Escuela Superior politécnica del litoral

Diseño Manifold

Facilidades de Superficie II

Abrahan Gregorio Chele Bravo

Profesor: Msc. Romel Erazo

Noviembre del 2015

1. Contenido1. Contenido.................................................................................................................................1

2. Introducción..............................................................................................................................2

3. Objetivos..................................................................................................................................2

4. Normas y códigos aplicables....................................................................................................3

5. Glosario de términos................................................................................................................3

6. Plataforma de producción (Well Pad)......................................................................................4

a. Pozo......................................................................................................................................5

b. Múltiples o recolectores de entrada......................................................................................5

c. Conjunto de medición (Skid de medición)...........................................................................6

7. Fundamentos teóricos de diseño...............................................................................................7

a. Sistema múltiple (manifold) y línea de transporte................................................................7

i. Parámetros de diseño........................................................................................................7

b. Seguridad..............................................................................................................................8

c. Diseño líneas de producción.................................................................................................8

d. Diseño manifold de producción y prueba.............................................................................8

i. Diseño hidráulico..............................................................................................................9

ii. Diseño mecánico...............................................................................................................9

e. Válvula en el manifold........................................................................................................11

8. Diseño de sistemas integrales.................................................................................................11

a. Datos ambientales...............................................................................................................11

b. Condiciones del fluido........................................................................................................12

c. Condiciones de flujo...........................................................................................................14

i. Tipo de flujo....................................................................................................................14

ii. Hidrostática.....................................................................................................................14

iii. Velocidad de erosión...................................................................................................15

iv. Áreas de instalación de manifold................................................................................15

d. Diseño mecánico.................................................................................................................19

9. Conclusiones..........................................................................................................................20

10. Referencias..............................................................................................................................21

2. Introducción

Los múltiples de  producción y de  prueba se utilizan para recolectar la producción de varios

pozos a una planta centralizada donde los pozos se pueden ser  colocados individualmente en

producción y/o prueba. Pueden ser operados manualmente o  automáticamente con  válvulas

y con  contadores de tiempo automáticos. Los múltiples de la producción y  prueba  pueden

ser diseñados para los grados  ANSI y  API para  varias presiones y  varios tamaños de tubos.

Las estrangulaciones pueden ser incluidas para la reducción de la presión las cuales  pueden

ser fijas o ajustables además de manuales o automatizadas. Otras instrumentaciones y

controles se pueden proporcionar con las especificaciones del cliente. El múltiple facilita el

manejo de la producción total de los pozos que ha de pasar por los separadores como también

el aislamiento de pozos para pruebas individuales de producción. Por medio de las

interconexiones del sistema y la disposición apropiada de válvulas, se facilita la distribución,

el manejo y el control del flujo de los pozos.

En este documento se determinarán las bases y criterios de diseño para el desarrollo de un

múltiple de producción que recolectará la producción de 4 pozos petroleros con tasas de

producción variables en el rango de 300 a 900 bls/día de fluido, tomando en cuenta las

características climatológicas, regulaciones ambientales, normas internacionales y tecnología

aplicada por las diversas operadoras nacionales y multinacionales que actualmente se

encuentran operando dentro de territorio ecuatoriano.

3. Objetivos

Definir las funciones y propiedades del recolector de entrada (manifold).

Identificar los factores que afectan al diseño de un manifold.

Explicar un diseño básico de un manifold para recolectar el flujo desde 4 pozos.

4. Normas y códigos aplicables

Se aplican las más recientes ediciones de las normas, guías, códigos y especificaciones

aplicables de los siguientes organismos o empresas:

Instrument Society of America (ISA)

American Petroleum Institute (API)

American National Standards Institute (ANSI)

American Society of Mechanical Engineers (ASME)

American Society for Testing Materials (ASTM)

International Standards Organization (ISO)

National Fire Protection Association (NFPA)

Institute of Electrical and Electronic Engineers (IEEE)

National Electrical Manufactures Association (NEMA)

American Institute of Steel Construction (AISC)

American Water Works Association (AWWA)

Uniform Building Code (UBC)

National Association of Corrosion Engineers (NACE)

Organization of Safety and Health American (OSHA)

5. Glosario de términos

Qo, caudal de petróleo (Barriles por día)

Q g, caudal de gas (Standard cubic feet por día)

Ql, caudal de líquido (Barriles por día)

R, GOR, relación gas - petróleo

v, velocidad del fluido (ft/s)

T, temperatura (°F)

pop, presión de operación (psia)

ρm, densidad de la mezcla de fluido (libras/cubic feet)

Din, Diámetro interno de tubería (pulgadas)

Dn, Diámetro nominal de tubería (pulgadas)

e, espesor de tubería (pulgadas)

Dout, OD, Diámetro externo de tubería (pulgadas)

Re, # de Reynolds

g, gravedad ft /s2

Ve, velocidad de erosión (ft/segundos)

Ai, área de instalación de línea (pulgadas cuadradas)

Amin ,e, área mínima equivalente (¿2)

Amin, área mínima (¿2)

Aeq i, área equivalente de la línea (¿2)

Aet , área total equivalente (¿2)

X, relación entre Ai y Aet

μ, viscosidad dinámica del fluido (lbf/ft seg)

SG, gravedad específica

Bsw, Corte de agua

z, factor de compresibilidad de gas

λ, constante utilizada para dar criterio de tipo de flujo circulante

6. Plataforma de producción (Well Pad)

Es una sola locación donde se realiza la obtención y el direccionamiento del crudo a centros

de facilidades de superficie de producción.

Un Well Pad tiene como función colectar, medir y direccionar hacia una red de producción,

el fluido que se obtiene de la perforación de pozos.

El valor de presión a la que debe trabajar la plataforma, y por tanto todos los equipos, líneas e

instrumentos, se determina de tal forma que se pueda transportar el fluido desde la zona de

extracción hasta el centro de facilidades.

Las plataformas que se montan en la región oriente de Ecuador se encuentran expuestas a

condiciones bastantes rigurosas: temperaturas elevadas, abundantes precipitaciones, acceso

restringido, localización en áreas protegidas, etc., todo esto provoca que se aplique un diseño

OFF SHORE en lugar de un diseño ON SHORE, lo que implica cumplir rigurosamente los

estándares pertinentes en diseño y construcción. Se encuentra formada por dos sectores: área

de pozos y área de procesos (todo el equipo de superficie necesario para lograr la extracción

y direccionamiento del crudo a la red de transporte general).

Existen elementos comunes en el diseño de una plataforma. A continuación se describe en

forma general los elementos que la constituyen:

a. Pozo

Es el lugar donde el proceso comienza, con la extracción del crudo utilizando el equipo

necesario. Desde cada pozo se construye una línea que transporta el fluido obtenido al área

de procesos, específicamente al sistema múltiple (manifold).

b. Múltiples o recolectores de entrada

Son arreglos mecánicos de tuberías y válvulas que consisten generalmente en varios tubos

colocados en posición horizontal, paralelos uno con respecto al otro y conectados a cada una

de las líneas de flujo. Su función es recolectar la producción de los pozos que llegan a las

estaciones de flujo y distribuirla hacia los diferentes procesos del sistema. Sin embargo, los

arreglos de válvulas, conexiones y tuberías deben ser de manera tal que, cuando sea

requerido, el flujo de cada pozo individual pueda ser aislado para propósitos de prueba de

pozos. Esto es que el flujo de cada pozo pueda ser llevado a un separador de prueba, para

segregar y medir petróleo o productos de destilación, producción de gas y en algunos casos

producción de agua.

Figura 1, Manifold de petróleo y gas.1

c. Conjunto de medición (Skid de medición)

El colector de prueba dirige el fluido hacia este equipo, donde se procede a medir y luego se

encausa la producción a la línea de transporte general, tal como se muestra en la figura 2.

Figura 2, Procesos básicos en una plataforma de producción (Well Pad).2

Figura 3, Esquema típico de producción petrolera.3

7. Fundamentos teóricos de diseño

a. Sistema múltiple (manifold) y línea de transporte

Un colector de producción de diámetro nominal (d N ) de 10 pulgadas recibe el fluido

proveniente de los 4 pozos previstos. Las líneas de diámetro nominal 6 pulgadas que

confluyen en el colector de producción poseen conexiones con el colector de agua de 6

pulgadas, estas conexiones tienen la función de reducir la viscosidad del fluido si es que es

necesario, aumentando el corte de agua y permitiendo baja la caída de presión por la línea

que transporta el fluido hasta la estación de producción.

El caudal de agua que circula por el colector de agua de 6 pulg viene del colector de agua

inyección de 10 pulg, parte del agua de este colector deriva a través de una válvula reductora

de presión hacia el colector de 6. Este colector tiene como finalidad, proporcionar agua a una

presión similar a la de producción de los pozos para efecto de recirculación.

Los colectores de producción, de prueba, inyección de agua y recirculación de agua deben

posee un sistema para drenar hacia un tanque sumidero y una válvula globo para realizar la

reducción de presión y poder realizar el drenaje.

Todo el fluido de los pozos que confluyen en el manifold debe ser luego transportado a través

de la línea de 10 pulgadas. La cual lo direcciona hacia la planta principal de procesamiento.

i. Parámetros de diseño

Área de la plataforma

No. De pozos a perforarse: 4

Fluido total mínimo: 300 BPD

Fluido total máximo: 900 BPD

La tasa de flujo y la presión de diseño están determinados teniendo en cuenta un

factor de seguridad de 10%

API crudo: 16-20 API a 60°F

Tubería diámetro nominal: 10 pulgadas

1 sistema múltiple (manifold) de 4 entradas con líneas de d N = 6 pulgadas

La velocidad de erosión se considera para así evitar fenómenos de cavitación

Considerar las válvulas y accesorios

b. Seguridad

Aislar los equipos es obligatorio para proteger al personal en las superficies y debe cumplir

las siguientes condiciones:

Cuando la temperatura en superficie de la tubería sea mayor a 339°K (150°F).

Cuando la superficie debe estar confinada dentro de áreas de trabajo normal y se

encuentre donde el personal pueda sin advertirse contactarla.

c. Diseño líneas de producción

Líneas de producción se las considera a aquellas que transportan el hidrocarburo proveniente

de los pozos de producción y lo llevan a todas las fases de proceso.

El flujo proveniente de los pozos de producción es una mezcla de gas-crudo y agua por lo

que el estudio de sus propiedades se lo realiza durante la ingeniería conceptual y básica, para

realizar un correcto diseño de todo el proceso.

Para todos los análisis a realizar en estas líneas se debe determinar primero la consideración

para tomar el tipo de flujo que circula por las líneas de producción, si para los cálculos se lo

considera como flujo simple o bifásico. Esto se realiza de acuerdo a los siguientes criterios:

o Para flujos donde el líquido es dominante ( λ>0,7 )se pueden usar los criterios dados

para las líneas de líquido.

o Para flujos donde el gas es dominante ( λ<0,0001 ) se pueden usar los criterios dados

para líneas de gas

o Para flujos bifásicos se da valores intermedios de λ

d. Diseño manifold de producción y prueba

Todo el fluido de los pozos que llegan al manifold (sistema múltiple) es luego transportado

por la línea de 10 pulgadas en la que se encuentra montado un transmisor de presión, el cual

provoca un shut down (apagado general) de producción si es que las presiones de

programación se sobrepasan por muy alta presión o por muy baja presión.

La lógica de operación se encuentra diseñada para que la línea opere normalmente dentro de

un determinado rango de presiones entre 300-400 psig. Si se excede o si se encuentra por

debajo de este rango, l sistema indicará la alarma respectiva.

El apago general ocurrirá cuando se tenga 450 psig (alta presión) o cuando se alcance 250

psig (baja presión), cerrando todos los pozos.

i. Diseño hidráulico

El factor de sobrediseño para la longitud equivalente de las tuberías es del 120%. Tanto las

tuberías de proceso como de servicio, se diseñan para el flujo de diseño. La velocidad

máxima en las tuberías no debe exceder la velocidad de erosión.

En base al valor de la mínima sección de área requerida según el API RP 14E, para el caso de

las líneas que provienen de los pozos, estas líneas son de 6 pulgadas, y que llegan al manifold

de prueba d N=8 pulgadasy producción d N=10 pulgadas para determinar su sección es

necesario conocer el diámetro exterior y espesor de pared.

ii. Diseño mecánico

Para el estudio del diseño mecánico de las tuberías este se basa en la norma ANSI B36-10 de

1970, para el cálculo de espesor de pared.

a. Espesor de pared de la tubería

Número de área, entregado por el cliente. Área como facilidades de producción.

Tamaño de línea, diámetro de la línea a usar en pulgadas.

Tipo de servicio, se refiere al flujo que transporta, de acuerdo a la tabla 2.

Especificación de la tubería, es la categorización de la línea de acuerdo a la

especificación de tubería donde ya se encuentra detallado el espesor de pared,

material, tipos de conexión y accesorios, que se debe utilizar en toda la ingeniería

de detalle para la fabricación de la línea.

AL Aire de instrumentos

AU Aire de utilidades

C Solventes químicos

CD Drenaje cerrado

D Drenaje abierto

DF Diesel fuel

FG Gas combustible

FL Gas de quemador

G Hidrocarburo gas

HY Aceite hidráulico

L Hidrocarburo líquido

OH Aceite caliente

OL Aceite lubricante

V Tubería de desfogue

WF Agua contraincendios

WP Agua potable

WS Agua de producción

(Salina)

WU Agua de utilidades

Tabla 1, Designación del servicio de líneas.4

Figura 4, Sistema para la designación de líneas.4

e. Válvula en el manifold

Mientras un pozo se encuentre en operación, una de las válvulas en el manifold debe estar

abierta para recibir y dirigir su producción; si es que estuviese cerrada se podría producir

acumulación de presión y por lo tanto rupturas en las líneas de flujo.

Las válvulas instaladas en el manifold sirven para prohibir el retorno del flujo desde el pozo

de mayor presión. Se instalan comúnmente en la entrada de la línea del pozo al manifold. Son

conocidas como válvulas check.

Las válvulas pueden ser de acción manual o automática; para ambos casos el cuerpo de la

válvula debe soportar la presión que tiene el pozo, excepto las divisiones de presión que se

instalan en el cabezal del pozo para prevenir que las presiones completas del mismo se

transmitan al manifold, estas divisiones pueden ser utilizadas por seguridad.

Los tipos de válvulas mayormente utilizadas para el bloqueo de entrada a los manifold son la

válvula bola, la de clavija y deben estar debidamente engrasadas.

8. Diseño de sistemas integrales

Se ha previsto la perforación de 4 pozos, los cuales aportan con un caudal entre 300 y 900

barriles de flujo por día al sistema de producción. El fluido una vez extraído de los pozos por

métodos determinados; será colectado, medido y direccionado hacia el centro de facilidades

de producción ubicada a 12 km de distancia de la plataforma de producción (Well Pad).

a. Datos ambientales

Temperatura

o Máxima registrada: 312°K (101.8°F)

o Mínima registrada: 288°K (59.0°F)

Presión atmosférica

o Máxima absoluta: 98.8 kPa (14.33 psia)

o Mínima absoluta: 96.7 Kpa (14.02 psia)

Precipitaciones

o Promedio anual: 3289 mm (129.5 in)

o Máxima en 24 horas: 188 mm (7.4 in)

o Promedio por año: 5563 mm (219.0 in)

Humedad

o Promedio: 90.4%

o Máxima registrada: 99.9%

Fuente PIL S.A. Base de Datos, Departamento de Ingeniería Proyectos Integrales del

Ecuador

b. Condiciones del fluido

Pozo 1 Pozo 2 Pozo 3 Pozo 4

API 25 25 25 25

SG @60 °F 0.9041 0.9041 0.9041 0.9041

Presión (psig) 350 350 350 350

Presión (psia) 364.7 364.7 364.7 364.7

Temperatura °F 110 110 110 110

Viscosidad dinámica 0.35 0.35 0.35 0.35

Velocidad del flujo 10 10 10 10

GOR 48 48 48 48

SG gas 0.57 0.57 0.57 0.57

Bsw 0.28 0.28 0.28 0.28

Z 1 1 1 1

SGlíquido 0.9309 0.9309 0.9309 0.9309

Tabla 2, Condiciones del fluido de cada pozo (Datos asumidos con caudales entre 300 y 900

barriles por día).

Calculando la SG (gravedad específica) de petróleo:

S Go=141.5

131.5+° API

SGo=0.9041

Calculando la Gravedad específica del Líquido:

SGL=SGo (1−BSW )+BSW

SGL=0.9309

Para encontrar los caudales de las distintas fases, se realiza los siguientes cálculos:

Pozo (i) Qi Pi

1 698 114

2 556 102

3 345 95

4 878 110

Tabla 3, Caudales y presiones con las que trabaja cada pozo. (Asunciones)

a. Caudal del gas

Q g=GOR Qo

Q g=85605.12 SCF /d

b. Caudal del petróleo

Qo=∑j=1

n

QLj (1−BSW j )

Qo=1783.44 bbl /d

c. Caudal de la fase líquida

QL=∑j=1

n

QLj

QL=2477 bbl /d

Calcular el λ:

λ=QL

QL+Q g

λ=0.139763

Tabla 4, Características de diseño para hidrocarburos.2

c. Condiciones de flujo

i. Tipo de flujo

Para determinar el tipo de flujo ya sea este trasiente, turbulento o laminar hay que

considerar la determinación del número de Reynolds.

ℜ=D ¿ ρv

μ

De donde ρ=ρm (densidad de la mezcla):

ρm=12409 SGL Pop+2.7 R SGg Pop

198,7 Pop+RTZ

ρm=42.4826 lb / ft3

ii. Hidrostática

La experiencia en la industria muestra que los flujos con presencia de sólidos libres, el valor de C=100 para el caso de líneas de uso continuo, C=125 uso intermitente.

Para el caso de las líneas de flujo con sólidos libres, en las que no se espera corrosión o a su vez se las protege con inhibidores el valor de C=150 a 200 puede ser usado, y valores por arriba de 250 puede ser usado para las líneas de uso intermitente.

Para este caso se utilizará una constante de C= 160

iii. Velocidad de erosión

Las líneas de flujo, el manifold y demás líneas que sirvan para transportar gas, líquido

flujos bifásicos se deben dimensionar, basándose primordialmente en la velocidad de

flujo debido a que se tiene mayor relación en la erosión o corrosión de las paredes de la

tubería.

Este desgaste es proporcionalmente aumentando a la velocidad de flujo, con la presencia

de gases, y en presencia de cambios de trayectorias y accesorios como es el caso de los

codos.

V e=C

√ ρm

V e=24.5478 ft /segundos

Se debe recordar que la velocidad de erosión no es esencialmente la velocidad con la que

se fluirá a través del manifold, en cambio la velocidad a la cual el fluido ocasionará la

cavitación en las diferentes líneas y equipos.

iv. Áreas de instalación de manifold

a. Área Mínima de Erosión

 Área mínima de la sección requerida para evitar la erosión:

Amin ,e=9,35+

Z(GO R)T21,25 Pop

V e

Amin ,e=9,35+

1 (48 )(110+459.67)21.25(350+14.7 )

24.5478

Amin ,e=0.5246 ¿2

1000 bbldía

b. Área MínimaAmin=Amin, e QL

Amin=0.5246∗2477

1000

Amin=1.2994 ¿2

c. Área de cada Línea

Diámetro externo (pulg) 6.625984 Cédula

STD 40Espesor (pulg) 0.279921

Diámetro nominal (pulg) 6

OD de línea de producción (pulg) 10.748032 Cédula

STD 40Espesor de línea de producción

(pulg)

0.362204

Diámetro nominal (pulg) 10

OD de línea de prueba (pulg) 8.625984 Cédula

STD 40Espesor de línea de prueba (pulg) 0.322047

Diámetro nominal (pulg) 8

Tabla 5, Diámetros y espesores (con su respectiva cédula) escogidos para la línea de producción y de prueba.6

Área de Línea de Pozos:

A11=π ( De−2e )2

4

A11=π (6.625984−2∗(0.279921))2

4

A11=28.901143¿2

Área Equivalente 1:

Aeq 1=(¿ líneas ) A1 j

Aeq 1=4∗28.901143

Aeq 1=115.604573¿2

Comprobación de un correcto dimensionamiento:

Aeq 1> Amin (Correctodimensionamiento )

115.604573>1.2994 (Correctodimensionamiento )

Área línea de producción:

A12=π ( D e−2e)2

4

A12=π (10.748032−2∗(0.362204))2

4

A12=78.911339 ¿2

Área línea de prueba

A13=π ( De−2e )2

4

A13=π (8.625984−2∗(0.322047))2

4

A13=50.038163¿2

Área Equivalente 2:

Aeq 2=A12+A13

Aeq 2=78.911339+50.038163

Aeq 2=128.949502¿2

Comprobación de un correcto dimensionamiento:

Aeq 2> Aeq1 (Correctodimensionamiento )

128.949502>115.604573 (Correcto dimensionamiento )

d. Cálculo del caudal que pasa a través de las líneas de los pozos:

Como se conoce que todos los pozos tienen el mismo diámetro externo, por lo tanto se obtuvo la misma área y la misma relación de área disponible.

X=A11

Aeq1

X= 28.901143115.604573

X=0.25

Qi=X Ql

Qi=0.25 (698+556+345+878)

Qi=619.25 bbl /día

e. Cálculo del caudal que pasa a través de las líneas de producción:

X=A12

Aeq2

X= 78.91133978.911339+50.038163

X=0.6119

Qi=X Ql

Qi=0.6119 (698+556+345+878)

Qi=1515.6763 bbl /día

f. Cálculo del caudal que pasa a través de las líneas de producción:

X=A13

Aeq2

X= 50.03816378.911339+50.038163

X=0.3880

Qi=X Ql

Qi=0.3880 (698+556+345+878)

Qi=961.076 bbl /día

d. Diseño mecánico

a. Presión Máxima de Operación:

PMax=2 E t f S

De−2 t f Y

PMax=2 (1 )(0.3622)20000

10.7480−(2)0.3622(0.4)

PMax=1385.32 psi

b. El factor de seguridad final:

n=PMax

P

n=1385.32750

n=1.84>1.5 (Correcto)

Figura 5, Configuración general del manifold de producción.7

9. Conclusiones

Para considerar el diseño de un múltiple de producción más conocido como manifold hay que

tener en cuenta diversos factores, los cuales incluyen características de los fluidos de los

diferentes pozos, características de los separadores, tuberías, válvulas, etc. De la misma

manera se debe considerar las características del medio donde se instalarán los equipos

determinados, en especial para este documento el manifold, se debe conocer las

características máximas que soportan estos equipos. Por esta razón, se toma en cuenta la

seguridad que se debe manejar con respecto a las personas que operan los equipos.

En todo tipo de industria, el diseño debe estar basado en normas, regulaciones y leyes tanto

nacionales como internacionales que se debe cumplir a cabalidad para poder evitar problemas

o complicaciones con la instalación de los equipos.

Se puede concluir que el diámetro de entrada y salida del manifold es lo mismo sin importar

el flujo volumétrico que entra o salga de este equipos, solo se tiene que evitar el estar por

debajo o sobrepasar un rango de presiones de diseño del equipo ya mencionado.

Específicamente, se eligió válvulas tipo bola en el diseño ya que estas sirven para cerrar y

abrir de manera rápida, también porque son ideales para caudales bajos como el que se

obtuvo, el cual atravesará las líneas hasta llegar al manifold.

Para decir que el dimensionamiento escogido así como el caudal circulante por cada línea ha

sido el correcto, se realizó una relación entre el área de las diferentes líneas con respecto a

sus áreas equivalentes y con la producción total.

10. Referencias

[1] http://www.sunrypetro.com/division_manifold.html Tema: Petroleum Equipment. Autor:

SUNRY. Revisado: 2015-11-22

[2] http://bibdigital.epn.edu.ec/bitstream/15000/2230/1/CD-2978.pdf Tema: Diseño de una

plataforma de producción petrolera en la Amazonía ecuatoriana. Autor: Oswaldo

Villamarín-Alex Carrera. Lugar y Fecha de publicación: Quito, marzo 2010.

[3] http://www.monografias.com/trabajos16/bombeo-mecanico/bombeo-mecanico.shtml

Tema: Bombeo mecánico. Autor: Anónimo. Fecha de revisión: 2015-11-22

[4] Petroamazonas; Codificación, Departamento de Ingeniería y facilidades

[5] Fuente PIL S.A. Base de Datos, Departamento de Ingeniería Proyectos Integrales del

Ecuador

[6] http://www.cotainsa.com/catalogos/cat_05.pdf

Título: Tubo de acero sin soldadura para conducciones según normas ASTM. Autor:

Contain, S.A. Fecha de revisión: 2015-11-22

[7] http://www2.emersonprocess.com/siteadmincenter/PM%20Valve%20Automation

%20Documents/Bettis/MPFS_Specs/Mutiport_Specification.pdf

Tema: Multiport Flow Selector (MPFS). Autor: Emerson. Fecha de revisión: 2015-11-22