JUSTIFICACIÓN
Mejorar la competencia, unificar los criterios, implementar controles y buscar la eficiencia y eficacia de los sistemas de medición, da como resultado la confiabilidad en los sistemas de medición. Como resultado se reducen las inconsistencias en la medición y el reporte de volúmenes con baja incertidumbre, lo que redunda automáticamente en las economías de las empresas interesadas porque impacta directamente sus cajas registradoras.
OBJETIVOS
– Concientizar y motivar a los profesionales participantes sobre la importancia de la exactitud en las medidas del gas natural.
– Conocer los diferentes sistemas de medición y lograr que el personal capacitado tenga los criterios para evaluar, seleccionar y dimensionar el sistema adecuado.
– Analizar los factores operativos y técnicos tales como presión, temperatura, gravedad específica y otros que influyen en la confiabilidad de la medición de gas natural.
– Conocer los parámetros de calidad y especificaciones técnicas utilizadas para la medición de gas natural en Colombia, así como los diferentes procesos para el procesamiento para lograr estos requerimientos.
DIRIGIDO A:
Ingenieros, operadores y otros profesionales con responsabilidad o interés en aprender adecuadamente las técnicas, procedimientos y condiciones para lograr una adecuada medición del gas natural, en empresas con actividades de producción, transporte, distribución, compra y venta, comercialización y uso final del gas. Es recomendado para funcionarios de entidades de regulación y control y ministerios
CONTENIDO
1 UNIDADES BÁSICAS DE MEDICIÓN
1.1 PRESIÓN
1.1.1 Presión del cero absoluto
1.1.2 Presión absoluta
1.1.3 Presión atmosférica
1.1.4 Presión manométrica
1.1.5 Presión de vacío
1.1.6 Presión diferencial
1.1.7 Presión estática
1.1.8 Presión dinámica
1.1.9 Presión total
1.2 MEDICIÓN DE LA PRESIÓN
1.2.1 Elementos primarios usados para medir la presión
1.2.2 Cálculo de la presión atmosférica según la altitud
1.3 TEMPERATURA
1.3.1 Escalas
1.3.2 Medición. Instrumentos para medir la temperatura
1.4 DENSIDAD DE LOS FLUIDOS
1.4.1 Definiciones
1.5 EL NÚMERO DE REYNOLDS
1.5.1 Tipos de fluidos
1.6 ANÁLISIS CROMATOGRÁFICO DE GASES
1.7 EL PODER CALORÍFICO BRUTO DE LOS GASES
1.7.1 Definición
1.7.2 Cálculo del poder calorífico de los gases
1.7.3 ¿Por qué es importante medir el poder calorífico del gas natural?
1.7.4 Métodos generales de medición
1.8 CONDICIONES ESTÁNDAR Y CONDICIONES BASE
2 INTRODUCCIÓN A LOS TIPOS DE MEDIDORES
2.1 MEDIDORES QUE PRODUCEN PRESIONES DIFERENCIALES
2.1.1 Principio básico
2.1.2 La platina de orificio (Reporte No. 3 de AGA)
2.1.3 El tubo Venturi
2.1.4 El tubo Pitot. El Annubar
2.1.5 La tobera de flujo
2.1.6. Máximo flujo a través de una tobera. La tobera sónica
2.2 MEDIDORES LINEALES
2.2.1 Medidores de Turbina
2.2.2 Medidores Ultrasónicos
2.3 MEDIDORES MÁSICOS. MEDIDORES DE FLUJO CORIOLIS (REPORTE No. 11 DE AGA)
2.3.1 Principio de funcionamiento
2.3.2 Requerimientos mínimos de desempeño
2.3.3 Requerimientos de instalación
2.3.4 Requerimientos generales
2.3.4.1 Temperatura
2.3.4.2 Vibración
2.3.4.3 Ruido eléctrico
2.3.5 Diseño del módulo de medición
2.3.5.1 Configuración de tubería
2.3.5.2 Dirección del flujo
2.3.5.3 Protuberancias internas
2.3.5.4 Montaje del medidor
2.3.5.5 Orientación
2.3.5.6 Filtración
2.3.5.7 Pérdida (caída) de presión
2.3.5.8 Velocidad
2.4 MEDIDORES DE DESPLAZAMIENTO POSITIVO
2.4.1 Medidor de desplazamiento positivo tipo diafragma
2.4.1.1 Estándares ANSI B109.1 y ANSI B109.2
2.4.1.2 Condiciones de prueba
2.4.1.3 Instalación del medidor
2.4.1.4 Cierre del medidor
2.4.1.5 Soporte del medidor
2.4.1.6 Tamaño del medidor
2.4.1.7 Espaciamiento de los medidores
2.4.1.8 Identificación
2.4.1.9 Inspección en el sitio
2.4.1.10 Requerimientos especiales de servicio
2.4.1.11 Ecuación de capacidad del servicio general
2.4.1.12 Ejercicios de aplicación
2.4.2 Medidor de desplazamiento positivo tipo rotatorio (Reporte ANSI B109.3)
2.4.2.1 Historia
2.4.2.2 Principio de operación
2.4.2.3 Instalación
2.4.2.3.1 Tubería
2.4.2.3.2 Nivelación
2.4.2.3.3 Tubería de desvío (by-pass)
2.4.2.3.4 Filtros y cedazos (strainers)
2.4.2.3.5 Tomas de presión
2.4.2.3.6 Protección por exceso de velocidad
2.4.2.3.7 Instrumentación
2.4.2.3.8 Presurización y despresurización
2.4.2.4 Soporte del medidor
2.4.2.4.1 Medidor soportado por la tubería
2.4.2.4.2 Otro soporte
2.4.2.5 Condiciones especiales de operación
2.4.2.6 Instalaciones duales de medición
2.4.2.7 Capacidades y dimensiones
2.4.2.8 Ejercicios de aplicación
3 CÁLCULO DEL FACTOR DE COMPRESIBILIDAD, Z, POR MEDIO DEL REPORTE No. 8 DE AGA
3.1 ANTECEDENTES
3.1.1 Tablas del factor de Compresibilidad
3.1.2 PAR Research Project NX-19 (AGA NX-19)
3.2 CAMPOS DE APLICACIÓN – TIPOS DE GASES Y DE CONDICIONES
3.3 MÉTODOS DE CÁLCULO DEL FACTOR DE COMPRESIBILIDAD
3.3.1 Método Detallado de Caracterización
3.3.2 Método General de Caracterización
3.3.3 Recomendaciones
3.3.4 Unidades, conversiones y exactitud
3.4 ECUACIÓN DE ESTADO PARA EL FACTOR DE COMPRESIBILIDAD – MÉTODO DETALLADO DE CARACTERIZACIÓN
3.4.1 Relación de ecuaciones que intervienen en el cálculo de Z, mediante el método detallado
3.4.2 Constantes requeridas
3.4.3 Parámetros de caracterización
3.4.4 Parámetros de interacción binaria
3.4.5 Softwares requeridos
3.4.6 Ejercicios de aplicación
4 MEDIDORES DE FLUJO LINEALES – MEDIDOR DE TURBINA (REPORTE No. 7 DE AGA)
4.1 HISTORIA
4.2 CONSTRUCCIÓN
4.2.1 El cuerpo
4.2.2 El mecanismo de medición
4.2.3 El instrumento de lectura o salida
4.3 INSTALACIÓN
4.3.1 Instalación recomendada para medidores en línea
4.3.2 Instalaciones opcionales para medidores en línea
4.3.2.1 Instalación opcional de acople corto
4.3.2.2 Instalación opcional de acople cercano
4.3.2.3 Acondicionamiento de flujo integrado en el medidor
4.3.2.4 Instalación recomendada de medidor de turbina con cuerpo angular
4.4 ENDEREZADORES Y ACONDICIONADORES DE FLUJO
4.5 FILTROS Y CEDAZOS
4.6 EFECTOS DEL SOBRE-RANGO
4.6.1 Tobera sónica y orificio de flujo crítico
4.7 REQUERIMIENTOS ADICIONALES DE INSTALACIÓN
4.8 INSTALACIÓN DE ACCESORIOS
4.8.1 Medidor de temperatura
4.8.2 Medidor de presión
4.9 OPERACIÓN
4.10 CARACTERÍSTICAS DE FUNCIONAMIENTO
4.10.1 Efecto remolino
4.10.2 Efecto chorro
4.10.3 Exactitud
4.10.4 Calibración
4.10.5 Relación de capacidades (rangeability o turn down ratio)
4.10.6 Repetibilidad
4.10.7 Linealidad
4.10.8 Capacidad
4.10.9 Pérdida de presión
4.10.10 Efectos de las pulsaciones
4.11 MEDICIÓN DEL FLUJO VOLUMÉTRICO
4.12 EFECTO DE LA DENSIDAD
4.13 REVISIONES DE CAMPO
4.13.1 Prueba de tiempo de rotación (spin-time test)
4.13.2 Verificaciones en el campo de medidores con rotor dual
4.14 EJERCICIOS DE APLICACIÓN
5 MEDIDORES DE FLUJO LINEALES – MEDIDORES ULTRASÓNICOS MULTIPASOS (REPORTE No. 9
DE AGA)
5.1 INTRODUCCIÓN
5.1.1 Alcance
5.1.2 Terminología
5.1.3 Principio de medición
5.1.4 Requerimientos de desempeño
5.1.5 Longitud de tubería recta, aguas arriba y aguas abajo del medidor ultrasónico multipasos y perfiles de flujo
5.1.6 Protuberancias internas y desalineación
5.1.7 Superficie interna
5.1.8 Localización del termopozo y de la sonda de muestreo
5.1.9 Filtro aguas arriba del medidor ultrasónico multipasos
5.1.10 Válvulas de bloqueo aguas arriba y aguas abajo del medidor ultrasónico multipasos
5.1.11 Temperatura
5.1.12 Vibración
5.1.13 Ruido eléctrico
5.1.14 Pulsación
5.1.15 Ruido acústico
5.1.16 Calidad del gas
5.1.17 Presiones
5.1.18 Temperaturas del gas y del ambiente
5.1.19 Longitud y diámetro interno del cuerpo del medidor
5.1.20 Puertos de los transductores
5.1.21 Toma de presión
5.1.22 Misceláneos
5.1.23 Marcas en el cuerpo del medidor
5.1.24 Transductores ultrasónicos
5.1.24.1 Especificaciones
5.1.24.2 Tasa de cambio de presión
5.1.24.3 Intercambio
5.2 CÁLCULOS DE COMPUTACIÓN DE FLUJO
5.3 MANTENIMIENTO
6 CONCEPTO DE EXACTITUD DE LOS MEDIDORES
6.1 ERRORES SISTEMÁTICOS
6.2 ERRORES DE PRECISIÓN
6.3 ERRORES ILEGÍTIMOS O DE ALEJAMIENTO
6.4 DIFERENCIA ENTRE PRECISIÓN Y EXACTITUD
7. GUÍAS Y CONSIDERACIONES PARA LA SELECCIÓN DE MEDIDORES
