Medición de Hidrocarburos Líquidos

La medición de hidrocarburos líquidos en la industria petrolera, se realiza por el control de la producción; esta puede ser estática o dinámica, y obedece a las regulaciones técnica y legales que son establecidas en el ordenamiento de los respectivos países, referenciados por las normas API, y específicamente en el Manual de Medición Estandarizada de Petróleo de la API.

En la medición dinámica de los volúmenes de hidrocarburos, se utilizan equipos que aun con diferentes características, con base en la mecánica de los fluidos y considerando la variable Caudal (Q), calculan o agregan un valor numérico al fluido (gas o liquido) que pasa por ellos en una determinada unidad de tiempo. Lo que es igual a Q= V/T; donde “Q” es el caudal, “V” es la velocidad que lleva el fluido al pasar por el equipo y “T” es el tiempo que dura este paso.
La variable caudal “Q” se puede identificar también como: “Flujo de volumen” y/o “Tasa de Volumen”; en el Sistema Internacional se expresa como M3/S; o en el Sistema Ingles se expresa como Ft3/S.

Así, por ejemplo:

• Los equipos de desplazamiento positivo son instalados mediante arreglos en las tuberías de transporte de crudo, que través de un sistema de piezas mecánicas rotativas balanceadas, registran el flujo que pasa por ellos, mediante un sensor de revoluciones, manteniendo una presión interna de +/- 500PSI o 35 bar. (Depende del diseño).  De estos equipos también los hay de pistón y disco oscilante, cuyo principio de funcionamiento es el mismo. –

• En los equipos de presión diferencial, la presión y velocidad de un fluido a través de la tubería es aprovechado mediante un arreglo que consiste en instalar de forma perpendicular una restricción tipo platina de orificio en el interior de dicha tubería, y mediante dos agujeros colocados en la pared de la tubería, antes y después de la platina de orificio, comunicados a un sensor de presión diferencial que se encuentran entre dos cámaras de presión separadas por un diafragma, y en el que cuando el fluido está pasando por el orificio de la placa, registra en las cámaras una presión mayor antes de la platina de orificio y una presión menor después de la platina de orificio; entonces esta diferencia de presión proporciona un valor directo según la “velocidad de flujo” o “caudal”, la cual es detectada por un sensor.

• En este tipo de equipos, considerando el tipo de fluido, pueden presentarse eventos no deseados como la caída del diferencial de presión ocasionado por la turbulencia acumulada y causando abrasión de los componentes en el saliente del flujo de la placa de orificio, razón por la cual se instalan “toberas” con entradas redondeadas y salidas pronunciadas para reducir la turbulencia, ayudando a obtener una menor perdida de presión y por consiguiente mayor exactitud de la medición.

• Los medidores de área o sección variable, tipo rotámetros, constan de un tubo de vidrio enmarcado en metal colocado de forma vertical, de forma troncocónica, en cuyo interior se encuentra un flotador dotado de una forma espiral ascendente en su base, que, al pasar el fluido, éste gira situándose a una altura determinada según la velocidad del mismo. El flotador determina por su peso la diferencia constante de presión, y a medida que ocupa posiciones más elevadas el flotador deja mayor espacio entre él y el tubo para el flujo del fluido, indicando la velocidad o caudal correspondiente en una escala adosada.

Es de precisar que estos equipos dentro de la estructura tecnológica para el manejo de la información de medición de hidrocarburos, en la industria petrolera pueden aportar información sobre otras variables del fluido, según sea el diseño y la configuración del mismo.

Así mismo estos equipos dentro de la estructura tecnológica instalada para la medición de hidrocarburos; son reconocidos los primeros, como componentes primarios, cuyos sensores de acuerdo con la tecnología y principio que apliquen son capaces de recoger directamente la información de medición en campo, y enviarla encriptada a un componente secundario en el que se procesa, para llegar luego a un componente terciario que interpreta y presenta la información en forma de datos que son analizados o reconocidos por un operador, para su mejor uso dentro de la industria, y para este caso, asegurar las cantidades transferidas.

Finalmente es muy importante la certeza de la información aportada por estos equipos y por lo cual se hace imprescindible que estén debidamente calibrados y certificados.

Este artículo se continuará ampliando.