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Autoras: • María Laura Germanier • Emilce Vilaboa

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AGRADECIMIENTOS Agradecemos a todos los profesionales que nos apoyaron, en particular a Gisela Tovar por la información suministrada; a compañeros de trabajo, familiares y amigos.

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INDICE

1. GENERALIDADES ................................................................................................................4

1.1. RESUMEN Y CONCLUSION .................................................................................................4

1.2. INTRODUCCION....................................................................................................................4

2. METODOS DE SEPARACION DE FASES EN ESTACIONES CONVENCIONALES.....6

2.1. METODOS DE ENSAYO TRADICIONALES EN LAS ESTACIONES .................................6

2.2. SEPARADOR DE ENSAYOS TRIFASICO ............................................................................6

3. DISEÑO DEL SEPARADOR .................................................................................................8

3.1. PROCESO DE SEPARACION DE FASES EN UN SEPARADOR .........................................8

3.2. FACTORES QUE INTERVIENEN EN LA SEPARACION.....................................................8

4. INSTRUMENTACION ESTUDIADA PARA LA MEDICION..........................................10

4.1. MEDICION DE CAUDAL.....................................................................................................10

4.2. MEDICION DE CORTE DE AGUA......................................................................................27

4.3. INSTRUMENTACION SELECCIONADA PARA LA MEDICION DE CAUDAL EN UN

SEPARADOR DE PRUEBA...................................................................................................29

4.3.1. Medición en el Gas ..............................................................................................................29

4.3.2. Medición en el Petróleo .......................................................................................................30

4.3.3. Medición en el Agua Libre ..................................................................................................30

4.3.4. Medición de Nivel ...............................................................................................................31

4.3.5. Medición de Corte de Agua en Línea ...................................................................................32

4.3.6. Instrumentación Seleccionada para el ejemplo .....................................................................38

4.4. CONCLUSIONES SOBRE INSTRUMENTACIÓN EN EL SEPARADOR...........................40

5. BIBLIOGRAFIA ...................................................................................................................43

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1. GENERALIDADES

1.1. RESUMEN Y CONCLUSION

En esta monografía se describe el objetivo y funcionamiento de un Separador Trifásico de Ensayo. Se presenta una breve explicación de los principios de funcionamiento y características principales de los diferentes medidores de caudal, como ser: � Placa Orificio � Ultrasónico � Magnético � Turbinas � Vortex � V-Cone � Másico Tipo Coriolis Además se incluye un resumen de las principales tecnologías de análisis de corte de agua con una comparación entre ellas. Se puede concluir que frente a los grandes avances tecnológicos que se producen día a día en el campo de la instrumentación, se deberá analizar para cada caso la instrumentación óptima a implementar considerando el balance económico y las condiciones operativas de los medidores, transmisores, etc. Se muestra un ejemplo, a partir de un separador trifásico de ensayo donde se analizan diferentes tecnologías para la medición de caudal y corte de agua, finalizando con la conclusión correspondiente para la selección de los mismos. 1.2. INTRODUCCION

Los ensayos de pozos de petróleo constituyen prácticas necesarias en los yacimientos para determinar caudales de agua, petróleo y gas que está produciendo el pozo. Se diseñan separadores de ensayo que facilitarán la operación del equipo de producción y se adaptarán de manera flexible a los pozos a ensayar. Desde el punto de vista de la producción, el conocimiento preciso de esta información permite determinar las necesidades y limitaciones de las estaciones y plantas de corte. Desde el punto de vista de la ingeniería de reservorios, es importante predecir el comportamiento del reservorio en el futuro, ya que esto constituirá el puntapié inicial de la ingeniería conceptual de todo el yacimiento en explotación. En este trabajo se muestra el proceso de selección de caudalímetros y analizadores para obtener en forma automática y on line los datos de cada pozo de petróleo.

El monitoreo y ensayo de pozos es requerido con diferentes objetivos en las áreas de Producción y Reservorios. Área de producción: el ensayo del pozo se requiere para el adecuado monitoreo de la producción del yacimiento, así como el cierre del balance de masa por zonas, la optimización del movimiento de fluidos, y la contrastación con las mediciones fiscales de los oleoductos.

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Área de reservorios: el ensayo se realiza con el fin de obtener la información sobre las características de los pozos y su evolución en el tiempo. Esto es importante para conocer el estado del yacimiento en general, y predecir el comportamiento del reservorio en el futuro. Considerando la importancia de la información que brindan los ensayos de pozos, resulta altamente deseable aumentar tanto la frecuencia como la precisión con que se llevan a cabo las mediciones. Los objetivos que motivaron el desarrollo de estos proyectos fueron los siguientes:

• Mejorar la precisión de las mediciones. • Aumentar la frecuencia de los ensayos. • Automatizar la operación.

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2. METODOS DE SEPARACION DE FASES EN ESTACIONES

CONVENCIONALES El crudo que viene de los pozos de petróleo, y llega a la estación a través del manifold de entrada, está generalmente compuesto por tres fases:

• Una emulsión de petróleo y agua • Agua libre • Gas

En algunos casos, toda la producción de los pozos que arriban al manifold, se envía a un Separador. General, donde se separan gas y líquido. El gas se envía a un sistema de deshidratación y endulzamiento si es necesario, para luego ser inyectado a la red de gasoducto, o ser utilizado en la misma estación como gas de servicio. El líquido (agua-petróleo) se almacena en tanques, y luego se inyecta en oleoductos mediante bombas y calentamiento. En las estaciones puede llevarse a cabo una primera separación agua - petróleo, en donde los líquidos provenientes del Separador General, se envían al Tanque Cortador. En este, se realiza la separación entre el petróleo y el agua. Cada fase líquida se almacena y bombea a su respectivo destino final. Otra opción, para la separación de las fases, es utilizar un único equipo: un Free Water Knock Out (FWKO). Este es un separador horizontal diseñado a presión, en el cual se separan gas, agua y petróleo. 2.1. METODOS DE ENSAYO TRADICIONALES EN LAS ESTACIONES

Históricamente se ha realizado el testeo de pozos empleando separadores de control bifásicos, en los que se separa el gas por un lado y los líquidos por otro. El gas se mide usualmente a través de placa orificio y el líquido (agua-petróleo) se colecta en una bota que opera en forma de batch mediante un switch de nivel. Una vez que la bota se llena hasta el nivel de set (el volumen equivale a 1 barril), se descarga el líquido contenido en ella y se cuentan los barriles de fluido total. Por otro lado, se toman muestras de fluido en boca de pozo y mediante ensayos de laboratorio se calcula el contenido de agua y de petróleo de esa corriente de líquido. 2.2. SEPARADOR DE ENSAYOS TRIFASICO

Los pozos, generalmente, presentan valores de corte de agua que varían desde un 5% hasta 95% aproximadamente. La medición más compleja, en este caso, sería la del corte de agua. Premisas importantes para el diseño:

• El error en la medición deberá ser lo más bajo posible. • La medición más importante es el volumen de petróleo que contiene el pozo. • Las mediciones no deben ser afectadas por cambios en las propiedades que varían de un pozo a otro. • La relación costo/beneficio del conjunto debe ser óptima.

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No existe actualmente en el mercado, un instrumento que analice el corte de agua cumpliendo con las premisas de diseño en el rango 0 – 100 %. Por tal motivo, el medidor de corte de agua es el instrumento crítico. Al separar en tres fases (gas, agua y petróleo) se logra llegar a una concentración de agua en la salida de crudo menor al 50%. En este rango se pueden alcanzar los niveles de error pretendidos.

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3. DISEÑO DEL SEPARADOR

3.1. PROCESO DE SEPARACION DE FASES EN UN SEPARADOR

El separador es un recipiente horizontal al cuál ingresa el fluido proveniente de los pozos. Este fluido está compuesto por gas, petróleo y agua, que se separan en el equipo por gravedad.

Pasos de la separación:

1. El agua es la fase más pesada, y es la que primero se retira, por el fondo del recipiente. 2. El petróleo es más liviano que el agua y una vez separados rebalsa por encima del bafle, y se

retira del recipiente por el fondo en el extremo opuesto a la entrada de fluido. 3. El gas es la fase más liviana y la más fácil de separar en este caso, se retira del separador por

la parte superior en el extremo del recipiente, haciéndolo pasar previamente por la caja de chicanas donde se desprende de las últimas gotas de líquido que pudieron haber quedado suspendidas en la fase gaseosa.

Para que la separación de las fases líquidas tenga lugar, las gotas deben:

- Formarse. - Crecer en tamaño. - Desplazarse Verticalmente.

Las gotas de agua que se formen en el seno de la fase de petróleo descienden, y las de petróleo que se forman en la fase acuosa, ascienden. 3.2. FACTORES QUE INTERVIENEN EN LA SEPARACION

La separación de las fases depende de diversos factores como:

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a) Tiempo de residencia en el equipo. b) Densidad y viscosidad de los fluidos, que a su vez dependen fuertemente de la: c) Temperatura de operación. d) Distribución de los tamaños de gotas de agua y petróleo en la entrada del equipo e) Velocidad del gas en el equipo. f) Presión de operación.

a) Tiempo de Residencia Para garantizar un tiempo de residencia adecuado para cada una de las fases líquidas (petróleo y agua), se calcula el volumen necesario del separador, considerando los caudales de cada fase que se pretende separar. Quedan así determinados los niveles normales (NLL) de cada fase líquida dentro del recipiente. Estos niveles se controlan mediante válvulas de control de nivel. En el caso del nivel de petróleo, este se encuentra a la altura del bafle, ya que rebalsa por encima del mismo hacia el cajón de petróleo. En el caso del nivel de agua, por ser ésta la fase más pesada de las tres, se debe controlar la altura de la interfase petróleo-agua. b) Temperatura Para garantizar la temperatura adecuada, la corriente proveniente del pozo debe calentarse hasta 50°C como mínimo. De ser necesario, se debe realizar un calentamiento previo. c) Presión En muchos casos, para garantizar una presión de operación adecuada, se establece un control de presión con una válvula de control en la línea de salida de gas. En los casos en que los pozos no posean gas, la presión se mantiene con un sistema de gas de blanketing. Este sistema de blanketing consta de una válvula autorreguladora ajustada a la presión correspondiente. d) Velocidad de gas Para garantizar una velocidad de gas adecuada, se dimensiona, considerando el flujo transversal de gas en el equipo, la sección que se requiere para lograr la separación gas-líquido. Esto determina, junto con otras consideraciones, el diámetro del separador. e) Condiciones Externas En ciertos casos, dependiendo de las condiciones y propiedades del fluido a separar, se deben considerar las siguientes condiciones:

� Inyección de desemulsionante: Ayuda a la coalescencia (formación y crecimiento) de las gotas, favoreciendo la separación de las fases de petróleo y agua. Sin desemulsionante, y para valores de caudal cercanos a los de diseño, el espesor de la interfase y la estabilidad de la emulsión petróleo-agua pueden interferir seriamente con la performance deseada para el separador. � Calentamiento previo: La separación de las fases depende, entre otras variables, de la temperatura. Si la temperatura es muy baja, la viscosidad del petróleo es muy alta y se dificulta notablemente la separación de fases, es decir, el ascenso del petróleo desde el seno de la fase acuosa, así como la formación y el descenso de las gotas de agua desde la fase de petróleo. Para garantizar la temperatura adecuada, la corriente proveniente del pozo debe calentarse hasta 50°C como mínimo. � Tracing & Aislamiento de líneas y equipos: Se considera recomendable la aislación y tracing en el separador, como caso ideal. Para lograr una operación estable del separador, es recomendable que la línea que va del calentador hacia el separador se encuentre aislada y traceada.

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4. INSTRUMENTACION ESTUDIADA PARA LA MEDICION

A continuación se realiza una breve descripción de las diferentes tecnologías para la medición de caudal de líquidos y gases. Luego, se analizará la utilización de estas tecnologías para una aplicación determinada, en nuestro caso será para un Separador Trifásico de Prueba. 4.1. MEDICION DE CAUDAL

Existen diversos instrumentos para la medición de caudal, como por ejemplo: placa orificio, ultrasónico, magnético, másico, etc. A continuación explicaremos el principio de funcionamiento: a) Medidores Volumétricos: 1.- De Presión Diferencial:

a) Placa orificio b) Tobera c) Tubo Venturi d) Tubo Pitot e) Tubo Annubar f) Cuña g) V – Cone

2.- De Área Variable h) Rotámetros

3.- De Velocidad: i) Medidores Tipo Turbinas j) Medidores Tipo Ultrasónicos: Tiempo de Tránsito y Efector Dopple

4.- De Desplazamiento Positivo: k) Disco Giratorio l) Pistón Oscilante m) Pistón Alternativo n) Medidor de Paredes Deformables

5.- De Tensión Inducida o) Medidor Magnético

6.- Vórtex b) Medidores de Caudal Másico 1.- Medidores Másicos Térmicos 2.- Medidores Másicos por Coriolis a) Medidores Volumétricos Los medidores de caudal volumétrico pueden determinar el caudal en volumen de fluido de dos formas:

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• directamente, mediante dispositivos de desplazamiento positivo, o • indirectamente, mediante dispositivos de: presión diferencial, área variable, velocidad, fuerza, etc. 1.- Medidores de Presión Diferencial: Las principales ventajas de dichos medidores son: – su sencillez de construcción, no incluyendo partes móviles, – su funcionamiento se comprende con facilidad, – no son caros, particularmente si se instalan en grandes tuberías y se comparan con otros medidores, – pueden utilizarse para la mayoría de los fluidos, y – hay abundantes publicaciones sobre sus diferentes usos. Sus principales desventajas son: – la amplitud del campo de medida es menor que para la mayoría de los otros tipos de medidores, – pueden producir pérdidas de carga significativas, – la señal de salida no es lineal con el caudal, – deben respetarse unos tramos rectos de tubería aguas arriba y aguas abajo del medidor que, según el trazado de la tubería y los accesorios existentes, pueden ser grandes, – pueden producirse efectos de envejecimiento, es decir, acumulación de depósitos o la erosión de las partes que se encuentran en contacto con el fluido – la precisión suele ser menor que la de medidores más modernos, especialmente si, como es habitual, el medidor se entrega sin calibrar. a) La placa orificio es un instrumento de presión diferencial que consiste en una chapa con un orificio central. Se coloca perpendicular al paso del fluido, generando una caída de presión.

Esquema de una placa orificio y sus parámetros de diseño.

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Se basa en la aplicación del teorema de Bernoulli. La fuerza originada es proporcional a la energía cinética del fluido y depende del área anular entre las paredes de la tubería y la placa. Responde a la siguiente ecuación:

gACdF

.2... 2νγ=

donde: F: fuerza total en la placa γ: peso específico del fluido ν: velocidad del fluido A: área de la placa Cd: coeficiente de descarga Se llega a:

ρπ 212

4. 2 PPdECQ −⋅⋅⋅⋅=

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β−=E

donde, Q: caudal volumétrico E : coeficiente de velocidad de acercamiento Β = d/D d: diámetro del orificio D: diámetro interior de la cañería aguas arriba ρ: densidad del fluido C: coeficiente de descarga En el caso de un fluido compresible:

ρπε 212

4. 2 PPdECQ −⋅⋅⋅⋅⋅=

donde, ε: coeficiente de expansión Colocar una placa orificio en una cañería provoca dos tipos de caída de presión que influyen en el proceso de medición, un ∆P de medición y un ∆P permanente que es el que se pierde por hacer la medición. El rango de β en el cual debe oscilar la medición es 0.5 – 0.6 siendo esto lo ideal para una óptima medición. Aunque este rango puede ser como mínimo 0.3 y máximo 0.75. La construcción de las placas orificio se encuentra normalizada por AGA, ISO, ISA y API. Con el fin de evitar el arrastre de sólidos o gases que pueda llevar el fluido, la placa incorpora unos pequeños orificios de purga. Para captar la presión diferencial que origina la placa orificio es necesaria conectarla a dos tomas, una en la parte anterior y otra en la parte posterior de la placa. La disposición de las tomas se realiza según la figura a continuación, pudiendo ser: en las bridas, en la vena contraída, y en la tubería.

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Tomas de presión alternativas.

La caída de presión provocada por la restricción se cuantifica mediante un transmisor de presión diferencial. Tipos de Orificios: � Concéntricos: es el tipo mas comúnmente utilizado. El orificio de la placa es circular y concéntrico con el caño en el que va instalada. Su exactitud es muy superior a la de los otros tipos de orificios.

� Excéntricos: el orificio es circular y tangente a la circunferencia interna de la cañería en un punto. Es útil en flujo de fluidos en dos fases, vapor húmedo, líquidos conteniendo sólidos, aceites conteniendo agua, etc.

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� Segmentados: es un orificio cuya forma geométrica es un segmento circular tangente en un punto a la circunferencia de la cañería. Su aplicación está en el manipuleo de fluidos barrosos, y su ventaja radica en que no acumula sólidos aguas arriba de la placa.

Principales Características de la placa orificio:

� Rangeability: 3:1 � Requiere tramos de cañerías rectos aguas arriba y aguas abajo de la medición. � Se utiliza generalmente para la medición en gases y vapores. � Caída de presión permanente considerable. � Son de fácil instalación. � Son relativamente baratos. � La señal de salida no es lineal con el caudal

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� Error para gases 1 – 3 % aproximadamente. � Error para líquidos 1 – 3 % aproximadamente.

b) La Tobera presenta una entrada curvada que se prolonga en un cuello cilíndrico, siendo el coeficiente de descarga similar al del tubo Venturi. Sin embargo, la caída de presión es del mismo orden que en la placa orificio, para el mismo caudal y con el mismo tamaño de tubería.

Tobera

Principales Características de la Tobera:

� La tobera permite caudales superiores a los de la placa (60% aproximadamente) en iguales condiciones de servicio.

� Pérdida de carga es de 30 – 80 % de la presión diferencial. � Se puede utilizar para fluidos que arrastren sólidos en pequeñas cantidades. � Precisión es de 0.95 – 1.5 % aproximadamente.

c) En el Tubo Venturi se pueden destacar tres partes fundamentales:

Tubo Venturi.

� Una sección de entrada cónica convergente en la que la sección transversal disminuye, lo

que se traduce en un aumento de la velocidad del fluido y una disminución de la presión. � Una sección cilíndrica en la que se sitúa la toma de baja presión y donde la velocidad del

fluido se mantiene prácticamente constante. � Una tercera sección de salida cónica divergente en la que la sección transversal aumenta,

disminuyendo la velocidad y aumentando la presión. Esta sección permite una recuperación

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de la mayor parte de la presión diferencial producida y por este motivo se produce el ahorro de energía.

Principales Características del Tubo Venturi:

� Permite la medición de caudales superiores a los de la placa (60% aproximadamente) en iguales condiciones de servicio.

� Se utiliza en el caso que deba bombearse grandes cantidades de líquido de forma continua. � Su instalación no es sencilla. � Pérdida de carga es de 10 – 20 % de la presión diferencial (aproximadamente). � Elevado costo. � Permite el pasaje de fluido con un elevado contenido de sólidos. � Su precisión es de 0.75 % aproximadamente.

d) El Tubo de Pitot es una de las formas más antiguas de medición de presión diferencial. El tubo mide la diferencia entre la presión total y la presión estática, o sea, la presión dinámica, la cual es proporcional al cuadrado de la velocidad. El tubo de Pitot consta de un pequeño tubo con la entrada orientada en contra del sentido de circulación del fluido. La velocidad del fluido en la entrada del tubo se hace nula, al ser un punto de estancamiento, convirtiendo su energía cinética en energía de presión, lo que da lugar a un aumento de presión dentro del Tubo de Pitot

Tubo Pitot en su forma más sencilla.

Generalmente se utiliza el Tubo de Pitot con dos tubos concéntricos, como se muestra a continuación:

Tubo de Pitot clásico.

El interior actúa como tubo de Pitot y el exterior como un medio para poder medir la presión estática y de esta manera poder determinar la velocidad del fluido. Principales Características Tubo de Pitot:

� Es un instrumento sencillo. � Es económico. � Disponible en un amplio rango de tamaños.

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� Si su utilización es adecuada, pueden conseguirse precisiones moderadas. � La medición se debe realizar para fluidos limpios con una baja pérdida de carga. Para

líquidos quizás el principal problema sea la rotura de la sonda. � Su uso habitual es para la medición de la velocidad del aire, también se lo utiliza para

determinar el caudal total en grandes conductos y prácticamente con cualquier fluido. � Su instalación no es sencilla. � Su precisión es baja, del orden de 1.5 – 4 %.

e) El Tubo Annubar (Pitot Promediante) es una mejora del tubo de Pitot. Consta de dos tubos, el de presión total y el de presión estática. El tubo que mide la presión total está situado transversal a la tubería y consta de varios orificios en posiciones determinadas, que cubren cada uno la presión total en un anillo de área transversal de la tubería. En cañerías de diámetros mayores a 1” se dispone, en el interior del tubo, otro que promedia las presiones obtenidas en los orificios. El tubo que mide la presión estática se encuentra detrás del de presión total, con su orificio en el centro de la cañería y aguas abajo de la misma. Principales Características Tubo Annubar:

� Tiene mayor precisión que el Tubo de Pitot. � Precisión del oren del 1 – 3 % aproximadamente. � Tiene bajo costo inicial. � Tiene baja pérdida de carga. � Se utiliza para la medición de pequeños o grandes caudales de líquidos y de gases.

f) La Cuña sigue el mismo principio de los instrumentos de presión diferencial anteriormente mencionados. La cuña reduce la sección de pasaje del fluido de la cañería a través de la inserción de un elemento (en este caso una cuña) en el pasaje del fluido. Tiene una especial restricción con forma de “V” que reduce el área disponible del fluido que se desea medir, provocando una contracción del mismo y el consecuente aumento de velocidad.

El incremento de la velocidad resulta del incremento de la energía cinética del fluido y de la correspondiente reducción de su energía potencial. Aguas arriba del elemento de restricción, el fluido tiene una mayor energía potencial. Las tomas puestas en cada lado de la restricción ven la formación de una presión diferencial como resultado de este desbalance. El caudal volumétrico puede ser calculado directamente de ésta medición diferencial. La restricción “V” está caracterizada por su relación H/D. La relación H/D está definida como la altura (H) de la abertura bajo la restricción, dividida por el diámetro interno de la cañería (D). La relación H/D puede variar para crear el diferencial deseado en cada rango de medición específica.

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Generalmente se lo utiliza para poder determinar el caudal de fluidos bifásicos. Tiene elevados costos y la medición no es muy precisa. También se lo puede utilizar para fluidos pastosos, abrasivos y erosivos, fluidos con baja conductividad eléctrica, fluidos viscosos y no Newtonianos. g) El Caudalímetro V – Cone tiene como principio de funcionamiento la medición de la presión diferencial. Se utiliza para una gran variedad de fluidos. Tiene mejor exactitud y repetibilidad que otros caudalímetros de presión diferencial anteriormente mencionados. También posee una gran rangeability y requiere poco mantenimiento.

V – Cone

Posee un cono (que se encuentra en la parte central de la cañería) de dimensiones normalizadas por el fabricante, que le permite actuar como su propio acondicionador de flujo. Este cono produce un descenso de presión que se puede medir mediante un transmisor de presión diferencial. El instrumento acondiciona totalmente el fluido y lo homogeniza antes de realizar la medición. Requiere tramos rectos menores a otros caudalímetros. Principales Características del V – Cone:

� No posee partes móviles. � Rangeability es de 10:1. � Precisión es 0.5% aproximadamente. � Requiere tramos rectos.

2.- Medidores de Área Variable Los medidores de área variable funcionan tratando de mantener la presión diferencial constante. Permitiendo, de esta manera, el aumento del área eficaz de flujo con el caudal. Existen varios tipos de medidores de área variable, pero el más utilizado es el rotámetro. h) El Rotámetro consta de un tubo cónico de eje vertical y un flotador. El fluido circula en sendito ascendente por el tubo desplazando un flotador que, generalmente, lleva unas ranuras que dan lugar a que el flotador gire, proporcionándole de esta manera la estabilidad y efecto de centrado necesario. Este tipo de rotación es la que da origen al nombre de rotámetro.

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Rotámetro de tubo de vidrio cónico y flotador.

Cuando no hay flujo el flotador descansa en la parte baja del tubo. Al pasar, el fluido hace ascender el flotador de su posición de reposo a fin de mantener la caída de presión a través del flotador en equilibrio con los efectos de empuje hidrostático y gravitatorio que actúan sobre el mismo. El peso del flotador sumergido es una constante para un determinado fluido, la caída de presión también debe permanecer constante. Por este motivo, cuando el caudal aumente, el flotador ascenderá en el tubo con el fin de proporcionarle una sección anular de paso mayor para que el fluido pueda pasar a través de ella. La altura que alcanza el flotador es una indicación del caudal que está circulando, y puede graduarse directamente sobre el tubo (transparente) en unidades de caudal. Principales Características del Rotámetro:

� Su precisión no suele ser mejor que el 2 % aproximadamente. � Si se requiere elevada precisión no es recomendable.

3.- Medidores de Velocidad i) El Caudalímetro tipo Turbina consiste en un rotor que gira al paso del fluido con una velocidad directamente proporcional al caudal. Tanto para líquidos como para gases, funcionan con el mismo principio. La velocidad del fluido ejerce una fuerza de arrastre en el rotor. La diferencia de presiones, debida al cambio de área que se produce entre el rotor y el cono posterior, ejerce una fuerza igual y opuesta. De esta forma, el rotor está equilibrado. Los medidores de turbina para gas o líquido difieren fundamentalmente en el diseño del rotor. Una salida mediante impulsos eléctricos se produce cuando se detecta el paso de cada paleta alrededor de uno o más sensores situados en el campo del medidor. El punto más débil en un medidor de turbina para líquidos son los cojinetes, ya que deben soportar el peso del rotor. Para poder predecir la característica de comportamiento de un medidor de turbina es necesario que sea calibrada la relación entre el número de impulsos emitidos y el volumen de fluido que está circulando por lo alabes (en forma experimental). Esto da como resultado una curva de calibración. Se puede estimar que dentro de cierto rango dado por la curva de calibración, el medidor tiene una salida del tipo lineal y el volumen de líquido que pasa a través del medidor es casi proporcional al número de impulsos recibidos, dejando de ser preciso para caudales fuera de dicho rango.

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Principales Características de la Turbina: � Amplia Rangeability. � No se puede utilizar para la medición de fluidos viscosos. � Costo moderado. � Mide líquidos y gases. No se utiliza para la medición de vapores. � Requerimiento de tramos rectos aguas arriba y abajo del medidor. � Tiene pérdida de carga permanente considerable. � Como tiene partes móviles, no tolera partículas. � Se debe realizar mantenimiento. � Debe instalarse de tal modo que no se vacíe cuando cesa el caudal, ya que el choque a

elevadas velocidades dañaría el medidor. h) El Caudalímetro Ultrasónico mide el caudal por diferencia de velocidades del sonido al propagarse éste en el sentido del flujo del fluido y en el sentido contrario. Otras técnicas miden la diferencia de fases o de frecuencias entre las ondas del sonido que recorren el fluido en ambos sentidos Existen dos tipos de medidores:

� Tiempo de tránsito o de propagación: utiliza la transmisión por impulsos. � Efecto Doppler: utiliza la transmisión continua de ondas.

Ultrasónicos de Tiempo de Tránsito: están modulados por impulsos. El método diferencial de medida de tiempo de tránsito se basa en un sencillo hecho físico: si imaginamos dos canoas atravesando un río sobre una misma línea diagonal, una en el sentido de flujo y la otra en contra del flujo, la canoa que se desplaza en el sentido del flujo necesitará menos tiempo para alcanzar su objetivo. Las ondas ultrasónicas se comportan exactamente de la misma forma. La velocidad de flujo se determina por la diferencia entre la velocidad de propagación de una onda de sonido a favor y otra en contra del flujo. Son los más precisos. Se utilizan preferentemente con líquidos, aunque algunos tipos permiten medidas de líquidos con cierto contenido de partículas y gas.

Tiempo de desplazamiento del impulso.

Medidores ultrasónicos utilizando el efecto Doppler: El efecto Doppler puede entenderse fácilmente si se considera el cambio que se produce en la frecuencia cuando un tren se mueve hacia un observador con su bocina sonando. Cuando el tren se acerca, la bocina es percibida por el observador con una graduación de tono más alta, ya que la velocidad del tren da lugar a que las ondas sonoras sean más próximas que si el tren estuviera parado. De igual manera, si el tren se aleja aumenta el espaciamiento, dando como resultado una graduación de tono o frecuencia más baja.

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Este aparente cambio en la frecuencia se denomina Efecto Doppler, y es directamente proporcional a la velocidad relativa entre el objeto móvil (el tren) y el observador. Los medidores Ultrasónicos de tipo Efecto Doppler utilizan el concepto de que si se deja pasar el ultrasonido en un fluido en movimiento con partículas, el sonido será reflejado de nuevo desde las partículas. La variación de frecuencia del sonido reflejado será proporcional a la velocidad de las partículas. El Ultrasonido de Efecto Doppler tiene un generador que emite ondas. Principales Características de los Medidores Ultrasónicos:

� Ambos medidores utilizan ondas de ultrasonido. � Tiempo de Tránsito se lo utiliza para fluidos limpios, gases y algunos pueden medir hasta

vapores. � El Efecto Doppler se utiliza para fluidos que tengan impurezas para que la señal pueda

rebotar contra ellas; y para líquidos sucios o suspensiones. � Ambas tecnologías se las utiliza para medir líquidos. � Requieren tramos rectos aguas arriba y aguas abajo. � No tienen partes móviles. � No ofrecen restricciones al pasaje de flujo, por lo tanta la pérdida de carga es despreciable. � Tienen una precisión de 2 % aproximadamente.

4.- Medidores de Desplazamiento Positivo Los Medidores de Desplazamiento Positivo se basan en la medición de caudal en volumen contando o integrando volúmenes separados del líquido. Las partes mecánicas del instrumento se mueven aprovechando la energía del fluido y dan lugar a una pérdida de carga. En este tipo de instrumento se llenan cámaras de volumen conocido y se cuenta el número de cámaras llenadas en un determinado tiempo, de esta manera se obtiene el caudal. Un problema que se deber tener en cuenta al fabricar un medidor de desplazamiento positivo es conseguir una buena estanqueidad de las partes móviles, evitando un par de rozamientos inaceptable, y que la cantidad de líquido de escape a través del medidor sea moderada. Por esta razón, es necesario calibrar el medidor de desplazamiento positivo a varios caudales, dentro del margen de utilización, con un fluido de viscosidad conocida. Principales Características de Desplazamiento positivo:

� Prácticamente, sólo se utiliza para la medición de líquidos. � Requiere mantenimiento por poseer partes rotantes. � La caída de presión es considerable. � Error considerable, aproximadamente 0.5 – 2 %

Existen cuatro tipos básicos de medidores: k) Disco giratorio: el instrumento dispone de una cámara circular con un disco plano móvil dotado de una ranura en la que está intercalada una placa fija. Esta placa separa la entrada de la salida e impide el giro del disco durante el paso del fluido. l) Pistón Oscilante: consiste de un pistón hueco montado excéntricamente dentro de un cilindro. El cilindro y el pistón tienen la misma longitud, pero el pistón, como se aprecia en la figura, tiene un diámetro más pequeño que el cilindro. El pistón, cuando está en funcionamiento, oscila alrededor de un puente divisor que separa la entrada de la salida de líquido. Al comienzo de un ciclo, el líquido entra en el medidor a través de la puerta de entrada A, en la posición 1, forzando al pistón a moverse alrededor del cilindro en la dirección mostrada en la figura, hasta que el líquido delante del

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pistón es forzado a salir a través de la puerta de salida B, en la posición 4, quedando el dispositivo listo para comenzar otro ciclo.

Etapas de funcionamiento de un medidor de pistón oscilante

En la figura se muestra una sección transversal de un medidor de pistón oscilante, observando las cuatro etapas de su ciclo de funcionamiento. m) Pistón Alternativo: este medidor es de los más antiguos de este tipo de medidores. El instrumento se fabrica en muchas formas: de varios pistones, pistones de doble acción, válvulas rotativas, válvulas deslizantes horizontales. Estos instrumentos se han empleado mucho en la industria petroquímica y pueden alcanzar una precisión del orden de 0.2 % aproximadamente. � Rotativos: tienen válvulas rotativas que giran excéntricamente rozando con las paredes de una cámara circular y transportan el líquido en forma incremental de la entrada a la salida. Se emplean mucho en la industria petroquímica para la medida de crudos y de gasolinas con intervalos de medida que van de unos pocos l.p.m. de líquidos limpios de baja viscosidad hasta 64.000 l.p.m. de crudos viscosos. Hay varios tipos de medidores rotativos, siendo los más empleados los helicoidales y los ovales. El medidor oval, dispones de dos ruedas ovales que engranan entre sí y tienen un movimiento de giro debido a la presión diferencial creada por el flujo de líquido. La acción del líquido actúa de forma alternativa sobre cada una de las ruedas, dando lugar a un giro suave de un par prácticamente constante. Tanto la cámara de medida como las ruedas están mecanizadas con gran precisión, con el fin de conseguir que el deslizamiento entre ellas se produzca con el mínimo rozamiento, sin que se formen bolsas o espacios muertos y desplazando la misma cantidad de líquido en cada rotación. La principal ventaja de estos medidores es que la medida realizada es prácticamente independiente de variaciones en la densidad y en la viscosidad del líquido.

Medidor de rueda oval.

El medidor helicoidal tiene un funcionamiento parecido al oval.

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Medidor Helicoidal

n) Medidor de paredes deformables: está formado por una envoltura a presión con orificios de entrada y salida que contiene el grupo medidor formado por cuatro cámaras de medición. Su precisión es del orden del 0.3 % aproximadamente. 5.- Medidores de Tensión Inducida o) El Medidor Magnético de Caudal está basado en la Ley de Faraday. La ley de Faraday establece que la tensión inducida a través de cualquier conductor, al moverse éste perpendicularmente a través de un campo magnético, es proporcional a la velocidad del conductor. La fórmula de caudal que da la Ley de Faraday es la siguiente:

vlBKEs ...= donde: Es: tensión generada en el conductor K: constante B: densidad del campo magnético l: longitud del conductor ν: velocidad del movimiento

Elementos de un medidor electromagnético

En el medidor magnético de caudal, el conductor es el líquido y Es es la señal generada. Esta señal es sensada por dos electrodos diametralmente opuestos. B es la densidad del campo magnético creado por medio de la bobina de campo, l es el diámetro de la tubería y ν es la velocidad del fluido a través del medidor. El caudal es directamente proporcional a la velocidad del fluido a través del medidor.

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La conductividad del fluido es la única característica propia del líquido que limita el empleo del medidor magnético. El medidor puede montarse inclinado u horizontal siempre que se mantenga la tubería llena de líquido durante la medición. Los fluidos que contienen partículas magnéticas en suspensión pueden medirse con un medidor magnético de caudal, siempre que las partículas estén en suspensión homogénea al pasar a través del elemento. Principales Características del Caudalímetro Magnético:

� Rangeability: 30:1 � Elevada exactitud. � Puede medir caudales en ambos sentidos. � Se utiliza generalmente para medición de agua. No puede emplearse para la medición de

gases y petróleo ya que éstos tienen conductividad eléctrica baja. � La pérdida de carga es baja, siendo equivalente a la producida en un tramo de cañería del

mismo diámetro (∆P prácticamente nulo). � La señal de salida es prácticamente lineal. � Sin obstrucciones. � La energía disipada por la bobina genera calentamientos locales en el medidor. � Requiere tramos de cañerías rectos aguas arriba y aguas abajo de la medición. � Error 0.2 – 2 % aprox.

6.- Medidor Tipo Vortex El Vortex consiste en una obstrucción que se coloca en el paso del fluido. Se producen remolinos que se desprenden siguiendo la ecuación de Van Karma:

fkV .= donde: V: velocidad del fluido k: constante de proporcionalidad f: frecuencia de producción de remolinos La velocidad del fluido es directamente proporcional a la frecuencia de producción de remolinos. Los vórtices causan presiones diferenciales alternativas alrededor de la parte posterior de la barra. Se mide esta frecuencia con un sensor determinando la velocidad y con ésta el caudal. El desprendimiento de los vórtices es independiente de las características del fluido. Principales Características del Vortex:

� Elevada Rangeability. � Requiere tramos de cañerías rectos aguas arriba y aguas abajo de la medición. � Se utiliza para la medición en gases, vapores y líquidos. Deben ser fluidos limpios, de baja

viscosidad, sin remolinos y con velocidades medias altas. � Tiene poca pérdida de carga permanente. � No posee partes móviles. � La construcción soldada del medidor elimina fugas. � Tiene Low Flow Cut-Off, no mide el cero. � No se recomienda para operaciones batch muy cortas. � Comienza a ser costoso en líneas grandes. � Error para gases 1 – 1.5 % aprox. � Error para líquidos 0.65 – 1.5 % aprox.

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b) Medidor de Caudal Másico 1.- Los medidores térmicos de caudal se basan en uno de los siguientes principios:

� La elevación de temperatura del fluido en su paso por un cuerpo caliente. � La pérdida de calor experimentada por un cuerpo caliente inmerso en el fluido.

De los dos principios anteriormente mencionados el que más se utiliza es el de la primera opción. Éstos constan de una fuente eléctrica que proporciona un calor constante al punto medio de la cañería por la cual circula el caudal. En puntos equidistantes de la fuente de calor se encuentran sondas de resistencia para medir la temperatura. Cuando el fluido está en reposo, la temperatura es idéntica en las dos sondas. Cuando el fluido circula, transporta una cantidad de calor hacia el segundo elemento y se produce una diferencia de temperatura que va aumentando progresivamente entre las dos sondas a medida que aumenta el caudal. Esta diferencia es proporcional a la masa que circula según la siguiente ecuación:

( )12 TTcmQ −⋅⋅= donde, Q: calor transferido; m: masa del fluido; c: calor específico; T1: temperatura anterior; T2: temperatura posterior Principales Características del caudalímetro Térmico: � Error: 1% aprox. � Se utiliza para bajos caudales de gas

2.- El medidor Coriolis se basa en el teorema de Coriolis. La generación de la fuerza Coriolis puede producirse de dos formas:

1. Por inversión de las velocidades lineales del fluido mediante la desviación de un bucle en forma de omega en estado de vibración controlada (frecuencia de resonancia). La vibración del tubo perpendicular al sentido de desplazamiento del fluido crea una fuerza de aceleración en la tubería de entrada del fluido y una fuerza de deceleración en la de salida. Se genera un par cuyo sentido va variando de acuerdo con la vibración y con el ángulo de torsión del tubo, que es directamente proporcional a la masa instantánea de fluido circulante. 2. Por inversión de las velocidades angulares del fluido mediante un tubo recto. Por la vibración a la que se somete el tubo, existe una diferencia de fase entre las velocidades angulares en distintos puntos. Esta diferencia de fase es la que miden los sensores y es proporcional al caudal másico. La ventaja del tubo recto respecto al tubo omega es que su pérdida de carga es muy baja. La medida en masa es independiente de la temperatura, presión y densidad del fluido. En general la medición en volumen debe ser corregida a determinadas condiciones (a una temperatura y presión definida), por lo que es necesario conocer las propiedades termodinámicas y el factor de compresibilidad del fluido. Si la medición de masa no es directa, se presentan fuentes de error adicionales:

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� Lectura del caudal (velocidad) � Presión � Temperatura � Composición o densidad operativa La tecnología Coriolis provee múltiples mediciones: caudal másico, densidad de líquido y temperatura.

Caudalímetro Másico Coriolis

Consideraciones de Instalación � Debe estar correctamente soportado evitando líneas pandeadas. � Las bridas deben estar correctamente alineadas. � Se debe soportar el medidor lo más cerca posible de las bridas de conexión. � El housing del sensor no puede ser utilizado para soportar el sensor y/u otros equipos. � No hay requerimientos de tramos aguas arriba. � En la medición de líquidos se instala el medidor en posición “bandera” o con los tubos hacia abajo.

Drive

Pickoff

Resistive Temperature

Cas

Flow

Direction of Flow

Process Connection

Process Connection

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� En la medición de gases se deben instalar los tubos hacia arriba, o colocar el sensor en bandera con flujo de arriba hacia abajo.

Figura (1) Figura (2)

La instalación que se muestra en la figura (1) es la recomendada por el Fabricante como primera opción. La segunda figura muestra otra forma de instalación. Ventajas de los caudalímetros Coriolis para medir gas:

� Son independientes del perfil de flujo. � No requieren tramos rectos, ya sea aguas arriba como aguas abajo. � Bajo mantenimiento. � No tienen partes móviles. � No intrusivos. � Bajos puntos potenciales de emisiones fugitivas, comparados con otras tecnologías. � Las mediciones de temperatura y presión no son requeridas para el cálculo, eliminando así fuentes de error debido al uso de múltiples instrumentos. � Insensible a cambios de masas moleculares relativas (peso molecular). � Exactitud para gases: +/- 035% del caudal. � Amplia rangeability 20:1 (hasta 100:1). � No hay desviaciones y cambios en la calibración debido al cambio de la densidad y/o propiedades del gas.

4.2. MEDICION DE CORTE DE AGUA

Las posibles tecnologías para la medición del corte de agua son: � Microondas � Medición de Densidad � Parámetros Dieléctricos � Óptico El medidor por microondas se basa en la emisión de microondas a 2 GHz. El porcentaje de agua se establece midiendo las propiedades eléctricas del fluido. Su medición es apta para agua o petróleo como fase continua. Su exactitud es independiente de los cambios en la velocidad, salinidad, pH, viscosidad, temperatura y densidad del fluido a medir. La energía de microondas es transmitida por

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una de las antenas del sensor y recibida por otras dos antenas. Las diferencias en la fase y amplitud de la señal recibida se relacionan con la concentración de agua en el líquido.

El medidor por microondas no es afectado por cambios en la densidad y, en cuanto a los cambios de salinidad, el equipo mide el contenido de sales del fluido y compensa con ello la medición. La medición se ve afectada por la presencia de gas. En la tecnología por medición de densidad, la densidad de la mezcla es medida por el caudalímetro másico, pero los valores de densidad del agua y del petróleo son cargados manualmente durante la configuración del mismo. El medidor de corte de agua dieléctrico monitorea cambios en la constante dieléctrica del fluido. Funciona como un gran capacitor. El agua y el petróleo tienen constantes dieléctricas diferentes. Al producirse un aumento en la cantidad de agua medida la constante dieléctrica de la mezcla cambia, provocando una variación en la capacitancia del instrumento. Al medidor de corte de agua dieléctrico se le debe ingresar un factor de compensación por cambios en la densidad y es necesario compensar también por salinidad cuando el corte de agua es mayor al 65%. El medidor óptico utiliza como principio de medición la diferencia de absorción de la radiación infrarroja cercana entre el petróleo y el agua. A la frecuencia de operación del sensor, el agua es la fase transmisora mientras que el petróleo es el medio atenuante. El agua transmite cerca del 100% de la radiación emitida mientras que el crudo generalmente transmite menos del 100% de la luz. El agua producida en el campo puede variar en salinidad, acidez, contenido de sólidos y densidad de un pozo a otro, incluso en la misma formación. El medidor óptico no es afectado por variaciones en estas propiedades ya que la radicación infrarroja cercana no interactúa con estos componentes. Los gases libres se transmiten cerca del 100% de la radiación, por lo tanto, la presencia de gas es medida como si fuera agua. El gas en solución no afecta la performance del instrumento. La medición es independiente de las variaciones de salinidad y densidad de los líquidos. El sensor no es afectado por las vibraciones. El medidor óptico se utiliza preferentemente para cortes de agua elevados.

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4.3. INSTRUMENTACION SELECCIONADA PARA LA MEDICION DE CAUDAL EN UN SEPARADOR DE PRUEBA Se analizará como ejemplo de aplicación un Separador de Prueba Trifásico. Se estudiará la instrumentación para la medición de caudal de salida, control de nivel y corte de agua. Las condiciones de proceso del mismo son las siguientes:

� Caudal de diseño de agua: 170 m3/d

� Caudal de diseño de petróleo seco: 50 m3/d

� Caudal de diseño de gas: 30.000 SMCD

� Temperatura mínima de operación: 50 °C

� Presión de operación: 4 kg/cm2 g

� La incertidumbre en todas las mediciones debe ser inferior al 1%.

� Rangos de caudales:

- Caudal de Agua: 5 – 170 m3/d

- Caudal de Petróleo: 1 – 50 m3/d

- Caudal de Gas: 1000 – 30000 Sm3/d

4.3.1. Medición en el Gas Para la medición de gas se analizó la siguiente instrumentación:

p) Placa orificio q) V – Cone r) Vórtex s) Coriolis t) Ultrasónico u) Turbina

Se requiere una rangeability del instrumento de medición de 30: 1. En una primera etapa fueron descartadas las mediciones de presión diferencial como la placa orificio y el V – Cone, debido a su escasa rangeability para cumplir con esta medición. Posteriormente se estudió el Vórtex, cuya operación y rangeability en estas condiciones es adecuada, pero su incertidumbre resultó mayor a la requerida en esta medición. En el caso del medidor Ultrasónico, el inconveniente encontrado fue que para mantener una velocidad máxima de gas, de 25 a 30 m/s dentro del equipo, en el rango requerido, se necesitaba instalar un equipo de 6” en una línea de 4”. Podía utilizarse uno de 4” pero el caudal máximo estaría limitado al 90% del requerido. Finalmente se seleccionó para la medición en la fase gaseosa un caudalímetro de tipo Coriolis por los siguientes motivos:

a) Al ser un medidor de masa, nos independizamos de la temperatura y de la presión, dos variables a tener en cuenta.

b) Cumple con la rangeability requerida de 30:1. c) Incertidumbre inferior al 1%. d) No requiere tramos rectos tanto aguas arriba como aguas debajo del medidor.

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4.3.2. Medición en el Petróleo Para la medición de caudal de petróleo (agua y petróleo) se estudiaron las siguientes alternativas:

• Placa Orificio • V – Cone • Vórtex • Coriolis • Ultrasónico • Turbina • P.D. Meter • Magnético

Se requiere una rangeability para el petróleo de 50:1. En un principio, se estudio la medición con la placa orificio y el V-Cone, y fueron descartados por su rangeability y por su precisión. Para realizar la medición con el Vortex se necesita un fluido homogéneo, que no estaba garantizado en este caso, ya que podría estratificarse por tener baja velocidad, impidiendo de este modo una medición correcta. La medición con la Turbina se ve afectada por la variación de la gravedad específica, y en este caso donde el corte de agua varía pozo a pozo, sería imposible mantenerla en una precisión aceptable. El P.D. Meter mide volumen, pero éste está afectado por la variación de la temperatura y las posibles burbujas de flasheo, además, es muy sensible a pequeñas impurezas. Por este motivo fue descartado. La medición Ultrasónica queda descartada en este caso por el escaso diámetro del caño de salida, que lo deja fuera de los estándares de fabricación. La medición con el caudalímetro Magnético no es posible ya que el petróleo tiene una conductividad eléctrica muy baja. Finalmente, se adoptó el medidor Coriolis, por los siguientes motivos:

a) No se ve afectado por los cambios de temperatura ya que mide masa y se puede estandarizar la medición a una temperatura de referencia.

b) No necesita tramos rectos aguas arriba y aguas abajo del medidor. c) Su error es aceptable. d) Cumple con el rango requerido

El caudal máximo está limitado, en este caso, por la pérdida de carga aceptable en el medidor y no por la capacidad en sí del caudalímetro. De ser necesario, esta limitación se solucionaría aumentando el diámetro del medidor. Esta máxima caída de presión está determinada por la altura que debe tener el equipo para que no se produzca flasheo aguas arriba de esta medición. Se debe asegurar que el fluido que pase por el másico y el analizador de corte de agua sea “todo líquido”. Si hubiera presencia de gas, la medición se vería afectada. 4.3.3. Medición en el Agua Libre Para la medición de caudal de agua, se estudiaron las mismas alternativas que para la salida de petróleo. La rangeability para medición de agua es 34:1.

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La placa orificio, el ultrasónico, PD meter, V-Cone, Vortex, turbina fueron descartados porque no cumplían con las premisas de diseño. En principio, el medidor Magnético resultó la opción técnico-económica más adecuada, pero luego fue descartada por problemas de mantenimiento, dado que se requiere la limpieza regular de los electrodos que se ensucian fácilmente con el hidrocarburo que puede contener el agua. Finalmente, también se adoptó para esta medición la tecnología Coriolis. A priori puede parecer contradictorio el hecho de haber seleccionado un medidor de caudal másico para medir caudal volumétrico, pero las siguientes características de esta tecnología resultan sumamente ventajosas:

• La medición de caudal volumétrico se ve afectada por cambios en la temperatura, presión, densidad, viscosidad y el perfil de velocidad del fluido de proceso. • El medidor por efecto Coriolis mide directamente: caudal másico, densidad y temperatura. • La medición de caudal másico por principio coriolis provee medición directa de masa, la cual no se ve afectada por cambios en las características del fluido. El caudal volumétrico es obtenido como una medición indirecta a través de las mediciones directas de masa y densidad en línea. • Gran rangeability. • Libre de mantenimiento. • No requiere tramos rectos aguas arriba y aguas abajo del medidor de caudal.

4.3.4. Medición de Nivel a) Nivel Total (Petróleo) Para la medición de nivel de petróleo se eligió un transmisor de presión diferencial con sellos remotos, a fin de independizarnos de cualquier variable que no sea la columna de líquido. Por otra parte, otras experiencias respecto a este tipo de medidor en aplicaciones semejantes resultaron satisfactorias. Principio de funcionamiento del Transmisor de Presión Diferencial con Sellos Remotos: Consiste en un diafragma en contacto con el líquido del tanque, que mide la presión hidrostática en un punto del fondo del tanque. Si el recipiente se encuentra presurizado se conecta también una toma superior al nivel del líquido. En cambio, si el recipiente es atmosférico, esta toma no es necesaria. La diferencia de presión entre las dos tomas es proporcional a la altura de líquido y a su peso específico. Es decir:

hP ∆=∆ .γ ∆P: Diferencia de presión entre la toma inferior y la superior γ: Peso específico. ∆h: Diferencia de alturas de líquido. b) Control de interfase agua-petróleo El nivel de interfase agua-petróleo es una variable difícil de controlar y resulta crítica para la operación del separador trifásico. Se tiene que poder separar agua con la menor cantidad de hidrocarburos posible. Dado que la interfase entre estos dos líquidos no resulta una superficie definida, sino que habrá un gradiente de concentración de hidrocarburos en agua que irá descendiendo hacia el fondo del

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separador, resulta ventajoso utilizar un medidor de concentración de agua en el fluido para controlar el nivel de interfase. El instrumento está compuesto por una sonda con un transmisor en un extremo y una antena en el extremo opuesto. Principio de funcionamiento de la sonda de microondas: Es absorción de energía de microondas. El agua absorbe mucha más energía que el hidrocarburo. El transmisor envía a través de la sonda una señal electromagnética a la antena, la cantidad de energía electromagnética absorbida es directamente proporcional a la concentración de agua alrededor de la antena. Cuando la antena está rodeada por petróleo seco la absorción es mínima y la salida del transmisor es 4 mA. Por el contrario, si la antena está rodeada por agua, la absorción es máxima y la salida del transmisor es 20 mA. La longitud de la antena es un factor a definir de acuerdo a la función deseada. Si sólo se desea una alarma se usará una antena puntual, pero si se quiere controlar una variable de proceso en un valor deseado a mayor longitud de antena más estable será el control. 4.3.5. Medición de Corte de Agua en Línea Es muy importante que recordemos las premisas para la selección del instrumento:

• Obtener el mínimo error posible en la determinación del % de petróleo. • Independizarnos de las variaciones en las propiedades del fluido, fundamentalmente: Densidad y Salinidad.

Determinación del error en % de petróleo De acuerdo a los datos de los distintos fabricantes se confeccionaron las siguientes tablas para poder comparar los errores de las diferentes marcas. Consideraciones:

• En todos los casos se consideró un caudal de fluido de 100 m3/d para facilitar los cálculos. • El rango del medidor es 0 – 100 % para todos los casos. • Los datos que figuran en la columna ERROR DEL MEDIDOR fueron extraídos de los correspondiente catálogos de cada marca. • La columna MEDICION DE AGUA corresponde al siguiente cálculo: % agua +/- error del medidor. • La columna MEDICION DE PETROLEO corresponde al siguiente cálculo: 100 – medición de agua. • La columna ERROR EN PETROLEO corresponde al siguiente cálculo: % petróleo – medición de petróleo. • La columna ERROR RELATIVO (∆x / x0) corresponde al siguiente cálculo: error en oil / % oil. • La columna ERROR RELATIVO % corresponde al siguiente cálculo: error relativo (∆x / x0) * 100.

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Medidor Marca A: TECNOLOGÍA DE MICROONDAS

Medidor Marca B: CALCULO BASADO EN MEDICION DE DENSIDAD

% AGUA % OIL ERROR DEL MEDIDOR MEDICION DE AGUA MEDICION DE OIL ERROR EN OIL ERROR REL.(∆X/X0) ERROR REL. %5 95 1 6.0 94 1.0000 0.01053 1.05263

4.0 96 1.0000 0.01053 1.0526310 90 1 11.0 89 1.0000 0.01111 1.11111

9.0 91 1.0000 0.01111 1.1111120 80 1 21.0 79 1.0000 0.01250 1.25000

19.0 81 1.0000 0.01250 1.2500030 70 1 31.0 69 1.0000 0.01429 1.42857

29.0 71 1.0000 0.01429 1.4285740 60 1 41.0 59 1.0000 0.01667 1.66667

39.0 61 1.0000 0.01667 1.6666750 50 1 51.0 49 1.0000 0.02000 2.00000

49.0 51 1.0000 0.02000 2.0000060 40 1 61.0 39 1.0000 0.02500 2.50000

59.0 41 1.0000 0.02500 2.5000070 30 1 71.0 29 1.0000 0.03333 3.33333

69.0 31 1.0000 0.03333 3.3333380 20 1 81.0 19 1.0000 0.05000 5.00000

79.0 21 1.0000 0.05000 5.0000090 10 1 91.0 9 1.0000 0.10000 10.00000

89.0 11 1.0000 0.10000 10.0000095 5 1 96.0 4 1.0000 0.20000 20.00000

94.0 6 1.0000 0.20000 20.0000096 4 1 97.0 3 1.0000 0.25000 25.00000

95.0 5 1.0000 0.25000 25.0000097 3 1 98.0 2 1.0000 0.33333 33.33333

96.0 4 1.0000 0.33333 33.3333398 2 1 99.0 1 1.0000 0.50000 50.00000

97.0 3 1.0000 0.50000 50.0000099 1 1 100.0 0 1.0000 1.00000 100.00000

98.0 2 1.0000 1.00000 100.00000

1% DEL RANGO

% AGUA % OIL ERROR DEL MEDIDOR(1) MEDICION DE AGUA MEDICION DE OILERROR EN OIL(∆X) ERROR REL.(∆X/X0) ERROR REL. %5 95 1 % VALOR MEDIDO 5.05 94.95 0.05 0.0005 0.053

4.95 95.05 0.05 0.0005 0.05310 90 1 % VALOR MEDIDO 10.1 89.9 0.1 0.0011 0.111

9.9 90.1 0.1 0.0011 0.11120 80 1.5 % VALOR MEDIDO 20.3 79.7 0.3 0.0037 0.375

19.7 80.3 0.3 0.0037 0.37530 70 1.5 % VALOR MEDIDO 30.45 69.55 0.45 0.0064 0.643

29.55 70.45 0.45 0.0064 0.64340 60 1.8 % VALOR MEDIDO 40.72 59.28 0.72 0.0120 1.200

39.28 60.72 0.72 0.0120 1.20050 50 2 % VALOR MEDIDO 51 49 1 0.0200 2.000

49 51 1 0.0200 2.00060 40 2.5 % VALOR MEDIDO 61.5 38.5 1.5 0.0375 3.750

58.5 41.5 1.5 0.0375 3.75070 30 3 % VALOR MEDIDO 72.1 27.9 2.1 0.0700 7.000

67.9 32.1 2.1 0.0700 7.00080 20 4 % VALOR MEDIDO 83.2 16.8 3.2 0.1600 16.000

76.8 23.2 3.2 0.1600 16.00090 10 7.5 % VALOR MEDIDO 96.75 3.25 6.75 0.6750 67.500

83.25 16.75 6.75 0.6750 67.500

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(1) Los valores de error fueron leídos de la curva que se muestra a continuación considerando la curva correspondiente a 22° API.

Medidor Marca C: TECNOLOGÍA BASADA EN PARÁMETROS DIELECTRICOS

% AGUA % OIL ERROR DEL MEDIDOR(1) MEDICION DE OIL ERROR EN OIL (∆X) ERROR REL.(∆X/X0) ERROR REL. %5 95 0.5 94.5 0.5000 0.00526 0.52632

95.5 0.5000 0.00526 0.5263210 90 0.5 89.5 0.5000 0.00556 0.55556

90.5 0.5000 0.00556 0.5555620 80 0.5 79.5 0.5000 0.00625 0.62500

80.5 0.5000 0.00625 0.6250030 70 0.5 69.5 0.5000 0.00714 0.71429

70.5 0.5000 0.00714 0.7142940 60 0.5 59.5 0.5000 0.00833 0.83333

60.5 0.5000 0.00833 0.8333350 50 0.5 49.5 0.5000 0.01000 1.00000

50.5 0.5000 0.01000 1.0000060 40 0.5 39.5 0.5000 0.01250 1.25000

40.5 0.5000 0.01250 1.2500070 30 0.5 29.5 0.5000 0.01667 1.66667

30.5 0.5000 0.01667 1.6666780 20 0.5 19.5 0.5000 0.02500 2.50000

20.5 0.5000 0.02500 2.5000090 10 0.5 9.5 0.5000 0.05000 5.00000

10.5 0.5000 0.05000 5.00000

0.5% DEL RANGO

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Medidor Marca D: PRINCIPIO DE MEDICION OPTICO

En los siguientes gráficos queda resumido el error relativo porcentual en la medición de petróleo para diferentes cortes de agua de la mezcla medida, para cada uno de los instrumentos analizados anteriormente.

% AGUA % OIL ERROR DEL MEDIDOR(1) MEDICION DE AGUA MEDICION DE OIL ERROR EN OIL (∆X) ERROR REL.(∆X/X0) ERROR REL. %5 95 4.75 0.25 99.75 4.7500 0.05000 5.00000

9.75 90.25 4.7500 0.05000 5.0000010 90 4.5 5.50 94.50 4.5000 0.05000 5.00000

14.50 85.50 4.5000 0.05000 5.0000020 80 4 16.00 84.00 4.0000 0.05000 5.00000

24.00 76.00 4.0000 0.05000 5.0000030 70 3.5 26.50 73.50 3.5000 0.05000 5.00000

33.50 66.50 3.5000 0.05000 5.0000040 60 3 37.00 63.00 3.0000 0.05000 5.00000

43.00 57.00 3.0000 0.05000 5.0000050 50 2.5 47.50 52.50 2.5000 0.05000 5.00000

52.50 47.50 2.5000 0.05000 5.0000060 40 2 58.00 42.00 2.0000 0.05000 5.00000

62.00 38.00 2.0000 0.05000 5.0000070 30 1.5 68.50 31.50 1.5000 0.05000 5.00000

71.50 28.50 1.5000 0.05000 5.0000080 20 1 79.00 21.00 1.0000 0.05000 5.00000

81.00 19.00 1.0000 0.05000 5.0000090 10 0.5 89.50 10.50 0.5000 0.05000 5.00000

90.50 9.50 0.5000 0.05000 5.0000095 5 0.25 94.75 5.25 0.2500 0.05000 5.00000

95.25 4.75 0.2500 0.05000 5.0000096 4 0.25 95.75 4.25 0.2500 0.06250 6.25000

96.25 3.75 0.2500 0.06250 6.2500097 3 0.25 96.75 3.25 0.2500 0.08333 8.33333

97.25 2.75 0.2500 0.08333 8.3333398 2 0.25 97.75 2.25 0.2500 0.12500 12.50000

98.25 1.75 0.2500 0.12500 12.5000099 1 0.25 98.75 1.25 0.2500 0.25000 25.00000

99.25 0.75 0.2500 0.25000 25.0000099.5 0.5 0.25 99.25 0.75 0.2500 0.50000 50.00000

99.75 0.25 0.2500 0.50000 50.00000

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Conclusiones del estudio de errores:

1. Para cortes de agua menores a 30%, el instrumento de la Marca B es el que tiene el error más bajo.

2. El error del instrumento de la Marca B comienza a “dispararse” para cortes de agua mayores al 50 %.

3. El medidor de la Marca A sería adecuado para cortes de agua menores al 80%. 4. El medidor de la Marca D comienza a destacarse del resto a partir del 80 – 90 % de agua. 5. El que tiene el error más estable en casi todo el rango es el instrumento de la Marca C.

Variaciones en las propiedades del fluido El medidor de Corte de Agua de la Marca A usa como principio de medición la absorción de energía de microondas de radar por parte del fluido. Trabaja a una frecuencia de 2.45 Gigahertz. La medición de Corte de Agua no es afectada por los cambios de densidad del fluido según indicaciones del fabricante. En cuanto a los cambios de salinidad, una vez elegido un rango amplio de trabajo, por ejemplo: 0 – 10 %, el equipo mide el contenido de sales del fluido y compensa con ello la medición de corte de agua. Como opcional puede pedirse que el instrumento informe la salinidad de la mezcla. El medidor de corte de agua de la Marca C también usa la tecnología de medición por microondas. Es necesario ingresarle un factor de compensación por cambios en la densidad como se indica en la siguiente figura:

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En cuanto a las variaciones de salinidad, si el corte de agua es mayor al 65%, entonces es necesario también compensar por salinidad con un factor de corrección.

El instrumento de la Marca D es un medidor de petróleo neto y utiliza como principio de medición la importante diferencia de absorción de la radiación infrarroja cercana (NIR) entre el petróleo y el agua. Esta medición es independiente de las variaciones de la salinidad y de la densidad de los líquidos según indicaciones del fabricante. El medidor de la Marca B se basa en la siguiente ecuación para el cálculo del corte de agua:

Densidad de la mezcla - Densidad del petróleo Corte de Agua =

Densidad del agua – Densidad del petróleo

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La densidad de la mezcla es medida por el caudalímetro de coriolis (másico), pero los valores de densidad del agua y del petróleo son cargados manualmente durante la configuración del mismo. Conclusiones del estudio de sensibilidad a las variaciones de propiedades del fluido, considerando:

• Que si el separador opera según lo esperado, obtendríamos una corriente de salida del petróleo con un corte de agua aproximadamente del 30%. Y si la separación no es muy buena podría esperarse un 50% de corte de agua como valor máximo. • Todo lo anteriormente expuesto para cumplir las premisas iniciales.

Entonces: • Seleccionamos la Marca A como medidor de corte de agua en línea en la salida de petróleo del separador de prueba trifásico.

4.3.6. Instrumentación Seleccionada para el ejemplo Medidores Másicos y Mediciones de Corte de Agua En las tres líneas de salida de fluidos del Separador de Prueba se miden los caudales mediante medidores másicos. La fase de petróleo presenta una particularidad respecto de las otras dos: el petróleo forma emulsiones muy estables en presencia de agua. Esto último significa que es difícil separar el agua de la fase oleosa y trae como resultado la necesidad de una medición adicional en la línea de salida de petróleo: el corte de agua (porcentaje volumétrico). Una vez conocido el caudal total y el porcentaje de agua y petróleo, el sistema de medidores calcula el caudal neto de petróleo seco y agua que produce el pozo. En la línea de agua esta medición adicional no será necesaria en la medida en que se respeten las condiciones de diseño y parámetros de operación del Separador. Si por algún motivo disminuye la eficiencia en la separación (aumento de caudal, descenso de los niveles normales – NLL – de interfase, disminución del tiempo de residencia, descenso de la temperatura, etc.) puede hacerse necesaria la instalación de un medidor de corte en la línea de salida de agua. Dicha medición no está contemplada dentro del alcance de este proyecto por no ser necesaria actualmente, sin embargo se dejará previsto un carretel en la línea de agua para posibilitar la instalación del instrumento en caso de darse alguna de esas condiciones. El medidor másico instalado en línea en el separador es del tipo coriolis. Este tipo de medidor mide, además del caudal másico, la densidad y la temperatura de la corriente de fluido que lo atraviesa. A partir de estas mediciones adicionales calcula el caudal volumétrico. Medición de Interfase Agua – Petróleo Un parámetro de operación importante es la altura de la interfase agua – petróleo. Esta altura está estrechamente vinculada con el tiempo de residencia del agua en el interior del separador, y por lo tanto con la buena separación, es decir, con la cantidad de hidrocarburo que queda en el agua. Esta interfase es una zona de transición entre el agua (con unas pocas partes por millón de hidrocarburos) y el petróleo (emulsión de cierto porcentaje de agua). En la fase acuosa el porcentaje de agua es cercano a 100 %, mientras que en la emulsión de petróleo, el porcentaje de agua puede ir desde 0% hasta 50% según el caso.

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Para conocer y controlar el nivel de esta interfase, se dispone de una sonda. El recipiente cuenta con dos conexiones disponibles para ubicar dicha sonda. La utilización de una u otra conexión dependerá del modo con el que esté operando el equipo. La sonda permite conocer el corte de agua a la altura del detector, situado en el extremo inferior de la misma. Si por ejemplo, la sonda indica valores de corte de agua cercanos a 100 %, entonces el nivel de interfase está por encima del extremo de la sonda (el separador se encuentra “libre” de hidrocarburos en el fondo). Por lo tanto, el lazo de control formado por la válvula de la línea de agua más la sonda, funciona según la siguiente tabla:

Instalación para el Medidor Coriolis La instalación de los medidores coriolis para el caso del agua y del gas siguen las recomendaciones del manual del fabricante:

• Para el agua: los tubos se colocan hacia abajo • Para el gas: los tubos se colocan hacia arriba.

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Para el caso del petróleo, se prefiere la instalación en bandera. Si bien en el manual del instrumento se recomienda para esta orientación que la dirección de flujo sea ascendente, como en nuestro Skid nos aseguraremos una columna de líquido en el medidor dada por el control de nivel del separador, nos resultó conveniente la instalación en bandera con flujo descendente. La presencia de gas modifica sensiblemente el valor de la densidad de una corriente líquida, y por lo tanto el cálculo del caudal volumétrico presenta dificultades en caso de haber gas presente en el interior del másico. Por este motivo, y considerando que en el interior del separador los líquidos están en equilibrio con el gas, es aconsejable tomar una altura hidrostática tal que asegure la ausencia de gas y la formación de burbujas en la línea a medir. Instalación del Medidores de Corte de Agua Para el correcto funcionamiento de estos medidores es necesario asegurar un flujo homogéneo, a fin de evitar estratificación. Para ello resulta conveniente seguir las recomendaciones de velocidad mínima de la API MPMS 8.1.

Esta tabla, incluida en la norma API MPMS 8.1 (muestreo manual) y 8.2 (muestreo automático), brinda orientación sobre la conveniencia de las condiciones de proceso en cuanto a la posibilidad de extraer muestras representativas a los fines de seleccionar el punto de muestreo. Un estudio más detallado puede ser realizado con más información. Los valores indicados están fundamentados en la experiencia en campo, pero no son absolutos, pudiendo existir algunas variaciones dependiendo de la composición del fluido y de las condiciones de operación. Otro punto muy importante a tener en cuenta para el correcto funcionamiento del conjunto es la pérdida de carga del medidor, tratando de minimizar la misma. Siempre hay que verificar que en la salida de petróleo del Separador de Prueba, el conjunto másico + analizador tenga una pérdida de carga menor a la pérdida de carga disponible dada por la altura del equipo para evitar la vaporización. 4.4. CONCLUSIONES SOBRE INSTRUMENTACIÓN EN EL SEPARADOR

El Separador es adecuado para lograr la separación cuando se encuentra operando a una temperatura de 50 °C o más, y con la correspondiente inyección de deselmulsionante al fluido que se está ensayando. En estas condiciones, el fluido de los pozos se separa en 3 fases claramente diferenciadas de gas / petróleo / agua, obteniéndose las siguientes concentraciones:

• Fase Acuosa: menos de 500 p.p.m de hidrocarburo en agua. • Emulsión Petróleo: menos de 50% de agua en petróleo.

La necesidad de minimizar errores en la medición de la producción de petróleo conduce al diseño trifásico del separador.

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Para la medición de gas se obtuvo que la mejor instrumentación es el caudalímetro tipo Coriolis, descartándose la Placa Orificio, V – Cone, Vórtex, Ultrasónico por tener una escasa rangeability, por la incertidumbre que provocaban en la medición, o por su dependencia con la temperatura y la presión, etc. El caudalímetro tipo Coriolis es un medidor de masa, con el cual logramos independizarnos de la temperatura y de la presión que son dos variables que se deben tener en cuenta. Para la medición de petróleo se adoptó el caudalímetro tipo Coriolis, que no se ve afectado por los cambios de temperatura ya que se mide masa y se puede estandarizar la medición a una temperatura de referencia. Descartándose la placa y el V – Cone por su rangeability y precisión. El Vórtex se utiliza para fluidos homogéneos y no está garantizado que sea así. La turbina se ve afectada por la variación de la gravedad específica, que en este caso varía siendo imposible mantener la precisión. El PD Meter se descartó porque es afectado por la temperatura y por las burbujas y el ultrasónico por el diámetro de la cañería que lo deja fuera de los estándares de fabricación. Para la medición de agua se adoptó, al igual que para el gas y el petróleo, el caudalímetro tipo Coriolis, ya que provee la medición directa de masa, la cual no se ve afectada por cambios en las características del fluido, posee gran rangeability, no requiere mantenimiento. Se descartaron las otras tecnologías, por ejemplo, el magnético por problemas de mantenimiento, dado que se requiere la limpieza regular de los electrodos que se ensucian fácilmente con el hidrocarburo que puede contener el agua. Para la medición de corte de agua se analizaron 4 tecnologías cuyas principales características se enumeran a continuación:

� MEDICION DE DENSIDAD � Depende de la Densidad

� ÓPTICO � Independiente de la Densidad � Independiente de la Salinidad

� DIELECTRICO � Depende de la Densidad � Depende de la Salinidad

� MICROONDAS � Independiente de la Densidad � Compensa por Salinidad

A partir de un estudio de errores se llegó a la conclusión de que el error en la medición de densidad comienza a dispararse para cortes de agua mayores al 50%; el medidor óptico comienza a destacarse del resto a partir del 80 % de agua; el dieléctrico tiene un error estable en todo el rango (pero mayor a las otras tecnologías en sus respectivos rangos recomendados), la medición por microondas es adecuada para cortes de agua menores al 80%.

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TECNOLOGIA RANGO RECOMENDADO

Medición de Densidad < 50 % de water cut

Óptico > 80 % de water cut

Dieléctrico Estable en todo el rango

Microondas < 80 % de water cut

Si el separador opera según lo esperado, se obtendría una corriente de salida de petróleo con un corte de agua menor al 50%. Teniendo esto en cuenta y considerando que las propiedades del fluido varían de un pozo a otro, se optó por utilizar el medidor por microondas. De esta manera, el separador quedó instrumentado con tres caudalímetros másicos de tipo coriolis y un analizador de corte de agua por microondas.

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5. BIBLIOGRAFIA

• Catálogos de proveedores varios de los instrumentos involucrados en este trabajo. • A.P.I. M.P.M.S. 8.1. • A.P.I. M.P.M.S. 8.2. • “Flow measurement handbook” de Miller. • Manuales de operación, instalación y mantenimiento de proveedores varios de instrumentos. • “Instrumentación Industrial” de Antonio Creus Solé. • “Instrumentación Industrial. Su ajuste y calibración” de Antonio Creus Solé. • Normas A.P.I.. • Normas I.S.O..

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GLOSARIO

Batch: lote. Proceso batch: proceso en lotes, en etapas. Switch: interruptor. Set: punto de ajuste. Blanketing: inertización. Tracing: cinta calefactora por método eléctrico. Rangeability: relación entre el caudal máximo y el mínimo a medir. Low flow cut-off: el medidor no transmite valores de caudal cercanos al cero. Housing: cubierta protectora. P.D. Meter: caudalímetro de desplazamiento positivo. Oil: petróleo. Water cut: corte de agua.