Medicion del gas natural

Medición de Gas Natural

Heinz Luchsinger
1

Contenido 1. Composición del Gas Natural 2. Medidores de caudal 3. Trazabilidad 4. Algunos números (Reservas, Consumo, etc.) 5. Impacto económico de la medición 6. Reflexiones

2

1

El Gas Natural es una mezcla de gases hidrocarburos. La composición del gas natural puede tener grandes variaciones. La siguiente tabla muestra una composicióntípica del gas antes del proceso de refinación.
Componente Metano Etano Propano Butano Dióxido de carbono Oxígeno Nitrógeno Sulfuros de hidrógeno Gases raros fórmula CH4 C2H6 C3H8 C4H10 CO2 O2 N2 H2S A, He, Ne, Xe 0-20 0-8 0-0,2 0-5 0-5 Trazas
3

Fracción , % 70-90

Gas Natural producida en México
Componentes Metano Etano Propano n-butano i-butano n-pentano i-pentano neopentano C6+ CO2 N2- Torreon 89,77 4,928 0,01 0,003 0,003 0,095 0,973 0,1 0,062 0,935 2,495 - Nuevo Laredo 92,522 4,283 0,105 0,273 0,278 0,079 0,146 0,000 0,316 0,892 0,099

4

2

Placa de Orificio

C ⋅ ⋅ d 2 ⋅ ε ⋅ 2⋅ ∆p ⋅ ρ1 qm = 4 1− β 4
Perfil de Velocidad ∆P Tomas de Presión concentricidad

π

Número de Reynolds

Geometría y Superficie

Incertidumbre de Medición: ~ 1%
5

Turbina

qm =Perfil de Velocidad Pick Up

FR ⋅ρ K

Número de Reynolds

Incertidumbre de Medición: ~ 0,6%
6

3

Medidor Vortex

qm =
Perfil de Velocidad

FV ⋅ρ K

Número de Reynolds

Incertidumbre de Medición: ~ 0,7%
7

Medidor Ultrasónico

qm = K ⋅
Perfil de Velocidad

t1 − t 2 ⋅ρ t1 ⋅ t 2

t1,t2 t3,t4 Número de Reynolds

Incertidumbre de Medición: ~ 0,6%
8

4

ValoresTípicos
Principio de Medición Placa de Orificio D.P Incertidumbre por calibración 0,5 % Incertidumbre adicional por condiciones de instalación y operación 1% (debido a presencia de vórtices, perfil de velocidad asimétrico, excentricidad, etc.) 0,2 % (resonancia, pulsaciones) 0,2 % Turbina 0,3 % (perfiles de velocidad asimétricos, pulsaciones, etc.) 0,2 % Ultrasónico 0,3 % (interferencias, efectos deinstalación, ruido acústico por operación de válvulas, etc.

0,4 %

9

Estaciones de Medición PGPB
% del gas manejado extracciones, 2003
16 %

% del total de estaciones
22.6 %

16 %

0.5 % 9.3 % 68 % placa de orificio turbina 67.6 %

extracciones, 2007

31.8 %

0.4 %

ultrasónico D.P. 22.5 %

9% 54 % 13.8 % 8.9 %

59.6 %
10

5

Principios de medición
turbinasrotatorios diafragma placas de orificio ultrasónicos
0,3 3 30 300 3000 3x104 3x105

Caudal de gas natural a condciones normalizdas, m3/h

11

Alternativas de Trazabilidad Patrones nacionales
por certificación de conformidad
(ISO 5167, AGA R3) micrómetro, micrómetro, rugosímetro, etc. rugosímetro, etc. Medidores de Medidores de referencia referencia

por calibración

∆P

Tacondicionador de flujo

Placa de orificio 12

6

Trazabilidad Patrones nacionales
por calibración

Medidores de Medidores de Referencia Referencia

P

T

acondicionador de flujo

Turbina 13

Longitud Presión Temperatura

incertidumbre

BIPM

CENAM

± 0,1 %

Patrón Nacional Patrón de Referencia

± 0,2 %

NMI´s

Patrón de Trabajo

LAB. SECUNDARIO

Patrón de ReferenciaPatrón de Trabajo

± 0,4 %

ORGANIZACIÓN

Patrón de Referencia Patrón de Trabajo Instrumento de Medición
14

± 1-2 %

7

Confirmación Metrológica
Turbina
0000

Medidor de Referencia (Vortex, Ultrasónico)

Verificación Metrológica continua
15

Confirmación Metrológica

Turbina
0000

Turbina de Referencia
0000

Operación normal Verificación Metrológica
16

8Medición de Gas
Medidor de Caudal de Gas

Qa
Medición de la Potencia Calorífica

.

Ta

Pa
Corrección Z = f (P, T, Análisis) Influencia del gas

Conversión del caudal a condiciones base

Poder calorífico MJ/m3

P ⋅T ⋅ Z & & Qbase = Qactual ⋅ a b b Pb ⋅ Ta ⋅ Z a
E (MJ/h)
Magnitudes físicas involucradas: H: potencia calorífica [MJ] Q: caudal volumétrico [m3/h] . P: presión absoluta...