Medición de Caudales C audales
Existen diferentes formas de medir el caudal que circula por una tubería, de manera gener al para la medición existen 2 métodos:
Métodos directos
Métodos indirectos
Métodos Directos: como su nombre lo indica consiste en pesar o medir el volumen que a pasado
por la tubería en un cierto t iempo. Ej. Los caudalimetros en general o c audalimetros totalizadores Métodos Indirectos: como su nombre lo indica miden otras propiedades del fluido que circula que
luego son relacionadas con el caudal, estos métodos indirectos son:
Método calorimétrico (mide el calor)
Método de mezclas (miden concentraciones)
Método dinámico (mide presiones)
Método sónico (miden el sonido)
Método calorimétrico: La tubería en que el fluido circula es recubierta en una c ierta extensión por
un aislante calórico para asemejar un fluido adiabático antes de la parte aislada se instala un termómetro
y en la zona aislada una resistencia eléctrica “R” alimentada por una corriente de
intensidad y voltaje conocido después de la resistencia se instala un segundo te rmómetro
, si
durante un cierto tiempo “t” la resistencia se alimenta con una corriente de intensidad y voltaje conocido además constante debe conocerse la ec uación de Joule.
“Calor aportado por la resistencia”
Por otro lado la diferencia de temper aturas (ΔT=T2-T1) multiplicado por el calor especifico del
fluido que circula
nos va a dar el calor retenido. Δ
“Calor retenido”
Por balance de energía:
Δ
Δ
Método de las mezclas: Este método se fundamenta en la ley de las mezclas, consiste en mezclar el fluido principal cuyo caudal es “Q”, el funcionamiento del método es la v ariación de las
sustancias contenidas aguas abajo. El caudal Q es la incógnita, un fluido de caudal conocido “q” generalmente es mucho más pequeño, “X” e s la concentración del flujo principal en una sustancia
normalmente contenido en él, “x” es la concentración de la misma sustancia del fluido principal,
en un punto alejado de la tubería suficientemente alejados para que se hayan podido mezclar se toma una muestra del fluido mezclado de concentración “y”, la ecuación de mezcla nos dice:
(Despejamos “Q”)
Donde:
Q=caudal principal (incógnita) q = caudal secundario X=concentración principal x = concentración secundaria y = la encontramos por titulación: a 1ml de la muestra se le adiciona 3-4 gotas de dicromato de potasio y luego se titula con nitrato de plata. (La gasolina es incolora y al despacharlo de la re finería se le añade colorante amarillo o rosado para medir el caudal). Método Dinámico: Esta basado en la ecuación de t ransporte, consiste en crear un estrec hamiento
de corriente cuyo caudal que se requiere o tratar de determinar todo aumento de velocidad, determina un aumento en la carga cinética, en ese punto se produce una disminución
correspondiente a la carga estática o de presión, si conectamos un manómetro entre los puntos 1 y 2 del dibujo nos muestra un diferencia de carga Δ correspondiente al aumento de la velocidad provocado por el estrechamiento en el punto 2.
Donde:
Siendo:
Despejando Q:
Debido a las imperfecciones de los dispositivos usados para reducir el diámetro, la mayor eficiencia y la turbulencia adicional por estos tres motivos se introduce el coeficiente experimental “α”.
( )
Los dispositivos utilizados para provocar esta contracción son de tres clases o tipos:
Placas de orificio
Boquillas
Tubos venturi
Placas perforadas o placas de orificio: las placas tienen un y se suelen
=0.6-0.61, bajo costo, fácil instalación
Medición de gas natural
La medición del gas natural es una operación importante en un proceso industrial así como para las ventas y el control estadístico de la producción. En todos los procesos industriales se necesitan mediciones muy aproximadas del gas natural para calcular rendimientos, eficiencias, consumos, etc. La exactitud de las mediciones depende o está en función del diseño de la instalación. Definición de gas Natural: El gas natural es una mezcla de hidrocarburos que viene conjuntamente
con el petróleo procedente de las formaciones productoras y que por las condiciones de gr avedad en el proceso de producción se separa del crudo formando la fase gaseosa. Básicamente e l gas natural está compuesto por hidrocarburos que van desde el m etano hasta el hexano. Tipos de gas natural Gas Natural Asociado: Se denomina así al gas que viene mezclado con el petróleo al salir del pozo
y que posteriormente es separado por gr avedad en los separadores de las baterías. Este gas se denomina Gas Rico o Gas Húmedo, por prese ncia de hidrocarburos líquidos en su composición, tales como el propano, butano, pentano, hexano y gasolina liviana. Gas Natural No Asociado: Es el gas producido directamente de pozos gasíferos. Es la presión de
los reservorios de gas la que hace fluir el gas hacia la superficie con presiones diferentes. Las diferentes son función directa o dependen del volumen de gas contenido en la formación o reservorios de gas. Fuentes de Gas: Principales campos productores de gas: El Bloque San Antonio o Sábalo se encuentra entre las
serranías Aguaragüe y Caipipendi de la faja subandina sur, a 30 kilómetros de la ciudad de Villamontes, departamento de Tarija. Este campo aporta con e l 32,7% de la producción total de gas durante 2012.La planta de Sábalo tiene una capacidad de procesamiento de gas natural de 22,1 MMmcd y se convierte en el complejo de proceso más grande en Bolivia. Otro campo importante es San Alberto, ubicado en la serranía de San Antonio faja subandina sur, en la provincia Gran Chaco del departamento de Tarija. San Alberto aporta con el 19% de la producción de gas. En cuanto a la capacidad de procesamiento de gas, tiene un complejo instalado de 13,2 MMmcd. En tanto, el campo Margarita-Huacaya se encuentra en el bloque Caipipendi. Producción de gas en Bolivia hasta el primer semestre de este año fue de 59MMmcd. Reservas de Gas: La última certificación de reservas de gas la realizó la empresa estadounidense
Ryder Scott en 46 campos de gas condensado, 19 c ampos de petróleo y siete de condensados (petróleo liviano) a diciembre de 2009. Este estudio certificó que las reservas probadas llegaban a 9,9 trillones de pies cúbicos (TCF) de gas natural, 13,65 TCF entre las reservas probadas más
probables y 19,9 TCF entre probadas, probables y posibles. De acuerdo con la petrolera estatal (YPFB), entre los años 2009 y 2012 las reservas probadas se incrementaron de 9,9 TCF a 11,2 TCF. Propiedades importantes del gas natural para la medición de caudales: Tipo de Flujo: Para la medición de gas debemos tratar de lograr un flujo laminar. Existe flujo
laminar cuando se presenta un movimiento estacionario permanente en cada punto de la trayectoria del fluido, que dice, que las líneas de corriente se deslizan en forma de capas con velocidades suficientemente bajas sin causar remolinos. Un fluido en régimen laminar tiene un numero de Reynolds menor a 2300.
Presión: Es una variable muy importante para la medición del gas natural, considerando que es un
fluido muy compresible, comprobamos que la presión alcanza diferentes valores, bien sea por presión natural, presión propia de los pozos o de la formación productora de petróleo o por presión suministrada por los equipos de compresión de gas natural. Temperatura: La temperatura del gas natural es una propiedad que, generalmente, varia con la
del medio ambiente. Se manifiesta significativamente cuando el gas es comprimido para elevar su presión, por efecto de la compresión o contracción aumenta la energía cinética interna del m ismo provocando un incremento de la temperatura del g as. Cuando e provoca una caída de presión brusca de presión o descompresión en una tubería, se produce el efecto contrario, el gas absorbe el calor del medio ambiente y se observa “hielo” en la superficie de la tubería. Medidores de Flujo: El flujo de gas natural desde que deja el yacimiento hasta que alcanza el sitio donde se utiliza, generalmente es un flujo continuo. Bajo estas condiciones de flujo el gas no puede ser almacenado o retenido por largo tiempo, a diferencia del petróleo y otros líquidos, así que su volumen debe ser determinado instantáneamente durante su flujo a través de la tubería, lo cual representa un problema de medición más difícil. Un Medidor es un dispositivo que mide la tasa de flujo o cantidad de fluido en movimiento a t ravés de un gasoducto abierto o cerrado. Usualmente, consiste de un elemento o dispositivo primario, secundario y terciario. Medición de Gas: A todo lo largo de las 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 te mperatura. Luego para tener un punto de r eferencia común, el volumen de gas medido a cualquier presión y temperatura sea convertido a una pr esión y temperatura base. En el sistema Ingles 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 (Psia) y temperatura de 520 R. 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. Condiciones del Flujo de Gas: El flujo de gas es continuo, sin que en ningún punto de su trayectoria sea almacenado. Por lo que su me dición debe de hacerse directamente sobre una corriente de gas que esta fluyendo continuamente Generalmente para la medición de gas se emplean los medidores Placa de orificio, debido a que presentan buena tolerancia al arrastre de líquidos. Este tipo de Medidores opera por el Método de presión diferencial, el cual se fundamenta en el hecho de que la presión y la velocidad de un fluido que circula por una tubería es casi la misma en cualquier punto de las paredes de dicha tubería. Cuando en la tubería se coloca una restricción, se observa claramente que hay una caída de presión a través de dicha restricción., además de un aumento en la velocidad del fluido. Esto es conocido como el Teorema de Bernoulli, y a este cambio de pre sión en el flujo de gas, antes y después de la Placa de Or ificio, es lo que se conoce como Pre sión Diferencia (hw). La presión diferencia más la presión de flujo de gas del sistema o presión estática (presión del gas aguas arriba de la Placa de Orificio son registradas en un disco de papel (Carta registradora), el cual se encuentra dentro de un registrador de flujo y presión. Lo que indica que con la determinación de estas presiones se puede obtener e l volumen de gas producido por el pozo, mediante la siguiente fórmula matemática.
√
el Medidor Placa de orificio consiste en una placa pe rforada instalada en la tubería, y que tiene dos tomas en la parte anterior y posterior de la placa, las cuales captan la presión diferencial. Esta presión diferencial, es proporcional al cuadrado de la velocidad del c audal de flujo de gas. Medición de Flujo La medición del flujo de fluidos es una de las mediciones de mayor importancia en el control de procesos que se llevan a cabo en gasoductos, oleoductos, plantas de inyección o transmisión, plantas industriales, acueductos, etc. El fluido a medir puede ser un líquido, un gas o una mezcla de ambos, en este caso será una mezcla bifásica. En cada caso existen diversos medidores y dispositivos de medición que pueden ser utilizados, para cuantificar la tasa de flujo. Un medidor de flujo es básicamente un dispositivo que mide la tasa de flujo o cantidad de un fluido en movimiento a través de un gasoducto abierto o cerrado. Por lo general, consiste de un e lemento primario y un elemento secundario. El Elemento Primario del Medidor de Flujo: Este aparato es un dispositivo instalado interna o externamente en la tubería de flujo, que produce una señal en relación al flujo de fluido que circula por el gasoducto. La señal que produce el dispositivo esta en concordancia con las leyes físicas conocidas, relacionado la interacción del fluido a la presencia del elemento primario, en función del elemento primario utilizado, los medidores de flujo pueden ser clasificados en medidores de cantidad y medidores de tasa. Entre los elementos primarios se tiene: a) Placa de Orifico Estos medidores se clasifican en concéntricas, excéntricas y segmentadas Las placas de orificio concéntricas son las más utilizadas, instalándose en bridas y caj as de orificio.
b) Caja de Orificio. Este aparato se instala en la línea tr ansportadora del gas y es la portadora de la placa de orificio que representa la restricción en el flujo de gas. Posee un mecanismo que permite cambiar la placa de orificio con facilidad, ej ecutando una maniobra relativamente simple sin necesidad de parar el proceso.
Elementos Secundarios del Medidor de Flujo Este es un dispositivo que responde a la señalización del elemento primario y la convierte en una señal de salida que puede ser t raducida en tasa de flujo o cantidad de fluido, con lo cual se determina la tasa de caudal, para re alizar este proceso son necesarios los siguiente instrumentos: 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 pre sión de flujo de gas del sistema, que representa la Presión Estática (PE), necesarias en é l cálculo de la cantidad de g as que produce un pozo. 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 pr imario. Estos gráficos se caracterizan por sus divisiones uniformes
d) Gráficos de Raíz Cuadrada. Este tipo de gráficos no señala una indicación directa de presión diferencial, pero tiene la ventaja de poder indicar, el porcentaje de flujo que en un momento determinado está circulando a través del elemento El elemento secundario es un dispositivo que responde a la señalización del e lemento primario y la convierte en una señal de salida que puede ser traducida en tasa de flujo o c antidad de fluido. Elemento Terciario Este dispositivo permite realizar el cálculo del volumen, a través de un sistema computarizado Importancia del Elemento Primarios en la Medición de un Flujo de Fluido: En función del elemento primario utilizado los medidores de flujo pueden ser clasificados en Medidores de Cantidad y Medidores de Tasa. La selección de un medidor es determinada por su confiabilidad, tanto en la medición como de mecánica, y su rango. La confiabilidad es un asunto de experiencia, de trabajo y de prueba. El rango requerido en la medición que se determina por cálculos de diseños preliminares. La medición de la tasa de flujo ha sido tr adicionalmente un aspecto mecánico. Para lograr una alta precisión y e xactitud en la medición del fluido, es necesario hacer la selección correcta del tipo de medidor a utilizar. Al seleccionar un determinado tipo de medidor, para la medición de un fluido, hay que tomar e n cuenta la diferencia entre exactitud y precisión. Ambos términos involucran diferentes tipos de errores. 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. 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. e) Costo Relativo, aquí lo de mayor importancia a tomar e n 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; e ntrenamiento requerido por el personal. 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. Todos estos parámetros hay que tomarlos bien en c uenta, ya que influyen en la eficiencia de la medición obtenida con este tipo de medidor.
