Concepto básicos de well testing

1. WELL TESTING
WELL TESTING
WELL TESTING
WELL TESTING
CONCEPTOS BÁSICOS DE SEPARACIÓN

2. SEPARACION DE FLUIDOS
• Proceso que permite aislar
los diversos componentes
(crudo, agua y gas), con el
fin de optimizar el
procesamiento y la
comercialización de
algunos de ellos (crudo y
gas).
• Dentro de este proceso se
utilizan equipos llamados
separadores los cuales
permiten además fiscalizar
fluidos, recibir los fluidos
de los pozos para su
posterior proceso,
refinación y venta, permiten
estos equipos mejorar los
estados de flujo de los
pozos facilitando los
trabajos en el fondo.

3. Principios de separación
• Existen tres MECANISMOS
básicos dentro del fenómeno
físico de separación de
fluidos.
1. MOMENTUM
2. SEGREGACION
GRAVITACIONAL
3. COALECENCIA
• Las condiciones que deben
tener los fluidos son:
1. INMISIBILIDAD
ENTRE ELLOS
2. DIFERENTES
DENSIDADES
Fuerza de arrastre
del gas sobre la gota
Gota de
liquido
Fuerza gravitacional sobre la gota
Velocidad del gas

4. Principios de separación
ZONA DE
SEGREGACION
GRAVITACIONAL 20 %
DE SEPARACION
MOMENTUM
ZONA DE COALECENCIA
SEGREGACION
GRAVITACIONAL

5. Separación por cambio de momentum. Todo cuerpo necesita acumular
energía cinética la cual utiliza para moverse, cuando a este cuerpo se le
cambia su dirección experimenta un cambio de energía que se traduce en
movimiento, a esto es lo que se le denomina momentum. Entre más
pesado sea un cuerpo el cambio de momentum de este será mayor y
necesitará mayor energía para recuperar la cantidad de movimiento
inicial. Debido a lo anterior y teniendo en cuenta una mezcla de fluidos
gas-liquido, las partículas mas pesadas caen rápidamente al fondo del
separador sin opción de recuperar su cantidad de movimiento inicial (a no
ser que se le aplique una gran cantidad de energía), mientras que las
partículas mas livianas recuperan mas fácilmente su cantidad de
movimiento inicial por esto es que se da la separación de los fluidos de
acuerdo a este fenómeno físico.
A esta sección dentro del separador se le denomina sección de
separación primaria y y por lo general allí ocurre una separación mayor
del 75 % del total tratado.
DEFINICIONES DE LOS
MECANISMOS DE SEPARACION
MOMENTUM

6. Una vez dado al anterior mecanismo, las moléculas que no se separaron
por el cambio de momentum del fluido quedan suspendidas en la segunda
sección del separador, ellas quedan expuestas a las fuerzas de arrastre
del liquido de acuerdo a la velocidad de las partículas y por otro lado a la
fuerza propia de la gravedad. En el momento que ellas se equilibran y que
la fuerza de la gravedad es ligeramente mayor que la de arrastre del fluido
la partícula empieza a caer hasta almacenarse en la parte baja del
separador.
Fuerza de gravedad sobre la gota > Fuerza de arrastre del gas que esta
alrededor de la gota
En esta sección el fluido se mueve mas lentamente que en la zona de
separación primaria y las partículas que se decantan son mas pequeñas
que las primeras separadas. A esta sección se le denomina sección de
separación secundaria y cerca del 12 % de la separación se da allí.
DEFINICIONES DE LOS
MECANISMOS DE SEPARACION
SEGREGACION GRAVITACIONAL

7. DEFINICIONES DE LOS
MECANISMOS DE SEPARACION
COALESCENCIA
• En esta sección del separador están
las partículas de HC´S mas pequeñas
las cuales no pueden ser separadas
por gravedad. Se instalan sistemas
tipo mallas, filtros, platos y en
algunos casos materiales fibrosos
que hacen que el gas y las gotas de
HC que pasa a través de estos
elementos tenga un camino
altamente tortuoso haciendo que las
gotas de liquido (que son las mas
pequeñas del proceso) se queden en
estos dispositivos ayudándose entre
ellas a juntarse cada vez mas y
breando gotas de mayor tamaño
hasta que alcanzan un tamaño tal que
la fuerza de la gravedad es capaz de
vencer la fuerza de arrastre del gas y
estas caen al fondo del separador. A
esto se le denomina el fenómeno de
COALESCENCIA Esta sección es
llamada sección de coalescencia y el
valor máximo que el gas debe llevar
aguas abajo de estos sistemas es de
0.1 galón de liquido MMCSF de gas.

8. DEFINICIONES DE LOS
MECANISMOS DE SEPARACION
Existe otra sección
dentro del separador
llamada la sección D
o sección colectora
de líquidos como su
nombre lo indica
esta sección se
utiliza para el
almacenaje de la
fase liquida
proveniente de la
corriente de entrada
al equipo, como
característica esta
sección deberá
tener disponible un
cierto volumen para
así poder manejar
disturbios o baches
de liquido.

9. SEPARADOR
Definición de separador:
En la industria del petróleo y del gas
natural, un separador es un cilindro de
acero que por lo general se utiliza para
disgregar la mezcla de hidrocarburos
en sus componentes básicos, petróleo
y gas. Adicionalmente, el recipiente
permite aislar los hidrocarburos de
otros componentes indeseables como
la arena y el agua.
Otras veces, cuando se utiliza en plantas
de tratamiento este equipo se emplea
para separar el glicol, que se usa
como deshidratante del gas natural,
de las naftas que se condensan dentro
de las torres de absorción; o, cuando
se refiere al uso de las aminas, que
circulan en contracorriente con el gas
natural, los separadores se emplean
para eliminar los componentes ácidos,
como el sulfuro de hidrógeno y el
dióxido de carbono que se absorben
en la solución.
Estación Palo Azul, Bloque 18,
Ecuador

10. ¿Qué nombres reciben los separadores?
Gracias a que el operador los utiliza para un fin determinado, el
nombre que se le asigna a estas unidades está muy
determinado por la función que realiza en cada caso en
particular.
En primera instancia es conveniente aclarar que la primera
clasificación está en función del número de fases que separa;
se les llama separadores bifásicos (cuando separan dos
fases, como petróleo y gas o agua y petróleo). Siempre se
deberá especificar las fases que entran en juego.
Denominación de los separadores

11. Se conoce como separadores trifásicos a los que se diseñan
para separar tres fases (agua, petróleo y gas) y
tetrafásicos, aquellos en los cuales se ha previsto,
adicionalmente, una sección para la separación de la espuma
que suele formarse en algunos tipos de fluidos.
Separador
tetrafásico

12. Separador
Trifásico
SEPARADORES VERTICALES Y
HORIZONTALES BIFASICOS Y TRIFASICOS

13. Si se toma en cuenta la posición del cilindro, habrá que
reconocerlos como verticales, horizontales y esféricos.
Adicionalmente si al calificativo por la posición del recipiente
se le agrega el trabajo que realiza se hablará de separadores
horizontales bifásicos o trifásicos, según sea la posición del
recipiente y el número de fases que separan.

14. Al referirse a la ubicación relativa que ocupa el separador con
respecto a los otros equipos, también aparece otra
clasificación:
Separador de entrada, cuando están ubicados a la entrada de
la planta, para recibir los fluidos en su condición original,
cruda; obviamente en este caso habrá que esperar la
posibilidad de recibir impurezas de cualquier tipo.
Separadores en serie, los que están colocados uno después del
otro; o, en paralelo, uno al lado del otro. En el primer caso
la depuración se realiza de manera progresiva y, en el segundo,
las dos unidades hacen el mismo trabajo.

15. Clasificación de separadores
1. Separadores
verticales
2. Separadores
horizontales
3. Separadores
esféricos
4. Separadores
centrífugos
5. Filtros separadores
Separadores verticales, depuradores o scrubber

16. Separador horizontal con bota
Separador Centrifugo
Separador de filtro

17. Generalidades de los
separadores verticales
• Se utiliza cuando el contenido de líquido
respecto al gas el bajo, por tanto para
GOR altos.
• En estos separadores no se necesita un
volumen de retención de líquidos
significativa
• El nivel de liquido responde rápidamente
• El separador ocupo poco espacio

18. Generalidades de los separadores
Horizontales
• Son mas eficientes para altas cantidades de liquido GOR
bajo.
• Eficientes para separar gas cuando este se encuentra
disuelto en el aceite en alta proporción. Debido a que
existe una mayor área de contacto entre las fases.
• Por la gran cantidad de líquidos que maneja requiere un
mayor tiempo de residencia del liquido.
• Por mayor área de contacto entre fases ayuda mas a
completa desgacificación.
• Por se diseño maneja mejor la formación de espumas.
• El nivel de fluidos responde mas lentamente a los cambios
de volumen.

19. Imaginemos lo que sucede cuando se vierte gasolina sobre un
recipiente abierto. El gas tenderá a desprenderse dejando en el
fondo los fluidos que permanecen en estado líquido. En este caso
la separación se habrá producido a presión atmosférica (14,7 lpca)
y a temperatura ambiente (90 F, por ejemplo). Cuando cambian
las condiciones de presión y temperatura a la cual se produce la
separación, también cambiará la cantidad de gas y/o de líquido
que se separa de la corriente. La cantidad de líquido que
permanece en el fondo del recipiente será tanto mayor cuando
más alta sea la presión y más baja la temperatura (P y T).
¿Cómo funciona un separador?

20. De la misma manera, para cada patrón de P y T, será diferente la
composición del gas y del líquido que se separan en la unidad.
Desde el punto de vista práctico estas composiciones se pueden
calcular teóricamente. La actividad se conoce como “Separación
instantánea” (“flash calculation”).
Hasta hace algunos años estos cálculos eran sumamente
fastidiosos y se requerían de varias horas para conocer la
cantidad de líquido y la composición resultante mediante cálculos
manuales. En la actualidad, los cálculos se efectúan por medio
de simuladores. No obstante, se debe estar siempre alerta para
interpretar la veracidad de la respuesta que eventualmente
arroje un determinado simulador, porque es muy común que la
persona se equivoque al introducir la información y, por lo tanto,
sean erróneos los resultados.

21. La figura del “equipo de prueba de superficie” muestra donde
está ubicado el separador en relación al resto del equipo de
prueba de superficie. El separador consta de una vasija
presurizada donde los fluidos son separados y un sistema de
tuberías que saca los fluidos separados de la vasija. Su
principal función es separar los fluidos del pozo que llegan
del manifold (o intercambiador de calor) en petróleo, gas y
agua, antes de enviar el gas al quemadero y el crudo al
tanque. Otras funciones importantes del separador incluyen
la capacidad de medir los componentes producidos y tomar
muestras presurizadas de crudo y gas.

22. El diagrama “tipos de separadores” muestra los tipos básicos de
separadores disponibles.
La siguiente lista resume algunas de las ventajas y desventajas
de los diferentes separadores según su forma:
Los separadores horizontales son normalmente más
eficientes manejando grandes cantidades de gas.
Los separadores Horizontales son los mas económicos en el
proceso normal de separación gas –aceite, particularmente
donde hay probabilidad de problemas de emulsiones o
espumas.

23. El separador vertical ocupa menos espacio que un separador
horizontal de la misma capacidad.
En un separador vertical, algunos de los controles o
dispositivos pueden ser de difícil acceso sin el uso de
escaleras o plataformas.
El separador esférico es el mas eficiente en el manejo de
presiones, sin embargo estos no son muy usados por su
limitada capacidad en el manejo de liquido y por su difícil
fabricación.

24. Separadores horizontales típicos
Separador bifásico
Separador trifásico con diseño de
cubo y placa de rebose
Separador trifásico con controlador
de interfase y rebose

25. Separadores verticales típicos
Separador bifásico Separador trifásico

26. Separadores esféricos típicos
Separador bifásico con
entrada por arriba
Separador bifásico
con entrada lateral

27. Proceso de separación
Los separadores cuentan con los siguentes mecanismos para
separar el liquido (aceite – agua) del gas:
Gravedad y diferencia de densidades entre el aceite, gas y
agua.
Dispositivos mecanicos en el separador son usados para
optimizar y facilitar el proceso de separacion.
Realizando cambios de presion y alterando la interface gas
liquido para optimizar la futura separación
Gravedad y densidad
En el separador, aceite, gas y agua se separaran de manera
natural debido a la diferencia de densidades entre ellos. Las
particulas mas densas caen al fondo de la vasija y las
particulas mas livianas se desplazan hacia la parte superior.
El separador mejora el proceso de separacion natural,
durante el tiempo en que el fluido se encuentra en el
separador.

28. Dispositivos mecánicos de separación
Para obtener una buena separación, agilizar el proceso de
separación y minimizar el tiempo de retención el
separador es equipado con dispositivos mecánicos.

29. Placa deflectora
La placa deflectora esta ubicada en frente de la línea de
entrada del separador. Esta causa un rápido cambio en la
dirección y la velocidad de los fluidos, forzando las
partículas liquidas a caer al fondo de la vasija. La placa
deflectora es la responsable de la separación inicial
liquido – gas

30. Platinas de coalescencia
Estas platinas se colocan longitudinalmente en forma de V
invertida en la parte superior del separador. Las gotas
liquidas en el gas golpean contra las platinas separándose de
este, cuanto mas pase el gas por las platinas mas gotas se
unen para formar gotas mas grandes que alcanzan un mayor
peso y caen al fondo de la vasija

31. Rompedor de espuma
Esta pieza del equipo es echa de malla de alambre. Como el
extractor de neblina previene que las partículas de aceite en
la espuma (Liquido y gas) pasen a través del separador y
lleguen a la línea de gas.
Extractor de neblina
Esta pieza del equipo esta compuesto por un alambre tejido a
manera de malla. Antes de dejar el separador la corriente de
gas pasa a través del separador de neblina, causando que las
diminutas partículas de aceite que pueda contener aun el gas
caigan y no se vallan por la línea de gas

32. Weir Plate
Esta placa, esta localizada en el fondo de la vasija, divide el
separador en dos compartimentos: aceite y agua. Con tal que
el nivel de agua sea controlado, solo permite que el aceite
rebose al compartimiento de aceite
Rompedores de vórtice
Estos rompedores están localizados en las salidas de aceite y
agua. Su función es contrarrestar el efecto de remolino que
puede ocurrir cuando el aceite y el agua salen del separador
por sus respectivas salidas. Estos dispositivos previenen que
partículas de gas salgan por las líneas de liquido.

33. Presión en la interfase gas – Liquido
Para optimizar la separación, hay tres parámetros principales
que se pueden controlar.
• La presión del separador
• El nivel de la interfase gas liquido
• La temperatura del separador
La meta es lograr la mejor separación posible para un fluido
dado. Ya que la variación de estos parámetros tiene efecto
en las condiciones de separación, es importante mantenerlos
tan constantes y estables como sea posible, aunque la
temperatura del separador es casi igual a la temperatura de
flujo del pozo y esta no puede ser controlada, la presión en la
interfase gas liquido puede ser controlada para optimizar la
recuperación de aceite y gas.

34. Controladores de presión y nivel
El controlador de presión de gas y los controladores de nivel de
crudo y agua mantienen constante las condiciones de
separación dentro del tanque. Para ajustar la presión del
separador y los caudales de agua y crudo, todos los
controladores usan válvulas de control automáticas (VCA). El
aire comprimido usado para operar los controladores es
filtrado a través de un scrubber de aire. La presión de aire
es reducida usando reguladores de presión montados aguas
arriba de los controladores. Los indicadores de nivel,
llamados visores de vidrio, son usados para monitorear las
interfases gas-aceite y agua-aceite dentro del separador.

35. Controlador de presión de gas
La presión interna del separador es proporcionada por el gas
que fluye al separador. La entrada de fluido varía
dependiendo de las condiciones de flujo del pozo.
Controlador simple de presión de gas
El método más común de controlar la presión es con un
controlador de presión que usa una válvula de control para
reaccionar automáticamente a cualquier variación en la
presión del separador. Cuando la presión cae, el controlador
cierra la válvula y cuando la presión aumenta, el controlador
abre la válvula. Una vez que la presión de operación del
separador se ha seteado manualmente a la presión del
controlador de presión, La presión en la vasija es mantenida
cerca del valor seleccionado.

36. Controlador de
presion de gas
OPERACION DEL
CONTROLADOR DE
PRESION DE GAS

37. Controlador de nivel de aceite
El nivel de líquido – gas dentro del separador debe ser mantenido
constante para mantener unas condiciones estables de separación.
Una variación en este nivel cambia el volumen de gas y líquido en el
separador, lo cual a su vez afecta la velocidad y el tiempo de
retención de los dos fluidos. El punto de seteo inicial para el nivel
líquido-gas depende de la relación Gas-aceite del fluido del pozo.
Si el GOR es alto, debe reservarse más volumen en el separador
para el gas, así como un bajo nivel de aceite..
Si el GOR es bajo, se necesita reservar más volumen para el aceite,
y a la vez se necesita un alto nivel de aceite.
Para cubrir diferentes GOR, a partir del controlador de nivel de aceite,
dicho nivel puede ajustarse entre dos valores: +/- 6 in de la línea
central del separador. Como una guía, el nivel inicialmente se fija a
la línea central y luego se hacen ajustes basados en el GOR.

39. Controlador de nivel de agua
El nivel de la interfase entre el agua y el aceite en el separador
debe mantenerse constante para prevenir que el agua pase
sobre el plato y fluya al compartimiento de aceite. Esto se
logra con un flotador conectado a un controlador de nivel de
agua que opera una válvula ubicada en la salida.

40. Dispositivos de seguridad
En caso de un mal funcionamiento del separador donde la
presión se eleve a niveles peligrosos, estos dispositivos
proporcionan un venteo de emergencia a la atmósfera. Para
prevenir este tipo de fallas el separador se diseña con dos
puntos débiles, una válvula de venteo y un disco de ruptura,
estos dispositivos son activados en caso de sobre presión.

41. Válvula de venteo
La válvula de alivio esta ubicada en la parte superior del
separador. Su salida es conectada a la línea de salida de gas,
aguas abajo del la válvula de control automático. Cuando la
válvula de venteo se abre, el gas es venteado.

42. La presión de seteo es la presión a la cual se quiere que la
válvula se abra, esta presión de seteo es normalmente el 90%
de la presión nominal de trabajo del separador
Debido a la influencia de la temperatura, no se puede garantizar
que la válvula de alivio abra exactamente al 90% de la presión
nominal de trabajo, se debe asumir que esta abrirá en un
rango entre el 85 - 95% de la presión de trabajo del
separador, por lo que es conveniente mantener la presión de
trabajo del separador en un 80% de la presión nominal de
trabajo para de este modo evitar aperturas accidentales de
la válvula de alivio.
Por ejemplo, para 1440 psi presión de trabajo del separador
(WP), el punto de seteo es el 90% de la presión de trabajo
(1296 psi) y el rango de operación de la válvula esta entre
85% de WP (1224 psi) y un 95 % de WP (1368). Entonces
para este separador la presión de trabajo debe estar en o
decagon del 80% de WP (1152 psi)

43. Válvula Cheque
La válvula cheque esta ubicada aguas abajo de la válvula de
venteo. Esta solo permite el flujo en un sentido, y en este
caso evita que el separador tenga lugar a contrapresiones
que podrían presentarse en la línea de salida de gas

44. Disco de ruptura
La principal desventaja de la configuración mostrada en el
diagrama de dispositivos de seguridad es que si por cualquier
razón la línea de gas que va al quemador se bloquea, la válvula
de alivio no será capaz de descargar la sobre presión. Por
esta razón, y para prevenir cualquier otra falla en al
funcionamiento de esta válvula, el separador se equipa con un
dispositivo de seguridad adicional llamado disco de ruptura.
El disco de ruptura opera por un principio diferente al de la
válvula de alivio. Se compone de un diafragma metálico fino y
convexo diseñado para romperse a una presión muy
especifica. Cuando se rompe el diagrama se rasga
completamente, dejando un gran orificio a través del cual el
gas y el liquido pueden escapar. El disco debe ser
reemplazado cuando se rompe, pero la válvula de alivio puede
abrirse y cerrarse repetidamente.

45. El disco normalmente es seteado para romperse al 110% de la
WP debido a la influencia de la temperatura, no puede
garantizarse que el disco se rompa exactamente al 110% de
la WP.

46. Probador de encogimiento
Usualmente se encuentre junto al visor de gas del separador, es
usado para estimar el factor de encogimiento del crudo del
campo, el factor de encogimiento es un factor de corrección
usado en el calculo de volúmenes de aceite. Representa la
cantidad de gas disuelto en el aceite que puede liberarse
cuando la presión cae de la presión del separador a la presión
atmosférica.
El probador de encogimiento consiste en una botella equipada
con un visor de vidrio. El aceite y el gas fluirán al probador
hasta que el nivel de aceite alcance el cero en el vernier,
correspondiente a un volumen de seteo Vo. El probador luego
es aislado del separador y la presión de la botella es
venteada a la atmósfera lentamente para prevenir que se
libere aceite con el gas esto permite liberar el gas del
aceite, usualmente luego de 20 minutos se puede leer un
nuevo nivel en el vernier.

47. Este nuevo nivel corresponde a un nuevo volumen V de aceite. El
factor de encogimiento leído en el vernier es simplemente la
relación V / Vo, expresado como porcentaje.
OPERACION DEL PROBADOR DE ENCOGIMIENTO

48. Esquema del separador - dispositivos de
medición y válvulas

49. PRESA
Actualmente hace parte del equipo de pruebas de superficie,
excepto cuando hay presente H2S (el gas de la presa es liberado
a la atmósfera donde el H2S podría afectar el personal). La
presa es usada para medir caudales de aceite y para calibrar los
medidores de líquido (aceite y agua) en las líneas de separador.

50. MEDICIÓN DE LAS VARIABLES DEL PROCESO
Existen cuatro variables fundamentales en
todo proceso en la industria del petróleo,
los cuales son: presión, temperatura, nivel
y flujo. Cada una de ellas utilizan
dispositivos especializados para medir
cambios en el proceso.

51. PRESIÓN
Es la cantidad de fuerza que aplicamos sobre un
área determinada. En la industria del petróleo
usamos con mayor frecuencia la unidad psi
(Pound per square inch – libra por pulgada
cuadrada). La leída de un manómetro es Psig
(medidor o gauge), generalmente se expresa solo
como Psi. La unidad para expresar valor absoluto
es el Psia (Psia = Psig + 14.7). Cuando tenemos
presiones bajas, las medimos en pulgadas de
agua.

52. TEMPERATURA
• Es la medida del grado de calor o frió que posee una sustancia u
objeto. Su aumento ocurre por fricción en el sistema, combustión
o aumento de presión. En la industria del petróleo, la medimos
en grados FAHRENHEIT (ºF) o en grados CELCIUS
(°
C)(Centígrados). El dispositivo mecánico más usado es
Termómetro Capilar Cilíndrico. Este consiste en una bola que
contiene fluido, por lo general alcohol o mercurio, conectado a un
tubo capilar de vidrio. El tubo o su soporte posee una escala.
Cuando el fluido en la bola es calentado, este se expande y
asciende por el capilar. Su nivel se lee en la escala y es el valor
de temperatura actual. Algunas veces se encuentran en
TERMOPOZOS, el cual es una cubierta protectora que se
sumerge dentro del fluido. El termopozo facilita cuando es
necesario el cambio de instrumento sin interrumpir el proceso.
°F = 1,8°
C + 32

53. NIVEL
• La medición de nivel en un tanque,
es simplemente la altura del fluido
con referencia al fondo del mismo.
Los dispositivos existentes para la
medición de nivel son: Flotador –
Cable, Desplazador, Presión de
altura, Capacitancia y Celda D/P
(dispositivo diferencial de presión).
• El Flotador con su Cable, es un
dispositivo muy simple que se utiliza
para medir nivel en tanques sin
presión. Se le conoce también como
flotador con cinta de medición. El
dispositivo consiste en un flotador
conectado a una cinta de medición
externa al tanque, la cual se mueve
dentro de una escala aforada, que a
su vez indica el nivel actual del
tanque. Al cambiar el nivel del fluido,
cambia la posición del flotador y a su
vez el movimiento ascendente o
descendente es transmitido a la
cinta, reposicionándose su indicador
el una nueva posición.

54. FLUJO
• Esta es una de las variables de proceso más
importantes en la industria. Uno de los
objetivos fundamentales de la instalación de
superficie y en la mayor parte de operaciones
realizadas en cualquier tipo de proceso
industrial es el de poder medir y evaluar todos
sus procesos lo cual permite generar
programas de desarrollo que permitan su
optimización.

55. MEDIDORES VOLUMÉTRICOS
• Estos determinan el caudal en volumen de fluido, bien sea
directamente (desplazamiento) o bien indirectamente por
deducción (presión diferencial, área variable, velocidad, fuerza,
tensión inducida, torbellino). En la industria en general, la medida
de caudal volumétrico se lleva a cabo principalmente con
elementos que dan lugar a una presión diferencial al paso de
fluidos (placa de orificio, tobera o tubo venturi).
• Para el caso de medición de gas en campo, se utilizan medidores
cuyo elemento primario del medidor es una PLATINA DE
ORIFICIO. Esta consiste de una placa perforada instalada en la
tubería, con un sistema de tomas de presión ubicados en la parte
anterior y posterior de la placa las cuales captan la presión
diferencial, esta presión diferencial es proporcional al cuadrado
del caudal que fluye a través del sistema.

57. • Para el caso de medición de líquidos en campo, se usan
generalmente TURBINAS (Aceite y Agua). Estos son
del tipo Volumétrico cuyo sistema de medición es la
VELOCIDAD a diferencia de Presión Diferencial en
Platinas de Orificio.
• Estos medidores consisten en un ROTOR que gira al
paso de fluido con una velocidad directamente
proporcional al caudal. La velocidad de flujo ejerce una
fuerza de arrastre en el rotor; la diferencia de presiones
debido al cambio de área entre el rotor y el cono
posterior ejerce una fuerza igual y opuesta, lo que
origina un equilibrio hidrodinámico del rotor, evitando la
necesidad de usar rodamientos axiales y por lo tanto
rozamientos.