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 líquido hasta un flujo multifásico con un 90% del volumen de gas. Ha habido cierto debate sobre su definición real, [2] y actualmente no existe una definición cuantitativa completamente definida de 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 es 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. 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 eliminan el gas y el líquido. Los cambios en el contenido de líquido y gas también ocurren 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 varios 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 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 superficial del líquido es la velocidad del líquido si no hubiera gas presente en el flujo de gas húmedo.
La carga líquida 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 vacía 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 comprimible y la densidad cambia significativamente con los cambios de presión. Los líquidos, por otro lado, se consideran incompresibles y, por lo tanto, su densidad no tiende a cambiar con un cambio de presión. Si aumenta la presión de un sistema de gas húmedo, 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 másicas 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 carga líquida del gas utilizando el parámetro Lockhart-Martinelli , denominado χ ( letra griega chi), que es un parámetro adimensional. número. Este parámetro se puede calcular a partir del caudal másico o caudal volumétrico y la densidad de los fluidos. Se define como:
dónde
Este parámetro χ de Lockhart-Martinelli 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 generalmente se definen como flujos multifásicos. [6]
El comportamiento de los gases y líquidos en una tubería que fluye exhibirá varias 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 realizado intentos de categorizar este comportamiento. Estas interacciones de gas y líquido se denominan comúnmente regímenes de flujo o patrones de flujo. [7]
El flujo anular de niebla se produce a altas velocidades del gas. Hay una fina película de líquido alrededor del anillo de la tubería. Normalmente, la mayor parte del líquido es arrastrado en forma de gotitas al núcleo de gas. Como resultado de la gravedad, generalmente hay una película de líquido más espesa en la parte inferior de la tubería que en la parte superior de la tubería.
El flujo estratificado (suave) existe cuando se completa la separación gravitacional. El líquido fluye a lo largo del fondo 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 ondulatorio estratificado es similar al flujo suave estratificado, 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 gotas de líquido en los picos de las ondas y quedar atrapadas en el gas. Estas gotas se distribuyen más abajo en la tubería.
El flujo de slug es donde grandes olas espumosas de líquido forman un slug que puede llenar la tubería por completo. Estas babosas también pueden tener la forma de una onda de oleada que existe sobre una película espesa de líquido en el fondo de la tubería.
El flujo de burbujas alargadas consiste en un flujo mayoritariamente 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 arrastrado. El gas se presenta en forma de burbujas más pequeñas. Estas burbujas de gas tienden a residir en la región superior de la tubería ya que la gravedad mantiene el líquido en el fondo de la tubería.
Puede haber situaciones en las que sólo se requiera el caudal del único componente de gas clave; en este caso, se puede emplear la medición monofásica. Luego se puede ajustar la medición 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 fase mediante la separación física del líquido del gas, y luego cada fase se mide por separado. Este método proporciona información sobre todas las fases que luego se puede utilizar para calcular la corrección requerida para un medidor y verificar el flujo 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 flujo de gas húmedo o los caudales de gas y líquido deben corregirse según las condiciones del medidor, ya que las fases pueden ser diferentes de las medidas.
El muestreo es donde se retira una muestra del gas húmedo de la tubería para su análisis y determinar los componentes que lo constituyen. Es importante que se recoja una muestra que sea representativa de las fracciones de la fase líquida y gaseosa y que no haya transferencia de masa entre las fases durante el muestreo.
El método de trazador implica inyectar un tinte trazador en el flujo de gas húmedo y luego tomar muestras a una distancia específica aguas abajo para medir la dilución del tinte. La dilución del tinte en la fase líquida se utiliza para calcular el caudal del 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 utiliza la mayor permitividad del agua que la de los hidrocarburos para detectar la fracción general de agua en las fases líquida y gaseosa. Como solo detecta y mide el componente de agua, el componente de hidrocarburo líquido debe medirse mediante otro método.
La pérdida de presión general en diferentes medidores de presión que utilizan un tubo Venturi para medir el flujo provoca una caída de presión en el flujo que se recupera parcialmente aguas abajo del medidor. En flujos de gas seco la recuperación es mayor que en flujos de gas húmedo debido al componente líquido. Esta diferencia se puede aprovechar para proporcionar una medición de la fracción líquida. Esto implica agregar 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 cambios en la presión del sistema y la velocidad del gas.
El procesamiento de señales avanzado se utiliza cuando una fase líquida tiene un efecto en la señal de medición, como fluctuaciones de presión en un medidor de flujo DP o cambios en la velocidad del sonido en un medidor de flujo ultrasónico. El análisis y el modelado complejos de estas señales pueden determinar los flujos de líquido y gas.
Hay varios medidores de flujo 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 la densidad del gas húmedo para la fase líquida que normalmente utiliza una de las técnicas enumeradas anteriormente.
