Trabajo Final.docx

Existen diversos equipos para realizar la medición dinámica: Medidores de desplazamiento positivo Los medidores de desplazamiento positivo miden la cantidad de fluido que circula por un conducto, dividiendo el flujo en volúmenes separados y sumando los volúmenes que pasan a través del medidor. En cada medidor, se pueden destacar tres componentes comunes: ● Cámara, que se encuentra llena de fluido. ● Desplazador, que bajo la acción del fluido circulando, transfiere el fluido desde el final de una cámara a la siguiente. ● Mecanismo (indicador o registrador), conectado al desplazador, que cuenta el número de veces que el desplazador se mueve de una parte a otra en la cámara de trabajo. En cuanto a los tipos de medidores para líquidos se encuentran los siguientes: ● Medidores de tipo pistón ● Medidores de paletas deslizantes ● Medidores de engranajes. Los medidores de tipo pistón se utilizan, habitualmente, para medidas precisas de pequeños caudales, siendo una de sus aplicaciones en unidades de bombeo de distribución de petróleo. Los medidores de paletas deslizantes se usan para medir líquidos de elevado coste, siendo instalados, generalmente, en camiones cisternas para la distribución de combustible para la calefacción. Los medidores de engranajes encuentran aplicaciones para un amplio margen de líquidos y condiciones de funcionamiento, aunque la precisión de la medida no es tan elevada. La exactitud en estos medidores depende de tres factores:

1

● Que el volumen de la cámara de medición permanezca constante. Para ello se debe evitar depósito de cera o adherencia viscosa y desgaste que causa un cambio en el volumen. ● Que todo el líquido que entra al medidor vaya a la cámara. ● Que el flujo transferido pase por el medidor solo una vez. Evitando que el porcentaje de pérdida alrededor o a través de la cámara de medición pueda cambiar debido a una variación en la viscosidad del líquido y/o desgaste que agranda o reduce las áreas de espacios libres.

Medidores tipo Turbina Este medidor determina la rotación angular del rotor y con esta información se deduce el volumen de líquido que ha pasado por el medidor. Un medidor de turbina de alto rendimiento posee baja fricción en los rodamientos. ● La rata de flujo en la que la velocidad del rotor comienza a estar en desproporción frente a la rata de flujo del líquido, porque aumenta a medida que se incrementa la viscosidad. ● Cualquier cambio en la geometría de los bordes de los álabes del rotor debido a erosión, corrosión, o adherencia de basura, cambiará la relación entre la velocidad del rotor y la del líquido, por consiguiente, el rendimiento del medidor.

2

● Los medidores de turbinas requieren acondicionamiento de la corriente de flujo inmediatamente aguas arriba y aguas abajo del medidor. ● Cualquier depósito sobre la parte del área de flujo a través del rotor afectara drásticamente el rendimiento del medidor. ● Los medidores de turbina experimentan cambios en el área de flujo a raíz de las variaciones significativas en la presión y la temperatura.

Platina de orificio Deducen la rata de flujo mediante la medición de alguna propiedad dinámica. Este mecanismo es de los más antiguos y más usados en la industria. Se ubica una placa a la que se le ha perforado un orificio de diámetro conocido, la cual genera una restricción al flujo. La caída de presión a través de la platina es proporcional al caudal. No se recomienda su uso en corrientes que lleven sólidos y/o vapores.

3

TOBERAS Y TUBOS VÉNTURI El efecto es similar al de la platina de orificio, pero genera la caída de presión gradualmente, por lo que puede ser empleado en corrientes que tengan sólidos en suspensión.

TUBOS PITOT Un tubo perpendicular al flujo permite medir la presión estática. Un tubo alineado con el flujo permite medir la estática más la dinámica. La diferencia de presiones se relaciona con la velocidad de flujo.

4

Ultrasónico. Los medidores de flujo de tipo ultrasónico utilizan ondas de sonido para determinar el flujo de un fluido. Un transductor piezoeléctrico genera pulsos de ondas, los cuales viajan a la velocidad del sonido, a través del fluido en movimiento, proporcionando una indicación de la velocidad del fluido. Este principio se utiliza en dos métodos diferentes; existiendo por lo tanto dos tipos de medidores de flujo de tipo ultrasónico. Medidor ultrasónico de flujo que mide el tiempo de viaje de la onda ultrasónica. Este tipo de medidor ultrasónico utiliza el método de medición del tiempo de viaje de la onda de sonido. El medidor opera de la siguiente manera: se colocan dos transductores en posición opuesta, de modo que las ondas de sonido que viajan entre ellos forman un ángulo de 45° con la dirección del flujo en la tubería, (ver figura 12). La velocidad del sonido desde el transductor colocado aguas arriba (A) hasta el transductor colocado aguas abajo (B) representa la velocidad inherente del sonido en el líquido, más una contribución debido a la velocidad del fluido. De una manera similar, la velocidad medida en la dirección opuesta B a A representa la velocidad inherente del sonido en el líquido, menos la contribución debido a la velocidad del fluido. La diferencia entre estos dos valores se determina electrónicamente y representa la velocidad del fluido, la cual es directamente proporcional al flujo de este fluido.

5

Los transductores pueden estar incorporados en un tramo recto de tubería, o pueden colocarse exteriormente sobre la tubería existente. Este tipo de medidor se utiliza principalmente en fluidos limpios ya que es recomendable que el fluido esté libre de partículas que pueden producir la dispersión de las ondas de sonido. La exactitud de estos medidores está entre +1% y +5% del flujo. Burbujas de aire o turbulencia en la corriente del fluido, causada por conexiones o accesorios aguas arriba, pueden dispersar las ondas de sonido provocando inexactitud en la medición. Medidor ultrasónico tipo Doppler. Este tipo de medidor también utiliza dos transductores. En este caso están montados en un mismo compartimiento sobre un lado de la tubería tal como se muestra en la figura 13. Una onda ultrasónica de frecuencia constante se transmite al fluido por medio de uno de los elementos. Partículas sólidas o burbujas presentes en el fluido reflectan la onda de sonido hacia el elemento receptor. El principio Doppler establece que se produce un cambio en la frecuencia o longitud de onda cuando existe un movimiento relativo entre el transmisor y el receptor. En el medidor Doppler el movimiento relativo de las partículas en suspensión que posee el fluido, tienden a comprimir el sonido en una longitud de onda más corta (mayor frecuencia). Esta nueva frecuencia se mide en el elemento receptor y se compara electrónicamente con la frecuencia emitida.

El cambio de frecuencia es directamente proporcional a la velocidad del flujo en la tubería

6

Medidores Tipo Coriolis Los medidores de caudal que miden directamente la masa usando sus propiedades, como los medidores Coriolis, opuestos a aquellos que miden volumen o velocidad. La medida de flujo es insensible a los cambios en la presión, la temperatura, la viscosidad y la densidad. Los medidores que miden directamente masa, se valen de los principios básicos de la mecánica clásica, considerando el fluido como un medio continuo para obtener una medición exacta y confiable ante variaciones en las condiciones de proceso. A causa de esta cualidad, es posible usar el medidor Coriolis en una amplia variedad de procesos. En 1835 el ingeniero y matemático francés Gustave Gaspard Coriolis descubrió una fuerza inercial conocida como el efecto Coriolis. El efecto de la fuerza de Coriolis, es una desviación aparente de la trayectoria de un objeto que se mueve dentro de un sistema rotativo de coordenadas. En realidad, el objeto no se desvía de su trayectoria, pero parece hacerlo debido al movimiento del sistema. Cuando un fluido se desplaza a través de los tubos del sensor en oscilación se produce la fuerza de Coriolis. Esta fuerza origina una flexión en sentidos opuestos entre la entrada y la salida el sensor; esto origina una torsión. Si el flujo másico a través del sensor en oscilación se incrementa, la flexión es mayor, y es medida por los detectores montados en la entrada y la salida de los tubos. En este tipo de medidores el fluido pasa a través de un tubo en forma de “U” (existen también otras formas, dependiendo del fabricante). Este tubo vibra a su frecuencia natural, excitado por un campo magnético; la vibración es similar a la de un diapasón, con una amplitud de menos que 1 mm. Si hacemos circular un fluido por su interior, durante la mitad del ciclo de vibración del tubo (es decir, cuando se mueve hacia arriba) el fluido entrante empuja el tubo hacia abajo resistiéndose a la vibración, en cambio que el fluido saliente lo hace hacia arriba. Esta combinación de fuerzas causa que el tubo experimente una torsión. Durante la segunda mitad del ciclo, cuando el tubo se mueve hacia abajo, la torsión resultante tendrá la dirección opuesta. Por consiguiente, tenemos que en cada codo del tubo se produce una oscilación de igual frecuencia (la frecuencia natural) pero desplazadas en fase. Este desplazamiento de fase es directamente proporcional a la razón de flujo másico del fluido que circula por el interior. Si se colocan sensores electromagnéticos (“pickups”) en cada codo, éstos generan una señal sinusoidal cuya diferencia de fase (T) es medida por la unidad electrónica del transmisor para transformarla finalmente en una señal 4-20 mA

7

Unidades LACT La unidad LACT consiste en un sistema de medición, utilizado para medir con precisión flujos de productos hidrocarburos líquidos o gas natural para la venta o entrega a terceros bajo contrato o transferencia de custodia (inventario). El sistema monitorea continuamente la cantidad y calidad del producto a ser transferido. Múltiples carreras de medición pueden ser usadas para manejar mayores flujos. Descripción de un sistema LACT 

       

No todos los sistemas LACT son idénticos, su tamaño, diseño y configuración puede diferir, dependiendo de los requerimientos o de la situación. En general, toda unidad LACT requiere de elementos como: Medio de almacenamiento (storage facilities) equipado con un sistema para el control de la rata de flujo de la unidad. Bomba (pump), para desplazar el crudo de un lugar a otro. Analizador y monitor (probe and monitor), para determinar el contenido de S&W (sedimentos y agua contenidos en el crudo). Dispositivos de muestreo automático (automatic sampler), para recolectar un volumen específico de crudo que fluye a través de la unidad. Medidor de flujo para cuantificar el volumen de crudo entregado. Dispositivos automáticos para detener el flujo cuando la cantidad de impurezas es alta. Una válvula de desvío para prohibir la transferencia de petróleo de mala calidad. Sistemas de seguridad, monitoreo de falla que cierre la unidad si algún mecanismo está en mal funcionamiento. Dispositivos que permitan el acceso para calibración o prueba del medidor. Filtro (strainers) para remover basura y partículas sólidas que arrastra el crudo.

8

 

Dispositivo para separar y extraer el aire o gas (deaerators) que está contenido en el crudo. Varias válvulas, medidores de presión, termómetros, trasmisores de presión y temperatura. Regulador de presión para mantener una presión constante en la unidad.

Tomado de DEAN MINEHART, MICRO MOTION, INC. (2015) Lease Automatic Custody Transfer (LACT). Sitio web: https://goo.gl/q1N1gG

Principios Operacionales El petróleo de fiscalización de producción se almacena típicamente en un tanque. El tanque normalmente tiene interruptores de nivel alto y bajo para iniciar y detener la bomba de carga de acuerdo con el nivel de aceite. Puede haber un eliminador de aire para descargar el gas presente en la tubería, pero no el gas retenido en el líquido; este gas arrastrado podría medirse como parte del flujo, lo que da como resultado la inexactitud del medidor. Una sonda monitorea la corriente de agua y sedimentos básicos (BS & W) y comunica el resultado al panel de control. El monitor controlará la válvula de 3 vías: según el valor de BS & W, generalmente configurado en 1%, la válvula enviará el aceite "comercializable" al medidor o devolverá el aceite "malo" al tanque para un tratamiento posterior. La unidad también incluirá un sistema de muestreo, utilizado para determinar la calidad del aceite y la gravedad API compuesta. 9

El medidor será adecuado para medición de transferencia de custodia de turbina convencional, desplazamiento positivo, ultrasónico o por medidores de Coriolis. Medirá con precisión el volumen de la corriente de fluido y acumulará el rendimiento total. Para validar la precisión y confiabilidad de la medición, se necesitará un sistema de prueba. La unidad LACT incluirá las válvulas y tubos necesarios para la conexión del probador. La válvula de contrapresión se utiliza para mantener una presión mínima contra la unidad LACT para garantizar que el medidor funcione siempre con una presión superior a la presión de vapor del fluido que se está dosificando. Generalmente se instala una válvula de retención para evitar el reflujo del fluido medido desde la tubería de regreso a la unidad LACT. Toda la operación del sistema está controlada por el panel de control LACT, que proporciona capacidades para el arranque / parada de la bomba de acuerdo con el nivel de aceite en el tanque, control de desviación BS & W, indicación de falla del medidor entre otros.

FISCALIZACIÓN Por fiscalización se entiende como el proceso de medición de las propiedades del crudo que se encuentra en el tanque de almacenamiento: •

Volumen

•

Contenido de agua

•

Contenido de sedimentos

•

Contenido de sal

•

Contenido de azufre

•

Viscosidad

•

Punto de fluidez

1.1 Muestras representativas •

Las muestras no homogéneas de crudo y agua, agua libre y en suspensión deben ser uniformemente dispersadas en el punto de muestreo.

10

•

Las muestras deben ser extraídas y recolectadas proporcionalmente al flujo de tal manera que provean una muestra representativa del volumen total del tender.

•

El volumen de las muestras debe ser consistente.

•

La muestra dada debe ser contenida en un recipiente donde no se altere la composición de la muestra.

•

Deben ser minimizados los venteos de vapores de hidrocarburos durante el llenado y almacenaje del recipiente.

•

Las muestras deben ser mezcladas y manejadas de tal manera que se asegure entregar una muestra representativa para las pruebas de laboratorio.

1.2 Procedimientos de laboratorio •

Gravedad API (ASTM D-1298)

Es una escala arbitraria de valores para indicar la densidad del crudo, se da en grados y aumenta en sentido contrario a la densidad o gravedad específica. Varia de un crudo a otro (entre 11 y 45 ºAPI). El conocimiento de esta propiedad tiene un importante valor comercial ya que la cotización de crudos depende en parte de esta propiedad. •

BSW (ASTM D-473 y ASTM D-4006). Cantidad de agua en emulsión y sedimentos que se encuentran asociados con el crudo. Un alto valor de BSW causa problemas en el transporte y tratamiento de crudos elevando los costos. ▪ Agua por destilación ▪ Agua y sedimentos por centrifugación ▪ Agua por Karl Fischer

•

Contenido de cenizas (ASTM D-4294) . Es la cantidad de residuos en forma de cenizas (metales, azufre, minerales, etc) que quedan al quemar el crudo a 775 ºC. Se reporta en porcentaje en peso, el contenido de cenizas

11

•

•

encontradas en un crudo normalmente es del orden de 0.01 a 0.05 % en peso. Salinidad (ASTM D-3230). La salinidad del crudo es un dato importante para determinar el tratamiento a seguir, con el fin de poder entregarlo a refinería en las condiciones requeridas (entre 15-20 Lb de sal/1000 bb). Viscosidad (ASTM D-445).

CONCLUSIONES A. No todos los campos productores tienen el mismo esquema de una estación de recolección y tratamiento, el diseño de la estación está sujeta a las propiedades, características y problemas operacionales asociados al fluido a tratar que se esté produciendo (agua, gas, crudo). B. Las unidades LACT son de gran importancia durante el proceso de fiscalización y entrega del crudo, realizando el respectivo control de calidad y medición para su entrega con los diferentes componentes que se encuentran envueltos en el proceso, logrando llegar a las especificaciones deseadas. C. Los computadores de flujo son una herramienta que mejoran el proceso de medición y registro en el campo, permitiendo que el proceso sea desarrollado de una forma más segura y controlada. D. Los sistemas de medición permiten tener una certeza del volumen de hidrocarburo obtenido, la medición dinámica y estática se complementan para reducir la incertidumbre en la fiscalización y venta del producto. Es necesario conocer las características del crudo para seleccionar el mejor equipo de medición dinámica

REFERENCIAS 1. Arrieta, M. (2016). Estaciones de flujo. Abril 04, 2018. Sitio web: https://goo.gl/G3nWGc 2. Aguirre, E. (2014). Facilidades de superficie en la industria petrolera. Abril 04, 2018. Sitio web: https://goo.gl/ALjVQ5 3. Anónimo. (2014). Manejo de la producción en superficie. Abril 04, 2018, de Sitio web: https://goo.gl/oByqXH

12

4. Arnold, K. Stewart M. (2008). Surface production operations. Third Edition. USA: Elsevier 5. MANUAL OF PETROLEUM MEASUREMENT (2007). Abril 04, 2018. Sitio web https://goo.gl/5cMMHJ 6. AG OIL (2016) LACT Unidades De Medición Fiscal.

Sitio web:

https://goo.gl/sugWca 7. REPSOL YPF (2005) Sistemas de medición existentes y nuevas tecnologías. Sitio web: https://goo.gl/Tnmb4B 8. Emerie Dupuis Daniel Measurement and Control, Emerson Process Management

(2014)

Oil

and

Gas

Custody

Transfer.

Sitio

web:

https://goo.gl/P2SNa1 9. Alex P. Arias & Carlos A. Ruales (2008) Automatización de una unidad de custodia de transferencia automática (LACT) para la medición de petróleo mediante la puesta en servicio de un computador de flujo. Sitio web: https://goo.gl/iM8iLm 10. DEAN MINEHART, MICRO MOTION, INC. (2015) Lease Automatic Custody Transfer (LACT). Sitio web: https://goo.gl/q1N1gG 11. Rossella Mimmi (2015) Lease Automation Custody Transfer Units. Sitio web: https://goo.gl/2mtjev 12. Natalia, M. (2011). Revisión Bibliográfica para actualización tecnológica de computadores de flujo Daniel danload 6000 comunicados con el HMI existente experion tas en el llenadero principal de la refinería de Barrancabermeja. 13. Edgar J. Barajas (2004) Computador de flujo: Diseño, construcción e implementación de un prototipo para medición de flujo de gas. 14. Diana M.C & Jorge M.H (2008). Procedimientos metodológicos para la caracterización de fluidos de campos maduros. Aplicación a los fluidos del campo colorado. 15. ECP-VIN-P-MBC-PT-018

-

Anexo

8

reglamento

de

operación

de

carrotanques

13

16. Douglas Castillo Rojas (2012). Automatización en el llenado de los camiones cisterna en los planteles de RECOPE Sitio web: https://repositoriotec.tec.ac.cr/bitstream/handle/2238/3056/Informe_FINAL.p df?sequence=1&isAllowed=y 17. API MPMS

12.1

18. Juan Aguirre, D. R. (2011). Sistemas de Medición Dinámica. Villavicencio: Corporación Internacional del Petróleo (Coinspetrol). 19. Ministerio de Minas y Energía. (2016). Funciones dirección hidrocarburos relacionadas con Fiscalización. Bogotá D.C.: República de Colombia. 20. Solórzano, R. (5 de Junio de 2016). hidráulic & neumatics. Obtenido de Principios

Ingenieriles

Básicos

-

Bombas

Hidráulicas:

http://www.hydraulicspneumatics.com/blog/principios-ingenieriles-b-sicosbombas-hidr-ulicas 21. José Montero, S. (2015). Medicion y fiscalizacion de crudo. Obtenido de: https://es.pdfcoke.com/document/271657473/medicion-y-fiscalizacion-dehidrocarburos

14