En el proceso de producción de gas natural, por lo general se encuentra la presencia de líquido (hidrocarburos y agua), estos son el resultado de una separación incompleta de las fases, observada al momento de dirigir las corrientes de crudo y gas por separado para su almacenamiento y comercialización en sus distintos mercados. El manejo de gas con contenido de líquido trae como consecuencia un aumento en los costos de producción debido a la cantidad de daños que pueden sufrir los equipos y sistemas de manejo y compresión de gas, alto riesgo de accidentes, contaminación ambiental cuando el flujo es desviado a mechurrios, además de obtenerse un producto fuera de los estándares de calidad de la industria. Una manera de prevenir los problemas asociados a la cantidad de líquido presente en una línea de transporte de gas, es mediante su cuantificación para así tomar acciones inmediatas en el proceso que disminuyan el riesgo y evitar las pérdidas económicas en la producción. La medición de la cantidad de líquido en una línea que transporta un flujo gaseoso es bastante compleja y aunque se han desarrollado tecnologías aplicables en campo, aun no se cuenta con una medición directa en la tubería de producción que sea confiable. Uno de los parámetros de mayor interés y ampliamente estudiados en el área de flujo multifásico es la fracción volumétrica de líquido, este se define como el volumen ocupado por la fase líquida en un tramo de tubería. La medición de este parámetro puede ser asociada con la relación de la cantidad de líquido presente en una línea, logrando así una aplicación útil para la industria dedicada a la explotación de hidrocarburos. PDVSA-INTEVEP ha diseñado un dispositivo para determinar la fracción volumétrica de líquido, que permite obtener valores en tiempo real y con el cual se han realizado pruebas para evaluar su desempeño. Sin embargo no se conoce su intervalo de operación, grado de incertidumbre, apreciación y limitaciones. Por lo tanto en este trabajo se diseñó y se construyó un circuito experimental para realizar pruebas de flujo de aire y bajo contenido de líquido que simule las condiciones de campo permitiendo evaluar el desempeño y obtener la ventana operacional del medidor. La instalación del circuito experimental de prueba del dispositivo de medición, estuvo condicionada por el patrón de flujo existente en el tramo de tubería donde se instaló el instrumento. Para obtener muestras de medición representativas se consideró un patrón de flujo disperso de líquido en gas como el más adecuado, gotas de líquido dispersas en un flujo de gas, llamado también flujo neblina, esto debido a la particularidad del sensor de efectuar mediciones en tiempo real. El banco experimental permite efectuar mediciones de la fracción volumétrica de líquido y evaluar el desempeño del sensor diseñado con pruebas controladas en un laboratorio.