Unidad 6

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A.
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Curso Gasotecnia
Unidad VI
Dr. Fernando Pino Morales
Escuela de Ingeniería de Petróleo UDO_ MONAGAS

2
Programa de La Unidad
UNIDAD VI: Concepto y Principios Básicos de los Medidores de Gas Medición de
Tasa de Flujo de Gas Másico y Volumétrico. Tipo de Medidores de Gas, Precisión
y Exactitud de los Medidores de Gas, Factores que influyen en la medición de la
Tasa Másica y Volumétrica de Gas. Ecuación General de Medición de Tasa de
Flujo de Gas. Ecuación General de Tasa de Vapor. Medidores de Tasa Líquida.
Calculo de la Constante de Orificio. Uso de Tablas y Aplicaciones, en la medición
de la Tasa de Flujo de Gas y Líquido. Resolución de Problemas Tipos

3
INDICE PÁGINA
Portada 01
Programa Unidad 02
Índice 03
Unidad VI: Medición de Tasas de Flujo de Gas 07
Flujo de un Caudal de Fluidos 07
Medidores de Flujo 07
Medición de Gas 07
Condiciones del Flujo de Gas para la Medición 08
Medición de Flujo 08
Elemento Primario del Medidor de Flujo 08
a.- Placa de Orifico 08
b.- Caja de Orificio 09
Elementos Secundarios del Medidor de Flujo 10
a.- Registradores de Flujo y Presión 10
b.- Registros 10
c.- Gráficos Lineales y/o Uniformes 10
d.- Gráficos de Raíz Cuadrada 10
Elemento Terciario 11
Importancia del Elemento Primarios en la Medición de un Flujo de Fluido 11
La Exactitud de un Medidor de Flujo 11
Selección de los Medidores 11
a.- Tipo de Fluidos a medir 11
b.- Propósito de la medición 11
c.- Exactitud Requerida 11
d.- Volumen a manejar 11
e.- Costo Relativo 12
f.- Facilidades de Mantenimiento y Calibración 12
g.- Limitaciones Físicas de la Instalación 12
Clasificación de los Medidores de Flujo 12
Medidores de Cantidad 12
Medidores de Cantidad de Desplazamiento Positivo 12
Medidores de Flujo 13
Medidores de Flujo Diferencial 13
Condiciones de Manejo de los Medidores de Flujo Diferencial 13
La Presión Diferencial 14
Magnitud de la Presión Diferencial en un Medidor Placa de Orificio 14
Efecto de la Presión de un Fluido Líquido en la Medición de un Flujo 15
a.- La Densidad de un Gas a temperatura constante
es directamente proporcional a su presión absoluta 15
b.- La Densidad de Un Gas a presión constante es
inversamente proporcional a su temperatura absoluta 15
Condición de presión de los Gases 15
El Tubo Medidor Tipo Venturi 15
Ventaja de Un Medidor Tipo Tubo Venturi o Ventura 16
Selección del Elemento Primario, en Medidores Diferenciales 16

4
INDICE PÁGINA
a.- Las características físicas del fluido 16
b.-Los gastos mínimos, normales y máximos 16
c.-La presión estática 16
d.- Las dimensiones de las tuberías 16
e.- Las pérdidas de presión permisibles en el sistema 16
Los Elementos Primarios de Mayor Utilidad para los Medidores Diferenciales 17
a.- Medidor Diferencial Tipo Tubo Pitot 17
b.- Medidor Diferencial Tipo Tubo Venturi 19
c.- Medidor Diferencia Tipo Tobera o Boquilla 20
Uso de la Boquilla o Tobera de flujo 20
d.- Medidor Diferencial Tipo Vortex (Vórtice) 21
e.- Medidor Diferencial Tipo Orificio 22
1.-Medidor de Orificio tipo Concéntrico 22
2.- Medidores de Orificio tipo Excéntrico 23
3.- Medidor de Orificio tipo Segmentado 23
Requisitos a que debe de ajustarse la placa de orificio 24
Ventajas de Ventajas de un Medidor Placa de Orificio 24
Equipos e instalación de orificios de medición 25
a.- Carrera de medición 25
b.- Medidores de Placa de Orificio 25
1.- Medidor Placa de orificio tipo Paleta 25
2.- Medidor Placa de orificio tipo Placa Universal 25
Ventajas de la medición del flujo con medidores Caja de Orificio 25
Experiencias de mediciones de gas con Medidores de Caja de Orificio 27
Condiciones para la Utilización de un Medidor Placa de Orificio 27
Mantenimiento de los Medidores Placa de Orificio 27
Medidores de Flujo No diferenciales 29
a.- Medidores No Diferenciales Tipo Rotámetro 29
b.- Medidores no Diferenciales Tipo Turbina 30
c.- Medidores no Diferenciales de Tipo Magnético 30
d.- Medidores de Flujo Ultrasónicos 31
Otros Medidores Utilizados en la determinación del Caudal de Gas 31
a.-Medidores de Área Fija 31
b.- Medidores de Área Variable 31
c.- Medidores de Canal Abierto 31
d.- Medidores de Masa de Flujo 32
e.- Medidores Coriolis 32
El Efecto Coriolis de los Medidores 33
f.- Medidores de Gasto 33
g.- Medidores Multifásicos 33
Limitaciones del Medidor Multifásico 35
Teoría de la Medición con el Medidor de Flujo Multifásico 36
Sensores del Medidor Multifásico 36
a.- Diferencial de presión a través del tubo Venturi (DPV) 36
b.- El Medidor de Fracción de Energía Nuclear Dual 36

5
INDICE PÁGINA
c.- Presión de Proceso de Fluido (PT) 36
d.- Temperatura ambiente (TA) 36
Principio Operativo del Medidor de Flujo Multifásico 37
El Acondicionador de Flujo 37
El Medidor de Fracción de Energía Dual Gamma 37
Teoría de la tecnología de Energía Dual Gamma 39
Medición de la Velocidad de Un Fluido 39
Caracterización del Fluido 40
Mediciones Directas Monofásicas del Medidor Multifásico 40
Requisitos de Instalación 40
Medición de Caudales de Gas 41
Principios Básicos de los Medidores tipo Placa de Orificio 41
Importancia de la Utilización de los Medidores Placa de Orificio 42
Tipos de Medidores de Orificio 42
a.- Medidor de Orificio Abierto 42
b.- Tipo Cerrado 42
1.- Tipo de Tubería 43
2.- Tipo Brida o Flanche 43
Instalación de Medidores Placa de orificio 43
a.- Sujetadores de Placa de Orificio 43
b.- Bridas Porta 0rificio 44
c.- Porta Placa 44
d.- Especificaciones Generales del Tubo Medidor 45
Problemas Operaciones de los Medidores Placa de Orificio 45
Condiciones de la Corriente de Gas 46
Flujo Pulsante 46
Elemento Secundario- Registrador de Flujo 47
a.- Medidor de Mercurio con tubos en “U” 47
Problemas de los Medidores de Mercurio 47
b.- Medidores Tipo Fuelle 48
Problemas de los Medidores Tipo Fuelle 48
c.- Cartas de Medición 48
Derivación de la Ecuación de Flujo para Medidores de Orificio 51
Factores que intervienen en el cálculo del Caudal en un Medidor de Orificio 57
Determinación de los factores de la ecuación 58
a.-Factor del número de Reynolds 59
b.- Factor de expansión del gas 59
c.- Factor de presión 60
d.- Factor de temperatura base 60
e.- Factor de temperatura de fluyente 60
f.- Factor de la gravedad específica 60
g.- Factor de Expansión térmica del Orificio 61
h.- Factor de supercompresibilidad 61
i.-Factor de manométrico 63
j.-Factor de localización del medidor 63

6
INDICE PÁGINA
k.- Factor de expansión de la placa de orificio 63
Mediciones con Medidor Placa de orificio 63
Medidores de Masa de Flujo 64
Medición de los Líquidos del Gas Natural 65
Ecuación Válida para Determinar la Tasa de Vapor 65
Cálculos de Constantes de Orificio 65
Uso de Tablas y Aplicaciones 66
Especificaciones de Conexiones de Tomas de Presión 66
Enderezadores de Flujo 67
Medidor de Orificio Tipo Brida 67
Instalación de Codos en el Tubo Medidor 68
INDICE de Figuras PÁGINA
Figura 1 Placa de Orificio Concéntrica 09
Figura 2 Medidor Placa de Orificio 10
Figura 3 Medidor Tubo Venturi 20
Figura 4 Tipo de Medidores de Orificio 23
Figura 5 Medidor Ultrasónico 32
Figura 6 Medidor de Flujo Multifásico 34
Figura 7 Componentes del medidor multifásico 35
Figura 8 Sección del Medidor Multifásico 36
Figura 9 Triángulo de Solución 39
Figura 10 Caudal de Flujo 52
Figura 11 Caudal de Flujo 54
INDICE de CUADROS PÁGINA
Cuadro 1 Tolerancia práctica para Diámetros de Orificio 28
Cuadro 2. Relación del Factor Beta con el diámetro 44

7
Unidad VI: Medición de Tasas de Flujo de Gas
Flujo de un Caudal de Fluidos: El caudal o flujo es la cantidad de fluido que
circula por un conducto o cauce en un tiempo determinado. Para transportar los
fluidos de un lugar de la planta a otro o de un proceso a otro se necesita instalar
sistemas de tubería apropiados. La finalidad es canalizar el fluido adonde se
necesita y, al mismo tiempo, mantenerlo aislado del medio externo. Hay fluidos
altamente tóxicos, por lo que se debe garantizar su confinamiento para que no
produzca daños en el medio ambiente. En algunos casos, el valor del fluido es tan
elevado que se procura evitar desperdicios. Cuando así sucede, es conveniente
calcular la cantidad exacta que se está transfiriendo o consumiendo. Por ejemplo,
si la alimentación del gas natural a las casas particulares o a las grandes
instalaciones termoeléctricas no se conociera con un alto grado de precisión y
exactitud el caudal que llega, como la empresa suministradora de gas facturar el
consumo si antes no mide la cantidad de gas utilizada por el usuario, es por ello
que la medición de flujo tiene una aplicación fundamental no sólo en la planta
industrial, sino en cualquier sector donde se requiera la transferencia de fluidos.
Aunque la industria dispone de una gran cantidad de instrumentos para determinar
la cantidad de caudal, que pasa por un determinado punto, los más utilizados son
los Medidores de Caudal.
Medidores de Flujo El flujo de gas natural desde que deja el yacimiento hasta
que alcanza el sitio donde se utiliza, generalmente es un flujo continuo. Bajo estas
condiciones de flujo el gas no puede ser almacenado o retenido por largo tiempo,
a diferencia del petróleo y otros líquidos, así que su volumen debe ser
determinado instantáneamente durante su flujo a través de la tubería, lo cual
representa un problema de medición más difícil. Un Medidor es un dispositivo que
mide la tasa de flujo o cantidad de fluido en movimiento a través de un gasoducto
abierto o cerrado. Usualmente, consiste de un elemento o dispositivo primario,
secundario y terciario.
Medición de Gas A todo lo largo de la operación de producción, separación y
acondicionamiento, tratamiento y transmisión de gas, serán recibido y enviados
caudales de gas, que deben de ser medidos con un determinado grado de
exactitud, de tal forma que sea posible cuantificar el flujo en distintos sitios. En
vista de lo difícil que es medir el volumen de un gas, además de su dependencia
de la presión y temperatura. Luego para tener un punto de referencia común, el
volumen de gas medido a cualquier presión y temperatura sea convertida a una
presión y temperatura base. En el sistema Británico de Unidades por lo general se
acostumbra a expresa este volumen base en millones de pies cúbicos normales
de gas por día (MMPCND), que vendría a representar el caudal de gas en
condiciones normales de gas transportado a la presión de 14,7 (lpca) y
temperatura de 520 R. En este sistema el caudal de gas se expresa de la
siguiente forma b . Este caudal puede ser fácilmente convertido a condiciones
de operación a través de los factores de conversión, con lo cual se hacen mucho
más fáciles los cálculos de los parámetros, que se utilizan en la ingeniería de gas

8
e ingeniería en general, aunque con el uso de computadora facilita más el cálculo.
Por ejemplo, si se disponen de 120 MMPCND, el cual tiene una gravedad
especifica al aire de 0,67¿Cual sería el caudal volumétrico del gas en (lb/s) a una
presión de 950 lpca y temperatura de 140F?.
Solución con el valor de la gravedad específica G en forma gráfica o través de
correlaciones matemáticas se obtienen la temperatura y presión seudocríticas. En
este caso en forma gráfica y se obtiene que: lpca
PSC 665 y R
TSC 365 , luego:
64
,
1
SR
T ; 43
,
1
SR
P ;Z=0,90 ; lo que indica que :
PC
lb
G 18
,
3
s
PC
s
x
lb
x
lbmol
x
PCN
x
día
día
x
PC
x
lb
x
x
lbmol
x
PCN
x
33
,
22
)
(
86400
)
(
18
,
3
)
(
)
(
6
,
379
)
(
)
(
)
(
)
(
67
,
0
97
,
28
)
(
)
(
10
2
,
1 8
=
s
pie3
Condiciones del Flujo de Gas para la Medición: El flujo de gas es continuo, sin
que en ningún punto de su trayectoria sea almacenado. Por lo que su medición
debe de hacerse directamente sobre una corriente de gas que esta fluyendo
continuamente Generalmente para la medición de gas se emplean los medidores
Placa de orificio, debido a que presentan buena tolerancia al arrastre de líquidos.
Este tipo de Medidores opera por el Método de presión diferencial, el cual se
fundamenta en el hecho de que la presión y la velocidad de un fluido que circula
por una tubería es casi la misma en cualquier punto de las paredes de dicha
tubería. Cuando en la tubería se coloca una restricción, se observa claramente
que hay una caída de presión a través de dicha restricción., además de un
aumento en la velocidad del fluido. Esto es conocido como el Teorema de
Bernoulli, y a este cambio de presión en el flujo de gas, antes y después de la
Placa de Orificio, es lo que se conoce como Presión Diferencia w
h
La presión diferencia más la presión de flujo de gas del sistema o presión estática
(presión del gas aguas arriba de la Placa de Orificio son registradas en un disco
de papel (Carta registradora), el cual se encuentra dentro de un registrador de flujo
y presión. Lo que indica que con la determinación de estas presiones se puede
obtener el volumen de gas producido por el pozo, mediante la siguiente fórmula
matemática.
w
f
CB xh
P
Cx (1)
Donde: CB Tasa de caudal de gas a condiciones estándares o base en pies
cúbicos normales por hora (PCNH); (C) = constante de orificio, la cual es
adimensional; f
P presión estática en (lpca) y w
h presión diferencial en
pulgadas de agua. La verdad es que el Medidor Placa de orificio consiste en una
placa perforada instalada en la tubería, y que tiene dos tomas en la parte anterior

9
y posterior de la placa, las cuales captan la presión diferencial. Esta presión
diferencial, es proporcional al cuadrado de la velocidad del caudal de flujo de gas.
Medición de Flujo La medición del flujo de fluidos es una de las mediciones de
mayor importancia en el control de procesos que se llevan a cabo en gasoductos,
oleoductos, plantas de inyección o transmisión, plantas industriales, acueductos,
etc. El fluido a medir puede ser un líquido, un gas o una mezcla de ambos, en este
caso será una mezcla bifásica. En cada caso existen diversos medidores y
dispositivos de medición que pueden ser utilizados, para cuantificar la tasa de
flujo. Un medidor de flujo es básicamente un dispositivo que mide la tasa de flujo o
cantidad de un fluido en movimiento a través de un gasoducto abierto o cerrado.
Por lo general, consiste de un elemento primario y un elemento secundario.
Elemento Primario del Medidor de Flujo: Este aparato es un dispositivo
instalado interna o externamente en la tubería de flujo, que produce una señal en
relación al flujo de fluido que circula por el gasoducto. La señal que produce el
dispositivo esta en concordancia con las leyes físicas conocidas, relacionado la
interacción del fluido a la presencia del elemento primario, en función del elemento
primario utilizado, los medidores de flujo pueden ser clasificados en medidores de
cantidad y medidores de tasa. Entre los elementos primarios se tiene:
a.- Placa de Orifico Estos medidores se clasifican en concéntricas, excéntricas y
segmentadas Las placas de orificio concéntricas son las más utilizadas,
instalándose en bridas y cajas de orificio. En la figura 1 se presenta una placa de
Orificio Concéntrica
Figura 1 Placa de Orificio Concéntrica
b.- Caja de Orificio. Este aparato se instala en la línea transportadora del gas y
es la portadora de la placa de orificio que representa la restricción en el flujo de
gas. Posee un mecanismo que permite cambiar la placa de orificio con facilidad,
ejecutando una maniobra relativamente simple sin necesidad de parar el proceso.
En la figura 2 se muestra un Medidor placa de orificio, medidor de gran utilidad en
la industria petrolera.

10
Figura 2 Medidor Placa de Orificio
Elementos Secundarios del Medidor de Flujo Este es un dispositivo que
responde a la señalización del elemento primario y la convierte en una señal de
salida que puede ser traducida en tasa de flujo o cantidad de fluido, con lo cual se
determina la tasa de caudal, para realizar este proceso son necesarios los
siguiente instrumentos:
a.- Registradores de Flujo y Presión Este instrumento se utiliza para registrar
sobre la cara de un disco de papel variaciones de la presión a través del Disco de
Orificio, el cual representa la Presión Diferencial (PD) y la presión de flujo de gas
del sistema, que representa la Presión Estática (PE), necesarias en él calculo de la
cantidad de gas que produce un pozo. El registrador tipo Fuelle Barton es el más
utilizado en la empresa. Es altamente sensible al líquido, afectando el elemento
diferencial del equipo, arrojando de esta manera lecturas erradas, imposibilitando
un cierre del balance.
b.- Registros Existen en diferentes formas y escalas de los registros o cartas
utilizadas en la medición de flujo, pero básicamente se puede clasificarlos en
gráficos uniformes o lineales, gráficos de raíz cuadrada.
c.- Gráficos Lineales y/o Uniformes: La lectura tomada sobre estos registros
representa una relación lineal con respecto al diferencial de presión producido por
el flujo que en ese instante está fluyendo a través del elemento primario. Estos
gráficos se caracterizan por sus divisiones uniformes
d.- Gráficos de Raíz Cuadrada. Este tipo de gráficos no señala una indicación
directa de presión diferencial, pero tiene la ventaja de poder indicar, el porcentaje
de flujo que en un momento determinado esta circulando a través del elemento
El elemento secundario es un dispositivo que responde a la señalización del

11
elemento primario y la convierte en una señal de salida que puede ser traducida
en tasa de flujo o cantidad de fluido.
Elemento Terciario Este dispositivo permite realizar el cálculo del volumen, a
través de un sistema computarizado
Importancia del Elemento Primarios en la Medición de un Flujo de Fluido: En
función del elemento primario utilizado los medidores de flujo pueden ser
clasificados en Medidores de Cantidad y Medidores de Tasa. La selección de un
medidor es determinada por su confiabilidad, tanto en la medición como de
mecánica, y su rango. La confiabilidad es un asunto de experiencia, de trabajo y
de prueba. El rango requerido en la medición que se determina por cálculos de
diseños preliminares. La medición de la tasa de flujo ha sido tradicionalmente un
aspecto mecánico. Para lograr una alta precisión y exactitud en la medición del
fluido, es necesario hacer la selección correcta del tipo de medidor a utilizar. Al
seleccionar un determinado tipo de medidor, para la medición de un fluido, hay
que tomar en cuenta la diferencia entre exactitud y precisión. Ambos términos
involucran diferentes tipos de errores
La Exactitud de un Medidor de Flujo: La exactitud, por ejemplo es la relación
entre la tasa de flujo real y la tasa de flujo medida, pueden utilizarse ciertos
procedimientos de prueba de medidores, para determinar la cantidad de error
cometido en la exactitud. La precisión es la cantidad de veces que se repite una
medición, correcta o incorrecta. Un instrumento, por ejemplo puede ser muy
preciso y además muy inexacto.
Selección de los Medidores. Con el objetivo de tener una alta exactitud en la
medición de los fluidos manejados, con lo cual se logra consistencia en el control
de las operaciones, la selección del medidor adecuado para un determinado
servicio requiere de la aplicación de una serie de criterios que facilitan la selección
del dispositivo idóneo al más bajo costo. Los criterios de selección a tomar en
cuenta son:
a.- Tipo de Fluidos a medir en el mundo petróleo los fluidos a manejar son
(petróleo, gas, vapor de agua)
b.- Propósito de la medición, dentro de los propósitos se tiene (control de flujo,
distribución de volúmenes, control de inventarios; venta de productos y obtención
de datos para ingeniería de procesos).
c.- Exactitud Requerida. La exactitud de mayor uso es (0,5 a 1%) para propósitos
de confiabilidad, (1,0 a 2,0%) para propósitos de control.
d.- Volumen a manejar. Este es un parámetro de gran importancia, para definir el
tipo de medidor a utilizar, el tipo de medidor a utilizar estará relacionado con la
precisión y exactitud de la medición, parámetros de gran importancia para
cuantificar la eficiencia de un proceso de medición.

12
e.- Costo Relativo, aquí lo de mayor importancia a tomar en cuenta son los
costos de instalación inicial, y los costos de mantenimiento.
f.- Facilidades de Mantenimiento y Calibración. Lo de mayor importancia a
tener en cuenta son Los Requerimientos de herramientas y/o equipos especiales;
y; entrenamiento requerido por el personal, y
g.- Limitaciones Físicas de la Instalación. A tomar en cuenta los siguientes
aspectos; Requerimiento de espacio para tuberías; disponibilidad de energía
eléctrica y Clasificación de áreas peligrosas. Todo estos parámetros hay que
tomarlos bien en cuenta, ya que influyen en la eficiencia de la medición obtenida
con este tipo de medidor..
Clasificación de los Medidores de Flujo: La principal clasificación da origen a:
Medidores de Cantidad. A este grupo pertenecen los medidores (Diafragma;
Desplazamiento Positivo y Rotatorios). Estos medidores están diseñados para
medir el flujo total que pasa a través del mismo. Una unidad de medición separa
momentáneamente el flujo en segmentos. Los segmentos son contados y los
resultados son transferidos al contador o cualquier sistema totalizador a través de
un tren de engranaje. Los medidores de cantidad. son medidores de
desplazamiento positivo Están diseñados para medir el flujo total que pasa a
través de mismo. La principal ventaja es que se realiza la lectura directa del
volumen total de caudal, sin necesidad de alimentación externa de potencia de
ninguna especie, la desventaja es que para que el proceso sea de alta eficiencia y
preciso, los fluidos a medir tienen que ser limpios
Los medidores de cantidad están diseñados para medir el flujo total que pasa a
través del mismo. Una unidad de medición separa en forma momentánea al flujo
en segmentos que son contactos. Los resultados son transferidos al contactor o
cualquier totalizador, a través de un tren de engranajes Entre los Medidores de
Cantidad se tiene a los Medidores de Diafragma, Medidores de Desplazamiento
Positivo y Medidores Rotatorios.
a.- Medidores de Cantidad de Desplazamiento Positivo. Estos medidores se
encuentran en muy variados diseños, opera básicamente dividiendo el flujo en
volúmenes conocidos y contando la cantidad de dichos volúmenes procesados
para obtener el volumen total. Al igual que los medidores de turbina, estos
medidores giran por la acción del fluido en circulación y su funcionamiento se ve
beneficiado por fluidos limpios y lubricantes
Los medidores de desplazamiento positivo son esencialmente instrumentos de
cantidad de flujo. Se utilizan frecuentemente para medida de líquidos en procesos
discontinuos. Para procesos continuos se prefieren los instrumentos de caudal. El
instrumento de desplazamiento positivo, toma una cantidad o porción definida del
flujo, y la conduce a través de un medidor, luego produce con la siguiente torsión y
así sucesivamente. Contando las porciones pasadas por el medidor se obtiene la

13
cantidad total pasada por este. La exactitud de los medidores de desplazamiento
positivo es alta, generalmente entre 0,1 y 1 %. Estos medidores son el fundamento
o la base de muchos elementos de control .Este medidor es un instrumento
sensible al flujo. El medidor responde a las variaciones en el valor del flujo y
responde, también a señales mecánicas correspondientes a la rotación del eje.
Estos Medidores se aplican, donde haya una flujo grande, y se requiera una
respuesta directa al valor de la variación del flujo y donde la acción mecánica sea
necesaria. La precisión y exactitud de estos medidores esta condicionada a una
serie de factores y/o procesos, que vienen a determinar su precisión y exactitud,
que es de gran importancia en los procesos industriales.
b.- Medidores de Flujo Este tipo de medidores es uno de los más utilizados en
la industria petrolera, en la medición de flujo de fluidos. Los medidores de flujo se
dividen en Medidores Diferenciales, y Medidores no Diferenciales. Entre los
medidores diferenciales se encuentran los Medidores Tipo Pitox; Toberas, Tubo
Venturi ;Tubo Vertien y Orificio, el cual se divide en Excéntrico, Concéntrico y
Segmentado. Los medidores no diferenciales, Rotámetros, Turbinas, Magnéticos y
Sónicos
Medidores de Flujo Diferencial El medidor diferencial de presión se identifica,
por las características de su elemento primario, el cual crea una diferencia o caída
de presión que depende de la velocidad y densidad del fluido. Esta diferencia es
medida por el Elemento Secundario. Los Medidores de Presión Diferencial, por su
fabricación sencilla, su facilidad de instalación y su precio accesible, tienen un uso
muy extendido en la industria petrolera. Básicamente consisten en un elemento
primario, que genera la presión diferencial, y un elemento secundario, capaz de
medir dicha presión y mostrarla o registrarla en un cuadrante.
La operación de los medidores de flujo diferencial parte de la propiedad que tienen
los fluidos de sufrir una caída o disminución de presión cuando, en una tubería, se
les hace circular a través de una restricción. Tal caída o disminución se debe a la
ley de la conservación de la energía, según la cual esta última no puede ser
creada o destruida. La explicación sencilla de esto es que para conservar el
equilibrio de energía de un fluido que circula en una tubería es necesario que la
velocidad del mismo se incrementa cuando la presión disminuye y viceversa.
Así, cuando la corriente del fluido encuentra una restricción en su camino, la
velocidad se incrementa. De esta manera, para conservar el equilibrio en la
energía, la presión disminuye.
Condiciones de Manejo de los Medidores de Flujo Diferencial: En la línea del
flujo, la presión antes de la restricción es mayor que la generada después. La
diferencia entre estas presiones es lo que se denomina presión diferencial. El
elemento de medición primario más sencillo se conoce como Placa de Orificio. Se
trata de una placa metálica circular con un orificio por lo regular en su centro, que
se coloca en una brida montada en forma conveniente en la tubería donde circula
el fluido. El tamaño del orificio es importante, ya que determina el grado de
restricción que habrá en la línea. Un orificio grande presentara una restricción baja

14
y, en consecuencia, una presión diferencial de baja magnitud. Por otro lado, un
orificio chico presenta una gran restricción y una presión diferencial elevada.
La Presión Diferencial: D
P : La Presión Diferencial, que viene a ser la diferencia
entre dos presiones. Por ejemplo la presión diferencial a través de una placa de
orificio instalada en un tubo medidor, es la diferencia de la presión aguas-arriba
(se refiere a una zona ubicada antes de un punto de referencia tomando como
base el sentido del flujo) y aguas- abajo (se refiere a una zona ubicada después
de un punto de referencia, tomando como base el sentido del flujo) de la Placa de
Orificio. La presión diferencial desarrollada entre ambos extremos del orificio
siempre es proporcional a la velocidad del fluido que circula a través del mismo.
Una velocidad elevada produce una diferencia de presión alta. De la misma
manera, una velocidad baja produce una presión diferencial baja. Otro de los
factores que influyen en la magnitud de la presión diferencial desarrollada es el
diámetro del orificio. Bajo condiciones de operación equivalentes, un orificio de
diámetro pequeño produce una presión diferencial elevada y uno de diámetro
grande produce una presión diferencial pequeña.
Magnitud de la Presión Diferencial en un Medidor Placa de Orificio: En
cualquier caso, la presión diferencial producida a través de una placa de orificio es
de pequeña magnitud, de tal manera que para medirla se utilizan escalas
graduadas en pulgadas de agua. Una presión de una pulgada de agua es aquella
capaz de elevar una columna de agua a una altura de una pulgada. Los
instrumentos medidores y registradores utilizados en estas aplicaciones utilizan
elementos de fuelles o diafragmas calibrados en estas unidades. Para calcular en
forma adecuada el diámetro del orificio de la placa, el conocimiento y la
experiencia del ingeniero de proceso son fundamentales. Los cálculos se realizan
en función de las condiciones normales de operación, determinadas por el rango
de valores de presión, temperatura y velocidad de flujo a las que usualmente
operará la aplicación de flujo en particular.
En los campos petroleros No es raro encontrar instaladas Medidores Placas de
Orificio que están sobre o subdimensionadas. En cualquiera de los dos casos,
provoca una baja precisión y exactitud en la medición. En el primer caso, la
presión diferencial producida cuando las condiciones de operación son normales
es muy pequeña. Esto provoca que el medidor que registra la presión diferencial
opere casi en la parte inferior de su escala y las fluctuaciones en el flujo medido
estén muy atenuadas .Bajo estas condiciones, la sintonización de un control de
flujo es muy complicada y la estabilidad difícilmente es óptima. La magnitud de la
presión diferencial desarrollada a través del orificio no sólo depende del diámetro
del mismo, sino de algunas características físicas inherentes al fluido o a las
condiciones de operación. Entre las primeras, las más importantes son la densidad
y la viscosidad; entre las segundas, la temperatura y la presión. También se debe
considerar si el fluido es un líquido, un gas o un vapor, y cada uno de ellos tiene
un comportamiento muy particular.

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Efecto de la Presión de un Fluido Líquido en la Medición de un Flujo: El
efecto de la presión sobre la densidad de los líquidos es insignificante y, en
muchos casos para efectos del cálculo del diámetro del orificio de la placa, la
densidad del fluido, se considera nula, ya sea porque su valor no tiene una
variación calculada, para efecto de determinación del caudal. Por otro lado, el
efecto de la temperatura sobre la densidad de los líquidos es muy significativo, y
debe incluirse algún elemento de compensación en las ecuaciones de cálculo. En
términos generales, cuando la temperatura aumenta, la densidad disminuye, esto
es válido si el fluido es un gas. Además, el efecto de la temperatura y la presión
sobre la densidad es muy considerable .Para estos efectos conviene mencionar
dos leyes físicas, las cuales indican que:
a.- La Densidad de un Gas a temperatura constante es directamente
proporcional a su presión absoluta
b.- La Densidad de Un Gas a presión constante es inversamente
proporcional a su temperatura absoluta.
Condición de la presión de los Gases: En la física moderna se ha determinado
que la densidad de diferentes gases a la misma temperatura y presión varía en
forma directamente proporcional a su peso molecular. La viscosidad es la
resistencia interna que ofrece el fluido para circular dentro de una tubería. El agua
tiene una viscosidad baja, mientras que el petróleo la tiene alta. Cuando el
petróleo se calienta, su viscosidad disminuye. Para calcular el diámetro del orificio
de una placa es preciso resolver una serie de ecuaciones matemáticas, lo cual es
un trabajo complejo y tedioso. Por fortuna, en la actualidad se cuenta con una
serie de productos de software que realizan estos cálculos con rapidez y muy poca
intervención del usuario. El orificio de la placa no siempre es concéntrico. En
algunas ocasiones se prefiere utilizar orificios excéntricos, dependiendo de las
características del fluido.
Ventajas de La Placa de Orificio: La ventaja principal de utilizar una placa de
orificio para la medición de flujo es que su fabricación e instalación tienen un costo
reducido. Además, el ingeniero de proceso puede modificar fácilmente el diámetro
del orificio para ajustarse a otras condiciones de operación. La principal
desventaja es que los fluidos que traen sedimentos o que son muy viscosos
tienden a tapar o modificar el diámetro del orificio, con lo que la presión diferencial
desarrollada ya no corresponde al flujo real que circula en la tubería. La principal
ventaja de los medidores diferenciales es que pueden manejar sólidos en
suspensión, además que pueden ser utilizados en un amplio rango. La desventaja
es que no están disponibles, para tuberías con diámetros menores a 6 pulgadas.
El Tubo Medidor Tipo Venturi Este medidor es otro popular dispositivo que opera
bajo el principio de presión diferencial a través de una restricción( se entiende por
Tubo Medidor al tramo de una tubería que requiere una distancia mínima entre la
placa de orificio y el accesorio más próximo tanto aguas-arriba como aguas abajo,
distancias que deben de estar representadas en los esquemas de instalación con

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las letras A y A’, para las correspondientes aguas-arribas incluyendo
enderezadores de flujo B y B’ para al distancia aguas- abajo
Ventaja de Un Medidor Tipo Tubo Venturi o Ventura: La principal ventaja de un
medidor Tipo Tubo Ventura es su resistencia a la contaminación por sedimentos o
por el propio fluido que circula a través de él. Además, opera a un rango de
velocidad de flujo más alto que la placa de orificio. La desventaja es que tiene un
costo considerablemente más elevado y que sus características de operación no
pueden modificarse en campo. Los proveedores de estos medidores suministran
el Tubo Venturi con unas dimensiones y rango de operación calculados para unas
condiciones de operación específicas. En términos, generales se puede señalar
que. Muchos de los equipos utilizados para medición de la tasa de flujo pueden
operar por largos periodos de tiempo, sin mayores dificultades, pero hay que
tener en cuenta que deben ser removidos ocasionalmente para su verificación,
reparación, calibración. A estos medidores pertenecen:
En términos generales, se puede indicar que el medidor diferencial de presión, se
identifica, por la característica de su elemento primario, ya que crea una diferencia
o caída de presión que depende de la velocidad y densidad del fluido Muy
diversos tipos de elementos primarios han sido usado para producir la diferencia
de presión, pero los más comunes son: la Placa de orificio, la Boquilla de Tobera,
El Tubo Ventura y El tubo Pitot
Selección del Elemento Primario, en Medidores Diferenciales En la selección
del elemento primario, más conveniente para cada caso particular, es necesario
tener presente las siguientes consideraciones.
a.- Las características físicas del fluido, los cuales serian un factor
determinante en una decisión .de selección
b.-Los gastos mínimos, normales y máximos., los cuales tienen una gran
importancia a la hora de hacer la selección. Aunque, hay condiciones, en donde
mínimos o los máximos gastos a medir nos limitan y obligan a usar tal o cual de
los elementos primario.
c.-La presión estática: La selección del rango diferencial se sustenta
principalmente en la presión estática del sistema, se sabe que hay elementos
primarios que trabajan convenientemente con diferenciales de presión pequeñas,
los que puede hacer de este factor, con cierto rasgo determinante para una
selección.
d.- Las dimensiones de las tuberías, ya que existen limites en los diámetros de
las tuberías que impiden el uso de ciertos elementos primarios.
e.- Las pérdidas de presión permisibles en el sistema. Por lo general se deben
ajustar las perdidas de presión producidas por el elemento primario a un valor
especificado, que no debe exceder de la cantidad permisible. Luego, esto conduce

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en algunos casos a la selección de elementos primarios que produzcan caídas de
presión mínima.
Los Elementos Primarios de Mayor Utilidad para los Medidores Diferenciales
se consideran:
a.- Medidor Diferencial Tipo Tubo Pitot Un Tubo Pitot es un elemento que
compara a la presión estática con la combinación de la presión estática y la
presión dinámica o presión total del flujo. La diferencia de esta presión estática y la
presión total es la medida de la velocidad de flujo en la tubería, en el punto de
impacto de la presión. Se caracteriza por ser de bajo costo y de fácil remoción.
Los medidores tipo Tubo Pitot, son de baja exactitud y no es recomendable para
fluidos sucios.
El Tubo "Pitot" es el elemento primario de un instrumento de flujo. El tubo tiene
dos conexiones roscadas de presión que entran a la línea: una, la conexión de
impacto queda directamente frente al lado ascendente; la otra abertura, la
conexión estática, abre en ángulo recto a la dirección de flujo. La presión en la
conexión de impacto es la suma de la "altura dinámica" y de la presión estática en
la línea. La Conexión estática solamente mide la presión estática. Las dos
conexiones están conectadas a un medidor diferencial que mide la "altura
dinámica" o "carga de velocidad", la cual esta directamente relacionada al régimen
de flujo.
El Tubo "Pitot" tiene una aplicación algo limitada en líneas de los tamaños
mayores, en donde el costo de instalación de una boquilla de flujo que se haría
necesaria debido a la alta velocidad seria exorbitante. También se usa para altas
velocidades en donde la presión estática es baja, pues el Tubo "Pitot" no introduce
ninguna pérdida de presión. Otra ventaja es que puede instalarse fácilmente en
donde la línea ya esta en operación y que seria imposible cortar la línea para
instalar una placa de orificio o boquilla de flujo. Las entradas del Tubo "Pitot" son
bastante pequeñas y se tapan fácilmente si el tubo se usa en gases o líquidos
sucios. Su instalación no se recomienda excepto bajo condiciones de flujo ideales
El Tubo "Pitot" debe introducirse en un tramo recto de la línea de tubería y lo más
lejos posible, en la línea del flujo descendente, de cualquier punto de disturbio en
el flujo, tales como reductores, válvulas o combinación de conexiones. Para
colocar el tubo correctamente en la línea, dóblese el largo mínimo permisible de
tubería recta que precede al Tubo "Pitot" según recomendación de la hoja de
Instrucciones de "Tramos de Tubería para medidores". No tiene importancia que la
tubería sea horizontal, vertical o inclinada. En tuberías horizontales e inclinadas, el
Tubo "Pitot" debe instalarse arriba en la línea para medición de flujo de gas. Para
flujo de líquidos y de vapor, instálese el Tubo "Pitot" en un lado de la línea La
abertura del orificio de impacto del Tubo "Pitot" debe quedar en la línea de centro
de la tubería y directamente frente al flujo ascendente. La dirección estará correcta
sí la flecha en el cuerpo del tubo apunta en la dirección del flujo.

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La construcción de medidores primarios de presión diferencial con el principio de
funcionamiento del Tubo Pitot se puede efectuar con facilidad y economía con el
uso de Tubos Modificados La construcción de estos equipos permite instrumentar
estaciones de medición de caudales a bajo costo y, principalmente, desarrollar
tecnologías propias. El medidor primario Tipo Pitot Modificado esta compuesto
básicamente de dos tubos, uno de los cuales capta la carga de impacto o alta
presión, que representa la suma de la carga dinámica y carga de presión y el
otro tubo capta la presión o baja presión, que se obtiene la carga dinámica, la cual
es proporcional al cuadrado de la velocidad del flujo en movimiento. La correlación
de la carga dinámica con la velocidad del fluido para determinar el caudal esta
definido por las siguientes ecuaciones:
C gxh
2 (2)
xA (3)
gh
CxA 2 = h
K (4)
Donde: velocidad media del caudal en (m/s); caudal de flujo de gas en
(m3
/s);(C )=constante de calibración del elemento primario; (A )= área de la
sección control en (m2
); (g)= aceleración de gravedad es (m2
/s); (h)= carga
dinámica o diferencial de presión en (m) y (K)= producto de las constantes
El Tubo Pitot es el elemento primario de un instrumento de flujo. El tubo tiene dos
conexiones roscadas de presión que entran a la línea. Una de las conexiones de
impacto queda directamente frente al lado ascendente; la otra abertura, la
conexión estática, abre en ángulo recto a la dirección de flujo. La presión en la
conexión de i0mpacto es la suma de la altura dinámica y de la presión estática en
la línea. Las dos conexiones están conectadas a un medidor diferencial que mide
la altura dinámica o carga de velocidad, la cual esta directamente relacionada con
el régimen de flujo. Existen muchas variaciones en el diseño de Tubos Pitot, por lo
general no se deben utilizar en proceso de vapor.
El Tubo Pitot tiene una aplicación limitada en líneas de los tamaños mayores, en
donde el costo de instalación de una boquilla de flujo que se haría necesaria
debido a la alta velocidad, sería muy costoso. Los medidores tubo Pitor, se
pueden se utilizar en flujo con altas velocidad, pero, cuando la presión estática es
Baja, esto es valido, debido a que el tubo Pitot no introduce ninguna pérdida de
presión. Desde luego esto puede ser una ventaja de los medidores tipo tubo Pitot.
Otra ventaja es que pueden instalarse fácilmente en donde la línea ya esta en
operación, y que fuese imposible cortar la línea para instalar un medidor, que no
sea un tubo Pitot. Una desventaja es que las entradas son bastantes pequeñas, y
luego se tapan con cierta facilidad, sobre todo, cuando se trata de medir fluidos
gaseosos o líquidos sucios, componentes tal comunes en la industria petrolera,
por lo tanto muy fácil de encontrarlos, y habrá que trabajar con ellos.

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El medidor tipo Tubo Pitot debe ser introducido en un tramo de la línea de tubería
y los más lejos posibles, de la línea de flujo descendente. Su instalación debe de
estar alejada de cualquier punto de disturbio en el flujo, tal como los reductores,
las válvulas o combinación de conexiones. Para colocar el tubo correctamente en
la línea. No tiene importancia que la tubería sé horizontal, vertical o inclinada. Se
puede señalar que entre los dispositivos sencillos destaca el Tubo Pitot, que
consiste en un tubo doblado hacia la dirección donde viene el flujo. Otra variación
de diseño se construye mediante un tubo recto con una perforación en el lado
orientado hacia donde viene el flujo. La fuerza de impacto del fluido sobre el
extremo u orificio en el tubo es una rama de la presión diferencial. La otra rama es
la presión estática del fluido.
El Medidor Tipo Tubo Pitot es un dispositivo que se utiliza mucho cuando se tiene
una tubería de gran diámetro. Aunque tiene la ventaja de su bajo costo y sencillez
de fabricación, la desventaja es que sólo mide el flujo en el punto de impacto. Se
ha tratado de superar esta desventaja suministrando Tubos Pitot con varias
perforaciones orientadas hacia donde viene el flujo. De, tal manera que, la
presión diferencial promedio que se genera representa la velocidad de fluido
con mayor precisión.
b.- Medidor Diferencial Tipo Tubo Venturi Este es un medido tipo boquilla,
existen varias configuraciones disponibles de Tubos Venturi. Aunque el más
común es el Tipo Herchel. Estos medidores pueden manejar sólidos en
suspensión y fluidos viscosos. Sin embargo, estos medidores son de ato costo y
normalmente no están disponibles para tuberías menores de seis (6) pulgadas de
diámetro El Tubo "Venturi" es el elemento primario del instrumento de flujo
colocado en la línea para medir una presión diferencial relacionada al flujo. Este
medidor puede usarse un tubo en donde la aplicación lo justifique. En vez de
agujeros roscados únicos en puntos apropiados del Tubo "Venturi", pueden
suministrarse anillos Piezometricos. Un anillo piezometrico es un colector que
circunda el tubo con varias aberturas estáticas de presión hacia adentro del tubo.
La conexión de presión al medidor esta conectada a este colector. Con esta
disposición si un agujero llega a taparse, la exactitud de la medición no queda
afectada.
El Tubo "Venturi" se usa en donde es importante la recuperación de presión,
puesto que esta recuperación del cuello Venturi es mucho más elevada que para
otros elementos primarios, especialmente en comparación con los de placas de
orificio. Otras ventajas del Tubo Venturi son su coeficiente excepcionalmente
uniforme con flujos viscosos, y el hecho de que no separa ni deposita material en
suspensión. El tubo del medidor esta colocado en la línea de tubería tal como un
tubo ordinario, el cono menor formando el extremo de entrada o de flujo de arriba.
El tubo mismo esta hecho de varias secciones, variando el número de ellas según
el tamaño del tubo. Cada secci6n tiene una muesca en la orilla de la brida para
permitir un alineamiento exacto. El tubo puede instalarse en cualquier posición:
horizontal, vertical o inclinada.

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Tal, como se señalo antes el Tubo Ventura, es un tipo espacial de boquilla,
seguido de un cono que se ensancha gradualmente. Este accesorio evita en gran
parte la pérdida de energía cinética debido al rozamiento. El medidor tipo Tuvo
Ventura, es en principio un medidor de área constante y de caída de presión
variable. En la figura 3 se representa en forma esquemática un Medidor Tipo Tubo
Ventura
Figura 3 Medidor Tubo Venturi
El Tubo "Venturi" debe introducirse en un tramo recto de la línea de tubería y tan
lejano, hacia abajo como sea posible, de cualesquier origen de trastorno en el
flujo, tal como reductores, válvulas, y grupos de conexiones En tuberías
horizontales e inclinadas, las conexiones de presión para la tubería desde el Tubo
"Venturi" al instrumento, deben hacerse tal como lo estiman las reglas
establecidos para tal fin En tubos verticales, las conexiones de presión pueden
hacerse a cualquier lado del tubo. El medidor tipo tubo Ventura Se recomienda
principalmente donde se requiere la máxima exactitud en la medición de fluidos
altamente viscosos y cuando las circunstancias obligan a mantener una mínima
caída de presión tanto que justifiquen el alto costo que significa la inversión
original.
c.- Medidor Diferencia Tipo Tobera o Boquilla Este tipo de medidor basa su
medición en la caída de presión de un fluido fluyendo a través de una restricción
en la línea de flujo. Las boquillas vienen en varias formas. En todos los casos la
conexión aguas arriba esta localizada a una distancia equivalente a un diámetro
de la tubería. Este medidor puede manejar sólidos en suspensión y no tiene partes
móviles. Esta limitado a moderados tamaños de tubería y bajos rangos de fluid La
ventaja que tiene sobre el Medidor Tipo Tubo Venturi es una menor longitud y, por
lo tanto, un costo menor. Es igualmente apropiado para aplicaciones de fluidos
con un alto grado de sedimentos. Los principales tipos de boquillas, son las de
tipo brida, las de conexiones en el cuello.
Uso de la Boquilla o Tobera de flujo La boquilla de flujo, es el elemento
primario del instrumento de flujo, colocado en el punto de medición con objeto de
crear una reducción de presión diferencial relacionada al flujo. La capacidad de
una boquilla de flujo es mayor que la de un orificio de cantos agudos, de manera
que puede manejarse un régimen de flujo mucho mayor con la misma relación de
d/D y con el mismo diferencial. Por consiguiente, cuando el uso de una placa de
orificio necesitase una relación demasiado alta de d/D, puede obtenerse una

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relación más baja para el mismo flujo, utilizando una boquilla de flujo y
aumentando la exactitud al reducir los errores debidos a las irregularidades en la
tubería. Además tiene ventajas para ser usada con fluidos que contienen
sedimentos o sustancias sólidas en suspensión. Su sección hidrodinámica evita
que se depositen materias sólidas que pudiesen cambiar el perfil de entrada.
La boquilla de flujo debe intercalarse en una sección recta de la línea de tubería, y
tan abajo en el flujo como sea posible, lejos de cualquier fuente de trastorno en el
flujo, tales como reductores, válvulas, combinaciones de codos etc. Carece de
importancia que la tubería sea horizontal, vertical o inclinada, a menos que lleve
alguna sustancia extraña en suspensión; tal como sedimentos o gases. En estos
casos, es preferible instalar la boquilla de flujo en una sección vertical de la línea,
con el flujo en una dirección que permite que la sustancia extraña pase a través
del orificio, es decir, hacia arriba en casos de gases aprisionados, y hacia abajo en
casos de sedimento, polvo o condensado
d.- Medidor Diferencial Tipo Vortex (Vórtice). Este es un medidor que se utiliza,
en fluidos con una no muy viscosidad. Se sustenta en el principio de que cuando
un fluido fluye alrededor de un objeto obtuso, el flujo es incapaz de seguir la
superficie del objeto apartándose del mismo en un punto para formar una serie
continua de corriente de remolino. Este medidor tiene un amplio rango de flujo,
puede medir gases, líquidos y vapor de agua. Sin embargo, este medidor requiere
de secciones especiales de tubería aguas arriba y aguas abajo del medidor, y
algunos de estos medidores son difíciles de calibrar La .operación de estos
dispositivos se sustenta en algunas propiedades de la dinámica de los fluidos. Es
decir aquellas características que se presentan cuando los fluidos se encuentran
en movimiento. El nombre de Vórtice o remolino, se fundamenta a que los
científicos desde hace mucho habían observado que el número de remolinos que
se forman en una corriente de agua, cuando esta pasa por un obstáculo se
incrementaba en forma lineal, cuando aumentaba la velocidad de la corriente.
El medidor Tipo Vórtice tiene su aplicación, en fluidos de no muy alta viscosidad,
la medición se basa en el principio, que cuando un flujo fluye alrededor de un
objeto obtuso, el flujo no es capaz de seguir la superficie del objeto apartándose
del mismo, en un punto para formar una serie continua de corrientes de remolino.
La frecuencia de la velocidad es proporcional a la velocidad del flujo e
inversamente proporcional al diámetro del objeto.
Las principales ventajas del medidor tipo Vórtice son, que no tiene partes
movibles en el caudal del flujo, tiene una alta capacidad con relación al diámetro
de la línea de transmisión, la desventaja radica en que requiere electricidad para
obtener la lectura, y los elementos que sirven de sensor son susceptibles a los
contaminantes.
La realidad, que no fue sino hasta la década de los setenta cuando la tecnología
permitió el desarrollo de los primeros medidores de flujo Vórtice. El medidor está
formado fundamentalmente por tres componentes: un elemento generador de

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remolinos o vórtices; un detector, que convierte la energía de los remolinos en una
señal eléctrica, y un transmisor, capaz de amplificar esta señal y producir un
registro sobre una escala graduada en unidades de velocidad de flujo. El elemento
más importante es el detector de remolinos, ya que su diseño es lo que diferencia
a los múltiples dispositivos que se ofrecen en el mercado. Por lo general hay dos
maneras de montar el detector: en forma directa sobre la pieza generadora de
remolinos o inmediatamente después de que la corriente pase este obstáculo. Lo
que el detector debe medir es la frecuencia de formación de remolinos,
directamente proporcional al flujo que circula a través del cuerpo del medidor.
En algunos casos se emplean sensores piezoeléctricos suficientemente sensibles,
montados en la pieza generadora, que detectan el momento en que se genera
cada nuevo remolino. En otras ocasiones, el dispositivo sensor se encuentra
inmediatamente después de la pieza generadora y mide las fluctuaciones de
presión provocadas por el paso de los remolinos que se generan en la corriente.
En ambas situaciones se necesita que un circuito electrónico interprete la
frecuencia de los pulsos producidos por el detector de remolinos y despliegue una
lectura expresada en unidades de velocidad de flujo. Este tipo de medidor se
comporta con mucha eficiencia cuando el fluido sea líquido, gas o vapor se
encuentre limpio o con pocos materiales en suspensión. Sin embargo, cuando se
pretende utilizar este medidor en aplicaciones de medición de gases de baja
densidad, su desempeño deja mucho que desear. En tales circunstancias, el
dispositivo detector de remolinos se confunde porque los vórtices que se forman
tienen una presión muy baja y su detección queda enmascarada por
e.- Medidor Diferencial Tipo Orificio Se contemplan dos tipos de medidores de
orificio Los medidores con Placa de orificio circulares, colocadas en forma
concéntrica en el tubo medidor con las conexiones para el registrador instaladas
en la brida y con la presión estática (esta es presión que caracteriza la diferencia
entre la presión dentro de la línea y la presión atmosférica. Esta presión puede ser
tomada aguas –arriba o aguas debajo de la placa).
La aplicación del medidor de orificio, en la medición de fluidos esta fundamentada
en el principio físico de que la caída de presión de un fluido fluyendo a través de
una restricción en la línea es proporcional al cuadrado de al velocidad del fluido.
Luego, es evidente que mediante una restricción en la línea del flujo, se puede
cuantificar el flujo del fluido. Esto significa que la medición de la tasa de flujo, con
los medidores de orificio, es básicamente una restricción al flujo de una corriente
de fluido, con lo cual se origina un incremento en la velocidad del fluido, con la
consiguiente reducción en la presión del mismo. La reducción depende del tamaño
del orificio. Mientras que la caída de presión se incrementa al aumentar la tasa de
flujo. Los medidores de orificio se dividen:
1.-Medidor de Orificio tipo Concéntrico Estos medidores se caracterizan
porque, no tienen piezas en movimiento en el caudal de flujo. La capacidad de
medición de estos medidores, es una función del diámetro de la línea. Los
medidores pueden ser utilizados en la medición de gases, líquidos y vapor de

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agua. La principal desventaja, es que la señal de flujo no es lineal, y la obtención
del volumen total del caudal requiere del procesamiento adicional de datos.
2.- Medidores de Orificio tipo Excéntrico La principal ventaja de estos
medidores es que la localización del orificio le permite utilizarlo en la medición de
fluidos con contaminantes sólidos, o fluidos de aguas aceitosas y vapor húmedo.
La principal desventaja, es que solo pueden ser utilizados en tuberías con
diámetro menores a 6 pulgadas.
3.- Medidor de Orificio tipo Segmentado. Las características de ventajas y
desventajas de estos medidores son similares a los de tipo Excéntrico. Además
que el segmento abierto puede ser colocado en el tope o en el fondo de la línea, lo
cual depende del tipo de servicio para el cual se requiera .En la figura 4 se
presenta en forma esquemática los medidores de orificio
Figura 4 Tipo de Medidores de Orificio
Cuando la medición del flujo de gas se realiza con medidores de Orificio. En este
caso la medición se efectúa con Caja de Orificio, este proceso en Venezuela, por
ejemplo se remonta a hace más de 50 años de servicios interrumpidos. Si la
medición no se realiza en forma eficiente, conlleva al arrastre de líquido junto al
gas, el cual puede llegar hasta las plantas compresoras. Aquí, es donde se nota la
utilidad práctica de los Medidores Caja de Orificio, los cuales si trabajan ene forma
eficiente, este arrastre no se produce. Durante la medición con medidores de
orificio se deben realizar una toma y otra después del orificio.
Esto permite cuantificar la caída de presión, las cuales son enviadas a una
unidad diferencial, donde se resta la presión estática mayor de la menor, de tal
forma de obtener la presión diferencial neta a través del orificio, y a un resorte
Bourdon, donde de continuo llega la señal de presión estática aguas arribas. Las
unidades diferenciales de presión pueden ser de tipo de fuelle o manométricas de
mercurio, aunque esta última ha entrado en desuso a causa del costo, además de
la radioactividad del mercurio. Las unidades de fuelle vienen calibradas en
pulgadas de agua. Los resortes Bourdon pueden ser del tipo helicoidal o espiral y
vienen calibrados en libras por pulgadas al cuadrado, es decir libras por pulgadas
al cuadrado (lb/ pulgadas2
).
La unidad diferencial y el resorte Bourdon se encuentran acoplados a un equipo

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Denominado Registrador en cuyo interior y sobre una carta en forma de disco se
registran de continuo la presión diferencial y la presión estática corriente arriba.
Los discos giran de continuo accionados por un mecanismo de relojería y pueden
ser diarias o semanales, según el intervalo de tiempo que comprendan. La
localización de las tomas de presión estática en algunos medidores se encuentra
justo en las bridas situadas antes y después del orificio o sobre la tubería. En el
primer caso se habla de tomas de brida y en el segundo de tomas de tuberías.
La placa de Orificio de perforación concéntrica, de perfiles en ángulo recto, es el
elemento primario de más uso actualmente en la industria. A menos que las
características del fluido y las condiciones de flujo indiquen otro tipo como el más
adecuado deberán usarse de preferencia la placa de orificio
Requisitos a que debe de ajustarse la placa de orificio A fin de poder hacer
uso de los coeficientes publicados que caen dentro de las tolerancias permitidas,
el orificio debe llenar las siguientes especificaciones: El espesor en la sección
cilíndrica, no debe exceder ninguno de los límites establecidos por el fabricante.
Ventajas de Desventajas de un Medidor Placa de Orificio: La mayor ventaja
de la placa de orificio en comparación con los otros elementos primarios de
medición de fluidos, es que debido a la pequeña cantidad de material y al tiempo
relativamente corto de maquinado que se requiere en su manufactura, su costo
llega a ser comparativamente bajo, sin tomar en cuenta, que se puede instalar,
reproducir y desmontar en forma muy fácil, y que además se consigue con ella un
alto grado de exactitud.
Mientras que las principales desventajas son.
1. La medición es imprecisa en fluidos con sólidos en suspensión.
2.- No se puede utilizar en la medición de vapores
3.- La medición con fluidos viscosos es errático
4.- Produce las mayores pérdidas de presión
El medidor Placa de Orificio es de una amplia utilización en la industria, para la
medición del flujo de fluidos. La precisión depende del tipo de calibración y
reparación que se hagan del instrumento. La calibración y reparación Son
recomendables realizarlas en forma periódica, con el objetivo de mantener la
precisión y exactitud de la medición. Una de las principales ventajas de estos
medidores, es que no requieren un montaje en línea o de un instrumento
transmisor. Además un medidor diferencial puede ser fácilmente aislado, puesto
en cero y verificado sin necesidad de detener el proceso, mientras que los
medidores en línea, el flujo debe ser desviado para lograr aislar el equipo y
removerlo Las desventajas son: Baja exactitud, difícil calibración, no se
recomienda su utilización en fluidos sucios y pegajosos, alta sensibilidad a

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perturbaciones aguas arribas. Con las placas de orificio se produce la mayor
pérdida de presión en comparación a los demás elementos primarios de mayor
Uso. Dentro de los medidores en línea se tienen:
Equipos e instalación de orificios de medición En este punto se tiene:
a.- Carrera de medición, el cual debe contener: Un plato de orificio, un porta
placa, una tubería acondiciona para ser instalada aguas arriba, y venas
enderezadoras. El diámetro a utilizar en este medidor depende del volumen de
fluido a manejar. Para una alta eficiencia del instrumento es necesario especificar
en forma precisa el rango de presión diferencial del instrumento que será utilizado
en la medición. El tamaño requerido para general la presión diferencial óptima,
tiene que ser determinado, con el tamaño se procede a seleccionar el diámetro de
la carrera de medición.
b.- Medidores de Placa de Orificio Este es uno de los medidores de mayor
utilidad para las mediciones de la tasa de flujo. Los medidores de placa de orificio
son de alta sensibilidad y de gran precisión. Por, lo general la placa va instalada
dentro de una caja aguas arriba de la brida. Tiene la ventaja con respecto al tipo
de brida que la placa queda muy centrada en la tubería y el cambio o inspección
de la placa es más sencillo. Existen dos tipos de placa de orificio
1.- Medidor Placa de orificio tipo Paleta. Este tipo de medidor se utiliza para
colocarlo entre dos bridas. En la paleta se estampa información pertinente a la
placa, como el diámetro nominal y clasificación de presión de la brida, por ejemplo,
además del diámetro del orificio y el material de fabricación. En estos medidores
se acostumbra a identificar la cara aguas arriba. Esto se realiza, con el objetivo
que la placa quede bien centrada dentro de las bridas. El diámetro externo del
medidor varía de acuerdo al diámetro interno nominal de las bridas. La correcta
instalación de la placa conlleva a una medida precisa y exacta.
2.- Medidor Placa de orificio tipo Placa Universal. Este tipo de medidor se
emplea en cajas porta orificios o en sujetadores de placa. Todas las placas son
iguales para el mismo diámetro nominal y todas las especificaciones de presión.
Cuando estos medidores se emplean con cajas de porta orificio es indispensable
conocer el diámetro interno de la tubería, en vista que el sello que se emplea en
estas cajas alrededor de la placa universal varía de acuerdo a dicho diámetro, con
el objetivo de poder ajustarse al mismo.
Ventajas de la medición del flujo con medidores Caja de Orificio son:
1.- Mayor tolerancia a las impurezas presentes en el gas natural
2.- Cuando un bache de líquido contenido en el gas natural pasa por el punto de
medición de una caja de orificio, se puede continuar prestando el servicio con un
mantenimiento a bajo costo de las partes y equipos de la medición propios.

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3.-Al efectuar el análisis de la presión diferencial y estática, por parte de los
operadores de campo se realiza el diagnóstico oportuno de la presencia de
líquidos en el gas natural a objeto de poder en vigencia las aletas respectivas.
Cuando la plumilla indicadora de la presión diferencial presenta oscilaciones
continuas, ello advierte sobre la presencia de líquidos en la corriente de gas
natural e indica que aguas arriba de la corriente medidora el sistema de
separación es deficiente, por lo cual se deben implantar los correctivos del caso.
4.- Utiliza equipos simples y económicos.
5.- Los equipos no necesitan instalaciones cerradas, ya que se pueden instalar
directamente en los campos petroleros a la intemperie.
6.- Los equipos son de fácil ejecución de mantenimiento, dado que presentan dos
cámaras o compartimentos para el reemplazo del orificio, por necesidades de
incremento de flujo y/o disminución del mismo, y adicionalmente el reemplazo de
partes asociados a los elementos secundarios.
7.- En Venezuela, por ejemplo, en caso de los convenios operacionales, con el
gas recibido del gasoducto Anaco- Puerto Ordaz y los equipos contratados para la
compresión del gas se han utilizado la siguiente modalidad: instalación de doble
caja de registro, es decir una por cada participante del negocio luego se cotejan
las lecturas del disco al final de cada periodo, si existente diferencia se organiza
el grupo de auditoria y se realiza la calibración del instrumento, para que las partes
queden conformes.
8.- Los equipos utilizan partes intercambiables entre las cajas de orificio.
9.- Luego de salir fuera de servicio una caja de orificio, puede ser utilizada en otro
sistema similar.
10.- El sistema de orificios es de fácil interpretación por parte de operadores,
supervisores etc., en relación con las variables de los procesos
Las desventajas son:
1.- El instrumento tiene una precisión entre 1 y 2%, la cual se considera baja.
2.- Es fácil que el equipo pierda la calibración, esto ocurre inclusive con el cambio
de la carta, lo cual se realiza semanalmente.
3.- En los últimos tiempos los instrumentos asociados a la caja de orificio
(secundarios), son hurtados con facilidad.
4.- Los equipos pueden ser manipulados con facilidad y el registrador puede
quedar fuera de servicio.
5.- Se requiere del cambio oportuno de las plumillas del registrador.

27
6.- En los puntos de medición alejados de los centros operacionales se requiere el
reemplazo del reloj mecánico (rotación al resorte del reloj) por uno de reloj con
batería a prueba de explosión.
7.- Dado que, por lo general, no tienen incorporado un medidor de temperatura la
misma se realiza con un promedio lo cual incrementa el porcentaje de error en la
medición.
8.- En las paradas de emergencia no programadas de las plantas compresoras del
Distrito San Tomé; por ejemplo, al ocurrir el cierre abrupto (violento) de las
válvulas actuadoras y, al empezar él venteo de gas, se genera gran velocidad del
fluido con lo cual se ocasiona dobladura de los orificios y, en algunos casos, la
placa sale del porta orificio y se aloja en una sección donde existen cambios de
dirección de la tubería que finalmente produce restricción. La misma es solventada
una vez que se secciona la tubería y se procede a retirar el orificio. El sitio exacto
del orificio se detecta por los cambios de temperatura en la tubería.
Experiencias de mediciones de gas con Medidores de Caja de Orificio Para
que la medición del caudal de gas sea precisa y exacta, se deben de tener una
serie de cuidados, como por ejemplo que la soldadura de la tubería y la caja de
orificio no sean del mismo espesor, esto provocara que quede una sección libre, la
cual puede generar turbulencia, y como consecuencia hace que el flujo en la caja
de orificio no sea laminar, y desde luego habrán errores en la medición. Esta
anomalía se corrige estandarizando los espesores de acuerdo a la presión que
ejerce el flujo sobre la tubería. También es común encontrar instalados en el tubo
medidor punto de toma y/o cambios de dirección para cualquier servicio,
relativamente cerca de la caja de orificio, sin respetar la normativa que establece
las longitudes requeridas aguas arriba y aguas debajo de la placa.
Esta norma se hace con el objetivo de evitar la turbulencia que distorsiona los
parámetros de medición. También se debe tener sumo cuidado, que al instalar las
bridas de la caja de orificio, queden alineadas con las de la tubería, para evitar
errores en la medición. Cuando se note el pase de un bache de líquido por una
caja de orificio, será necesario realizar un mantenimiento a la caja de orificio, con
el objetivo de evitar problemas operaciones, en este caso lo más lógico es retirar
el instrumento de medición.
Condiciones para la Utilización de un Medidor Placa de Orificio: La medición
del volumen de caudal de gas, con los medidores de placa de orificio es de gran
precisión. Además existe una gran cantidad de normar que regular su
funcionamiento. Estas normar fijan las dimensiones y tolerancias, que harán que el
funcionamiento del medidor sea preciso y exacto. Una de las normas, es la Norma
AGA Reporte N0
3 que se utiliza en los Estados Unidos, y la norma establece:
a.- La superficie agua arriba de la placa será plana, y al ser instalada quedara
perpendicular al eje del tubo. La desviación máxima de la curvatura a lo largo de
todo el diámetro será de 0,0254(cm) por centímetro de la altura circunferencial

28
Una dimensión igual o menor que (D-d)/2 será considerada como plana. La
tolerancia permisible de desviación se determinará, según las tolerancias
indicadas, para tal proceso.
b.- El borde circunferencial del orificio en el lado aguas arriba de la placa será
cuadrado, puntiagudo y bien definido sin contornos redondeados o biselados, de
modo que no permita el paso de un haz de luz al ser inspeccionado con un
verificador de borde de orificio. Debe ser mantenido en estas condiciones,
mientras que permanezca en servicio. También la placa se mantendrá limpia en
todo tiempo y libre de acumulaciones de suciedad, líquidos y otros materiales
extraños, al proceso de medición.
c.- El orificio de la placa se deberá perforar en el centro de la misma y una vez
instalada, este orificio deberá de quedar concéntrico con respecto al diámetro
interno del tubo medidor. La concentricidad debe tener una tolerancia máxima de
3% con respecto al diámetro interior del tubo medidor. Esta tolerancia se hace
más crítica en los medidores con tubo medidor de bajo diámetro con relación ( )
alto y cuando el desplazamiento esta hacia las conexiones de presión.
d.- El diámetro medido del orificio debe ser lo más cercano al utilizado por él
cálculo del factor básico de orificio; debe ser medido en por lo menos tres
diámetros diferentes y uniformemente espaciados. Ningún diámetro utilizado para
el cálculo del factor básico de orificio ni de otro diámetro medido en una magnitud
superior a las tolerancias ilustradas en el Cuadro 1, la cual fue realizada a una
temperatura de referencia de 68 F.
Cuadro 1 Tolerancia práctica para Diámetros de Orificio (d)
Diámetro de orificio en pulgadas Tolerancia pulgada/ pulgada de día
0,250 0,0003
0,375 0,0004
0,500 0,0005
0,625 0,0005
0,750 0,0005
0,875 0,0005
1,000 0,0005
>1,000 0,0005
e.- Para efecto de diseño se recomienda que la razón ( ) (d/D) esté limitada en
la siguiente forma: Para medidores con conexiones tipo brida:
0,15< <0,70
0,20< <0,67
f.- La placa de orificio debe ser de metal resistente a la corrosión Existen límites en
cuanto al espesor del plato a lo largo de la circunferencia del orificio. La norma

29
AGA No
3 establece que el espesor no debe de exceder de 1/50 del diámetro de la
tubería o 1/8 del diámetro del orificio. Es decir, que platos para diámetros
nominales de tuberías menores a 6 pulgadas deben de tener un espesor menor de
1/8 pulgadas. La verdad es que el espesor de plato más pequeño que utiliza la
industria es de 1/8 pulgadas. Para espesores menores se acostumbra a hacerles
un bisel de 45 grados a lo largo de la circunferencia del orificio en su cara posterior
o aguas abajo, hasta lograr el espesor adecuado con respecto a la cara anterior
del plato. En orificio más utilizados en los medidores placa de orificio son los
concéntricos con bordes afilados.
Mantenimiento de los Medidores Placa de Orificio: Los medidores Placa de
Orificio, deben de mantenerse limpio, libre de cualquier impureza. Esta será la
única forma de mantener y garantizar la precisión de la medición. El usuario
establecerá el programa de mantenimiento adecuado. Además el medido debe ser
constantemente revisado, sobre todo en torno a: Diámetro del orificio, filo de la
cara aguas –arriba; espesor de la placa, curvatura de la placa; centralización
respecto del tubo medidor, suciedad de la placa o presencia de cualquier
impureza.
Los Medidores Placa de orificio, y los Tubo Pitot y Tuvo Ventura. Los medidores
tipo Tubo Ventura y Tubo Pitor medidores producen una pérdida de carga
permanente bastante menor que la que produciría una placa de orificio. En todo
caso en algunos casos se puede utilizar para le medición de la presión diferencial
dos medidores tipo fuelle o dos diafragmas en oposición, con los cual se da origen
a la siguiente ecuación, ecuación
Medidores de Flujo No diferenciales Estos son medidores de área variable, y
estos medidores han sido de gran utilidad de tuberías que tengan diámetros no
mayores a una pulgada y media, se dividen en varios tipos de medidores:
a.- Medidores No Diferenciales Tipo Rotametro. Este .es un medidor de caudal
de área variable, de caída de presión constante. El Rotámetro consiste en un
flotador (indicador) que se mueve libremente dentro de un tuvo vertical
ligeramente cónico, con el extremo angosto hacia abajo. El fluido entra por la parte
inferior del tubo y hace que el flotador suba hasta que el área anular entre el y la
pared del tubo sea tal, que la caída de presión de este estrechamiento sea lo
suficiente para equilibrar el peso del flotador. El tubo es de vidrio y lleva grabado
una escala lineal, sobre la cual la posición del flotador indica el caudal
También, se puede señalar que el medidor Tipo Rotámetro, que es un medidor de
área variable consistente de un tubo vertical cónico con un flotador, libre de
moverse hacia arriba o hacia abajo dentro del tubo. El fluido medido entra al tubo
desde el fondo y pasa hacia arriba alrededor del flotador y sale por el tope. En
vista, que el flujo tiene variación, eso hace que el flotador caiga variando el área
anular entre el flotador y el tubo. El flotador mantiene una posición de equilibrio, en
el cual la fuerza hidráulica que actúa sobre el medidor este en balance con su
peso menos la flotación. En vista, que el tubo es cónico, existe una relación lineal

30
entre la tasa de flujo y la posición del flotador en el tubo. La ventaja, radica en el
amplio rango de flujo, los bajos costos y el manejo en flujos viscosos. La
desventaja es, que su montaje tiene que ser en forma vertical
b.- Medidores no Diferenciales Tipo Turbina. Estos medidores Consisten en
una turbina instalada dentro de la tubería, su rotación se produce gracias a que el
fluido en circulación, tiene una velocidad angular que es proporcional al caudal Las
paletas inducen pulsos de corriente de frecuencia proporcional al caudal al pasar
frente a una bobina devanada alrededor de un imán permanente, Cada pulso
representa un volumen discreto y la cantidad de pulsos integrada en un periodo de
tiempo, representa el volumen total medido.
Se puede escribir, también que los Medidores Tipo Turbina son medidores
transductor que detecta la velocidad del fluido, utilizando un tubo de flujo con una
turbina de paletas suspendidas axialmente, en la dirección del flujo. Cuando el
líquido choca contra las paletas aguas arriba se produce un área de baja presión
en el lado aguas abajo. El diferencial de presión, produce el movimiento de las
paletas hacia el área de baja presión. La tasa de rotación del rotor es directamente
proporcional a la tasa de flujo a través del tubo. Su ventaja se relaciona con la alta
capacidad de caudal y máxima exactitud en la medición. La desventaja es que
requiere de alimentación eléctrica para realizar la lectura, y la calibración varía con
la viscosidad del fluido, lo cual dificultad algunas veces la operación de medición, y
con ello la utilidad del equipo de medición.
c.- Medidores no Diferenciales de Tipo Magnético Estos medidores se basan
en las Leyes de Faraday, quien descubrió en 1831 que al mover un material
conductor dentro de un campo magnético se producía una fuerza
electromagnética de magnitud proporcional al movimiento Este fenómeno se debe
a la electrólisis que se produce entre los electrodos cuando éstos se alimentan con
corriente directa. La electrólisis produce gases que contaminan los electrodos, con
lo que se evita un contacto eficiente entre éstos y el líquido que fluye en la tubería.
Para evitar esta manifestación, los medidores magnéticos actuales se alimentan
con corriente alterna. Un medidor magnético de flujo consiste básicamente en un
campo magnético producido por un par de electroimanes y dos electrodos. Todo
esto se encuentra montado en un tubo apropiado que se puede intercalar en la
tubería que transporta el fluido que se desea medir.
El voltaje que se produce entre los electrodos está en función de la distancia entre
ellos, la densidad del flujo magnético y la velocidad del fluido. Como los primeros
dos parámetros no varían se puede considerar que el potencial entre los
electrodos es proporcional a la velocidad del fluido. Al medir este potencial es
posible determinar la velocidad de flujo. Aunque el diseño de un medidor de flujo
magnético tiene una gran complejidad, la instalación, la calibración y el
mantenimiento son muy sencillos. La principal ventaja de estos dispositivos es su
capacidad para medir fluidos de alta densidad La desventaja principal es su alto
costo y que los fluidos que circulen deben tener ciertas características conductoras
de la electricidad

31
En la literatura aparece, también que los Medidores Magnéticos consiste en una
tubería aislada eléctricamente con un par de electrodos montados diametralmente
opuestos en el interior de las paredes de la tubería. Una bobina eléctrica es
enrollada alrededor del tubo de manera que el campo magnético generado forma
un plano perpendicular al eje del cuerpo del medidor, y al plano de los electrodos.
Estos medidores son de utilidad, cuando se trabaja con fluidos viscosos. En su
funcionamiento utilizan la Ley de Inducción de Faraday, que indica que el potencial
eléctrico desarrollado por el movimiento relativo son ángulos rectos entre el
conductor y el campo magnético. La ventaja se relaciona en que no posee
elementos sensores en contacto con el fluido y la señal generada es lineal con
respecto al caudal. La desventaja es que solo son de utilidad en la medición de
fluidos líquidos.
d.- Medidores no Diferenciales de Tipo Sónico y Ultrasónico
e.- Medidores de Flujo Ultrasónicos Este medidor de flujo responde a la
deflexión de las ondas ultrasónicas transmitidas a través de una corriente fluida.
Un transmisor que genera sonido ultrasónico, se monta en el exterior de una
tubería colocando a distancias determinadas, aguas arriba y abajo, sendos
receptores de ultrasonidos opuestos al emisor. En condiciones de no-flujo, ambos
receptores reciben igual cantidad de energía ultrasónica y generan tensiones
iguales. En condiciones de flujo (en cualquier sentido) las ondas ultrasónicas se
deflectan y como resultado los receptores generan voltajes distintos. Comparando
ambos voltajes, se tiene indicación del sentido y la magnitud del flujo. En la
actualidad este tipo de medidor tiene una gran aplicación industrial, es por ello que
cada día demanda es mayor. En la figura 5 se muestra una imagen de un Medidor
Ultrasónico
Otros Medidores Utilizados en la determinación del Caudal de Gas
a.-Medidores de Área Fija. Estos medidores se fundamentan en la pérdida de
presión del fluido al pasar por un estrechamiento. Su velocidad disminuye
mientras el fluido pasa por el medidor, es fluido es recuperado parcialmente
cuando la tubería recupere también su diámetro original
b.- Medidores de Área Variable. El ejemplo más representativo de este medidor
es el Rotámetro; el Rotámetro es un instrumento de medición de fluidos en estado
líquido o gaseoso. Consta principalmente de un tubo graduado de sección cónica.
Dentro del tubo se encuentra el elemento de medición denominado flotador, el
cual genera una caída de presión constante al paso del líquido entre la pared del
tubo y el diámetro del flotador. La posición de este medidor debe de ser vertical y
con el flujo hacia arriba., si todas las normas se cumplen en forma correcta, la
medición será de alta precisión y exactitud.
c.- Medidores de Canal Abierto. Este tipo de medidores son utilizados cuando se
quieren medir fluidos sucios. Los medidores constan principalmente de una
sección de retención o estrangulamiento del fluido que puede ser un desnivel o un

32
Figura 5 Medidor Ultrasónico
corte del canal. También existen los Medidores Eléctricos y Magnéticos. Dentro de
este grupo de medidores se tiene los siguientes: Medidor de Turbina, Medidores
Magnéticos y medidores denominados Swirl Meter.
d.- Medidores de Masa de Flujo Los medidores de masa de flujo son diferentes
de los demás en que miden directamente el peso del flujo y no su volumen. El
medidor de masa de flujo mide flujos gaseosos o líquidos, por ejemplo,
expresándolos directamente en libras y, por tanto no le afectan las variaciones de
presión, temperatura ni densidad del fluido. La unidad completa incluye cuatro
componentes básicos: el elemento sensible a la velocidad del flujo, el mecanismo
del giroscopio integrador, el registrador ciclométrico y el accionador de contactos.
Entre los Medidores de Masa de Flujo se encuentra:
e.- Medidores Coriolis En lugar de medir la velocidad del fluido que circula en
una tubería se puede optar por medir la cantidad de masa por unidad de tiempo.
Esto se puede expresar en gramos o kilogramos por segundo. Los dispositivos
basados en flujo másico se han popularizado debido a que son casi inmunes a los
cambios en las características de operación (densidad, viscosidad, presión,
temperatura).Se han empleado diferentes técnicas para medir la masa del fluido
que circula por una tubería. Algunas de ellas lo calculan de manera inferencial,

33
esto es, indirectamente, mediante el uso de variables asociadas a la masa, como
la densidad y la velocidad. La tecnología de medición ha evolucionado a un punto
tal que ya se puede medir la masa del fluido de manera directa. Recientemente se
introdujo al mercado un tipo de dispositivo capaz de medir la masa en forma
directa, para lo cual utiliza como principio de operación el efecto Coriolis. Este
efecto consiste en una fuerza que se desarrolla sobre un objeto cuando éste se
desplaza en forma transversal sobre una superficie giratoria. Es la razón de que
un proyectil de largo alcance lanzado en el hemisferio norte tienda a desviarse
hacia la derecha. Este mismo proyectil disparado en el hemisferio sur tendría una
desviación hacia la izquierda.
El Efecto Coriolis de los Medidores: El efecto Coriolis se presenta en el fluido
que circula dentro del tubo con una intensidad proporcional a la velocidad, la masa
y la frecuencia de oscilación aplicada. Entre mayor sea la cantidad de materia que
circule por el tubo, el efecto es más intenso. La fuerza provocada por este efecto
produce un desfasamiento en la frecuencia de oscilación proporcional a la
cantidad de masa de fluido que pasa en un momento dado. Este desfasamiento se
traduce mecánicamente en una alteración de la magnitud de oscilación del tubo, la
cual es proporcional a la cantidad de fluido que pasa por el tubo y se mide con un
detector de movimiento apropiado. Para completar el arreglo se agrega un
segundo tubo de referencia en el que no circula ningún fluido, sino que se
encuentra lleno de algún compuesto de referencia. El propósito del mismo es
compensar por algunas diferencias mecánicas producidas por factores externos,
tales como temperatura ambiental y variaciones en la frecuencia de oscilación del
generador. Finalmente, la salida del detector de movimiento se alimenta a algún
circuito electrónico que acondiciona la señal para representarla en una escala
graduada en unidades de masa. los ruidos propios del proceso.
f.- Medidores de Gasto. Existe una gran variedad de métodos para la medición
de gastos de fluidos (líquidos y gases) a través de tuberías. El gasto se puede
determinar a través de la siguiente ecuación:
P
K (5)
Donde: = Caudal o gasto; (K)= constante y P = diferencia de presión
g.- Medidores Multifásicos Este es un medidor que puede medir en forma
directa los caudales de gas, petróleo y agua, sin previa separación de las fases.
Esto significa que las mediciones multifásicas son mediciones continuas en línea
de la tasa de petróleo, agua y gas de un pozo sin previa separación de las fases.
Este nuevo método representa un significativo ahorro, incremento de la calidad y
disponibilidad de los datos, permitiendo un rápido análisis de tendencia del
comportamiento del pozo e inmediato diagnóstico, ya que posee la capacidad de
monitorear el pozo en tiempo real y continuamente desde una localización remota.
Además, se debe de tener en cuenta que a medida que los campos de petróleo y
gas se incrementan los cortes de agua puede afectar el comportamiento del pozo.

34
Estos incrementos, combinados con cambiantes parámetros de flujo, pueden crear
cuellos de botella en las facilidades de producción en superficie, causando
reducciones en la tasa total de hidrocarburos disponibles, desde luego un
diagnóstico de producción rápido y preciso permite tomar decisiones tempranas
para cualquier incremento o reducción de producción de los pozos o para un plan
de intervención. En el pasado estos diagnósticos involucraban movilizaciones
incómodas de unidades móviles de pruebas de pozos o instalaciones de
facilidades de largo e intensivo mantenimiento en las plataformas o en las
estaciones, actualmente se pueden emplear medidores multifásicos, con lo cual se
alivia el trabajo y se disminuye el desplazamiento de gente y equipos. En la figura
6 se presenta una de la última generación de medidores de flujo multifásico.
Figura 6 Medidor de Flujo Multifásico
Los medidores multifásico proporcionan buen rendimiento mejorando métodos de
pruebas tradicionales. Los beneficios incluyen respuestas dinámicas superiores a
fluctuaciones de flujos, alta precisión en la tasa de medición e incomparable
resolución y reproductibilidad. Una excepcional repuesta dinámica origina pruebas
más rápidas y más eficientes y provee nueva información valiosa para diagnóstico
y optimización del rendimiento de los pozos. Estos medidores son independientes
de la eficiencia de la separación e insensible a píldoras, espumas y emulsiones .El
medidor de flujo multifásico no requiere procesos de control porque ellos son
insensibles a cambios en la tasa de flujo, fase capturada y régimen de presión. El
corazón de la sección de medición de un medidor multifásicos es un Medidor de
Flujo Venturi con partes no móviles, y puede estar montado en un patín portátil
para instalaciones temporales, así como el probador de pozos móvil, o instalado
como un dispositivo de monitoreo permanente para tierra o aplicaciones en el mar.
La tasa de flujo de masa es medida en forma poco Convencional usando
sensores de presión absoluta y diferencial, con ello facilitan el cálculo y la
medición
En los medidores Multifásicos las fases son detectadas a una alta velocidad, por

35
un detector de rayos gamma espectral de doble energía (herramienta de registro
de densidad). Este detector puede procesar un millón de puntos por segundo,
luego el medidor permite un cálculo completo de caudales de agua, petróleo y gas
en forma rápida y precisa. El medidor de flujo incorpora un dispositivo llamado “T
ciega” en la línea de flujo aguas arriba de la unidad de medición que actúa como
un filtro, impone una predecible forma de flujo hacia la corriente del flujo. Esta “T”
remueve las anomalías del flujo impuestas por las condiciones de los conductos
de superficie y elimina la alta frecuencia de los flujos inestables en la garganta del
Medidor de Flujo Venturi. La confiabilidad y precisión de estos medidores de flujo
han sido verificadas durante extensivas pruebas de campo a través de cinco
continentes, por lo que se puede asegura la precisión y exactitud de las
mediciones La unidad de medición multifásica puede ser instalada para aceptar
los fluidos directamente desde las líneas de flujo y luego ser regresadas después
de la medición. La pérdida de presión usualmente es de 3 a 30 lpcm.
Limitaciones del Medidor Multifásico Existe una importante limitación que
ocurre a un volumen relativo gas-líquido alto a condiciones de operación en la
línea. Esta relación gas-líquido se expresa comúnmente como la fracción
volumétrica de gas, que es la fracción o porcentaje de una unidad de volumen
ocupado por el gas dentro de la tubería. Cuando la fracción de volumen de gas
excede 95 % V/V la exactitud para el corte de agua comienza a deteriorarse. Esto
se debe al hecho de que existe muy poco líquido en la tubería con el cual realizar
la medición. Cuando la fracción se enfoca en 98 % V/V, en este caso las
mediciones multifásicas se convierten en mediciones de una fase, por lo que la
medición del corte de agua es incierta o simplemente no es medida. El medidor de
flujo multifásico está diseñado para medir la tasa de flujo volumétrico de petróleo,
gas y agua de un pozo produciendo a condiciones de línea. Estas tasas de flujos
son convertidas en condiciones estándar mediante un software que incluye un
paquete PVT. En la figura 7 se presentan los componentes del Medidor.
Figura 7 Componentes del medidor multifásico.

36
Teoría de Medición del Medidor de Flujo Multifásico El medidor de flujo
multifásico está diseñado para medir la tasa de flujo volumétrico total de petróleo,
agua y gas de un pozo produciendo a condiciones de línea. Esas tasas de flujo
son convertidas a condiciones estándar con un paquete PVT (incluido en la
corriente del software).Dos mediciones básicas son hechas en la sección de
medición: Una sección Venturi, la cual mide el producto de la tasa de flujo másico
total la tasa de flujo volumétrica total. Un densitómetro nuclear de rayo Gamma,
que provee la densidad y composición de la mezcla (que es la fracción de cada
componente) en la garganta del Venturi. La sección de medición del medidor
multifásico se presenta en la figura 8
Figura 8 Sección del Medidor Multifásico
Sensores del Medidor Multifásico: El medidor mostrado en la figura 8 está
compuesto de sensores básicos que son:
a.- Diferencial de presión a través del tubo Venturi (DPV). Este mide el
diferencial de presión entre la boca de entrada y la garganta del Venturi
b.- El Medidor de Fracción de Energía Nuclear Dual. Este elemento mide la
cuenta de tasa de fotones transmitidos de la fuente al detector con dos diferentes
energías de fotones (baja energía y alta energía
c.- Presión de Proceso de Fluido (PT) Este elemento mide la presión de línea en
la garganta del Venturi
d.-Temperatura ambiente (TA). Esto mide la temperatura ambiente al dorso de la
“T” ciega. Una falla en algunos de estos sensores ocasiona errores en todas las
mediciones de los fluidos Los resultados primarios de las mediciones del Venturi y
la fuente nuclear son la tasa de flujo másico total, la relación agua-líquido y la
fracción volumétrica de gas. Los resultados secundarios del medidor son la tasa
de flujo volumétrico, compuestos, que fundamentalmente están compuestos de
P
Fuente
Detector
Flujo
Venturi
Composición
del Medidor
T
P
Medidor Venturi
Masa total/Velocidad
Energía dual
Rayos Gamma
Composición
Densidad de la mezcla

37
fluidos (petróleo, agua y gas) a condiciones de línea. Los cálculos están basados
solo en la combinación de los anteriores resultados primarios. Las tasas de flujo
volumétrico a condiciones estándar son computadas de las tasas de flujo a
condiciones de línea, usando un paquete PVT del software.
Principio Operativo del Medidor de Flujo Multifásico Los regimenes de flujos
están a menudo imposibles de identificar, particularmente porque aparecen como
combinaciones de los patrones de flujo identificados. Las dificultades para manejar
variaciones en regimenes de flujo son los parámetros más importantes que
influencian el funcionamiento de los medidores multifásicos. Se usa entonces un
mezclador de flujo que acondiciona el flujo en un régimen de flujo conocido al nivel
de la sección de medición. De esta manera, el diseño del medidor es
independiente de los patrones de flujo variados, como aparece en líneas de flujo
multifásico.
El Acondicionador de Flujo La Función del Acondicionador de Flujo en línea es
de suministrar un flujo multifásico homogéneo estable en la sección de medición,
independiente de las condiciones agua arriba. Se usa como acondicionador una
entrada de te ciega, en la boquilla de la cual, está generada una capa turbulenta.
Este acondicionador no sería suficiente para garantizar la calidad de la medida sin
tener una medición de la fracción de cada fase a muy alta frecuencia.
El Medidor de Fracción de Energía Dual Gamma Se calculan las fracciones de
petróleo, agua y gas a partir de la atenuación de 2 niveles distintos de energía
gamma de un isótopo radioactivo, que se conoce como 133
Ba El rayo gamma
contiene distintos niveles de energía, y la atenuación de dos de estos niveles de
energía puede expresarse a partir de ecuaciones físicas en función de las
fracciones en volumen del petróleo, del agua y del gas. La atenuación de los rayos
gamma es dependiente de la densidad y del coeficiente de atenuación másico del
material penetrado, y la relación física es conocida:
X
oe
N
N (6)
Donde (N)= tasa contada del detector gama (No)=tasa contada de la “tubería
vacía” ;(X)= Longitud de la trayectoria del rayo gamma; ( )= Densidad del material
penetrado y ( )= Coeficiente de atenuación másico del material penetrado. En el
caso donde componentes múltiples son penetrados, como en una mezcla del tipo
homogénea de petróleo, agua y gas, entonces la ecuación (6) se puede expresar
como:
N N e
o
x OVF WVF GVF
o o w w g g
(7)
En este caso los subíndices o, w y g en la formula (7) simbolizan petróleo, agua y
gas, respectivamente y (OVF)= Fracción volumétrica de petróleo;(WVF)= Fracción
volumétrica de agua ;(GVF)= Fracción volumétrica de gas; (X)= Longitud de paso

38
= diámetro de la garganta de medidor Venturi (D) Debido al mezclador de flujo,
(OVF), (WVF) y (GVF) representan realmente fracciones volumétricas instantánea
de cada fase Teniendo que las fracciones son desconocidas, se requieren de 2
ecuaciones más para resolver el sistema. El medidor de fracción de energía dual
gamma utiliza el hecho de que las fuentes radioactivas emiten radiación en
distintos niveles de energía. El medidor multifásico utiliza 2 niveles de energía de
una fuente de (Ba133
) o de (Ga) para las medidas de las fracciones en el flujo
multifásico. Se establecen ecuaciones similares a la ecuación (7) para cada uno
de los dos niveles de energía. La tercera ecuación usada para resolver el sistema
es obvia ya que el volumen entre la fuente y el detector es totalmente ocupado por
la mezcla de las tres fracciones:
OVF + WVF + GVF = 1 (100%) (8)
Como se vio en la ecuación (7), el coeficiente de atenuación másico ( ) y la
densidad ( ) son usados por cada fase como parámetro de entrada (valores
conocidos) en el cálculo de las fracciones. Los coeficientes de atenuación másica
son constantes dadas por la composición química de un material específico
(fluido). Los coeficientes de atenuación másica para petróleo y gas no son
afectados por la presión o la temperatura y son estables durante la vida de un
campo petrolero en la mayoría de las aplicaciones. La densidad del petróleo y del
gas se da como función de la temperatura y de la presión. Las propiedades ( y )
del agua dependen ligeramente de su contenido de sal y consecuentemente,
podrían cambiar en el tiempo o de un pozo a otro. Si la composición química del
agua es conocida (como es en la mayoría de los casos debido a muestreos
regulares para propósitos PVT), y pueden ser actualizados ya que éstas son
entradas en el software de la computadora Las 3 variables desconocidas (OVF,
WVF y GVF) son fácilmente encontradas por combinación de las 3 ecuaciones.
Otra Forma para encontrar las tres fracciones es a través de un gráfico, tal como
se observa en la figura 9. de petróleo, agua y gas. En la figura se cumple que en ,
donde los puntos de 100% petróleo, 100% agua y 100% gas son mostrados en la
figura como esquinas de un triangulo. La tasas del pulso del detector en el nivel de
energía 1 y 2 son dadas a lo largo de las coordenadas X y Y respectivamente.
Cualquier combinación de petróleo, agua y gas en la sección de medida dará
un punto dentro de este triángulo. Esta figura Geométrica se denomina "El
Triangulo de Solución".
La fracción constante de gas volumétrico (GVF) y la relación constante Líquido-
Agua (WLR) pueden obtenerse fácilmente de la figura 8 La GVF es leída
directamente de la gráfica, mientras que la WLR es definida como:
GVF
WVF
WLR
1
(9)
La fracción volumétrica de agua está basada en la formula dada arriba.

39
Figura 9 Triángulo de Solución
WVF WLR GVF
1 (10)
y la fracción volumétrica de petróleo:
OVF WVF GVF
1 (11)
Teoría de la tecnología de Energía Dual Gamma: Es de hacer notar que, la
tecnología de la energía dual gamma está basada solamente en la atenuación de
rayos gamma, lo cual hace que las medidas sean completamente independientes
de la distribución de las fases, si el líquido está en una fase continua de petróleo o
en una fase continua de agua o en la zona de transición donde las emulsiones
normalmente son formadas. El detector de rayos gamma calcula la fracción de
cada fase 45 veces por segundo. La fracción de cada fase esta promediada sobre
un periodo de 10 segundos, lo que garantiza una precisión excepcional de la
medición, dando la oportunidad que el proceso de medición sea de una alta
eficiencia.
Medición de la Velocidad de Un Fluido: La velocidad del fluido es medida con
un medidor Venturi en combinación con un medidor de fracción gamma. Esto es
posible debido a que el medidor venturi es colocado inmediatamente aguas abajo
del acondicionador de flujo·”T”ciega Aquí, la mezcla multifásica puede ser tratada
como un fluido en una sola fase con propiedades de mezcla equivalentes, y las
relaciones estándar de Venturi pueden ser aplicadas, y la ecuación es:
M
Total
P
C (12)

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Donde: Total = tasa total del flujo; P = presión diferencial del Medidor Ventur
M = densidad de la mezcla homogénea y (C)= coeficiente de Venturi La
densidad de la mezcla es fácilmente encontrada debido a que las fracciones
volumétricas son dadas por el medidor gamma:
xGVF
xWVF
xOVF G
W
O
M (13)
El flujo de cada fase se puede deducir a partir de:
xOVF
O
O (14)
xWVF
W
W (15)
Caracterización del Fluido Con la finalidad de realizar medidas precisas y
confiables de ambas tasas de flujo másico y volumétrico, el Medidor de Flujo
Multifásico necesita información acerca de las densidades del petróleo y del gas, y
de la salinidad del agua. Sin embargo, como la medición de composición en el
medidor de flujo es basada solamente en la atenuación gamma de masa, la
sensibilidad a la variación de la salinidad es baja y mucho menor que para los
medidores que basan sus medidas en las propiedades eléctricas de los fluidos .Se
requiere información acerca de las propiedades de cada fase individual para otros
propósitos como también, convertir las tasas de flujo medidas a las condiciones de
tanques de almacenamiento.
La salinidad del agua puede también proveer información al ingeniero de
yacimiento acerca de la fuente del agua y de posibles problemas de deposición de
asfaltenos. Para obtener información de las propiedades de los fluidos se procede
a tomar muestras de crudo, agua y gas y posteriormente se le realiza un simple
análisis composicional en sitio. Si las características del fluido no pueden ser
suministradas por otras fuentes, el Medidor de Flujo Multifásico puede ser utilizado
en diversos caminos para obtener esta información.
Mediciones Directas Monofásicas del Medidor Multifásico Para algunas
aplicaciones, el Medidor de Flujo Multifásico puede ser relativamente fácil de llenar
con la fase de interés del fluido en condiciones estáticas. Esto puede ser hecho,
simplemente cerrando la válvula aguas arriba o aguas abajo, y dejar que el fluido
dentro del Medidor de Flujo Multifásico se estabilice. Alternativamente, si un
separador de prueba está disponible, cualquier fase del fluido se puede devolver
fácilmente al Medidor de Flujo Multifásico. En estos casos el Medidor de Flujo
Multifásico puede medir el mismo las propiedades requeridas del fluido.
Requisitos de Instalación El Medidor de Flujo Multifásico puede ser fácilmente
adaptado en la red de tubería a través de conexiones en la entrada y salida del
medidor. La dirección de flujo, debería ser verticalmente hacia arriba a través del
medidor. Un pedestal podría ser suministrado para un soporte adicional si es

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