Un gas húmedo es cualquier gas con una pequeña cantidad de líquido presente. [1] El término "gas húmedo" se ha utilizado para describir una variedad de condiciones que varían desde un gas húmedo que es un gas saturado con vapor de líquido hasta un flujo multifásico con un volumen de gas del 90%. Ha habido cierto debate en cuanto a su definición real, [2] y actualmente no existe una definición cuantitativa completamente definida de un flujo de gas húmedo que sea universalmente aceptada.
El gas húmedo es un concepto particularmente importante en el campo de la medición de flujo, ya que las diferentes densidades del material constituyente presentan un problema importante.
Un ejemplo típico de flujos de gas húmedo se da en la producción de gas natural en la industria del petróleo y el gas. El gas natural es una mezcla de compuestos de hidrocarburos con cantidades de diversos no hidrocarburos. Este existe en fase gaseosa o líquida o en solución con petróleo crudo en formaciones rocosas porosas. La cantidad de hidrocarburos presentes en la fase líquida del gas húmedo extraído depende de las condiciones de temperatura y presión del yacimiento, que cambian con el tiempo a medida que se extraen el gas y el líquido. También se producen cambios en el contenido de líquido y gas cuando un gas húmedo se transporta desde un yacimiento a alta temperatura y presión a la superficie, donde experimenta una temperatura y presión más bajas. La presencia y variabilidad de este gas húmedo puede causar problemas y errores en la capacidad de medir con precisión el caudal de la fase gaseosa.
Es importante poder medir estos flujos de gas húmedo con precisión para cuantificar la producción de pozos individuales y maximizar el uso de equipos y recursos que ayudarán a reducir costos.
Hay una serie de términos específicos que se utilizan para describir las características del flujo de gas húmedo: [3] [4]
La velocidad superficial del gas es la velocidad del gas si no hubiera líquido presente en el flujo de gas húmedo. En los flujos de gas húmedo, la velocidad del gas es mayor debido a una reducción en el área de la tubería causada por la presencia del líquido.
La velocidad del líquido superficial es la velocidad del líquido si no hubiera gas presente en el flujo de gas húmedo.
La carga de líquido es la relación entre el caudal másico de líquido y el caudal másico de gas y normalmente se expresa como porcentaje.
GVF – La fracción de volumen de gas es la relación entre el caudal volumétrico de gas y el caudal volumétrico total.
LVF – La fracción de volumen de líquido es la relación entre el caudal volumétrico del líquido y el caudal volumétrico total.
La retención es el área de la sección transversal ocupada por el líquido en la tubería que transporta el flujo de gas húmedo.
La fracción de vacío es la relación entre el área de flujo ocupada por el gas y el área de flujo total.
Parámetro de Lockhart-Martinelli . [5] El gas es compresible y su densidad cambia significativamente con los cambios de presión. Por otro lado, los líquidos se consideran incompresibles y, por lo tanto, su densidad no tiende a cambiar con un cambio de presión. Si la presión de un sistema de gas húmedo aumenta, la densidad del gas aumentará, pero la densidad del líquido no cambiará. Las densidades de los componentes del flujo son una consideración importante en la medición del flujo , ya que se relacionan con las cantidades de masa reales de los fluidos presentes. Para tener en cuenta tanto los caudales como las densidades de las fases líquida y gaseosa, es una práctica común definir la humedad o la carga líquida del gas utilizando el parámetro de Lockhart-Martinelli , conocido como χ ( letra griega chi), que es un número adimensional. Este parámetro se puede calcular a partir del caudal másico o el caudal volumétrico y la densidad de los fluidos. Se define como:
dónde
Este parámetro de Lockhart-Martinelli χ se puede utilizar para definir un gas completamente seco cuando el valor es cero. Un flujo de gas húmedo tiene un valor de χ entre cero y aproximadamente 0,3 y los valores superiores a 0,3 se definen habitualmente como flujos multifásicos. [6]
El comportamiento de los gases y líquidos en una tubería en movimiento exhibirá diversas características de flujo dependiendo de la presión del gas, la velocidad del gas y el contenido de líquido, así como de la orientación de la tubería (horizontal, inclinada o vertical). El líquido puede estar en forma de pequeñas gotas o la tubería puede estar completamente llena de líquido. A pesar de la complejidad de la interacción entre gases y líquidos, se han hecho intentos de categorizar este comportamiento. Estas interacciones entre gases y líquidos se conocen comúnmente como regímenes de flujo o patrones de flujo. [7]
El flujo de niebla anular se produce a altas velocidades de gas. Alrededor del anillo de la tubería hay una fina película de líquido. Normalmente, la mayor parte del líquido queda atrapado en forma de gotitas en el núcleo de gas. Como resultado de la gravedad, suele haber una película de líquido más gruesa en la parte inferior de la tubería que en la parte superior.
El flujo estratificado (suave) existe cuando la separación gravitacional es completa. El líquido fluye por la parte inferior de la tubería mientras el gas fluye por la parte superior. La retención de líquido en este régimen puede ser grande, pero las velocidades del gas son bajas.
El flujo estratificado de ondas es similar al flujo estratificado suave, pero con una mayor velocidad del gas. La mayor velocidad del gas produce ondas en la superficie del líquido. Estas ondas pueden llegar a ser lo suficientemente grandes como para desprender gotitas de líquido en los picos de las ondas y quedar atrapadas en el gas. Estas gotitas se distribuyen más abajo en la tubería.
El flujo en slug es cuando grandes olas de líquido espumoso forman un slug que puede llenar la tubería por completo. Estos slug también pueden tener la forma de una onda de oleada que existe sobre una película gruesa de líquido en el fondo de la tubería.
El flujo de burbujas alargadas consiste en un flujo principalmente líquido con burbujas alargadas presentes más cerca de la parte superior de la tubería.
El flujo disperso supone que una tubería está completamente llena de líquido con una pequeña cantidad de gas atrapado. El gas se presenta en forma de burbujas más pequeñas. Estas burbujas de gas tienden a permanecer en la región superior de la tubería, ya que la gravedad mantiene el líquido en la parte inferior de la tubería.
Puede haber situaciones en las que solo se requiera el caudal del componente clave del gas; en este caso, se puede utilizar la medición monofásica. La medición se puede ajustar para compensar el efecto del líquido en el medidor. Algunas de las técnicas disponibles para medir la fase líquida incluyen:
Un separador de prueba que determina los caudales de las fases mediante la separación física del líquido del gas, y luego mide cada fase por separado. Este método proporciona información sobre todas las fases que luego se puede utilizar para calcular la corrección necesaria para un medidor y para verificar el caudal de gas a través del medidor. La presión y la temperatura en el separador de prueba deben ser las mismas que en el medidor de caudal de gas húmedo o los caudales de gas y líquido deben corregirse para las condiciones en el medidor, ya que las fases pueden ser diferentes de las medidas.
El muestreo consiste en extraer una muestra del gas húmedo de la tubería para analizarla y determinar sus componentes. Es importante que la muestra que se recoja sea representativa de las fracciones de fase líquida y gaseosa y que no haya transferencia de masa entre las fases durante el muestreo.
El método del trazador implica inyectar un colorante trazador en el flujo de gas húmedo y luego tomar una muestra a una distancia específica aguas abajo para medir la dilución del colorante. La dilución del colorante en la fase líquida se utiliza para calcular el caudal de líquido. Esta técnica puede ser bastante difícil de aplicar, ya que puede resultar complicado acceder a los puntos correctos necesarios para realizar esta prueba.
La tecnología de microondas aprovecha la mayor permitividad del agua que la de los hidrocarburos para detectar la fracción total de agua en las fases líquida y gaseosa. Como solo detecta y mide el componente de agua, el componente de hidrocarburos líquidos debe medirse mediante otro método.
La pérdida de presión general en diferentes medidores de presión que utilizan un tubo Venturi para medir el caudal provoca una caída de presión en el caudal que se recupera parcialmente aguas abajo del medidor. En los caudales de gas seco, la recuperación es mayor que en los caudales de gas húmedo debido al componente líquido. Esta diferencia se puede aprovechar para proporcionar una medición de la fracción líquida. Esto implica añadir una segunda toma de presión aguas abajo del Venturi para proporcionar una medida de la caída de presión parcialmente recuperada. Este método puede verse afectado por los cambios en la presión del sistema y la velocidad del gas.
El procesamiento avanzado de señales se utiliza cuando una fase líquida tiene un efecto sobre la señal de medición, como fluctuaciones de presión en un medidor de caudal DP o cambios en la velocidad del sonido en un medidor de caudal ultrasónico. El análisis y modelado complejos de estas señales pueden determinar los flujos de líquido y gas.
Existen varios medidores de caudal de gas húmedo disponibles comercialmente. La mayoría de los medidores utilizan presión diferencial para la fase gaseosa y una forma de detección de líquido o medición de densidad de gas húmedo para la fase líquida, normalmente utilizando una de las técnicas mencionadas anteriormente.
