Cap 2. Medición de Hidrocarburos
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MEDICIÓN DE HIDROCARBUROS EMI-COCHABAMBA
CÓMO MEDIR?
En la Industria del Gas o Petróleo siempre es necesario medir, con exactitud, a un costo razonable
Sin embargo, debemos tener ciertas consideraciones al momento de elegir la tecnología:
Compatibilidad con el fluido Costo inicial Exactitud Mantenimiento Durabilidad Versatilidad Caída de presión
DONDE ESTAMOS MIDIENDO?
Medicion de gas en distintas etapas del proceso productivo
Separa-tion
Oil andGas Well
Gas Well
Water
Oil
Vented andFlared
Products Removed
NonhydrocarbonGases Removed
Returned to Field
Vented and Flared UndergroundStorageReservoir
CompressorStation
CompressorStation
GasProcessing
Plant Odorant
MainLineSales Natural Gas
Company
LNG Storage
Consumers
Producción Transmisión Distribución
EN QUE PUNTO DEL PROCESO ESTAMOS MIDIENDO?: PRODUCCIÓN, TRANSMISIÓN O DISTRIBUCIÓN
• Si es medicion de control de produccion de pozos: gas sin secar, sucio y con liquidos en el flujo ( agua y/o crudo), estamos hablando de flujo practicamente multifasico.
• El error esperado no puede ser muy exigente, ni tampoco es necesario.
• Tecnologias alternativas para medir flujos no newtonianos
• Esperar un error del 5% - 10% es razonable
GAS EN PRODUCCIÓN: FLUJO MULTIFASICO
Medidor basado en modelación matematica para determinacion de fracciones: gas, crudo y agua.
Mide conductancia, capacitancia, velocidad de flujo total.
Debe resolver un conjunto de tres ecuaciones con tres incognitas.
Error: 5-10%
Corte interior
PEEK Insulators High Pressure feed-
throughs
Capacitance Electrodes
Diff. Pressure
• Transmisión o Producción: Error empieza a ser importante y seleccionar el medidor adecuado es tarea de los ingenieros de proyecto y Medición.
• No importa solo cuan exacto podemos medir, si no cuanto cuesta ser tan exactos!
EN QUE PUNTO DEL PROCESO ESTAMOS MIDIENDO?: PRODUCCIÓN, TRANSMISIÓN O DISTRIBUCIÓN
Cómo medir en transferencias comerciales
De desplazamiento positivo, que miden volumen directamente.
De velocidad que infieren volumen a partir de velocidad de rotor y área.
De masa, que infieren volumen a partir de la fuerza coriolis y la densidad del fluido.
Generadores de presión diferencial.
Ultrasónicos que infieren volumen a partir del tiempo de tránsito de pulsos ultrasónicos y área.
Existen medidores con otros principios, para medición de bajos volumenes de gas: domiciliarios, a diafragma, de lóbulos rotativos (Pdmeter)
Error esperado: 2 - 5%
El medidor másico está aún en etapa de consolidación en el Mercado. No hay una Norma que lo referencie.
Para Grandes volúmenes se utilizan desplazamiento positivo, Turbinas, placas de orificio y ultrasónicos
Cómo medir en transferencias comerciales
Rangos de aplicación: distintos tipos de medidores
1 2 5 10 2 5 100 2 5 1000 2 5 10000 2 5 100000 2 5 1000000 2
Medidores Qmax/ Qmin= 50Domiciliarios Pmax.= 200 mBar
A diafragma de baja presión Qmax/Qmin=50Pmax.= 200 mBar
A diafragma de alta presión Qmax/Qmin=50Pmax= 7 Bar
Medidores de lóbulos rotativos Qmax/Qmin= 50
Turbinas Qmax/Qmin=10 en baja presiónQmax/Qmin=20 en alta presión
QmaxQmin=3 Placas de orificio
Qmax/Qmin=60 Ultrasónicos
Medición de Gas NaturalRangos de aplicación aconsejables para diversos tipos de medidores
Medidor tipo: Turbina de Gas Natural Se basa en la relación lineal entre la velocidad de flujo y la velocidad de
rotación del rotor.
Esta linealidad se ve efactada basicamente por la variación del rozamiento del mecanismo.
Muy buena estabilidad en el tiempo, aunque el rozamiento descalibrará la turbina
Se debe realizar la prueba de “Spin” para comprobar el buen estado del rotor. (50 segundos)
Contrastes con campanas neumáticas o sopladores con toberas sónicas calibradas
RANGOS DE APLICACIÓN
Considerablemente superior a las placas de orificio
Muy lineales dentro del rango de operación (10% al 100%)
A mayor masa, mayor rangeabilidad ( Raiz cuadrada Pf/pr)
Linealidad Standard: +/- 0.25%
Recomendada en flujos con amplias variaciones de Max/min
No sirve en flujo pulsante, mide en exceso
Requiere instalación con by pass o turbina redundante para su mantenimiento
MEDIDOR TIPO :PLACA DE ORIFICIO
Cubre un amplio rango de aplicación
Fué por muchos años el sistema de medición más usado y todavía lo es (primeros datos de estudio: 1920’s)
Gran versatilidad
Buena exactitud para muchas aplicaciones Económico
Existe una Norma de recomendación: AGA 3, edición 2000
Su principio de medición se basa en la interposición de un elemento restrictivo al paso de gas, generando un cambio de energía.
Dicho cambio se da en la forma de una caída de presión estática.
Esta caída de presión genera un aumento de la velocidad de flujo.
Este cambio en la energía cinética y la diferencia de presión puede ser medido como un cambio de energía.
MEDIDOR TIPO :PLACA DE ORIFICIO
El elemento primario comprende no solo la restricción, sino también la tubería contigua aguas arriba y agua abajo
Elemento restrictivo
Tubería asociada al elemento primario
Su aplicación tan amplia lo hace uno de los métodos más populares.
Sin embargo, su principio de medición, comprende cierta incertidumbre inherente imposible de reducir.
Además, muchos factores externos dependientes de la instalación aumentarán o disminuirán dicha incertidumbre.
Errores más comunes:
Por deformación del perfil de velocidad de flujo.
Defectos en la placa misma.
Error introducido por elementos externos.
Su rangeabilidad es pobre: 3:1; en el mejor caso 7:1
Para un xtc de +/-0.1% de error, a fondo de escala, al caer el flujo al 22% ya tenemos 2% de error en la medición, solo por este efecto.
Deformación del perfil de velocidades: La acumulación de liquidos o suciedad en las cercanias de la placa, puede generar errores importantes.
El cambio progresivo de la rugosidad es otro factor.
El error de la placa normalmente esta dado por el desgaste del borde recto de la placa.
En general podemos decir que casi cualquier circunstancia que se pueda presentar en un tramo cuya atención a sido descuidada, producirá errores por defecto.
FMC OrificeMaster : portaplacas simple camara
Caracteristicas: Seguro::
Contruida para maxima seguridad durante medicion, mantenimiento e inspección.
Disenada para prevenir la voladura de la cubierta superior en caso de no haber despresurizado la linea antes de realizar la maniobra de extracción.
Cumple con la especificaciones de ASTM. exactitud:
Cumple con todas las especificaciones y tolerancias de la ultima revision de AGA 3.
FMC OrificeMaster Simple camara
caracteristicas Operacion y mantenimiento:
Operación simple, no requiere mas que una persona para toda la operacion.
Instalacion vertical u horizontal para todos los modelos y tamaños.
Utiliza o-rings standards disponibles en gran variedad de materiales.
FMC MeasureMaster portaplacas doble camaracaracteristicas Seguridad: desarrollada y construida para operarla con absoluta
seguridad. tapa de cierre segura, no se desprende en caso de alta presion en
linea al momento de realizar la operación. El sistema portaplacas se mantiene en control positivo durante toda
la operación de extracción. Cumple con todas las especificaciones segun ASTM
exactitud: El sistema de centrado y asiento del portaplacas, elimina gaps,
defleccion de la placa y protuberancias del sello dentro del tubo. Testeadas antes de salir de fabrica para asegurar exactitud y
confiabilidad.
Medidor Ultrasónico multihaz
MPU 600
Amplio rango de medición de flujo (Velocidad) 100 to 1.3 ft/sec
Importantes reducciones en costos de instalación.
En tuberias y válvulas, reduciendo la estación completa de medición.
Reducción en costos operativos y de mantenimiento.
Medición No-intrusiva Sin partes internas móviles que puedan fallar.
Reemplazo de transductores bajo presión “de operación” y sin desenergizarlo
Medición de Flujo Bi-Directional
Diagnóstico remoto del elemento “primario” de medición: Los sensores
No agrega caída de presión al sistema
Medición de Velocidad con “haz directo”
V
U
D
q
LTd
du
du
TTTTL
V-
×=)cos(2 q
)cos(qVc
LTd +
=
)cos(qVc
LTu -
=
du
du
TT
TTLc
+×=
2uT
Medición de Velocidad de flujo instantánea
ViWiVinstiå=
=5
0
..
La velocidad instantánea es simplemente la sumatoria de Velocidades ponderadas por el factor de area
V0
V1
V2 ; V3
V4 ; V5
Q= V. A
Placa de Orificio
Fácil instalación• Capaz de medir
líquidos con pequeños arrastres de
sólidos• Capaz de medir gases que puedan
llevar líquidos
• Precisión obtenida de +/- 1
a +/- 2
Dos tomas conectadas en la parte anterior y
posterior de la placa captan la presión
diferencial la cual es proporcional al cuadrado
del caudal
Tobera
• Permite caudales 60% superiores a la placa de
orificio• Capaz de medir
líquidos con pequeños arrastres de sólidos
• Coste de 8 a 16 veces el de un
diafragma• Perdida de carga
30 a 80% de la presión diferencial
Está situada en la tubería con dos tomas una anterior y
la otra en el centro de la sección más pequeña
Precisión de 0.95 s 1%
Medición de caudal: Presión Diferencial
Tubo de Venturi
• Permite caudales 60% superiores a la
placa de orificio• Perdida de carga de
10 a 20%
• Coste elevado de 20 veces el de
un diafragma
Precisión de 0.75%
Tubo de Pitot• Trabaja con grandes
caudales• Baja perdida de carga
• Baja precisión • Sensible a las variaciones de
velocidad• Necesita
trabajar con flujo laminar
Mide la presión dinámica (diferencia entre la presión total y la presión estática) la
cual es proporcional al cuadrado de la velocidad
Precisión de 1.5 a 4%
Tubo Annubar
• Baja perdida de carga
• Mide pequeños y grandes flujos
• Mayor precisión que el
tubo de pitot
El tubo que mide la presión total está
situado a lo largo de un diámetro
transversal de la tubería y consta de varios orificios de
posición crítica determinada por computador, que
cubren cada uno la presión total en un
anillo de área transversal de la
tubería. Estos anillos tienen áreas iguales.
En tuberías de tamaño mayor que 1”
se dispone en el interior del tubo otro
que promedia las presiones obtenidas
en los orificios.
Precisión de 1%
Turbina
• No utiliza rodamiento axiales• Precisión elevada
de 0.3%
Solo maneja líquidos limpios y filtradosNo debe
quedar vacio cuando el
caudal cesaLa
sobrevelocidad por exceso de
caudal es perjudicial
Consisten en un rotor que gira al paso del
fluido con una velocidad directamente proporcional al caudal
La máxima precisión
se consigue con un
régimen laminar
instalando el el
instrumento en una tubería recta de
longitudes minimas de
15 diámetros
aguas arriba y 6 diámetros
aguas abajo
Sondas Ultrasónicas
Puede medir flujos con dos fases
Mide directamente el flujo por variación de
frecuencia
Son sensibles a la variación de
densidadTiene un gran
costo de instalación y
mantenimiento
Miden el caudal por diferencia de velocidades del sonido al propagarse
este en el sentido del flujo del fluido y en el
sentido contrario
Precisión de medida es
de 2%
Medición de caudal: Velocidad
Disco Giratorio
Mide el caudal teniendo un
volumen conocido en la cámara
Dispone de una cámara circular con un disco plano móvil dotado de una ranura en la que esta intercalada una
placa fija que separa la entrada de la salida e
impide el giro del disco durante el paso del
fluido.
Se fabrica para
pequeños tamaños
de tuberíaUtiliza partes
mecánicas
Medición de caudal: Desplazamiento Positivo
Pistón Oscilante
• Mide el caudal teniendo un
volumen conocido en la cámara
Dispone de un pistón en una cámara de
medida cilíndrica El movimiento circular del
pistón transmite directamente eje
mecánico de movimiento oscilante
Se aplica en la medición de caudales de agua y líquidos
viscosos o corrosivos.
Precisión de 1%
pudiéndose llegar a 0.2%
con pistón metálico
Medidor Rotativo• Mide el caudal desplazando un
volumen fijo
Tiene válvulas rotativas que giran excéntricamente
rozando con las paredes de una cámara circular y
transportan el liquido en forma incremental de la
entrada a la salida
Se emplean mucho en la
industria petroquímica
para la medida de crudos y gasolinas
Para Grandes transferencias comerciales, Se utilizan placas de orificio, turbinas y ultrasónicos.
Placas de orificio: Baja rangeabilidad, económico, no requiere recalibraciones, verificación sencilla, sin autodiagnosis
Turbinas: Buena rangeabilidad (20:1), ideal para amplias variaciones de flujo, requiere recalibraciones con cierta frecuencia por desgaste mecánico, posee algún nivel primario de autodiagnosis, no puede hacerse mantenimiento en linea, costo moderado pero superior a un sistema por placas en diametros medios (10” - 12”)
Ultrasónicos: costosos en bajos diámetros, muy amplia rangeabilidad, gran set de diagnosticos, mantenimiento en linea, ideal para medios y altos volúmenes de transferencia
Medición de Gas Natural en transferencias Comerciales
AGA Report 9
Junio 1998
Introducción.
Condiciones de Operación.
Requerimientos del Medidor.
Requerimientos de performance, pruebas.
Pruebas del medidor.
Requerimientos de instalación.
Pruebas de verificación en campo.
AGA Reporte 9
Define el principio de Medición: Medidor de flujo por medición del tiempo de tránsito de un pulso ultrasónico de alta frecuencia.
Define el mínimo de haces : Al menos dos pares independientes de sensores de medición: No hace mención si son de medición de velocidad o compensadores.
Define los factores que influirán en la exactitud de la medición.
AGA 9: Introducción
Precisa geometría del cuerpo y la ubicación de los sensores.
La técnica de integración utilizada, dependiente del diseño del medidor.
La calidad del perfil de gas a medir.
La exactitud en la medición de los tiempos de tránsito: la cual depende a su vez, de la estabilidad del reloj interno, correcta detección de la posición de referencia de la onda de sonido y correcta compensación de los retardos en la electrónica y sensores.
Factores que influyen en la exactitud
Calidad del Gas: Limita la aplicación de la norma a las mezclas de gas natural especificada en AGA 8, con densidades comprendidas entre 0.554 y 0.87
El fabricante debe ser consultado ante la presencia de: CO2 por encima de 10%, gas natural con densidad próxima al límite máximo y total de azufre en cualquiera de sus posibles combinaciones , en no más de 320 ppm.
Menciona la posibilidad de depósitos de residuos varios por operación normal de ductos y que éstos pueden afectar la medición pero no especifica cuánto
Condiciones de Operación Calidad del Gas
Define al ingeniero de diseño, responsable por la determinación de los correctos límites de presión y temperaturas, máximos y mínimos.
Asimismo el ingeniero de diseño debe verificar los límites de flujo y asegurarse que están dentro de los límites especificados del medidor a la vez que, con criterio, debe diseñar el sistema considerando la velocidad máxima admisible por razones de seguridad, o máximo ruido admisible en la estación
Recomienda al ingeniero , verificar los últimos tests disponibles en relación a la influencia de la configuración de la tubería aguas arriba del medidor. Admite su influencia pero no determina cuánto
Condiciones de Operación.
Diámetro interior: Hace especial mención a la diferencia admisible en diámetros internos respecto solo del tramo aguas arriba del medidor: dentro del +/- 1% uno del otro.
Sugiere que los puertos de instalación de los sensores deben ser de un diseño tal que evite la acumulación de suciedad o liquidos de arrastre, pero no da ninguna sugerencia.
La presión estática debe ser medida a través de una conexión en el mismo cuerpo del medidor.
Se debe diseñar el medidor con algun sistema de soporte para evitar que ruede , si fuera apoyado en una pendiente de 10%
Requerimientos del medidor
Requerimientos Generales
Repetibilidad : ± 0.2% para qt ≤ qi ≤ qmáx
: ± 0.4% para qmín ≤ qi ≤ qt
Resolución 0.003 ft/s (0.001 m/s)
Velocidad de muestreo ≤ 1 segundo
error máximo pico a pico 0.7% para qt ≤ qi ≤ máx
ver figura 1
Lectura admisible en flujo cero < 0.04 ft/s ( 12 mm/s) para cada haz
Requerimientos Particulares
error máximo ± 0.7% para qt ≤ qi ≤ máx
ver figura 1 ± 1.4% para qmín ≤ qi ≤ qt
12” y mayores
error máximo ±1.0% para qt ≤ qi ≤ máx
ver figura 1 ± 1.4% para qmín ≤ qi ≤ qt
10” y menores
PREGUNTAS?