrxvv
𝑣→
𝐴 /𝐵
5.2 Medidores de Vazão
Medidores do tipo Coriolis:
relrelBA avxrxxrxaa 2
aceleração de Coriolis
5.2 Medidores de Vazão
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
5.2 Medidores de Vazão
Medidores do tipo Coriolis:
Escoamento em um medidor do tipo Coriolis
A “rotação” é criada pela vibração da tubulação em U
5.2 Medidores de Vazão
Medidores do tipo Coriolis:
Forças e torção em um medidor do tipo Coriolis
A “rotação” é criada pela vibração da tubulação em U
5.2 Medidores de Vazão
Medidores do tipo Coriolis:
Forças e torção em um medidor do tipo Coriolis
A tubulação sofre um efeito de torção devido às forças de Coriolis
5.2 Medidores de Vazão
Medidores do tipo Coriolis:
Exemplo de um medidor do tipo Coriolis
5.2 Medidores de Vazão
Medidores do tipo Coriolis:
Modelagem do medidor do tipo Coriolis
Vx2
)2()(
Vxdm
5.2 Medidores de Vazão
5.2 Medidores de Vazão
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.
5.2 Medidores de Vazão
O conjunto age como uma mola de rigidez Ks, de modo que:
td
Km s
2
.
8
5.2 Medidores de Vazão
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
5.2 Medidores de Vazão
Outra possibilidade é calcular a vazão mássica por processamento digital do sinal y = y1 – y2 (magnitude da deflexão de Coriolis).
5.2 Medidores de Vazão
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:
5.2 Medidores de Vazão
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:
5.2 Medidores de Vazão
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:
5.2 Medidores de Vazão
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:
5.2 Medidores de Vazão
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.
5.2 Medidores de Vazão
Medidores obstrutivos;
Medidores de deslocamento positivo;
Medidores lineares de vazão;
Medidores de vazão mássica;
Medidores ultrassônicos.
Medidores de vazão:
5.2 Medidores de Vazão
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:
5.2 Medidores de Vazão
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:
5.2 Medidores de Vazão
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).
5.2 Medidores de Vazão
Medidores Ultrassônicos por Tempo de Trânsito:
212
2
c
VLttt
O intervalo de tempo foi dobrado diminuição do erro relativo;
Mas a dependência de c2 ainda é uma grande desvantagem.
5.2 Medidores de Vazão
Medidores Ultrassônicos por Tempo de Trânsito:
L
Vc
tf
cos1
11
L
Vc
tf
cos1
22
Um emissor e um receptor em cada extremidade da trajetória acústica
L
Vfff
cos221
5.2 Medidores de Vazão
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.
5.2 Medidores de Vazão
Medidores Ultrassônicos por Tempo de Trânsito:
Montagem com transdutores emissor/receptor em cada extremidade
Vantagens:
Menor custo;
Trajetória acústica única;
Montagem não intrusiva.
5.2 Medidores de Vazão
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:
5.2 Medidores de Vazão
V uniforme?! E o perfil de velocidades?
L
Vfff
cos221
5.2 Medidores de Vazão
Dubiedade no cálculo da vazão pelo tempo de trânsito!!
L
drrVcc
Rt
02 tan
12
R
drrrVQ0
2
5.2 Medidores de Vazão
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
5.2 Medidores de Vazão
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.
5.2 Medidores de Vazão
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.
5.2 Medidores de Vazão
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
5.2 Medidores de Vazão
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.
5.2 Medidores de Vazão
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.
5.2 Medidores de Vazão
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).
5.2 Medidores de Vazão
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%.
5.2 Medidores de Vazão
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:
5.2 Medidores de Vazão
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
5.2 Medidores de Vazão
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
5.2 Medidores de Vazão
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.
5.2 Medidores de Vazão
Exemplo de medidor ultrassônico: Altosonic V (Khrone)
Medição baseada no tempo de trânsito da onda ultrassônica
5.2 Medidores de Vazão
Medição ultrassônica com múltiplos caminhos acústicos
5.2 Medidores de Vazão
UFS-V, Ultrasonic Flow Sensor
UFC-V, Ultrasonic Flow Converter
UFP-V, Ultrasonic Flow Processor
5.2 Medidores de Vazão
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.
5.2 Medidores de Vazão
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.
5.2 Medidores de Vazão
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.
5.2 Medidores de Vazão
UFC-P, Ultrasonic Flow Processor
5.2 Medidores de Vazão
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.
5.2 Medidores de Vazão
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
5.2 Medidores de Vazão
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
5.2 Medidores de Vazão
Dados de desempenho do Altosonic V (Khrone):
Repetibilidade 0,02%
Incerteza 0,027% para nível de confiança de 95%
5.2 Medidores de Vazão
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
5.2 Medidores de Vazão
Instalação do Altosonic V (Khrone):
Orientação Horizontal ou vertical
Trecho reto à montante 10D
Trecho reto à jusante 5D
Sentido do escoamento Bidirecional
5.2 Medidores de Vazão
Vazões medidas pelo Altosonic V (Khrone):
5.2 Medidores de Vazão
Visão geral dos medidores de vazão
5.2 Medidores de Vazão
Aplicações dos medidores de vazão
ultrassônicos da Khrone
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
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.
5.3 Aferição em Campo
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).
5.3 Aferição em Campo
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.
5.3 Aferição em Campo
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.
5.3 Aferição em Campo
Métodos de aferição em campo:
Provadores de bola (ball provers);
Medidores mestre.
5.3 Aferição em Campo
Provadores de bola (ball provers)
5.3 Aferição em Campo
Uma esfera se desloca no interior de uma tubulação em U com pequeníssima folga, empurrada pelo óleo.
5.3 Aferição em Campo
A tubulação em U é montada em série com o medidor.
5.3 Aferição em Campo
O movimento da bola é detectado eletronicamente.
5.3 Aferição em Campo
Medidas precisas do tempo de amostragem e do volume deslocado permitem o cálculo da vazão (“coleta-cronometragem-pesagem”).
5.3 Aferição em Campo
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).
5.3 Aferição em Campo
Aferição de um medidor Coriolis por um provador de bola
5.3 Aferição em Campo
Aferição de um medidor Coriolis por um provador de bola
5.3 Aferição em Campo
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.
5.3 Aferição em Campo
Desvantagens dos provadores de bola (ball provers):
Muitas partes móveis;
Dificuldade para aferição de grandes vazões.
5.3 Aferição em Campo
Utilização de medidores mestre
Medidor mestre
5.3 Aferição em Campo
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.
5.3 Aferição em Campo
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.
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
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.
5.4 Configurações de Instrumentos para a Medição Multifásica
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):
5.4 Configurações de Instrumentos para a Medição Multifásica
Rota 1: Homogeneização e amostragem
5.4 Configurações de Instrumentos para a Medição Multifásica
Rota 1: Homogeneização e amostragem
5.4 Configurações de Instrumentos para a Medição Multifásica
Rota 1: Homogeneização e amostragem
Escoamento caracterizado por uma única velocidade.
5.4 Configurações de Instrumentos para a Medição Multifásica
Rota 1: Homogeneização e amostragem do escoamento multifásico
Hipótese: não há deslizamento entre as fases.
Três instrumentos (ou medições) são necessários.
5.4 Configurações de Instrumentos para a Medição Multifásica
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
5.4 Configurações de Instrumentos para a Medição Multifásica
5.4 Configurações de Instrumentos para a Medição Multifásica
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
5.4 Configurações de Instrumentos para a Medição Multifásica
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
5.4 Configurações de Instrumentos para a Medição Multifásica
Rota 4: Separação completa dos componentes individuais do escoamento multifásico.
5.4 Configurações de Instrumentos para a Medição Multifásica
Não há necessidade de medidores MFM.
Rota 5: Separação parcial do componente gasoso
5.4 Configurações de Instrumentos para a Medição Multifásica
Rota 6: Separação completa do componente gasoso
5.4 Configurações de Instrumentos para a Medição Multifásica
5.4 Configurações de Instrumentos para a Medição Multifásica
5.4 Configurações de Instrumentos para a Medição Multifásica
5.4 Configurações de Instrumentos para a Medição Multifásica
Questão crucial !!
Questão crucial !!
Questão crucial !!
Questão crucial !!
Questão crucial !!
Tipos de escoamento em cada medida
5.4 Configurações de Instrumentos para a Medição Multifásica
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
5.4 Configurações de Instrumentos para a Medição Multifásica
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).
5.4 Configurações de Instrumentos para a Medição Multifásica
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.
5.4 Configurações de Instrumentos para a Medição Multifásica
Cap. 5: Instrumentos e Medidores Utilizados na Indústria Petrolífera
1. Introdução
2. Medidores de Vazão
3. Aferição em Campo
4. Configuração de Instrumentos para a Medição Multifásica
5. Utilização dos Medidores de Vazão em Escoamentos Multifásicos
5.5 Utilização dos Medidores de Vazão em Escoamentos Multifásicos
Medidores obstrutivos;
Medidores de deslocamento positivo;
Medidores lineares de vazão;
Medidores de vazão mássica;
Medidores ultrassônicos.
Medidores de vazão:
5.5 Utilização dos Medidores de Vazão em Escoamentos Multifásicos
Medidores obstrutivos;
Medidores de deslocamento positivo;
Medidores lineares de vazão;
Medidores de vazão mássica;
Medidores ultrassônicos.
Medidores de vazão:
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.
5.5 Utilização dos Medidores de Vazão em Escoamentos Multifásicos
Medidores obstrutivos:
Qual?
5.5 Utilização dos Medidores de Vazão em Escoamentos Multifásicos
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
5.5 Utilização dos Medidores de Vazão em Escoamentos Multifásicos
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:
5.5 Utilização dos Medidores de Vazão em Escoamentos Multifásicos
Equacionamento da placa de orifício para escoamentos bifásicos não homogêneos:
𝑋=∆𝑝𝑙∆𝑝𝑔
=�̇�𝑙
�̇�𝑔(𝜌𝑔𝜌𝑙 )
1 /2
∆𝑝𝑡𝑝∆𝑝𝑙
=1+ 𝐶𝑋+ 1𝑋 2
5.5 Utilização dos Medidores de Vazão em Escoamentos Multifásicos
Aferição da placa de orifício para escoamentos bifásicos não homogêneos:
5.5 Utilização dos Medidores de Vazão em Escoamentos Multifásicos
Medidores obstrutivos;
Medidores de deslocamento positivo;
Medidores lineares de vazão;
Medidores de vazão mássica;
Medidores ultrassônicos.
Medidores de vazão:
5.5 Utilização dos Medidores de Vazão em Escoamentos Multifásicos
Medidores Tipo Turbina:
Q
nDf
nD3
2
Como será esta relação para um
escoamento bifásico?
5.5 Utilização dos Medidores de Vazão em Escoamentos Multifásicos
Medidores do tipo turbina:
Qual?
Medidores Tipo Turbina:
Q
nDf
nD3
2
Como será esta relação para um
escoamento bifásico?
5.5 Utilização dos Medidores de Vazão em Escoamentos Multifásicos
Medidores Tipo Turbina:
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.
5.5 Utilização dos Medidores de Vazão em Escoamentos Multifásicos
Medidores Tipo Turbina:
𝑄𝑛𝐷3= 𝑓 (𝑛𝐷
2
𝜗 )𝑄𝑛𝐷3= 𝑓 (𝑛𝜌 𝐷
2
𝜇 )𝑉 𝑇=𝑛𝜌≡𝑣𝑒𝑙𝑜𝑐𝑖𝑑𝑎𝑑𝑒𝑑𝑎𝑡𝑢𝑟𝑏𝑖𝑛𝑎
5.5 Utilização dos Medidores de Vazão em Escoamentos Multifásicos
Medidores Tipo Turbina:
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.
5.5 Utilização dos Medidores de Vazão em Escoamentos Multifásicos
Medidores Tipo Turbina:
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.
5.5 Utilização dos Medidores de Vazão em Escoamentos Multifásicos
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.
5.5 Utilização dos Medidores de Vazão em Escoamentos Multifásicos
Resultados do medidor turbina em escoamentos horizontais água-vapor com base no modelo homogêneo
5.5 Utilização dos Medidores de Vazão em Escoamentos Multifásicos
Resultados do medidor turbina em escoamentos verticais água-vapor com base no modelo homogêneo
5.5 Utilização dos Medidores de Vazão em Escoamentos Multifásicos
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.
5.5 Utilização dos Medidores de Vazão em Escoamentos Multifásicos
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.
5.5 Utilização dos Medidores de Vazão em Escoamentos Multifásicos
5.5 Utilização dos Medidores de Vazão em Escoamentos Multifásicos
Medidores obstrutivos;
Medidores de deslocamento positivo;
Medidores lineares de vazão;
Medidores de vazão mássica;
Medidores ultrassônicos.
Medidores de vazão:
5.5 Utilização dos Medidores de Vazão em Escoamentos Multifásicos
Medidores do tipo Coriolis:
Qual?
5.5 Utilização dos Medidores de Vazão em Escoamentos Multifásicos
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.
5.5 Utilização dos Medidores de Vazão em Escoamentos Multifásicos
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.
5.5 Utilização dos Medidores de Vazão em Escoamentos Multifásicos
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;
5.5 Utilização dos Medidores de Vazão em Escoamentos Multifásicos
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%.
5.5 Utilização dos Medidores de Vazão em Escoamentos Multifásicos
“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.
5.5 Utilização dos Medidores de Vazão em Escoamentos Multifásicos
“Modelo da bolha isolada” de Hemp e Sultan:
≡ GVF 0 ≤ ≤ 1
5.5 Utilização dos Medidores de Vazão em Escoamentos Multifásicos
Erro na medida da densidade de escoamentos água-ar em um Coriolis de 75 mm de diâmetro
(Invensys UTC - University of Oxford, Inglaterra)
5.5 Utilização dos Medidores de Vazão em Escoamentos Multifásicos
Comentários:
Quanto maior a vazão, maior o erro, mas o efeito vai se saturando;
5.5 Utilização dos Medidores de Vazão em Escoamentos Multifásicos
Erro na medida da vazão mássica de líquido de escoamentos água-ar em um Coriolis de 75 mm (Invensys UTC - University of Oxford, Inglaterra)
5.5 Utilização dos Medidores de Vazão em Escoamentos Multifásicos
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.
5.5 Utilização dos Medidores de Vazão em Escoamentos Multifásicos
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.
5.5 Utilização dos Medidores de Vazão em Escoamentos Multifásicos
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.
5.5 Utilização dos Medidores de Vazão em Escoamentos Multifásicos
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;
5.5 Utilização dos Medidores de Vazão em Escoamentos Multifásicos
Erro na densidade após aplicação do fator de correção (Invensys UTC - University of Oxford, Inglaterra)
5.5 Utilização dos Medidores de Vazão em Escoamentos Multifásicos
Erro na vazão mássica após aplicação do fator de correção (Invensys UTC - University of Oxford, Inglaterra)
5.5 Utilização dos Medidores de Vazão em Escoamentos Multifásicos
Comentário:
Mais fácil corrigir a densidade do que a vazão;
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