Las mediciones de nivel multifásicas existen en todas las industrias de proceso y son particularmente relevantes en los sectores de Oil & Gas y Petroquímica, por el valor derivado de la separación efectiva de agua e hidrocarburos. Si bien la instrumentación de nivel ha recorrido un largo camino en la medición de diferentes tipos de líquidos, la medición de nivel multifásica a menudo se considera el mayor desafío que existe en la actualidad. En ese sentido, esto se puede evidenciar en el separador, donde más de la mitad de los modos de falla se atribuyen a la instrumentación de nivel según Offshore Reliability Data (OREDA, 2002).

Muchas tecnologías intentan abordar la medición multifásica, pero todas conllevan limitaciones directas y/o secundarias, como por ejemplo:

• Las tecnologías radiométricas y nucleares pueden perfilar condiciones de medios multifásicos, potencialmente sin intrusión en el recipiente -o estanque de proceso-. Sin embargo, conllevan altos costos iniciales, cargas regulatorias y mayores requisitos de seguridad.

• Los enfoques multi-tecnología que utilizan radares de onda guiada y capacitancia pueden proporcionar una medición total de nivel e interfaz, pero aún existen limitaciones, tales como cambios de calibración de capacitancia, problemas de acumulación y limitaciones del espesor de la emulsión.

• Los sensores que miden segmentos discretos (tomografía) tienen una resolución limitada por las dimensiones de esos segmentos junto con otras limitaciones basadas en la tecnología, como por ejemplo, conductividad.

• Hay soluciones de sondas múltiples que miden los porcentajes de aceite/ agua, pero requieren múltiples puntos de entrada al recipiente de proceso y la tubería circundante. A menudo complican el mantenimiento, aumentan los costos y agregan posibles puntos de fuga.

• La detección de sólidos (es decir, sedimentos o arena), a menudo, requieren de instrumentación separada del transmisor de nivel de interfaz.


Si bien esto demuestra que los fabricantes de instrumentación han realizado un esfuerzo considerable para medir niveles multifásicos, en la actualidad existen detectores de nivel multifásico basados en TDR (Reflectometría en Dominio del Tiempo) capaces de llevar a cabo esta tarea de forma adecuada.

Cuando los líquidos inmiscibles (no mezclables) residen en el mismo recipiente, lo esperable es que el líquido más liviano suba a la parte superior y el más pesado se asiente en el fondo. Este es el caso del petróleo y el agua, donde la separación efectiva es fundamental para la productividad de los pozos aguas arriba, las plantas de procesamiento y los complejos petroquímicos de refinería.

• El aceite y el agua que se emulsionan se consideran ampliamente como el tipo de interfaz más difícil de controlar.

• Una capa de emulsión gruesa o dinámica crea desafíos para una de las tecnologías de nivel más utilizadas: el radar de onda guiada (GWR).


Englobando diversos logros tecnológicos y utilizando señales patentadas “Top-Down” y “Bottom-Up”, junto con avanzados algoritmos de detección de nivel, estos dispositivos pueden usarse en una amplia variedad de aplicaciones de interfase desde hidrocarburos ligeros hasta medios con base en agua.

Al igual que con otras tecnologías que entran en contacto con el proceso, las sondas son un elemento fundamental para maximizar el rendimiento. Las sondas variarán desde un coaxial de gran diámetro hasta un diseño Pentarod completamente nuevo. El Pentarod es una sonda de cinco conductores con cuatro varillas de referencia que rodean una varilla central activa recubierta de PFA.

La señal concentrada produce un rendimiento similar al coaxial; sin embargo, tiene un diseño “abierto”, menos susceptible a errores de medición debido a la acumulación o puentes. Las varillas centrales recubiertas de PFA, además de una resistencia mejorada, permiten que el pulso viaje en el agua con menos absorción.

En un caso de éxito reportado por un reconocido fabricante norteamericano, se instaló un detector multifase de 106 pulgadas de largo en un desalinizador de 156 pulgadas de diámetro en una refinería localizada en el este de los Estados Unidos. Los desalinizadores son un elemento de proceso importante en las refinerías, ya que la desalinización elimina tanto la sal como el agua libre residual. El objetivo de esta aplicación es mantener constante el nivel de interfaz para una eficiencia óptima. El desafío es que el control debe ser lo suficientemente preciso para evitar que el agua libre entre en contacto con los electrodos del desalinizador, lo que puede causar daños costosos.

Las mediciones fueron estables y confiables durante toda la prueba. Incluso tres semanas más tarde, una alteración dentro del estanque fue lo suficientemente significativa como para demostrar (por parte del cliente a través de las válvulas laterales de toma de muestra y la comparación con el gráfico de porcentaje de agua) que, en realidad, había agua encima del aceite en el estanque.

“Al principio pensé que estábamos obteniendo lecturas incorrectas, pero después de probar válvulas laterales de toma de muestra, las lecturas eran correctas. Teníamos un mayor contenido de agua en los puntos más altos del recipiente en comparación con los puntos más bajos”, describió el cliente.

Estos fueron resultados inmediatos, pero con el tiempo, se puede ver un rendimiento aún mayor en términos de reducción de la corrosión y el ensuciamiento de las tuberías, equipos aguas abajo debido a un control más estricto de la emulsión.

Una sonda más larga que descanse más cerca del fondo del estanque permitirá una detección de arena más temprana. Conocer el nivel de la arena permitirá planificar adecuadamente las paradas, en lugar de detener el proceso cada seis meses para su limpieza. Cabe señalar que no todas las desaladoras tendrán acumulación de arena; sin embargo, muchos separadores tendrán sedimentos.