Capitulo no5

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Capitulo no5

  1. 1. CAPITULO No. 5 FLUJO DE GAS EN TUBERÍAS 5.1 Introducción La determinación exacta de la pérdida de presión de un fluido compresible que circula por una tubería requiere un conocimiento de la relación entre presión y volumen específico; esto no es fácil de determinar para cada problema particular. Los casos extremos b considerados normalmente son el flujo adiabático (P’VV, = constante) y el flujo isotérmico (P’V, = constante). El flujo adiabático se supone que ocurre en tuberías cortas y bien aisladas. Esto es debido a que no se transfiere calor desde o hacia la tubería, excepto la pequeña cantidad de calor que se produce por fricción que se añade al flujo. El flujo isotérmico o flujo a temperatura constante se considera que ocurre muy a menudo, en parte por conveniencia, o más bien, porque se acerca más a la realidad de lo que sucede en las tuberías. El caso extremo de flujo isotérmico sucede en las tuberías de gas natural. Dodge y Thompson’ demuestran que el flujo de gas en tuberías aisladas está muy cerca del flujo isotérmico para presiones muy altas. Como la relación entre presión y volumen puede adoptar cualquier otra forma (P’r<: = constante) Llamado flujo poli trópico, la información específica en cada caso es prácticamente imposible. La densidad de los gases y de los vapores varía considerablemente con la presión; por lo tanto, si la caída de presión entre P1, y P2 en la figura 1-6 es grande, la densidad y la velocidad cambian de manera significativa. 5.2 Fundamentos del flujo de gas 5.2.1 Tipos de regímenes de flujo de fases simples y número de Reynolds Las investigaciones de Osborne Reynolds han demostrado que el régimen de flujo en tuberías, es decir, si es laminar o turbulento, depende del diámetro de la tubería, de la densidad y la viscosidad del fluido y de la velocidad del flujo. El valor numérico de una combinación adimensional de estas cuatro variables, conocido como el número de Reynolds, puede considerarse como la relación de las fuerzas dinámicas de la masa del fluido respecto a los esfuerzos de deformación ocasionados por la viscosidad. El número de Reynolds es: Para estudios técnicos, el régimen de flujo en tuberías se considera como laminar si el número de Reynolds es menor que 2 000 y turbulento si el número de Reynolds es superior a 4 000. Entre estos dos valores está la zona denominada “crítica” donde el régimen de flujo es impredecible, pudiendo ser laminar, turbulento o de transición, dependiendo de muchas condiciones con
  2. 2. posibilidad de variación. La experimentación cuidadosa ha determinado que la zona laminar puede acabar en números de Reynolds tan bajos como 1 200 o extenderse hasta los 40 000, pero estas condiciones no se presentan en la práctica. 5.2.2 Rugosidad en cañerías Cuando el flujo es turbulento (R, > 4000) el factor de fricción depende no sólo del número de Reynolds, sino también de la rugosidad relativa de las paredes de la tubería, E/d, es decir, la rugosidad de las paredes de la tubería (E) comparada con el diámetro de la tubería (d). Para tuberías muy lisas, como las de latón extruido o vidrio, el factor de fricción disminuye más rápidamente con el aumento del número de Reynolds, que para tuberías con paredes más rugosas. Como el tipo de la superficie interna de la tubería comercial es prácticamente independiente del Diámetro, la rugosidad de las paredes tiene mayor efecto en el factor de fricción para diámetros pequeños. En consecuencia las tuberías de pequeño diámetro se acercan a la condición de gran rugosidad y en general tienen mayores factores de fricción que tuberías del mismo material pero de mayores diámetros. La información más útil y universalmente aceptada sobre factores de fricción que se utiliza en la fórmula de Darcy, la presentó L.F. Moody. El profesor Moody mejoró la información en comparación con los conocidos diagramas de factores de fricción, de Pigott y Kemler, 25,26 incorporando investigaciones más recientes y aportaciones de muchos científicos de gran nivel.
  3. 3. 5.2.3 Factores de fricción Los factores de la fricción, de acuerdo con el diagramadeMoody, l8 se utilizan normalmente con la fórmula simplificada para flujo compresible. Sin embargo, si los mismos factores de fricción de las Fórmulas de Weymouth o Panhandle) se usan en la formula simplificada, se obtienen resultados idénticos. El factor de fricción de Weymouthz4 se define como: Éste coincide con el factor de fricción de Moody para flujo completamente turbulento para tuberías de 20 pulgadas de diámetro interior. Sin embargo, los factores de fricción de Weymouth son mayores que los de Moody para pasos inferiores a 20 pulgadas y más pequeños para pasos superiores a 20 pulgadas. El factor de fricción de Panhandle3 se define como:
  4. 4. En la escala de flujos a que se limita la fórmula de Panhandle, se tienen factores de fricción inferiores a los obtenidos a partir de los datos de Moody así como para la fórmula de friccion de Weymouth. En consecuencia, los caudales obtenidos por la fórmula de Panhandle son normalmente mayores que los obtenidos por la fórmula simplificada para flujo compresible, con los factores de fricción de Moody o la formula de Weymouth. 5.2-4 Flujo laminar en fase simple En las instalaciones de tuberías, el flujo turbulento dentro de límites del número de numero de Reynolds critico inferior es 2000, como el límite superior al aplicar la ley de tuberías rectas cambia de régimen laminar a Reynolds de 2000 a 4000. El que se reconoce por lo general Poiseulle para flujo laminar en El flujo laminar con numero de Reynolds superior a 2000 es inestable , y la zona critica y límite inferior de la zona de transición, mezcla turbulenta y movimiento laminar, pueden alteernarse de modo imprevisto. 5.2.5 Flujo turbulento parcial y total en fase simple La caída de presión en líquidos que fluyen puede calcularse a partir de la fórmula de Darcy o de los nomogramas de las páginas siguientes. Los nomogramas son una solución gráfica de las fórmulas.
  5. 5. Cuando el gasto o caudal está dado en kilogramos por hora o en libras por hora (W), utilícense las siguientes ecuaciones para convertir a litros por minuto o galones por minuto (Q) o a metros cúbicos por segundo (q). 5.2.6 Velocidad admisible de flujo en cañerías La velocidad media de fluidos compresibles en tuberías puede calcularse mediante las fórmulas dadas a continuación o utilizando los nomogramas de las páginas siguientes. Los nomogramas son una solución gráfica de las fórmulas respectivas. 5.2.7 Presión de trabajo admisible en cañerías La caída de presión debida al flujo de fluidos compresibles puede calcularse a partir de la fórmula de Darcy o de los nomogramas de las páginas siguientes. Los nomogramas son una solución gráfica de las fórmulas correspondientes.
  6. 6. Cuando el gasto o caudal está expresado en metros cúbicos/hora (pies cúbicos/hora) en condiciones normales (q’d, úsense las siguientes ecuaciones o los nomogramas de la página B-2, para convertirlos a kilogramos/hora (libras/hora). 5.3 Flujo horizontal Entonces, la fórmula para la descarga en una tubería horizontal puede escribirse de la siguiente manera: Esta es equivalente a la ecuación para flujo totalmente isotérmico, si la tubería es larga y también para tuberías más cortas cuando la relación entre la pérdida de presión y la presión inicial es pequeña. Como los problemas de flujo de gas se expresan normalmente en términos de metros. 5.4 Ecuación no iterativa para flujo horizontal del gas Otras fórmulas usadas comúnmente para el flujo de fluidos compresibles en tuberías largas y q no son iterativas:
  7. 7. 5.5 Ecuación de Weymouth 5.6 Ecuación de Panhandie Para tuberías de gas natural entre 6 y 24 pulgadas de diámetro y números de Reynolds entre 5 x 106 a 14 x 106 y S, = 0.6: 5.7 Ecuación modificada de Panhandie
  8. 8. 5.8 Ecuación de Clinedinst Considerando la ecuación Considerando flujo horizontal y que la temperatura T se representa por el valor correspondiente a la temperatura promedio, la ecuación se transforma en: La ecuación es conocida como la ecuación de Clinedinst para un flujo de gas a través de una tubería horizontal, en la solución de esta ecuación se requiere del conocimiento del perfil de temperatura a lo largo de la tubería y proceder a dividir la tubería en un número determinado de tramos y luego obtener el valor de la integral mediante técnicas de integración numéricas. 5.11 Flujo de gas vertical e inclinado en fase simple La pérdida de presión debida al flujo es la misma en una tubería inclinada, vertical u horizontal. Sin embargo, la diferencia de presión debida a la diferencia de altura debe considerarse en los cálculos de caída de presión La ecuación general de la pérdida de presión, conocida como la fórmula de Darcy y que se expresa en metros de fluido, es: h, = fLv2/D 2g,,. Esta ecuación también puede escribirse para obtener la pérdida de presión en newtons por m* (pascals) sustituyendo las unidades correspondientes de la manera siguiente: 5.11.1 Presión estática de Bottom – Hole La presión diferencial estática se mide mediante un manómetro conectado a anillos piezométricos situados en la entrada y a la salida de la posición de prueba 1 en el tramo angular o de la posición de prueba 2 en el tramo recto. El anillo piezométrico de salida para el tramo angular sirve como entrada para el tramo recto. La pérdida de presión para la tubería, medida entre los anillos piezométricos, se resta de la pérdida de presión del conjunto válvula y tubería hallándose la pérdida de presión debida sólo a la válvula.
  9. 9. 5.11.2 Método de temperatura promedio y factor Z El flujo isotérmico o flujo a temperatura constante considera que ocurre muy a menudo, en parte por conveniencia, o más bien, porque se acerca más a la realidad de lo que sucede en las tuberías. El caso extremo de flujo isotérmico sucede en las tuberías de gas natural. Dodge y Thompson’ demuestran que el flujo de gas en tuberías aisladas está muy alto. Como la relación entre presión y volumen puede adoptar cualquier otra forma (P’r<: = constante) Llamado flujo poli trópico, la informaci0n específica en cada caso es prácticamente imposible. 5.11.3 Método de Sukkar – Cornell Considerando la condición estática en el flujo de un gas B=0 sobre la ecuación El lado izquierdo se ha resuelto para varios valores de presione y temperaturas seudo reducidas. 5.11.4 Método de Cullender- Smith Para la condición estática en el flujo de un gas F=0 sobre la ecuación:
  10. 10. Luego, para flujo ascendente: 5.11.5 Presión de flujo de Bottom -Hole(FBHP) El cálculo de la presión fluyente en el fondo de un pozo si se conocen ó han sido medidas las propiedades en el cabezal de un pozo, involucra un proceso para determinar el incremento de la presión ejercida por el peso de la columna de gas (ubicada entre el cabezal y el fondo del pozo), el cambio de la energía cinética y las pérdidas de la energía debido a la fricción. Usando la ecuación fundamenta para el flujo de gas Despreciando el efecto de la energía cinética Esta ecuación representa la ecuación fundamental para determinar la presión bajo condiciones fluyentes. 5.11.6 Método de temperatura y factor Z Considerando en las ecuaciones, la temperatura y el facto de compresibilidad evaluado a las condiciones promedio son representativas del comportamiento del fluido en el flujo de gas a través de una tubería, así como también la presión en el término correspondiente a la energía cinética, se tiene¨:
  11. 11. Desarrollando y combinándola con la ecuación fundamental del flujo de ga 5.12 Flujo anular de gas Un régimen en el que el líquido fluye más claro en el centro de la tubería y el fluido contenido es el más pesado en una película delgada sobre la pared del tubo. El líquido más ligero puede ser una niebla o una emulsión. Flujo anular se produce a altas velocidades del líquido encendedor, y se observa tanto en pozos verticales y horizontales. A medida que aumenta la velocidad, la película puede desaparecer, como el flujo de vapor o el flujo de emulsión. Cuando la interfaz entre los fluidos es irregular, el término de flujo ondulado anular puede ser usado. 5.13 Flujo de gas sobre terreno montañoso En terreno sinuoso o montañoso se deberá evitar pérdidas de presión originadas por aire atrapado en la línea. Esta situación se puede presentar cuando existe aire en el sistema que se acumula en las partes altas de la tubería. Esto reduce el área hidráulica de la tubería y restringe el flujo. Venteos como son los tubos “cuello de ganso” y las válvulas de expulsión de aire se pueden instalar para evitar el aire atrapado. Si la tubería tiene puntos más altos de los venteos de los extremos de la línea es posible que sea necesario la instalación de válvulas de admisión de aire para prevenir el vacío, que podría colapsarla, producir un sifón o para poder drenarla. 5.13.1 Corrección estática La velocidad en una tubería se obtiene mediante la presión o altura estática, y el descenso de la altura estática o pérdida de presión debida a la velocidad es: Que se define como “altura de velocidad”. El flujo por una válvula o accesorio en una línea de tubería causa también una reducción de la altura estática, que puede expresarse en función de la altura de velocidad. El coeficiente de resistencia K en la ecuación,
  12. 12. se define como la pérdida de altura de velocidad para una válvula o accesorio. Está siempre asociado con el diámetro al cual se refiere la velocidad. En la mayor parte de las válvulas o accesorios las pérdidas por fricción (punto 1 de los mencionados), a lo largo de la longitud real de flujo, son mínimas comparadas con las debidas a uno o más de los otros tres puntos mencionados. 5.13.2 Corrección de flujo método general Todos los nomogramas (graficosseguidod e tablas) para la solución de los problemas de pérdida de presión están basados en la fórmula de Darcy, ya que es una formula general aplicada a todos los fluidos y puede aplicarse a todos los tipos de tubería mediante el uso del diagrama del factor de fricción de Moody. La fórmula de Darcy proporciona también medios de resolución de problemas de descarga en válvulas y accesorios basados en la longitud equivalente o coeficiente de resistencia. Los nomogramas proporcionan soluciones simples, rápidas, prácticas y razonablemente exactas a las fórmulas de flujo; los puntos decimales están situados exactamente. La exactitud de un nomograma está limitada por el espacio disponible de la página, longitud de las escalas, número de unidades dadas en cada escala y el ángulo con el que la línea’ proyectante cruza la escala. Siempre que la solución de un problema escape del alcance de un nomograma la solución de la formula debe obtenerse mediante cálculo. 5.14 Restricciones al flujo de gas Cuando se trabaja con fluidos compresibles como aire, vapor de agua, etc., deben tenerse en cuenta las siguientes restricciones dependiendo del flujo a utilizar, subcrítico o critico, con la fórmula de D a r c y : 5.14.1 Flujo subcrítico Si la pérdida de presión calculada (P, - PJ es menor que el 10% de la presión de entrada P,, se obtiene una exactitud razonable si el volumen específico que se introduce en la fórmula se basa en las condiciones de entrada o en las condiciones de salida, cualesquiera que sean conocidas. 5.14.2 Flujo critico Si la caída de presión calculada (P, - PJ es mayor que un 10% pero menor que un 40% de la presión de entrada P,, la ecuación de Darcy puede aplicarse con razonable precisión utilizando el volumen específico basado en una media de las condiciones de entrada y de salida; de otra forma se puede utilizar el método de Panhandle. Para pérdidas de presión mayores, como las que se encuentran a menudo en tuberías largas, deben utilizarse los métodos de Clinedinst.
  13. 13. Medición de flujo de gas 5.1 Introducción El flujo de gas del yacimiento al fondo del pozo y de allí hasta el cabezal y luego a través de las instalaciones en la superficie, el comportamiento del flujo de gas y sus componentes se rigen por las relaciones de los parámetros presión, volumen y temperatura (PVT). Es muy importante mantener estas relaciones con valores adecuados en el yacimiento y en el pozo, de manera, que en ninguno de los sitios haya condensación de líquidos, de tal forma que en la superficie se obtenga la mayor extracción posible de líquido. Si el gas contiene agua, deberá de ser deshidratado, si contiene gases ácidos deberá de ser endulzado. Todos estos procesamientos deben de ser amortizados mediante al rentabilidad de las operaciones y comercialización del producto hacia los mercados. La mecánica de fluidos es una de las tres partes en las que se divide la mecánica y esta se subdivide además en otras dos que son la mecánica de fluidos compresibles y la de los incompresibles Existen muchos conceptos que son necesarios en el estudio de la hidráulica tales como densidad, peso especifico, gasto o caudal, conductos a presión, conductos a superficie libre, etc .El caudal se define como el volumen que sale de una tubería o canal entre el tiempo que se tardo en salir ese volumen de fluido Los estados de agregación de la materia son tres: sólido, líquido y gaseoso. El estado sólido puede definirse como aquel en que los cuerpos poseen volumen definido y forma propia a cierta temperatura y presión. Mientras que estado liquido posee un volumen definido pero no forma propia, ahora el gas carece de ambas. Los líquidos y los gases se denominan fluidos. No siempre las distinciones entre los estados son tan claras, por ejemplo un líquido en su punto crítico es indiferenciable. Las sustancias como el asfalto o el vidrio, aunque exhiben muchas propiedades de los sólidos, bajo ciertas condiciones de temperatura se hacen plásticas y presentan características no propias de los sólidos. Por esa razón se considera que dichas sustancias son líquidos sobreenfriados con una viscosidad muy elevada Los fluidos tienen ciertas propiedades que son de gran importancia tener muy claras, como los son por ejemplo líquidos y Compresibilidad desde el punto de vista teórico un líquido se considera como una continuación de la fase gaseosa en una región de volúmenes pequeños y atracciones moleculares muy grandes. Las fuerzas cohesivas en un líquido deben ser más fuertes que las del gas incluso a presiones muy altas, porque son suficientes para mantener las moléculas a un volumen definido. Un fluido como los gases pueden llegar a comprimirse por eso se les ha llamado también fluidos compresibles pero un liquido no es tan sencillo y eso les ha dado el nombre de fluidos incompresibles, aunque con una fuerza descomunal se ha llegado a lograr comprimir un fluido como el agua pero esto aun es muy insuficiente como para cambiar la idea de incompresibilidad.
  14. 14. La presión de Vaporización Si un liquido como el agua se coloca en un tubo vació, que se sella después se evaporara en parte y ejercerá una presión, análoga a la de un gas y si la temperatura es constante se establece un equilibrio entre las fases líquida y vapor. La presión de vaporización establecida es característica de cada líquido es constante a cualquier a temperatura dada; se le conoce como la presión saturada de vapor del liquido que se incrementa continuamente con la temperatura. La presión de vapor es un parámetro, que representa las propiedades coligativas de la materia, y se puede determinar en forma gráfica o a través de ecuaciones matemáticas. 5.2 Fundamentos de la medición A todo lo largode la operación de producción, separación y acondicionamiento, tratamiento y transmisión de gas, serán recibido y enviados caudales de gas, que deben de ser medidos con un determinado grado de exactitud, de tal forma que sea posible cuantificar el flujo en distintos sitios. En vista de lo difícil que es medir el volumen de un gas, además de su dependencia de la presión y temperatura. Luego para tener un punto de referencia común, el volumen de gas medido a cualquier presión y temperatura sea convertida a una presión y temperatura base. En el sistema Británico de Unidades por lo general se acostumbra a expresa este volumen base en millones de pies cúbicos normales de gas por día (MMPCND), que vendría a representar el caudal de gas en condiciones normales de gas transportado a la presión de 14,7 (lpca) y temperatura de 520 R. En este sistema el caudal de gas se expresa de la siguiente forma (ϑb ) . Este caudal puede ser fácilmente convertido a condiciones de operación a través de los factores de conversión, con lo cual se hacen mucho más fáciles los cálculos de los parámetros, que se utilizan en la ingeniería de gas e ingeniería en general, aunque con el uso de computadora facilita más el cálculo. Por ejemplo, si se disponen de 120 MMPCND, el cual tiene una gravedad especifica al aire de 0,67¿Cual sería el caudal volumétrico del gas en (lb/s) a una presión de 950 lpca y temperatura de 140F?. Solución con el valor de la gravedad específica ( γ G ) en forma gráfica o través de correlaciones matemáticas se obtienen la temperatura y presión seudocríticas. En este caso en forma gráfica y se obtiene que: ( PSC = 665lpca ) y ( TSC = 365 R ) , luego:  lb  TSR =1,64 ; PSR =1,43 ;Z=0,90 ; lo que indica que : ρG = 3,18   PC  3 1,2 x10 8 ( PCN ) x(lbmol ) x 28,97 x0,67(lb) x( PC ) x (día )  PC   pie  = 22,33 =  ( día ) x379,6( PCN ) x(lbmol ) x3,18(lb) x86400( s )  s   s 5.3 Atributos de los aparatos de flujo 5.3.1 Precisión    
  15. 15. La exactitud de mayor uso es (0,5 a 1%) para propósitos de confiabilidad, (1,0 a 2,0%) para propósitos de control.La Exactitud de un Medidor de Flujo: La exactitud, por ejemplo es la relación entre la tasa de flujo real y la tasa de flujo medida, pueden utilizarse ciertos procedimientos de prueba de medidores, para determinar la cantidad de error cometido en la exactitud. La precisión es la cantidad de veces que se repite una medición, correcta o incorrecta. Un instrumento, por ejemplo puede ser muy preciso y además muy inexacto. 5.3.2 Rango de medición Es el espectro de valores de la variable medida comprendido entre dos límites, dentro de los cuales, es recibida, transmitida, o indicada la señal. El rango de medición debe ir expresado en unidades de la variable medida, aun cuando en algunos casos también se puede especificar el rango de la variable recibida o transmitida. Por ejemplo un transmisor de temperatura puede tener un rango de medición de -10ºC a 50ºC en función de la variable medida, un rango en la entrada de -10mV a 100mV, y un rango en la salida de 4 a 20 mA. Al límite alto del rango de medición se le denomina rango superior (RS), mientras que al límite bajo delrango de medición se le denomina rango inferior (RI).Un instrumento no necesariamente puede ser calibrado en un rango de medición único, por ejemplo un multímetro digital puede tener los siguientes rangos de medición, seleccionados con un interruptor o perilla de selección: 0 V a 2 V, 0 V a 20 V, 0 V a 200 V y 0 V a 2000 V. En este caso se dice que el instrumento es multirango. Alineamiento Es la proximidad con que la curva de respuesta de un instrumento (salida en función de la entrada), se asemeja a una línea recta. Usualmente se mide la no linealidad, y se expresa como linealidad. Para determinarla, se mide la máxima desviación de la curva promedio de calibración con respecto a una línea recta, la cual estrazada de acuerdo a tres métodos diferentes, los cuales se explican a continuación. Generalmente, el valor de linealidad obtenido por cualquiera de los métodos se expresa en función del span. a) Linealidad independiente. En este caso la línea recta utilizada para determinar la linealidad es trazada de forma tal de minimizar la distancia promedio con respecto a la curva de calibración. b) Linealidad terminal. La línea recta en este caso se traza entre los dos puntos extremos de la curva de calibración. La linealidad se calcula entonces como la máxima desviación de la curva de calibración con dicha línea recta. c) Linealidad basada en cero.
  16. 16. En este caso la línea recta es trazada de modo que coincida con la curva de calibración en el punto inferior de la escala, pero con la inclinación adecuada para minimizar la máxima desviación entre la curva de calibración y dicha línea recta 5.3.3 Alineamiento Es la proximidad con que la curva de respuesta de un instrumento (salida en función de la entrada), se asemeja a una línea recta. Usualmente se mide la no linealidad, y se expresa como linealidad. Para determinarla, se mide la máxima desviación de la curva promedio de calibración con respecto a una línea recta, la cual estrazada de acuerdo a tres métodos diferentes, los cuales se explican a continuación. Generalmente, el valor de linealidad obtenido por cualquiera de los métodos se expresa en función del span. a) Linealidad independiente. En este caso la línea recta utilizada para determinar la linealidad es trazada de forma tal de minimizar la distancia promedio con respecto a la curva de calibración. b) Linealidad terminal. La línea recta en este caso se traza entre los dos puntos extremos de la curva de calibración. La linealidad se calcula entonces como la máxima desviación de la curva de calibración con dicha línea recta. 5.4 Clases de medidores de gas y Selección de medidores Selección de los Medidores. Con el objetivo de tener una alta exactitud en la medición de los fluidos manejados, con lo cual se logra consistencia en el control de las operaciones, la selección del medidor adecuado para un determinado servicio requiere de la aplicación de una serie de criterios que facilitan la selección del dispositivo idóneo al más bajo costo. Los criterios de selección a tomar en cuenta son: a.- Tipo de Fluidos a medir en el mundo petróleo los fluidos a manejar son (petróleo, gas, vapor de agua) b.- Propósito de la medición, dentro de los propósitos se tiene (control de flujo, distribución de volúmenes, control de inventarios; venta de productos y obtención de datos para ingeniería de procesos). c.- Exactitud Requerida. La exactitud de mayor uso es (0,5 a 1%) para propósitos de confiabilidad, (1,0 a 2,0%) para propósitos de control. d.- Volumen a manejar. Este es un parámetro de gran importancia, para definir el tipo de medidor a utilizar, el tipo de medidor a utilizar estará
  17. 17. relacionado con la precisión y exactitud de la medición, parámetros de gran importancia para cuantificar la eficiencia de un proceso de medición. e.- Costo Relativo, aquí lo de mayor importancia a tomar en cuenta son los costos de instalación inicial, y los costos de mantenimiento. f.- Facilidades de Mantenimiento y Calibración. Lo de mayor importancia a tener en cuenta son Los Requerimientos de herramientas y/o equipos especiales; y; entrenamiento requerido por el personal, y g.- Limitaciones Físicas de la Instalación. A tomar en cuenta los siguientes aspectos; Requerimiento de espacio para tuberías; disponibilidad de energía eléctrica y Clasificación de áreas peligrosas. Todo estos parámetros hay que tomarlos bien en cuenta, ya que influyen en la eficiencia de la medición obtenida con este tipo de medidor.. Clasificación de los Medidores de Flujo: La principal clasificación da origen a: Medidores de Cantidad. A este grupo pertenecen los medidores (Diafragma; Desplazamiento Positivo y Rotatorios). Estos medidores están diseñados para medir el flujo total que pasa a través del mismo. Una unidad de medición separa momentáneamente el flujo en segmentos. Los segmentos son contados y los resultados son transferidos al contador o cualquier sistema totalizador a través de un tren de engranaje. Los medidores de cantidad. son medidores de desplazamiento positivo Están diseñados para medir el flujo total que pasa a través de mismo. La principal ventaja es que se realiza la lectura directa del volumen total de caudal, sin necesidad de alimentación externa de potencia de ninguna especie, la desventaja es que para que el proceso sea de alta eficiencia y preciso, los fluidos a medir tienen que ser limpios Los medidores de cantidad están diseñados para medir el flujo total que pasa a través del mismo. Una unidad de medición separa en forma momentánea al flujo en segmentos que son contactos. Los resultados son transferidos al contactor o cualquier totalizador, a través de un tren de engranajes Entre los Medidores de Cantidad se tiene a los Medidores de Diafragma, Medidores de Desplazamiento Positivo y Medidores Rotatorios. a.- Medidores de Cantidad de Desplazamiento Positivo. Estos medidores se encuentran en muy variados diseños, opera básicamente dividiendo el flujo en volúmenes conocidos y contando la cantidad de dichos volúmenes procesados para obtener el volumen total. Al igual que los medidores de turbina, estos medidores giran por la acción del fluido en circulación y su funcionamiento se ve beneficiado por fluidos limpios y lubricantes Los medidores de desplazamiento positivo son esencialmente instrumentos de cantidad de flujo. Se utilizan frecuentemente para medida de líquidos en procesos discontinuos. Para procesos continuos se prefieren los instrumentos de caudal. El instrumento de desplazamiento positivo, toma una cantidad o porción definida del flujo, y la conduce a través de un medidor, luego produce con la siguiente torsión y así sucesivamente. Contando las porciones pasadas
  18. 18. por el medidor se obtiene la cantidad total pasada por este. La exactitud de los medidores de desplazamiento positivo es alta, generalmente entre 0,1 y 1 %. Estos medidores son el fundamento o la base de muchos elementos de control .Este medidor es un instrumento sensible al flujo. El medidor responde a las variaciones en el valor del flujo y responde, también a señales mecánicas correspondientes a la rotación del eje. Estos Medidores se aplican, donde haya una flujo grande, y se requiera una respuesta directa al valor de la variación del flujo y donde la acción mecánica sea necesaria. La precisión y exactitud de estos medidores esta condicionada a una serie de factores y/o procesos, que vienen a determinar su precisión y exactitud, que es de gran importancia en los procesos industriales. b.- Medidores de Flujo Este tipo de medidores es uno de los más utilizados en la industria petrolera, en la medición de flujo de fluidos. Los medidores de flujo se dividen en Medidores Diferenciales, y Medidores no Diferenciales. Entre los medidores diferenciales se encuentran los Medidores Tipo Pitox; Toberas, Tubo Venturi ;TuboVertien y Orificio, el cual se divide en Excéntrico, Concéntrico y Segmentado. Los medidores no diferenciales, Rotámetros, Turbinas, Magnéticos y Sónicos Medidores de Flujo Diferencial El medidor diferencial de presión se identifica, por las características de su elemento primario, el cual crea una diferencia o caída de presión que depende de la velocidad y densidad del fluido. Esta diferencia es medida por el Elemento Secundario. Los Medidores de Presión Diferencial, por su fabricación sencilla, su facilidad de instalación y su precio accesible, tienen un uso muy extendido en la industria petrolera. Básicamente consisten en un elemento primario, que genera la presión diferencial, y un elemento secundario, capaz de medir dicha presión y mostrarla o registrarla en un cuadrante. La operación de los medidores de flujo diferencial parte de la propiedad que tienen los fluidos de sufrir una caída o disminución de presión cuando, en una tubería, se les hace circular a través de una restricción. Tal caída o disminución se debe a la ley de la conservación de la energía, según la cual esta última no puede ser creada o destruida. La explicación sencilla de esto es que para conservar el equilibrio de energía de un fluido que circula en una tubería es necesario que la velocidad del mismo se incrementa cuando la presión disminuye y viceversa. Así, cuando la corriente del fluido encuentra una restricción en su camino, la velocidad se incrementa. De esta manera, para conservar el equilibrio en la energía, la presión disminuye. 5.5 Métodos de medición 5.5.1 Método del diferencial depresión En la línea del flujo, la presión antes de la restricción es mayor que la generada después. La diferencia entre estas presiones es lo que se denomina presión diferencial. El elemento de medición primario más sencillo se conoce como Placa de Orificio. Se trata de una placa metálica circular con un orificio por lo regular en su centro, que se coloca en una brida montada en forma
  19. 19. conveniente en la tubería donde circula el fluido. El tamaño del orificio es importante, ya que determina el grado de restricción que habrá en la línea. Un orificio grande presentara una restricción baja y, en consecuencia, una presión diferencial de baja magnitud. Por otro lado, un orificio chico presenta una gran restricción y una presión diferencial elevada. La Presión Diferencial: ( PD ) :La Presión Diferencial, que viene a ser la diferencia entre dos presiones. Por ejemplo la presión diferencial a través de una placa de orificio instalada en un tubo medidor, es la diferencia de la presión aguas-arriba (se refiere a una zona ubicada antes de un punto de referencia tomando como base el sentido del flujo) y aguas- abajo (se refiere a una zona ubicada después de un punto de referencia, tomando como base el sentido del flujo) de la Placa de Orificio. La presión diferencial desarrollada entre ambos extremos del orificio siempre es proporcional a la velocidad del fluido que circula a través del mismo. Una velocidad elevada produce una diferencia de presión alta. De la misma manera, una velocidad baja produce una presión diferencial baja. Otro de los factores que influyen en la magnitud de la presión diferencial desarrollada es el diámetro del orificio. Bajo condiciones de operación equivalentes, un orificio de diámetro pequeño produce una presión diferencial elevada y uno de diámetro grande produce una presión diferencial pequeña. 5.5.2 Método del orificio Magnitud de la Presión Diferencial en un Medidor Placa de Orificio: En cualquier caso, la presión diferencial producida a través de una placa de orificio es de pequeña magnitud, de tal manera que para medirla se utilizan escalas graduadas en pulgadas de agua. Una presión de una pulgada de agua es aquella capaz de elevar una columna de agua a una altura de una pulgada. Los instrumentos medidores y registradores utilizados en estas aplicaciones utilizan elementos de fuelles o diafragmas calibrados en estas unidades. Para calcular en forma adecuada el diámetro del orificio de la placa, el conocimiento y la experiencia del ingeniero de proceso son fundamentales. Los cálculos se realizan en función de las condiciones normales de operación, determinadas por el rango de valores de presión, temperatura y velocidad de flujo a las que usualmente operará la aplicación de flujo en particular. En los campos petroleros No es raro encontrar instaladas Medidores Placas de Orificio que están sobre o subdimensionadas. En cualquiera de los dos casos, provoca una baja precisión y exactitud en la medición. En el primer caso, la presión diferencial producida cuando las condiciones de operación son normales es muy pequeña. Esto provoca que el medidor que registra la presión diferencial opere casi en la parte inferior de su escala y las fluctuaciones en el flujo medido estén muy atenuadas .Bajo estas condiciones, la sintonización de un control de flujo es muy complicada y la estabilidad difícilmente es óptima. La magnitud de la presión diferencial desarrollada a través del orificio no sólo depende del diámetro del mismo, sino de algunas características físicas inherentes al fluido o a las condiciones de operación. Entre las primeras, las más importantes son la densidad y la viscosidad; entre las segundas, la
  20. 20. temperatura y la presión. También se debe considerar si el fluido es un líquido, un gas o un vapor, y cada uno de ellos tiene un comportamiento muy particular. Tipos de Medidores de Orificio El medidor sé orificio se puede localizar el orificio de tal manera que permita medir fluidos con contaminantes sólidos, aguas aceitosas y vapor húmedo. En la industria se pueden encontrar medidores de orificio, tales como: a.- Medidor de Orificio Abierto En este caso el gas fluye directamente a la atmósfera. La medición esta fundamentada en el principio de que la velocidad del sonido es la máxima a la cual un efecto de presión puede ser propagado a través del gas. Una vez que esta velocidad ha sido alcanzada, no debieran de haber mayores incrementos en la presión diferencias, o simplemente no aumentará la presión directamente en el orificio, es decir que siempre se va a obtener una (P2) igual a la presión atmosférica independiente de la presión de flujo. Cuando se mide gas bajo estas condiciones la tasa de flujo de gas es una función de la presión aguas arriba, de la gravedad del gas y de la temperatura. Cuando el medidor es de orificio abierto segmentado. En este caso el segmento puede ser colocado en el tope o en el fondo de la línea dependiendo del servicio para el cual se requiera. b.- Tipo Cerrado En el sistema cerrado, la placa de orificio va colocada en la línea de flujo y la presión aguas debajo de la placa es mayor que la presión atmosférica. . Los valores que tenga la presión, en este caso dependerá del Sistema de Unidades, donde se este trabajando En el medidor de orificio cerrado al hacer fluir el gas a través de un pequeño orificio se incrementa considerablemente su velocidad produciéndose una caída de presión. En el sistema abierto, la placa aguas abajo es la presión atmosférica En este caso el gas se ventea a la atmósfera. A estos medidores pertenecen: 1.- Tipo de Tubería: Las tomas de presión van colocadas sobre la tubería a 2,5 D aguas arriba y a 8 D aguas abajo. Este fue el primer tipo de medidor que se utilizó, pero ha caído en desuso porque la caída de presión es pequeña, luego no tiene un papel de importancia, en el proceso 2.- Tipo Brida o Flanche: Las tomas de presión son realizadas a 1 pulgada a cada lado de la placa. En este caso es necesario cortar el flujo de gas para poder reemplazar o revisar la placa. Además como la placa de orificio va instalada entre dos bridas y estas se ajustan con pernos en forma manual, para que cierre bien. c.- Medidores de Orifico Tipo. Las ventajas de estos medidores son: 1.-Pueden manejar sólidos en suspensión 2.- Se encuentran disponibles en números materiales 3.-Pueden manejar líquidos, gases y vapor de agua,
  21. 21. 4.- Pueden manejar fluidos erosivos. Mientras que las principales desventajas son: 1.- Tienen alto costo 2.- Solo son eficientes en tuberías de bajo tamaño 3.- No se pueden utilizar en fluidos viscosos 4.- Son de bajo rango de fluido 5.5.3 Venturimetro Este es un medido tipo boquilla, existen varias configuraciones disponibles de Tubos Venturi. Aunque el más común es el Tipo Herchel. Estos medidores pueden manejar sólidos en suspensión y fluidos viscosos. Sin embargo, estos medidores son de ato costo y normalmente no están disponibles para tuberías menores de seis (6) pulgadas de diámetroEl Tubo "Venturi" es el elemento primario del instrumento de flujo colocado en la línea para medir una presión diferencial relacionada al flujo. Este medidor puede usarse un tubo en donde la aplicación lo justifique. En vez de agujeros roscados únicos en puntos apropiados del Tubo "Venturi", pueden suministrarse anillos Piezometricos. Un anillo piezometrico es un colector que circunda el tubo con varias aberturas estáticas de presión hacia adentro del tubo. La conexión de presión al medidor esta conectada a este colector. Con esta disposición si un agujero llega a taparse, la exactitud de la medición no queda afectada. El Tubo "Venturi" se usa en donde es importante la recuperación de presión, puesto que esta recuperación del cuello Venturi es mucho más elevada que para otros elementos primarios, especialmente en comparación con los de placas de orificio. Otras ventajas del Tubo Venturi son su coeficiente excepcionalmente uniforme con flujos viscosos, y el hecho de que no separa ni deposita material en suspensión. El tubo del medidor esta colocado en la línea de tubería tal como un tubo ordinario, el cono menor formando el extremo de entrada o de flujo de arriba. El tubo mismo esta hecho de varias secciones, variando el número de ellas según el tamaño del tubo. Cada secci6n tiene una muesca en la orilla de la brida para permitir un alineamiento exacto. El tubo puede instalarse en cualquier posición: horizontal, vertical o inclinada. Tal, como se señalo antes el Tubo Ventura, es un tipo espacial de boquilla, seguido de un cono que se ensancha gradualmente. Este accesorio evita en gran parte la pérdida de energía cinética debido al rozamiento. El medidor tipo Tuvo Ventura, es en principio un medidor de área constante y de caída de presión variable. En la figura 3 se representa en forma esquemática un Medidor Tipo Tubo Ventura Figura 3 Medidor Tubo Venturi
  22. 22. El Tubo "Venturi" debe introducirse en un tramo recto de la línea de tubería y tan lejano, hacia abajo como sea posible, de cualesquier origen de trastorno en el flujo, tal como reductores, válvulas, y grupos de conexiones En tuberías horizontales e inclinadas, las conexiones de presión para la tubería desde el Tubo "Venturi" al instrumento, deben hacerse tal como lo estiman las reglas establecidos para tal fin En tubos verticales, las conexiones de presión pueden hacerse a cualquier lado del tubo. El medidor tipo tubo Ventura Se recomienda principalmente donde se requiere la máxima exactitud en la medición de fluidos altamente viscosos y cuando las circunstancias obligan a mantener una mínima caída de presión tanto que justifiquen el alto costo que significa la inversión original. El tubo venturi es particularmente recomendable cuando el fluido contiene grandes cantidades de sólidos en suspensión o corrientes de flujo sucias puesto que la entrada lisa permite que el material extraño sea arrastrado y no acumularse como pasaría en una placa de orificio. Los requerimientos de la tubería son similares a los de la placa de orificio. Con el fin de reducir las pérdidas de carga causadas por una tobera, puede acoplarse a continuación de la tobera una sección divergente similar a la utilizada para un tubo Venturi, resultando una combinación que se denomina venturi - tobera. La principal ventaja de un medidor Tipo Tubo Ventura es su resistencia a la contaminación por sedimentos o por el propio fluido que circula a través
  23. 23. de él. Además, opera a un rango de velocidad de flujo más alto que la placa de orificio. La desventaja es que tiene un costo considerablemente más elevado y que sus características de operación no pueden modificarse en campo. Los proveedores de estos medidores suministran el Tubo Venturi con unas dimensiones y rango de operación calculados para unas condiciones de operación específicas. En términos, generales se puede señalar que. Muchos de los equipos utilizados para medición de la tasa de flujo pueden operar por largos periodos de tiempo, sin mayores dificultades, pero hay que tener en cuenta que deben ser removidos ocasionalmente para su verificación, reparación, calibración. A estos medidores pertenecen: En términos generales, se puede indicar que el medidor diferencial de presión, se identifica, por la característica de su elemento primario, ya que crea una diferencia o caída de presión que depende de la velocidad y densidad del fluido Muy diversos tipos de elementos primarios han sido usado para producir la diferencia de presión, pero los más comunes son: la Placa de orificio, la Boquilla de Tobera, El Tubo Ventura y El tubo Pitot El Tubo Medidor Tipo Venturi Este medidor es otro popular dispositivo que opera bajo el principio de presión diferencial a través de una restricción( se entiende por Tubo Medidor al tramo de una tubería que requiere una distancia mínima entre la placa de orificio y el accesorio más próximo tanto aguas-arriba como aguas abajo, distancias que deben de estar representadas en los esquemas de instalación con las letras A y A’, para las correspondientes aguas-arribas incluyendo enderezadores de flujo B y B’ para al distancia aguas- abajo Ventaja de Un Medidor Tipo Tubo Venturi o Ventura: La principal ventaja de un medidor Tipo Tubo Ventura es su resistencia a la contaminación por sedimentos o por el propio fluido que circula a través de él. Además, opera a un rango de velocidad de flujo más alto que la placa de orificio. La desventaja es que tiene un costo considerablemente más elevado y que sus características de operación no pueden modificarse en campo. Los proveedores de estos medidores suministran el Tubo Venturi con unas dimensiones y rango de operación calculados para unas condiciones de operación específicas. En términos, generales se puede señalar que. Muchos de los equipos utilizados para medición de la tasa de flujo pueden operar por largos periodos de tiempo, sin mayores dificultades, pero hay que tener en cuenta que deben ser removidos ocasionalmente para su verificación, reparación, calibración. A estos medidores pertenecen: En términos generales, se puede indicar que el medidor diferencial de presión, se identifica, por la característica de su elemento primario, ya que crea una diferencia o caída de presión que depende de la velocidad y densidad del fluido Muy diversos tipos de elementos primarios han sido usado para producir la diferencia de presión, pero los más comunes son: la Placa de orificio, la Boquilla de Tobera, El Tubo Ventura y El tubo Pitot
  24. 24. 5.5.4 Toberas La tobera de flujo consiste de una restricción con una sección de contorno elíptica que están gente a la sección de garganta cilíndrica. Se utiliza para aplicaciones típicas de altatemperatura, alta velocidad y fluidos con números de Reynolds de 50,000 y mayores. Sus características son:  Se utiliza en presión diferencial baja  No se puede remover fácilmente para reemplazarse.  Utilizada para servicio de vapor.  No recomendado para fluidos con un gran porcentaje de sólidos 5.5.5 Tubo de pitot En la práctica se emplea un diseño con dos tubos concéntricos, uno interior que actúa como el tubo Pitot y el exterior como un medio de medir la presión estática. Los tubos de Pitot son instrumentos sencillos, económicos, con una caída depresión baja y disponibles en un amplio margen de tamaños. Si se utilizan adecuadamente pueden conseguirse precisiones moderadas y, aunque su uso habitual sea para la medida de la velocidad del aire, se usan también, con la ayuda de una técnica de integración, para indicar el caudal total en grandes conductos y, prácticamente, con cualquier fluido .Probablemente la principal desventaja sea su dificultad para medir bajas velocidades del aire. Para líquidos quizás el principal problema sea la rotura de las onda .En el tubo pitot sencillo, la colocación es muy crítica. Si el flujo esta en el extremo inferior del perfil turbulento, la diferencia en velocidad que atraviesa el lujo requerirá que se inserte el flujo donde se pueda determinar que velocidad se esta midiendo. 5.6 Equipos e instalación de orificios de medición En este punto se tiene: a.- Carrera de medición, el cual debe contener: Un plato de orificio, un porta placa, una tubería acondiciona para ser instalada aguas arriba, y venas enderezadoras. El diámetro a utilizar en este medidor depende del volumen de fluido a manejar. Para una alta eficiencia del instrumento es necesario especificar en forma precisa el rango de presión diferencial del instrumento que será utilizado en la medición. El tamaño requerido para general la presión
  25. 25. diferencial óptima, tiene que ser determinado, con el tamaño se procede a seleccionar el diámetro de la carrera de medición. b.- Medidores de Placa de Orificio Este es uno de los medidores de mayor utilidad para las mediciones de la tasa de flujo. Los medidores de placa de orificio son de alta sensibilidad y de gran precisión. Por, lo general la placa va instalada dentro de una caja aguas arriba de la brida. Tiene la ventaja con respecto al tipo de brida que la placa queda muy centrada en la tubería y el cambio o inspección de la placa es más sencillo. Existen dos tipos de placa de orificio 1.- Medidor Placa de orificio tipo Paleta. Este tipo de medidor se utiliza para colocarlo entre dos bridas. En la paleta se estampa información pertinente a la placa, como el diámetro nominal y clasificación de presión de la brida, por ejemplo, además del diámetro del orificio y el material de fabricación. En estos medidores se acostumbra a identificar la cara aguas arriba. Esto se realiza, con el objetivo que la placa quede bien centrada dentro de las bridas. El diámetro externo del medidor varía de acuerdo al diámetro interno nominal de las bridas. La correcta instalación de la placa conlleva a una medida precisa y exacta. 2.- Medidor Placa de orificio tipo Placa Universal. Este tipo de medidor se emplea en cajas porta orificios o en sujetadores de placa. Todas las placas son iguales para el mismo diámetro nominal y todas las especificaciones de presión. Cuando estos medidores se emplean con cajas de porta orificio es indispensable conocer el diámetro interno de la tubería, en vista que el sello que se emplea en estas cajas alrededor de la placa universal varía de acuerdo a dicho diámetro, con el objetivo de poder ajustarse al mismo. Ventajas de la medición del flujo con medidores Caja de Orificio son: 1.- Mayor tolerancia a las impurezas presentes en el gas natural 2.- Cuando un bache de líquido contenido en el gas natural pasa por el punto de medición de una caja de orificio, se puede continuar prestando el servicio con un mantenimiento a bajo costo de las partes y equipos de la medición propios. 3.-Al efectuar el análisis de la presión diferencial y estática, por parte de los operadores de campo se realiza el diagnóstico oportuno de la presencia de líquidos en el gas natural a objeto de poder en vigencia las aletas respectivas. Cuando la plumilla indicadora de la presión diferencial presenta oscilaciones continuas, ello advierte sobre la presencia de líquidos en la corriente de gas natural e indica que aguas arriba de la corriente medidora el sistema de separación es deficiente, por lo cual se deben implantar los correctivos del caso. 4.- Utiliza equipos simples y económicos.
  26. 26. 5.- Los equipos no necesitan instalaciones cerradas, ya que se pueden instalar directamente en los campos petroleros a la intemperie. 6.- Los equipos son de fácil ejecución de mantenimiento, dado que presentan dos cámaras o compartimentos para el reemplazo del orificio, por necesidades de incremento de flujo y/o disminución del mismo, y adicionalmente el reemplazo de partes asociados a los elementos secundarios. 7.- En Venezuela, por ejemplo, en caso de los convenios operacionales, con el gas recibido del gasoducto Anaco- Puerto Ordaz y los equipos contratados para la compresión del gas se han utilizado la siguiente modalidad: instalación de doble caja de registro, es decir una por cada participante del negocio luego se cotejan las lecturas del disco al final de cada periodo, si existente diferencia se organiza el grupo de auditoria y se realiza la calibración del instrumento, para que las partes queden conformes. 8.- Los equipos utilizan partes intercambiables entre las cajas de orificio. 9.- Luego de salir fuera de servicio una caja de orificio, puede ser utilizada en otro sistema similar. 10.- El sistema de orificios es de fácil interpretación por parte de operadores, supervisores etc., en relación con las variables de los procesos Las desventajas son: 1.- El instrumento tiene una precisión entre 1 y 2%, la cual se considera baja. 2.- Es fácil que el equipo pierda la calibración, esto ocurre inclusive con el cambio de la carta, lo cual se realiza semanalmente. 3.- En los últimos tiempos los instrumentos asociados a la caja de orificio (secundarios), son hurtados con facilidad. 4.- Los equipos pueden ser manipulados con facilidad y el registrador puede quedar fuera de servicio. 5.- Se requiere del cambio oportuno de las plumillas del registrador. 6.- En los puntos de medición alejados de los centros operacionales se requiere el reemplazo del reloj mecánico (rotación al resorte del reloj) por uno de reloj con batería a prueba de explosión. 7.- Dado que, por lo general, no tienen incorporado un medidor de temperatura la misma se realiza con un promedio lo cual incrementa el porcentaje de error en la medición. 8.- En las paradas de emergencia no programadas de las plantas compresoras del Distrito San Tomé; por ejemplo, al ocurrir el cierre abrupto (violento) de las válvulas actuadoras y, al empezar él venteo de gas, se genera gran velocidad del fluido con lo cual se ocasiona dobladura de los orificios y, en algunos casos, la placa sale del porta orificio y se aloja en una sección donde existen cambios
  27. 27. de dirección de la tubería que finalmente produce restricción. La misma es solventada una vez que se secciona la tubería y se procede a retirar el orificio. El sitio exacto del orificio se detecta por los cambios de temperatura en la tubería. Experiencias de mediciones de gas con Medidores de Caja de Orificio Para que la medición del caudal de gas sea precisa y exacta, se deben de tener una serie de cuidados, como por ejemplo que la soldadura de la tubería y la caja de orificio no sean del mismo espesor, esto provocara que quede una sección libre, la cual puede generar turbulencia, y como consecuencia hace que el flujo en la caja de orificio no sea laminar, y desde luego habrán errores en la medición. Esta anomalía se corrige estandarizando los espesores de acuerdo a la presión que ejerce el flujo sobre la tubería. También es común encontrar instalados en el tubo medidor punto de toma y/o cambios de dirección para cualquier servicio, relativamente cerca de la caja de orificio, sin respetar la normativa que establece las longitudes requeridas aguas arriba y aguas debajo de la placa. Esta norma se hace con el objetivo de evitar la turbulencia que distorsiona los parámetros de medición. También se debe tener sumo cuidado, que al instalar las bridas de la caja de orificio, queden alineadas con las de la tubería, para evitar errores en la medición. Cuando se note el pase de un bache de líquido por una caja de orificio, será necesario realizar un mantenimiento a la caja de orificio, con el objetivo de evitar problemas operaciones, en este caso lo más lógico es retirar el instrumento de medición. Condiciones para la Utilización de un Medidor Placa de Orificio: La medición del volumen de caudal de gas, con los medidores de placa de orificio es de gran precisión. Además existe una gran cantidad de normar que regular su funcionamiento. Estas normar fijan las dimensiones y tolerancias, que harán que el funcionamiento del medidor sea preciso y exacto. Una de las normas, es la Norma AGA Reporte N0 3 que se utiliza en los Estados Unidos, y la norma establece: a.- La superficie agua arriba de la placa será plana, y al ser instalada quedara perpendicular al eje del tubo. La desviación máxima de la curvatura a lo largo de todo el diámetro será de 0,0254(cm) por centímetro de la altura circunferencial Una dimensión igual o menor que (D-d)/2 será considerada como plana. La tolerancia permisible de desviación se determinará, según las tolerancias indicadas, para tal proceso. b.- El borde circunferencial del orificio en el lado aguas arriba de la placa será cuadrado, puntiagudo y bien definido sin contornos redondeados o biselados, de modo que no permita el paso de un haz de luz al ser inspeccionado con un verificador de borde de orificio. Debe ser mantenido en estas condiciones, mientras que permanezca en servicio. También la placa se mantendrá limpia en todo tiempo y libre de acumulaciones de suciedad, líquidos y otros materiales extraños, al proceso de medición.
  28. 28. c.- El orificio de la placa se deberá perforar en el centro de la misma y una vez instalada, este orificio deberá de quedar concéntrico con respecto al diámetro interno del tubo medidor. La concentricidad debe tener una tolerancia máxima de 3% con respecto al diámetro interior del tubo medidor. Esta tolerancia se hace más crítica en los medidores con tubo medidor de bajo diámetro con relación (β) alto y cuando el desplazamiento esta hacia las conexiones de presión. d.- El diámetro medido del orificio debe ser lo más cercano al utilizado por él cálculo del factor básico de orificio; debe ser medido en por lo menos tres diámetros diferentes y uniformemente espaciados. Ningún diámetro utilizado para el cálculo del factor básico de orificio ni de otro diámetro medido en una magnitud superior a las tolerancias ilustradas en el Cuadro 1, la cual fue realizada a una temperatura de referencia de 68 F. Cuadro 1 Tolerancia práctica para Diámetros de Orificio (d) Diámetro de orificio en pulgadas 0,250 0,375 0,500 0,625 0,750 0,875 1,000 >1,000 Tolerancia pulgada/ pulgada de día 0,0003 0,0004 0,0005 0,0005 0,0005 0,0005 0,0005 0,0005 e.- Para efecto de diseño se recomienda que la razón (β)⇒(d/D) esté limitada en la siguiente forma: Para medidores con conexiones tipo brida: 0,15<β<0,70 0,20<β<0,67 f.- La placa de orificio debe ser de metal resistente a la corrosión Existen límites en cuanto al espesor del plato a lo largo de la circunferencia del orificio. La norma AGA No 3 establece que el espesor no debe de exceder de 1/50 del diámetro de la tubería o 1/8 del diámetro del orificio. Es decir, que platos para diámetros nominales de tuberías menores a 6 pulgadas deben de tener un espesor menor de 1/8 pulgadas. La verdad es que el espesor de plato más pequeño que utiliza la industria es de 1/8 pulgadas. Para espesores menores se acostumbra a hacerles un bisel de 45 grados a lo largo de la circunferencia del orificio en su cara posterior o aguas abajo, hasta lograr el espesor adecuado con respecto a la cara anterior del plato. En orificio más utilizados en los medidores placa de orificio son los concéntricos con bordes afilados. Mantenimiento de los Medidores Placa de Orificio: Los medidores Placa de Orificio, deben de mantenerse limpio, libre de cualquier impureza. Esta será la única forma de mantener y garantizar la precisión de la medición. El usuario establecerá el programa de mantenimiento adecuado. Además el medido debe
  29. 29. ser constantemente revisado, sobre todo en torno a: Diámetro del orificio, filo de la cara aguas –arriba; espesor de la placa, curvatura de la placa; centralización respecto del tubo medidor, suciedad de la placa o presencia de cualquier impureza. Los Medidores Placa de orificio, y los Tubo Pitot y Tuvo Ventura. Los medidores tipo Tubo Ventura y Tubo Pitor medidores producen una pérdida de carga permanente bastante menor que la que produciría una placa de orificio. En todo caso en algunos casos se puede utilizar para le medición de la presión diferencial dos medidores tipo fuelle o dos diafragmas en oposición, con los cual se da origen a la siguiente ecuación, ecuación 5.7 Otros Medidores Utilizados en la determinación del Caudal de Gas a.-Medidores de Área Fija. Estos medidores se fundamentan en la pérdida de presión del fluido al pasar por un estrechamiento. Su velocidad disminuye mientras el fluido pasa por el medidor, es fluido es recuperado parcialmente cuando la tubería recupere también su diámetro original b.- Medidores de Área Variable. El ejemplo más representativo de este medidor es el Rotámetro; el Rotámetro es un instrumento de medición de fluidos en estado líquido o gaseoso. Consta principalmente de un tubo graduado de sección cónica. Dentro del tubo se encuentra el elemento de medición denominado flotador, el cual genera una caída de presión constante al paso del líquido entre la pared del tubo y el diámetro del flotador. La posición de este medidor debe de ser vertical y con el flujo hacia arriba., si todas las normas se cumplen en forma correcta, la medición será de alta precisión y exactitud. c.- Medidores de Canal Abierto. Este tipo de medidores son utilizados cuando se quieren medir fluidos sucios. Los medidores constan principalmente de una sección de retención o estrangulamiento del fluido que puede ser un desnivel o un Figura 5 Medidor Ultrasónico
  30. 30. corte del canal. También existen los Medidores Eléctricos y Magnéticos. Dentro de este grupo de medidores se tiene los siguientes: Medidor de Turbina, Medidores Magnéticos y medidores denominados Swirl Meter. d.- Medidores de Masa de FlujoLos medidores de masa de flujo son diferentes de los demás en que miden directamente el peso del flujo y no su volumen. El medidor de masa de flujo mide flujos gaseosos o líquidos, por ejemplo, expresándolos directamente en libras y, por tanto no le afectan las variaciones de presión, temperatura ni densidad del fluido. La unidad completa incluye cuatro componentes básicos: el elemento sensible a la velocidad del flujo, el mecanismo del giroscopio integrador, el registrador ciclométrico y el accionador de contactos. Entre los Medidores de Masa de Flujo se encuentra: e.- Medidores CoriolisEn lugar de medir la velocidad del fluido que circula en una tubería se puede optar por medir la cantidad de masa por unidad de tiempo. Esto se puede expresar en gramos o kilogramos por segundo. Los dispositivos basados en flujo másico se han popularizado debido a que son casi inmunes a los cambios en las características de operación (densidad, viscosidad, presión, temperatura).Se han empleado diferentes técnicas para medir la masa del fluido que circula por una tubería. Algunas de ellas lo calculan de manera inferencial, esto es, indirectamente, mediante el uso de variables asociadas a la masa, como
  31. 31. la densidad y la velocidad. La tecnología de medición ha evolucionado a un punto tal que ya se puede medir la masa del fluido de manera directa. Recientemente se introdujo al mercado un tipo de dispositivo capaz de medir la masa en forma directa, para lo cual utiliza como principio de operación el efecto Coriolis. Este efecto consiste en una fuerza que se desarrolla sobre un objeto cuando éste se desplaza en forma transversal sobre una superficie giratoria. Es la razón de que un proyectil de largo alcance lanzado en el hemisferio norte tienda a desviarse hacia la derecha. Este mismo proyectil disparado en el hemisferio sur tendría una desviación hacia la izquierda. El Efecto Coriolis de los Medidores: El efecto Coriolis se presenta en el fluido que circula dentro del tubo con una intensidad proporcional a la velocidad, la masa y la frecuencia de oscilación aplicada. Entre mayor sea la cantidad de materia que circule por el tubo, el efecto es más intenso. La fuerza provocada por este efecto produce un desfasamiento en la frecuencia de oscilación proporcional a la cantidad de masa de fluido que pasa en un momento dado. Este desfasamiento se traduce mecánicamente en una alteración de la magnitud de oscilación del tubo, la cual es proporcional a la cantidad de fluido que pasa por el tubo y se mide con un detector de movimiento apropiado. Para completar el arreglo se agrega un segundo tubo de referencia en el que no circula ningún fluido, sino que se encuentra lleno de algún compuesto de referencia. El propósito del mismo es compensar por algunas diferencias mecánicas producidas por factores externos, tales como temperatura ambiental y variaciones en la frecuencia de oscilación del generador. Finalmente, la salida del detector de movimiento se alimenta a algún circuito electrónico que acondiciona la señal para representarla en una escala graduada en unidades de masa. los ruidos propios del proceso. f.- Medidores de Gasto. Existeuna gran variedad de métodos para la medición de gastos de fluidos (líquidos y gases) a través de tuberías. El gasto se puede determinar a través de la siguiente ecuación: ϑ = K ∆P (5) ) P Donde: (ϑ = Caudal o gasto; (K)= constante y ( ∆ ) = diferencia de presión g.- Medidores MultifásicosEste es un medidor que puede medir en forma directa los caudales de gas, petróleo y agua, sin previa separación de las fases. Esto significa que las mediciones multifásicas son mediciones continuas en línea de la tasa de petróleo, agua y gas de un pozo sin previa separación de las fases. Este nuevo método representa un significativo ahorro, incremento de la calidad y disponibilidad de los datos, permitiendo un rápido análisis de tendencia del comportamiento del pozo e inmediato diagnóstico, ya que posee la capacidad de monitorear el pozo en tiempo real y continuamente desde una localización remota. Además, se debe de tener en cuenta que a medida que los campos de petróleo y gas se incrementan los cortes de agua puede afectar el comportamiento del pozo. Estos incrementos, combinados con cambiantes parámetros de flujo, pueden crear cuellos de botella en las facilidades de producción en superficie,
  32. 32. causando reducciones en la tasa total de hidrocarburos disponibles, desde luego un diagnóstico de producción rápido y preciso permite tomar decisiones tempranas para cualquier incremento o reducción de producción de los pozos o para un plan de intervención. En el pasado estos diagnósticos involucraban movilizaciones incómodas de unidades móviles de pruebas de pozos o instalaciones de facilidades de largo e intensivo mantenimiento en las plataformas o en las estaciones, actualmente se pueden emplear medidores multifásicos, con lo cual se alivia el trabajo y se disminuye el desplazamiento de gente y equipos.En la figura 6 se presenta una de la última generación de medidores de flujo multifásico. Figura 6 Medidor de Flujo Multifásico Los medidores multifásico proporcionan buen rendimiento mejorando métodos de pruebas tradicionales. Los beneficios incluyen respuestas dinámicas superiores a fluctuaciones de flujos, alta precisión en la tasa de medición e incomparable resolución y reproductibilidad.Una excepcional repuesta dinámica origina pruebas más rápidas y más eficientes y provee nueva información valiosa para diagnóstico y optimización del rendimiento de los pozos. Estos medidores son independientes de la eficiencia de la separación e insensible a píldoras, espumas y emulsiones .El medidor de flujo multifásico no requiere procesos de control porque ellos son insensibles a cambios en la tasa de flujo, fase capturada y régimen de presión. El corazón de la sección de medición de un medidor multifásicos es un Medidor de Flujo Venturi con partes no móviles, y puede estar montado en un patín portátil para instalaciones temporales, así como el probador de pozos móvil, o instalado como un dispositivo de monitoreo permanente para tierra o aplicaciones en el mar. La tasa de flujo de masa es medida en forma poco Convencional usando sensores de presión absoluta y diferencial, con ello facilitan el cálculo y la medición En los medidores Multifásicos las fases son detectadas a una alta velocidad, por un detector de rayos gamma espectral de doble energía (herramienta de registro de densidad). Este detector puede procesar un millón de puntos por segundo, luego el medidor permite un cálculo completo de caudales de agua, petróleo y gas en forma rápida y precisa. El medidor de flujo incorpora un dispositivo llamado “T ciega” en la línea de flujo aguas arriba de la unidad de medición que actúa como un filtro, impone una predecible forma de flujo hacia la corriente del flujo. Esta “T” remueve las anomalías del flujo impuestas por
  33. 33. las condiciones de los conductos de superficie y elimina la alta frecuencia de los flujos inestables en la garganta del Medidor de Flujo Venturi. La confiabilidad y precisión de estos medidores de flujo han sido verificadas durante extensivas pruebas de campo a través de cinco continentes, por lo que se puede asegura la precisión y exactitud de las mediciones La unidad de medición multifásica puede ser instalada para aceptar los fluidos directamente desde las líneas de flujo y luego ser regresadas después de la medición. La pérdida de presión usualmente es de 3 a 30 lpcm. 5.8 Métodos de desplazamiento 5.8.1 Turbinas Estos medidoresConsisten en una turbina instalada dentro de la tubería, su rotación se produce gracias a que el fluido en circulación, tiene una velocidad angular que es proporcional al caudal Las paletas inducen pulsos de corriente de frecuencia proporcional al caudal al pasar frente a una bobina devanada alrededor de un imán permanente, Cada pulso representa un volumen discreto y la cantidad de pulsos integrada en un periodo de tiempo, representa el volumen total medido. Se puede escribir, también que los Medidores Tipo Turbina son medidores transductor que detecta la velocidad del fluido, utilizando un tubo de flujo con una turbina de paletas suspendidas axialmente, en la dirección del flujo. Cuando el líquido choca contra las paletas aguas arriba se produce un área de baja presión en el lado aguas abajo. El diferencial de presión, produce el movimiento de las paletas hacia el área de baja presión. La tasa de rotación del rotor es directamente proporcional a la tasa de flujo a través del tubo. Su ventaja se relaciona con la alta capacidad de caudal y máxima exactitud en la medición. La desventaja es que requiere de alimentación eléctrica para realizar la lectura, y la calibración varía con la viscosidad del fluido, lo cual dificultad algunas veces la operación de medición, y con ello la utilidad del equipo de medición. 5.8.2 Medidor de Orificio Tipo Brida a.- En la construcción del enderezador, la dimensión transversal máxima de cualquier conducto a través de las mismas no deberá exceder de una cuarta parte del diámetro interno del tubo. Del mismo modo, el área de sección transversal no excederá de un (10/16) del área de sección transversal del tubo concentración. La longitud de las aspas deben ser los menos 10 veces la dimensión interna. b.- El enderezador puede estar hecho de tubo de peso normal o tubo de pared delgada, ya sea soldado conjunta y adecuadamente a los tubos medidores. O montado en dos anillos terminales que no interfieran con su montura en la tubería.
  34. 34. c.- Se pueden utilizar tuberías cuadradas, hexagonales o de otra configuración en la fabricación de estos enderezadores. No es necesario que los conductos del enderezador sean del mismo tamaño pero su disposición debe ser simétrica. d.- Los enderezadores deben ser de construcción fuerte. Después de su introducción en la tubería, deben ser asegurados firmemente en el sitio para evitar su desplazamiento y empuje contra la placa de orificio. Instalación de Codos en el Tubo Medidor: En los casos que se utilicen tomas de presión en varias tuberías a la vez debe incrementarse la eficiencia de instalación del medidor, para ello se utilizan codos que se instalan precediendo el tramo recto del tubo medidor. Las dimensiones recomendadas son que la instalación del codo debe ser a unos 10 diámetros del tubo recto del medidor. 5.8.3 Fotómetro un fotómetro es cualquier instrumento usado para medir la intensidad de la luz. 5.8.4 Flujo metro de vértice – vació 5.8.5 Ultrasónico Este medidor de flujo responde a la deflexión de las ondas ultrasónicas transmitidas a través de una corriente fluida. Un transmisor que genera sonido ultrasónico, se monta en el exterior de una tubería colocando a distancias determinadas, aguas arriba y abajo, sendos receptores de ultrasonidos opuestos al emisor. En condiciones de no-flujo, ambos receptores reciben igual cantidad de energía ultrasónica y generan tensiones iguales. En condiciones de flujo (en cualquier sentido) las ondas ultrasónicas se deflectan y como resultado los receptores generan voltajes distintos. Comparando ambos voltajes, se tiene indicación del sentido y la magnitud del flujo. En la actualidad este tipo de medidor tiene una gran aplicación industrial, es por ello que cada día demanda es mayor. En la figura 5 se muestra una imagen de un Medidor Ultrasónico 5.9MEDIDORES DE GAS MEDICIÓN POR PLACA DE ORIFICIO Este tipo de medidor basa su medición en la caída de presión de un fluido fluyendo a través de una restricción en la línea de flujo. Las boquillas vienen en varias formas. En todos los casos la conexión aguas arriba esta localizada a una distancia equivalente a un diámetro de la tubería. Este medidor puede manejar sólidos en suspensión y no tiene partes móviles. Esta limitado a moderados tamaños de tubería y bajos rangos de fluid La ventaja que tiene sobre el Medidor Tipo Tubo Venturi es una menor longitud y, por lo tanto, un costo menor. Es igualmente
  35. 35. apropiado para aplicaciones de fluidos con un alto grado de sedimentos. Los principales tipos de boquillas, son las de tipo brida, las de conexiones en el cuello. Uso de la Boquilla o Tobera de flujo La boquilla de flujo, es el elemento primario del instrumento de flujo, colocado en el punto de medición con objeto de crear una reducción de presión diferencial relacionada al flujo. La capacidad de una boquilla de flujo es mayor que la de un orificio de cantos agudos, de manera que puede manejarse un régimen de flujo mucho mayor con la misma relación de d/D y con el mismo diferencial. Por consiguiente, cuando el uso de una placa de orificio necesitase una relación demasiado alta de d/D, puede obtenerse una relación más baja para el mismo flujo, utilizando una boquilla de flujo y aumentando la exactitud al reducir los errores debidos a las irregularidades en la tubería. Además tiene ventajas para ser usada con fluidos que contienen sedimentos o sustancias sólidas en suspensión. Su sección hidrodinámica evita que se depositen materias sólidas que pudiesen cambiar el perfil de entrada. La boquilla de flujo debe intercalarse en una sección recta de la línea de tubería, y tan abajo en el flujo como sea posible, lejos de cualquier fuente de trastorno en el flujo, tales como reductores, válvulas, combinaciones de codos etc. Carece de importancia que la tubería sea horizontal, vertical o inclinada, a menos que lleve alguna sustancia extraña en suspensión; tal como sedimentos o gases. En estos casos, es preferible instalar la boquilla de flujo en una sección vertical de la línea, con el flujo en una dirección que permite que la sustancia extraña pase a través del orificio, es decir, hacia arriba en casos de gases aprisionados, y hacia abajo en casos de sedimento, polvo o condensado 5.9.1 Sistemas de medición por orificio , Tipos de orificios Se contemplan dos tipos de medidores de orificio Los medidores con Placa de orificio circulares, colocadas en forma concéntrica en el tubo medidor con las conexiones para el registrador instaladas en la brida y con la presión estática (esta es presión que caracteriza la diferencia entre la presión dentro de la línea y la presión atmosférica. Esta presión puede ser tomada aguas –arriba o aguas debajo de la placa). La aplicación del medidor de orificio, en la medición de fluidos esta fundamentada en el principio físico de que la caída de presión de un fluido fluyendo a través de una restricción en la línea es proporcional al cuadrado de al velocidad del fluido. Luego, es evidente que mediante una restricción en la línea del flujo, se puede cuantificar el flujo del fluido. Esto significa que la medición de la tasa de flujo, con los medidores de orificio, es básicamente una restricción al flujo de una corriente de fluido, con lo cual se origina un incremento en la velocidad del fluido, con la consiguiente reducción en la presión del mismo. La reducción depende
  36. 36. del tamaño del orificio. Mientras que la caída de presión se incrementa al aumentar la tasa de flujo. Los medidores de orificio se dividen: 1.-Medidor de Orificio tipo Concéntrico Estos medidores se caracterizan porque, no tienen piezas en movimiento en el caudal de flujo. La capacidad de medición de estos medidores, es una función del diámetro de la línea. Los medidores pueden ser utilizados en la medición de gases, líquidos y vapor de agua. La principal desventaja, es que la señal de flujo no es lineal, y la obtención del volumen total del caudal requiere del procesamiento adicional de datos. 2.- Medidores de Orificio tipo Excéntrico La principal ventaja de estos medidores es que la localización del orificio le permite utilizarlo en la medición de fluidos con contaminantes sólidos, o fluidos de aguas aceitosas y vapor húmedo. La principal desventaja, es que solo pueden ser utilizados en tuberías con diámetro menores a 6 pulgadas. 3.- Medidor de Orificio tipo Segmentado. Las características de ventajas y desventajas de estos medidores son similares a los de tipo Excéntrico. Además que el segmento abierto puede ser colocado en el tope o en el fondo de la línea, lo cual depende del tipo de servicio para el cual se requiera .En la figura 4 se presenta en forma esquemática los medidores de orificio Figura 4 Tipo de Medidores de Orificio Cuando la medición del flujo de gas se realiza con medidores de Orificio. En este caso la medición se efectúa con Caja de Orificio, este proceso en Venezuela, por ejemplo se remonta a hace más de 50 años de servicios interrumpidos. Si la medición no se realiza en forma eficiente, conlleva al arrastre de líquido junto al gas, el cual puede llegar hasta las plantas compresoras. Aquí, es donde se nota la utilidad práctica de los Medidores Caja de Orificio, los cuales si trabajan ene forma eficiente, este arrastre no se produce. Durante la medición con medidores de orificio se deben realizar una toma y otra después del orificio. Esto permite cuantificar la caída de presión, las cuales son enviadas a una unidad diferencial, donde se resta la presión estática mayor de la menor, de tal forma de obtener la presión diferencial neta a través del
  37. 37. orificio, y a un resorte Bourdon, donde de continuo llega la señal de presión estática aguas arribas. Las unidades diferenciales de presión pueden ser de tipo de fuelle o manométricas de mercurio, aunque esta última ha entrado en desuso a causa del costo, además de la radioactividad del mercurio. Las unidades de fuelle vienen calibradas en pulgadas de agua. Los resortes Bourdon pueden ser del tipo helicoidal o espiral y vienen calibrados en libras por pulgadas al cuadrado, es decir libras por pulgadas al cuadrado (lb/ pulgadas 2). La unidad diferencial y el resorte Bourdon se encuentran acoplados a un equipo Denominado Registrador en cuyo interior y sobre una carta en forma de disco se registran de continuo la presión diferencial y la presión estática corriente arriba. Los discos giran de continuo accionados por un mecanismo de relojería y pueden ser diarias o semanales, según el intervalo de tiempo que comprendan. La localización de las tomas de presión estática en algunos medidores se encuentra justo en las bridas situadas antes y después del orificio o sobre la tubería. En el primer caso se habla de tomas de brida y en el segundo de tomas de tuberías. La placa de Orificio de perforación concéntrica, de perfiles en ángulo recto, es el elemento primario de más uso actualmente en la industria. A menos que las características del fluido y las condiciones de flujo indiquen otro tipo como el más adecuado deberán usarse de preferencia la placa de orificio 5.9.2 Ubicación de los placas de orificio de medición 5.9.3 Tamaño y ubicación del orificio 5.10 Medidas de presión y registro.Para la toma de medición de presión, cuando se utiliza un instrumento como la placa de orificio para la medición del flujo de gas. Básicamente el sistema de medición de presión de una placa de orificio trabaja de la siguiente forma: El sistema de medición de presión está formado por tomas de presión estática que se encuentran colocadas sobre la tubería principal. (figura).
  38. 38. Las tomas de presión estatica son pequenos orificios perforados sobre la pared del ducto perpendiculares a la dirección del flujo en el punto de medición, los cuales detectan el valor local de la presión estatica. El diámetro recomendado para la toma de presión es de 1 a 10% del diámetro del ducto. Las tomas de presión pueden ser de tres tipos: toma de brida, tomas de vena contracta y toma de tubería. En las tomas de brida, las tomas de alta y baja presión se localizan a 0,0254 m antes y después de la placa de orificio. En las tomas de vena contracta, la toma de alta presión se localiza a 1D antes de la placa: mientras que la de baja presión se localiza entre 0,3 y 0,8 veces el diámetro después de la placa. En las tomas en la tubería, la toma de alta presión se localiza a 2,5 D antes de la placa y la de baja presión se localiza a 8D después de la placa de orificio. En la figuras anteriores se puede apreciar las diferentes posiciones de toma de presión estatica. En base a lo anterior las tomas de presión se localizaron de la siguiente manera: + toma de presión 0. La toma de alta presión se localiza a 0,057 m (1D) del borde de la placa de orificio y la toma de baja presión se localiza al centro del espesor de la placa de orificio con el fin de comparar la variación en la medición del flujo al momento de pasar por la placa con respecto a la medición de flujo con la localización recomendad de tomas de presión. Estas tomas de
  39. 39. presión se utizaron únicamente cuando se midio el flujo con la placa de orificio de 0,023 m de espesor. + tomas de presión 1 (Vena contracta). La toma de alta presión se localiza a 0,057m (1D) del borde de la placa de orificio y la toma de baja presión se localiza a 0,028 m (O,5D) del borde de la placa de orificio a la descarga. La localización de esta se determino en base a la literatura. Tomas de presion 2. La toma de alta presion se localiza a 0,114m (2D) del borde de la placa de orificio y la toma de baja presion se localiza a 0,114 m (2D) del borde de la placa de orificio. La localizacion de estas tomas de presion fue propuesta para medir el flujo en locaciones distintas a las especificadas con la intención de verificar la precicsion de las mediciones hechas con las tomas de presion 1. + tomas de presion 3. La toma de alta presion se localiza a 0,171 m (3D) del borde de la placa de orificio y la toma de baja presion se localiza a 0,16 m(2,8D) del borde la placa de orificio. La localización de esta toma de presion tampoco sigui alguna especificación. Para medir la diferencia de presion producida por la placa de orificio, las tomas de presion se conectan mediante mangueras a un medidor de presion diferencial. En este estudio la diferencia de presion es medida mediante manometros tipo “U” de mercurio. Para determinar la caída de presion, se coloco detrás de los manometros papel milimétrico, a partir del cual se determino la misma. a.- Registradores de Flujo y Presión Este instrumento se utiliza para registrar sobre la cara de un disco de papel variaciones de la presión a través del Disco de Orificio, el cual representa la Presión Diferencial (PD) y la presión de flujo de gas del sistema, que representa la Presión Estática (PE), necesarias en él calculo de la cantidad de gas que produce un pozo. El registrador tipo Fuelle Barton es el más utilizado en la empresa. Es altamente sensible al líquido, afectando el elemento diferencial del equipo, arrojando de esta manera lecturas erradas, imposibilitando un cierre del balance. b.- Registros Existen en diferentes formas y escalas de los registros o cartas utilizadas en la medición de flujo, pero básicamente se puede clasificarlos en gráficos uniformes o lineales, gráficos de raíz cuadrada. c.- Gráficos Lineales o Uniformes: La lectura tomada sobre estos registros representa una relación lineal con respecto al diferencial de presión producido por el flujo que en ese instante está fluyendo a través del elemento primario. Estos gráficos se caracterizan por sus divisiones uniformes
  40. 40. 5.12 Factores que intervienen en la medición realizada por una placa de orificio: Los Problemas Operaciones de los Medidores Placa de Orificio. Los Problemas que se presentan al trabajar con Medidores de Placa de Orificio. Los errores de medición, con los medidores placa de orificio o cualquier otro medidor, están relacionados con: El diseño de los equipos y sus limitaciones técnicas; la instalación de equipos en el medidor para mantener la tolerancia indicada por el Fabricante; la operación de los equipos, de tal manera que registre las medidas exactas; el mantenimiento adecuado de tal forma que se pueda obtener un resultado preciso, sobre todo en el largo plazo y el cómputo correcto de los volúmenes manejados. Para el caso específico de Medidores Placa de orificio se recomienda lo siguiente: Condiciones de la Corriente de Gas: Es necesario que la corriente de gas que se aproxime al orificio presente líneas uniformes libres de irregularidad. Para uniformar las líneas de corriente se recomienda que las secciones rectas de tuberías localizadas antes y después de la placa de orificio tengan longitudes mínimas sin presencia de irregularidades como válvulas, codos, expansiones o reducciones del área de la tubería que se produzcan alteraciones de las líneas de flujo. Cuando por alguna razón es difícil tener las distancias mínimas sin irregularidades se recomienda utilizar secciones rectificadas de flujo, las cuales reducen la turbulencia antes de la placa de orificio y mejorar las condiciones de medición. Con relación a los errores inducidos por el diseño, se relacionan fundamentalmente con algunas características, tales como. Sensibilidad en el valor del número de Reynolds; que el flujo sea continuo, que las tuberías no sean las adecuadas para el transporte del fluido, que no se cumplan con los valores de las caídas de presión, que la línea de transmisión no sea del tamaño correcto, que los cálculos solo sean válidos para fluidos monofásicos, que las medidas no sean precisas. Los errores también pueden estar relacionados con: Flujo Pulsante. Este tipo de flujo se caracteriza por cambios rápidos de la velocidad y la presión del gas. Circulante. Una medición confiable del flujo de gas con un medidor placa de orificio, no puede ser obtenida cuando una pulsación esta presente. Lo más complicado, es que no existen factores de corrección, que permitan corregir el error cometido por una pulsación. Las fuentes más comunes de pulsación son: Los compresores reciprocantes, esta pulsación se considera que es baja frecuencia. El flujo irregular, como tapones de agua o petróleo, puede
  41. 41. producir también pulsaciones, lo mismo el flujo intermitente de gas y los reguladores de presión. Todos estos fenómenos que producen pulsación introducen un cambio violento en la velocidad y en la presión del flujo. Los cambios de presión simulan ondas de sonido de baja frecuencia. Las ondas viajan en la corriente de flujo a la velocidad de sonido, proceso que ocurre en forma independiente de la velocidad del flujo. Con el fin de disminuir el efecto negativo de la pulsación sobre la medición de tasas de flujo se recomienda a.-Ubicar el tubo medidor en el sitio más favorable con respecto a la fuente causante de la pulsación. Esto significa colocar el tubo medidor aguas- arriba del regulador de presión o aumentar la distancia entre la pulsación y el medidor. b.- Instalar equipos adecuado de tal forma de reducir las pulsaciones aguasarriba del tubo medidor c.-Diseñar equipos para operar con diferenciales de presión lo más alto posible Esto es posible, si se reduce el diámetro del orificio y se orienta el flujo a través de una cantidad limitada de tubos. d.- Utilizar un medidor pequeño, manteniendo el mismo diámetro de orificio, con ello se aumenta el diferencial de presión. Es de hacer notar que las pulsaciones en el flujo pueden ser causales de hasta un 30% de error en la medición 5.12.6 Factor de gravedad específica Gravedad específica de un gas es su densidad relativa al aire. La gravedad específica del aire es igual a 1.0; la del gas natural es típicamente 0.60. el vapor de propano y butano tiene gravedades específicas de 1.52 y 2.0 respectivamente. Consecuentemente el GNS tiene una gravedad específica mayor a 1.0 Las mezclas de GNS y de GN usan el mismo equipo de combustión. La mayor parte del GN tiene un poder calórico promedio de aproximadamente 8500 – 9350 Kcal/Nm3, y una gravedad específica de alrededor de 0.6. los modelos matemáticos validados por experiencias de campo prueban que la compatibilidad del GNS compuesto de propano y aire tiene un poder calórico de alrededor de 12,500 Kcal/Nm3 y una gravedad específica de 1.31. el GNS compuesto de butano – propano y aire tiene un poder calorífico de cerca de 13,800 Kcal/Nm3 y una gravedad específica de 1.461. un formato para calcular valores de reposición de gas puede ser proveído a solicitud por EEI. La diferencia en poderes calóricos de un combustible original, contra un combustible de reemplazo resulta primeramente de las diferencias en sus gravedades específicas y al final por su química. Mientras más alta es su gravedad específica más pesado es el gas. Consecuentemente las aperturas
  42. 42. fijas, tales como orificios de quemador, reguladores y ciertos tipos de medidores de flujo permiten menos flujo de un gas pesado que de uno más ligero. La física establece que el flujo de gas a través de un orificio es directamente proporcional a la raíz cuadrada de su gravedad específica, por lo tanto un gas más pesado (Ej. La mezcla de GNS) debe tener un poder calórico más alto para proveer la misma energía a un quemador que un gas más ligero. Puesto de una manera sencilla el gas más pesado fluye más lentamente a través del orificio, por lo tanto, cada unidad de volumen debe tener un valor calorífico superior para compensar el flujo reducido. De cualquier forma al otro lado del orificio los gases con valores Wobbe iguales proveerán igual energía neta. 5.12.7 Factor de supercompresibilidad se conoce como factor de supercompresibilidad (Z), y depende del tipo de gas y las condiciones de presión y temperatura a que se encuentra; cuando éstas son bajas, próximas a las condiciones normales, Z se considera igual a uno y la ecuación se convierte en la ecuación. Cuando se trata de gases reales, la presión indicada por el registrador de presión es menor que la presión a la que se encontraría el gas si fuera ideal pues hay que descontar las interacciones entre las moléculas y por otra parte el volumen disponible para el movimiento de las moléculas es menor que el volumen del recipiente pues no se puede despreciar el volumen ocupado por las moléculas; esto quiere decir que cuando se tiene un gas real a una presión P y ocupando un volumen v a una temperatura T, si se quiere aplicar la ecuación de estado para un gas ideal la presión debe ser (P + a) y el volumen (v - b) quedando entonces la ecuación como: (P + a) (v - b) = RT 5.12.9 Factor manométrico
  43. 43. Se aplica únicamente para unidades diferenciales que utilizan mercurio y estas actualmente se encuentran en desuso. En la industria petrolera se utilizan unidades diferenciales de tipo fuelle y tipo electrónico, por ello Fm=1. 5.13 DIÁMETRO DE ORIFICIO Y ESTIMACIÓN DEL CAUDAL DE GAS Seleccionar el diámetro de orificio que nos permita obtener un registro de presión diferencial en un rango determinado, de esta manera evitamos probar con distintos orificios hasta encontrar el que nos de el valor de presión diferencial que deseamos. Para ello debemos conocer los siguientes datos : - caudal estimado de gas a medir, en pie3/hora. - diámetro del tubo medidor, en pulgadas. - presión manométrica del sistema, en psi. - temperatura estimada del gas (podemos adoptar un valor promedio de 60°F). - gravedad específica del gas (0,6 valor promedio en nuestro yacimiento). 5.15 Problemas comunes a la medición La medición de flujo de gas es sencilla, pero tiene algunas características propias que no están presentes en la medición de flujo de líquidos. Estas características están principalmente relacionadas con la compresibilidad de los gases. Este trabajo presenta algunos de los errores mas frecuentes causados por el desconocimiento del efecto de la compresibilidad de un gas en la medición de su flujo. Adicionalmente a otras aplicaciones existentes de medición de gas, la creciente tendencia al uso del gas natural nos ha puesto cada vez más en contacto con este tema. ¿En que unidades mido? ¿Qué son las condiciones normalizadas o de referencia? ¿Necesito compensar la medición de flujo con mediciones de presión y temperatura? ¿Utilizo un transmisor de presión absoluta o manométrica? ¿Por qué no coincide la medición de dos medidores en serie? Estas son preguntas típicas en la implementación de mediciones industriales de flujo de gas, que cuando son hechas no siempre tienen respuesta clara. Peor aún, estas preguntas no siempre son hechas, resultando en una errónea selección de instrumentos, con los costos y atrasos que esto significa. Este trabajo busca presentar este tema en forma clara y sencilla, para evitar costosos errores en los que se incurre con frecuencia. Características de un gas En muchos aspectos, la medición de flujo de líquidos y gases es similar. Sin embargo, hay un aspecto que hace a ambas muy distinto, y al que se requiere prestar atención: la compresibilidad de los gases. Se denomina así al efecto causado por las variaciones de presión y temperatura en el volumen ocupado por un gas.
  44. 44. Un gas ideal es definido como aquel en el que las colisiones entre sus átomos o moléculas con perfectamente elásticas, y en el que no hay fuerzas de atracción moleculares. La ecuación 1 describe el comportamiento de gases ideales. En el mundo real, los gases se desvían ligeramente del comportamiento descrito en esta ecuación. Esta desviación es mayor cuanto más se acerca el gas a su presión y temperatura críticas (condiciones en las que el comportamiento de las fases gaseosa y líquida de un fluido se hacen indistinguibles). En estas condiciones, el comportamiento del gas se describe con la ecuación P V =Z m R T Unidades de medida del flujo de gas El flujo de un fluido es normalmente expresado en unidades de volumen por unidad de tiempo, p. ej., m3/h. Esta unidad, satisfactoria para expresar flujo de líquidos en muchos casos, es también utilizada para medir flujo de gases. Sin embargo, como explicaremos a continuación, no es suficiente. El fenómeno de compresibilidad de los gases arriba descrito hace que un metro cúbico de gas en distintas condiciones tenga una masa muy distinta en diversas condiciones: • Un m3 de aire a 100 bar(a) y 40 0C pesa 112 kg. Obviamente, si las condiciones de presión y temperatura cambian, el peso del aire contenido en un m3 también cambia. • Un m3 de aire a 1,013 bar(a) (equivalente a 1 ata) y 0 0C pesa 1,3 kg. • Un kg de aire pesa 1 kg (obviamente), independientemente de las condiciones en que es medido. Por lo tanto, si expresamos un flujo de gas en kg/h, la masa de gas a la que nos referimos por unidad de tiempo queda claramente definida. En cambio si utilizamos una unidad de volumen por unidad de tiempo (como m3/h), esta información es insuficiente para determinar la masa de gas por unidad de tiempo. Se hace imprescindible entonces aclarar las condiciones a las que el volumen está determinado. En este sentido, existen dos opciones: • Expresar el volumen de gas por unidad de tiempo en las condiciones reales de flujo: en este caso, hablamos por ejemplo de m3/h, medidos a 8 ata y 32 0C. La dificultad de esta medición es la difícil comparación de flujos, incluso en la misma aplicación, ya que frente a una variación de presión y/o temperatura, el flujo así expresado variaría. Por ejemplo, en una caldera cuyo consumo de gas estamos midiendo, una variación de la presión a la cual el flujo es medido puede hacer variar la medición de gas expresada en condiciones de flujo, aún cuando el lazo de control asegure que la cantidad de m3/h consumidos por la caldera es constante. • Expresar el volumen de gas por unidad de tiempo en condiciones de referencia: en este caso, expresamos el volumen a presión y temperatura fijado arbitrariamente y utilizado como referencia. Esta presión y temperatura no guardan ninguna relación con las de flujo.
  45. 45. Una condición de referencia típica es 1 atmósfera absoluta y 0 0C, y es conocida como condición normal. Si el flujo de gas está expresado en estas condiciones, se lo denomina flujo normalizado, y se expresa, por ejemplo, en normal metros cúbicos hora (Nm3/h). Es importante tener presente que con frecuencia en el lenguaje coloquial (e incluso a veces en textos técnicos) se omite la precisión de normal, aún cuando en la inmensa mayoría de los casos los flujos de gas son expresados en condiciones normales (u otras condiciones de referencia similares). Existen diversas condiciones de referencia, las más utilizadas son: • Condiciones normalizadas: 1 ata y 0 0C, determinadas por el sistema métrico decimal. • Condiciones standard: 14,7 psia y 60 oF, determinadas por el sistema inglés de unidades. La diferencia entre ambas mediciones es de aproximadamente un 5%, por lo que es necesario confirmar rigurosamente las condiciones de referencia utilizadas al expresar un flujo en condiciones normales. Mas aún, con alguna frecuencia se utilizan variantes de las condiciones de referencia (como temperaturas de referencia de 15 ó 25 0C), por lo que incluso el término normal puede no ser una definición precisa. Distintos tipos de flujómetros Los flujómetros determinan flujos másicos o volumétricos en condiciones de flujo, dependiendo de su principio de operación. Desde esta perspectiva, podemos clasifica r a los flujómetros en tres tipos: • Volumétricos • Másicos • Los que utilizan el principio de Bernoulli. Volumétricos El principio de operación de estos flujómetros determina la velocidad de flujo del gas. Esta velocidad, multiplicada por la sección de flujo, determina el flujo volumétrico en condiciones de flujo del gas. Un ejemplo típico es el vortex. Cuando un obstáculo se opone al paso de un fluido, el fluido lo rodea generando una turbulencia muy particular, en la que se desprenden vórtices en forma alternada a cada lado del obstáculo. Este es un fenómeno que se puede apreciar en la vida diaria. De hecho, el flamear de la bandera es la evidencia de cómo los vórtices del 4 flujo de aire se desprenden al rodear al asta. Este fenómeno fue observado por primera vez en 1513 por Leonardo da Vinci (14521519), y estudiado en detalle por el científico aeronáutico húngaro Theodore Von Kármán 3 (1881-1963), quien en 1912 analizó el comportamiento de los vórtices que se forman cuando un fluido rodea un obstáculo. En su estudio, Von Kármán determinó que en condiciones turbulentas de flujo el volumen contenido en un vórtice es independiente de la velocidad del fluido. En estas condiciones, el caudal es proporcional a la frecuencia de desprendimientode los vórtices.

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