UNIVERSIDAD NAC:IONAL DE INGENIERIA FACULTAD DE INGENIERIA DE PETROLEO
EVALUACIÓN DE LA PRODUCCIÓN FISCALIZADA EN EL NOROESTE PERUANO
TESIS
PARA OPTAR EL TITULO PROFESIONAL DE
INGENIERO DE PETROLEO
VICTOR GUT,IERREZ SÁNCHEZ
PROMOCION 1994 - O
LIMA - PERU
2001
" Quiero dedicar mi tesis a mis Padres Víctor y Rebeca, quie11es en todo momento me dieron su apoyo para poder alcanzar mi desarrollo profesiona� a mi Esposa Carolina y a mis familiares y amigos por haberme ayudado a realizar este trabajo . . . . . "
INDICE
INTRODUCCIÓN
ANTECEDENTES HISTORICOS
CAPITULO 1 : PRODUCCIÓN FISCALIZADA DE HIDROCARBUROS.
1.1. PlJNTOS DE FISCALIZACIÓN DE LA PRODUCCIÓN 1.2. PROCESO DE LA MEDICION DE HIDROCARBUROS.
CAPITULO 2: TANQUES DE ALMACENAMIENTO DE PETROLEO
2. l. DEFINlCIÓN2.2. CLASIFIC ACION 2.3. INSPECCION DE VÁLVULAS 2.4. V AL VULAS DE PRESION Y V ACIO 2.5. CIMJENTOS 2.6. FONDOS 2.7. SELLADO DE BORDES EXTERNOS 2.8. ESCALERAS Y PASARELAS 2.9. TECHOS Y ACCESORIOS 2.10. BOCAS DE MEDICION Y TAPAS 2.11. SEGURIDAD E� UN PA TJO DE TANQUES 2.12. CAPACIDAD DE RECIBO
CAPITULO 3 : MEDICION MANUAL Y PRUEBAS DE LABORA TORIO
:u MEDIDA DEL NIVEL DE AGUA :u MEDIDA DEL �IVEL DEL LIQUIDO 3.J. MEDIDA DE LA TEMPERATURA3.4. MUESTREO :,.; DETERMJNACIÓN DE LA GRAVEDAD API 3.6. DETERMINACIÓN DEL AGUA Y SEDIMENTOS 3.7. DETERMINACIÓN DEL CONTENIDO DE SAL 3.8. ELABORACIONDE LAS BOLETAS DE MEDICION
CAPITULO 4 : MEDICION AUTOMA TICA
4.1. INTRODUCCIÓN 4.2. MEDIDOR AUTOMA TICO DE FLUIDOS
EN MOVIMIENTO 43. METODOS DE MEDICION AUTOMATICA4.4 MEDIDORES DE DESPLAZAMIENTO POSITIVO 4.5. MEDIDORES DE TURBINA 4.6. PROCEDIMIENTO DE FISCALlZACIÓN UTILIZANDO MEDIDORES DE
DESPLAZAMIENTO POSITIVO O TURBINAS. 4.7. PROBADORES DE MEDIDORES DE FLUJO
CAPITULO 5 : MEDICION DE GAS NATURAL
5.1. INTRODUCCIÓN 5.2. MEDIDOR DE ORIFICIO 5.3. TIPOS DE MEDIDORES DE ORIFICIO 5.4-. PLATOS DE ORIFICIO 5.5. MANTENIMIENTO DE LOS MEDIDORES DE ORIFICIO 5.6. CONEXIONES DE ORIFICIO "SEÑOR FITTINGS'' 5.7. CALCULO DEL GAS QUE FLUYE POR LOS MEDIDORES DE ORIFICIO 5.8. CARTAS DE MEDIDORES DE ORIFICIO 5.9. CALCULO DEL VOLUMEN DE GAS A PARTIR DE LA CARTA DE
PRESION 5.10. TRANSDUCTORES DE PRESION 5.11. TRANSDUCTORES DE TEMPERATURA 5.12. MUESTREADORES DE GAS 5. 13. COMPUTADOR DE FLUJO DE GAS5.14. COMPOSICIÓN DE LOS GASES A PARTIR DEL ANALISIS
DEL CROMA TOGRAFO 5.15. ECUACIONES DE LAS PROPIEDADES DEL GAS NATURAL 5.16. CROMATOGRAFO DE GASES 5.17. SOLAR FLOW 5.18. CONSIDERACIONES SOBRE OTROS MEDIDORES DE FLUJO 5.19. PROCEDIMIENTOS DE MEDICION DE GAS 5.20. CALIBRACIÓN DE LOS MEDIDORES DE GAS
CAPITULO 6 : COSTOS OPERATIVOS
CONCLUSIONES
RECOMENDACIONES
BIBLIOGRAFÍA
ANEXOS
INTRODUCCION
La medición de la producción fiscalizada de hidrocarburos es un proceso que consiste en medir y determinar los volúmenes de petróleo, gas natural y condensados en los puntos de fiscalización de las empresas contratistas que
operan en los diferentes lotes petroleros en nuestro país, de acuerdo a procedimientos basados en los Estándares Internacionales del API, ASTM, AGA y en la Ley Orgánica de Hidrocarburos 26221.
Existen dos tipos de mediciones, la medición manual o mecánica y la automática.
En la medición mecánica utilizamos los tanques de almacenamiento de crudo y los registradores de presiones de gas "Barton'\ y en la medición automática
utilizamos las Unidades Automáticas de Transferencia de Crudo "LACT" y los sistemas automáticos de medición y análisis de gas "Solar Flow" -
"Cromatógrafo".
La supervisión de la medición y calidad de la producción fiscalizada de los
hidrocarburos es muy importante, debido a que nos permite conocer y tener un mejor control de los hidrocarburos líquidos y gaseosos que serán comercializados en nuestro País, sujetos a regalías o retribución según sea el contrato entre la empresa contratista y PERUPETRO. Por lo tanto el Estado
maneja volúmenes reales con los que se cobran regalías o se pagan
retribuciones justas, disminuyendo así las pérdidas que antes se generaban, debido a ciertas deficiencias en los procedimientos de medición y de control de calidad.
Además de la supervisión de la medición, se hace cumplir los contratos y
procedimientos contractuales y se elaboran informes sobre cualquier
actividad extraordinaria que sea requerida. La medición se realiza en el punto de fiscalización de la contratista que opera
un lote , en este lugar previa coordinación o según el cronograma mensual de fiscalizaciones, se reúnen los representantes de la empresa compradora
PETROPERU, de PERUPETRO y de la CONTRATISTA, estos últimos
hacen la medición y determinan la calidad de los hidrocarburos utilizando los instrumentos y equipos que disponen o alquilan.
En el caso del crudo, en el laboratorio se determina la gravedad API, el porcentaje de agua y sedimentos y la salinidad. En el Noroeste la Refinería
Talara de PETROPERU exige como mínimo que el crudo tenga un BSW% de 0.25% y 10 libras de sal por 1000 Bbl
En el caso del gas, se requiere que el suministro sea de un flujo continuo y que el poder calorífico ( BTU/PC ) cumpla con las especificaciones técnicas de acuerdo al contrato entre la empresa compradora (Empresa Eléctrica de Piura), PERUPETRO S.A. y la contratista.
Una vez detenninado el volumen y la calidad del hidrocarburo, las partes
involucradas en señal de confonnidad finnan las boletas de medición.
Las actividades de exploración y de explotación de hidrocarburos en el Perú son llevadas a cabo por compañías petroleras privadas que tienen contratos suscritos con PERUPETRO S.A. al amparo de la Ley Orgánica de
Hidrocarburos, Ley Nº 26221.
De acuerdo a nuestro ordenamiento legal, los hidrocarburos "in situ" son de propiedad del Estado. El estado otorga a PERUPETRO S.A. el derecho de
propiedad sobre los hidrocarburos para que pueda celebrar contratos de exploración y explotación o explotación de éstos, en los ténninos que
establece el Artículo 8 de la Ley Orgánica de Hidrocarburos Nº 26221.
Las actividades de exploración y de explotación de hidrocarburos se pueden realizar bajo las fonnas contractuales siguientes de confonnidad al Artículo
1 O de la Ley Orgánica de Hidrocarburos Nº 26221
a) Contrato de Licencia, es celebrado por PERUPETRO S.A. con eJ
contratista y por eJ cual éste obtiene la autorización para explorar y
explotar o explotar hidrocarburos en el área de contrato; en mérito del cual
PERUPETRO S.A. transfiere el derecho de propiedad de Jos
hidrocarburos extraídos al contratista, quien debe pagar una regalía
determinada al Estado.
b) Contrato de Servicios, es celebrado por PERUPETRO S.A. con el
contratista, para que éste ejercite el derecho de llevar a cabo actividades de
exploración y explotación o explotación de hidrocarburos en el área de
contrato, recibiendo el contratista una retribución en función de la
producción fiscalizada de hidrocarburos
c) Otras modalidades de contratación autorizadas por el Ministerio de
Energía y Minas.
Al mes de Julio del 2001, PERUPETRO S.A. tiene suscritos 29 contratos por
hidrocarburos de los cuales 15 son de explotación ( Tabla No 1 ) y 11 son de
exploración. Los contratos de explotación se encuentran en plena fase de extracción en la zonas de Talara, Selva Norte y Selva Central (Fig.1- Fig 2); dentro de estos contratos 5 son de explotación de gas natural.
En la presente tesis se demuestra que la optimización de la fiscalización llevaría a ahorros importantes que pueden ser derivados a aumentar las
reservas e incrementar la producción de hidrocarburos, con el beneficio natural para la Industria Petrolera y para la Región.
?.
ANTECEDENTES HISTORICOS
La Ciudad de Talara está ubicada en la parte Noroeste del Departamento de Piura, su geografia es muy variada, presenta zonas desérticas y accidentadas, está bañada por las aguas del Océano Pacífico, que hacen de ella un atractivo
lugar turístico por sus mundialmente conocidos balnearios, tales como Cabo Blanco, Máncora, Punta Balcones, etc. Se le conoce como la Capital del Oro Negro, por ser el primer centro
petrolero del país. Cuenta con seis distritos, todos con filiación petrolífera, Máncora, Los Orgános, El Alto, Lobitos, La Brea y Pariñas. La historia de nuestro petróleo se inició el 2 de Noviembre de 1863 en Zorritos, donde surgió el primer pozo petrolero perforado en el Perú y en Sudamérica con fines comerciales. La exploración y explotación de los yacimientos significó una gran inversión y esfuerzo por parte del sector estatal y de los consorcios privados
internacionales. Talara atrajo en sus inicios muchas empresas petroleras importantes tales como la Cía London Pacific, Cía Lobitos, International Petroleum Company, Belco Petroleum Corporation of Perú, etc, las cuales contribuyeron a que la industria se desarroHe y llegue a ser una potencia petrolera en el continente.
Luego de la expropiación de los campos petrolíferos a la International Petroleum Company, en 1969 se creó la empresa estatal Petróleos del Perú "PETROPERU''y tuvo a su cargo la operación de todos los campos del Noroeste hasta que se inició su privatización en 1993.
PETROPERU tuvo también el control de toda la medición de crudo y gas del País; en el Noroeste esta función estuvo a cargo del Departamento de Producción El Alto y de la Refinería Talara ( Tabla No 2 ).
PETROPERU recolectaba toda su producción de crudo en diferentes tanques de almacenamiento ubicados dentro de su campo y su propio personal era el encargado de hacer la medición y el control de calidad.
En el zócalo operaba la Compañía Belco Petroleum Company, parte de su producción era vendida a PETROPERU y la fiscalización se efectuaba en los
tanques de PTS en Negritos, por lo que se reunían previa coordinación los representantes de ambas compañías para realizar la medición y el control de calidad. Mas tarde en 1993, con la creación de PERUPETRO, los campos fueron
divididos en varios lotes y adjudicados por Licitaciones Públicas a compañías nacionales y extranjeras para su explotación.
PERUPETRO inicialmente encargó la labor de supervisión de la producción
fiscalizada a PETROPERU, luego en los siguientes años este trabajo fue hecho por las compañías fiscalizadoras Flash, Mondina, Sergepsa y actualmente Auditec.
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Estas empresas para realizar la supervisión contrata Ingenieros con amplía experiencia en la materia y durante todo el tiempo de vida del contrato, existe una relación estrecha entre la Base Principal dirigida por un Supervisor General y las Bases de Talara y de Pucallpa dirigidas por dos Coordinadores de Operaciones. Con este sistema de supervisión se obtuvieron muchas ventajas sobre el anterior debido a que ahora se cuenta con personal altamente capacitado; se tiene un mayor control sobre los equipos e instrumentos que se utilizan en la
medición; se aplican los procedimientos establecidos por las normas internacionales API, ASTM y AGA y se hacen cumplir los procedimientos de fiscalización para cada contrato. Dentro de las desventajas que se tienen con respecto al anterior sistema, se tiene la limitación de vehículos, la menor cantidad de personal y la menor capacidad de comunicación en el campo. Inicialmente todas las compañías contratistas utilizaron para medir su crudo la medición manual utilizando los tanques de almacenamiento (Tabla No 2 y Tabla No 3). Posteriormente en las compañías OXY/BRIDAS, VEGSA,
PETRO-TECH y finalmente SAPET, se implementó la medición automática con la compra de las Unidades LACT, debido a la necesidad de tener una
medición más exacta, en menos tiempo y con menos inversión de dinero, de esta manera se pudo disminuir los errores que se cometían al hacer una medición manual y que involucraban grandes ganancias o pérdidas para el vendedor o comprador. (mala medición de nivel, falsas lecturas, tanques mal calibrados, etc) En el Noroeste se cuenta con Unidades LACT con medidores de desplazamiento positivo y de turbina.
Recientemente en nuestro país se ha iniciado el funcionamiento de un medidor másico en el Lote 1-AB, las ventajas que tiene es el ser completamente automático y tener una precisión que no está afecta a las
variaciones de presión, temperatura, viscosidad y densidad. Debido a la baja producción de crudo y a los costos en montar nuevas instalaciones, la adquisición de una Unidad LACT no es rentable para el resto de compañías en el Noroeste. Con respecto al Gas natural, inicialmente no se fiscalizaba, se utilizaba en
las operaciones de los campos petroleros y el resto se liberaba al aire, luego comenzó a tener una gran importancia en la Industria Petroquímica, en el uso doméstico y en la generación de Energía Eléctrica, por lo que despertó el
interés de las compañías para su compra y venta. Inicialmente la Medición de los volúmenes de gas se hacia por medio de los Equipos Barton, luego las Compañías PETROPERU y PETRO-TECH debido a la necesidad de tener mayor exactitud, ya que transfieren altos volúmenes de gas, adquirieron Unidades Automáticas de Medición "Solar Flow " y de
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análisis "Cromatógrafo". Sólo las Compañías GMP y SAPET cuentan con Medidores Barton y realizan sus análisis en laboratorios privados. (Tabla No 4)
Con respecto a los condensados, estos se vienen utilizando en aumentar la producción de los lotes que lo producen.
A la fecha en Talara se tienen perforados alrededor de 12800 pozos; a inicios de la década de los noventa la producción fue de 46.1 MBbl de petróleo y actualmente produce un promedio diario de 32.8 MBbl, esta cifra viene a ser la más baja de los últimos diez años, por lo que se requieren urgentes trabajos e incentivos del Estado para recuperar la producción y reducir las importaciones. Toda la producción de petróleo de las distintas contratistas es comprada por la Refinería Talara de Petróleos del Perú (PETROPERU) para su procesamiento y obtención de los diferentes derivados del petróleo que son comercializados local, regional y nacionalmente. Por otro lado, toda la producción de gas es comprada por la Empresa Eléctrica de Piura (EEPSA) para utilizarla principalmente en la generación de electricidad a través de su Central Termoeléctrica de Malacas, este negocio se viene rigiendo por la oferta y demanda de energía eléctrica regulada por el Comité de Operación del Sistema Eléctrico del Perú "COES".
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CAPITULO 1
PRODUCCION FISCALIZADA DE HIDROCARBUROS
Se define como "Producción Fiscalizada de Hidrocarburos" a los
hidrocarburos provenientes de determinada área, producidos y medidos bajo términos y condiciones acordados en cada contrato. Esta medición resulta
importante para tres fines principales:
- Registro histórico de las cifras oficiales de la producción fiscalizada por
lote.
Valorización de la producción fiscalizada para efectos del pago / cobro de
la regalía/ retribución (Artículos 45 y 46, Ley Orgánica de HidrocarburosNº 26221 ) por parte de los contratistas petroleros. Cada I 5 días El Estado
Peruano recibe el pago de las compañías contratistas por concepto de la
renta petrolera.
- Facturación por la compra - venta de hidrocarburos entre productores y
usuarios de los hidrocarburos.
A continuación se muestra la producción nacional de crudo desde 1990 hasta el año 2000 ( Tabla No 6 y Fig.No 3 ), la producción nacional de gas natural
para el período I 994 - 2000 ( Fig No 4 ), y la producción fiscalizada de
crudo, LGN, Condensados ( Tabla No 7 y Fig.No 5 ) y gas natural en el año
2000. ( Tabla No 8 )
Podemos observar que la producción de petróleo disminuye como consecuencia de la declinación natural de los campos y por el no hallazgo de
nuevos yacimientos petroleros.
La producción fiscalizada de gas natural en Talara y Pucallpa, aumenta en
los últimos años debido a la demanda del Sector Eléctrico Nacional.
1.1. PUNTOS DE FISCALIZACIÓN DE LA PRODUCCIÓN
A la fecha son 23 los puntos de fiscalización de la producción a nivel
nacional, acordados entre PERUPETRO S.A y los diferentes contratistas.
La ubicación geográfica de los puntos de fiscalización, el tipo de
medición que se efectúa y el tipo de hidrocarburos que se fiscaliza, se resume en la Tabla No 9.
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Para estar representado en todas las mediciones que se efectúan en el territorio nacional PERUPETRO suscribe con una compañía privada un "Contrato de Supervisión de Ja Medición del Volumen de Hidrocarburos que producen los Contratistas Petroleros". Esta compañía cuenta con personal especializado, distribuido en cada uno de los puntos de fiscalización y reporta diariamente las mediciones efectuadas a PERUPETRO S.A, en forma conjunta con los representantes de los contratistas petroleros.
La medición de petróleo líquido involucra un proceso de tres pasos que se realizan en el siguiente orden : 1 ° medición del volumen, 2° medición de la temperatura y 3° medición del agua y sedimento (BS&W).
Una inadecuada medición del BS& W es generalmente la más importante fuente de pérdida de petróleo crudo, la medición de la temperatura es la próxima en importancia, mientras que la medición del volumen es la de menor problema.
A continuación mostramos algunos equipos de medición que se utilizan en los Puntos de Fiscalización de la Producción de Petróleo y Gas del Noroeste del Perú. (Fotos: 1, 2, 3 y 4)
1.2. PROCESO DE LA MEDICION DE HIDROCARBUROS.
1.2.1. Medición de petróleo por aforo
1. Inspeccionar el tanque o los tanques a ser fiscalizados, de talmanera que todas las válvulas estén cerradas con cadenas,quedando posteriormente operativa sólo la válvula de salida.
2. Verificar e) buen estado de )os tanques y equipos de medición,la calibración de estos deberá efectuarse cada vez que sea
necesario y a solicitud de cualquiera de las Partes
3. Medir el nivel inicial y final del líquido contenido en el tanquepara calcular el volumen neto entregado usando la tabla decalibración del tanque respectivo ..
4. Medir el corte de agua.
5. Medir la temperatura del fluido
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6. Tomar muestras representativas para determinar el API, BS&W y contenido de sal "PTB"del crudo.
7. Calcular el volumen neto entregado usando la tabla decalibración del tanque, la tabla de corrección del API a 60 ºF"5A" y la tabla de corrección del volumen a 60 ºF "6A".
8. Firmar el ticket de medición.
1.2.2. Medición automática de petróleo por Unidad LACT.
1. Verificar que la Unidad LACT tenga un Medidor enfuncionamiento y que el muestreador tenga precinto deseguridad.
2 Tomar una muestra representativa del muestreador automático.
3 Verificar la temperatura en el panel de control y en el
termómetro instalado en la línea de transferencia.
4 Analizar la muestra para determinar el API, BS& W y PTB.Sacar el ticket de medición y/o calibración y verificar que losdatos obtenidos estén de acuerdo con las características del
crudo y que las condiciones de operación y los factores
involucrados sean los correctos.
5 Calcular el volumen neto transferido, descontando el BS& W
6 Hacer pruebas a los medidores, como mínimo se probará una
vez por semana o a solicitud de cualquiera de las partes.
7 La calibración de los equipos de medición automática deberáefectuarse como mínimo una vez por semana o a solicitud decualquiera de las partes ..
8 Verificar que la repetibilidad y linealidad en una prueba delMedidor se encuentre dentro los rangos tolerables establecidospor las normas API.
9 Calcular el factor del Medidor.
1 O Firmar el ticket de medición y/o prueba.
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1.2.3. Medición de flujo continuo de gas natural.
l. Verificar diariamente en el punto de fiscalización, el buenestado de las cartas o discos de medición, así como los reportesimpresos del volumen y del análisis del gas. Finnar estosdocumentos para certificar su autenticidad.
2. Verificar diariamente la integración de los discos y calcular elvolumen (MPC) de gas transferido.
3. Verificar que los volúmenes de gas registrados no tengan unadiferencia mayor al 3% con respecto a los volúmenes de gasobtenidos de los equipos de referencia, en caso contrario seusará cualquier equipo de medición que estuviere instalado yque estuviera registrando con suficiente exactitud.
4. Si el cromatógrafo instalado en el punto de fiscalización notrabaja por diferentes razones, se procederá de acuerdo alcontrato o a la conciliación a la que lleguen las partes.
5. Si en el punto de fiscalización no hay cromatógrafo,semanalmente se enviará una muestra a un laboratorio local,para determinar el poder calorífico del gas ( BTU/PC )
6. Revisar el coeficiente de orificio cada vez que se cambie elplato de orificio y/o cambien notoriamente las propiedades delgas.
7. Si todo ha transcurrido normalmente, la revisión del factor deintegración se hará cada 6 meses como mínimo en base a ladeterminación de la gravedad especifica promedio de losúltimos seis meses
8. La calibración de los equipos de medición deberá efectuarsecada 3 meses.
1.2.4. Generalidades.
1. Las mediciones tanto de hidrocarburos líquidos o gas deben serhechas conforme a las especificaciones internacionales API,ASTMyAGA.
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2. Las Partes recogerán simultáneamente tres muestras testigos delos hidrocarburos líquidos fiscalizados con una frecuencia nomenor de una vez por mes, en los puntos de fiscalización de la
producción. Dichas muestras testigo serán selladas y
almacenadas en botellas muestreadoras noventa días a partir del
día de su recolección.( OS 053-93 ). En caso de controversia, se
conservarán las muestras pertinentes, hasta que la controversia
sea solucionada.
3. Tomar como norma el Título VII, Capítulo IV, Medición de los
Hidrocarburos, Fiscalizados del Reglamento de las Actividades
de Exploración y Explotación de Hidrocarburos aprobado por
OS. Nº 055-93-EM.
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CAPITULO 11
TANQUES DE ALMACENAMIENTO
2.1. DEFINICION
Los tanques son rec1p1entes generalmente metálicos capaces de almacenar fluidos eficientemente, dependiendo del diseño y la construcción de éstos y de las características fisicas y químicas de los líquidos por almacenar.
2.2. CLASIFICACIÓN
En la Industria del petróleo, los tanques para medición de crudo se clasifican así:
1. Por su construcción, en empernados y soldados.
2. Por su forma, en cilíndricos y esféricos.
3. Por su función, en tanques de techo fijo y de techo flotante.
2.2.1.Por su construcción:
Tanques empernados
Son construidos para patios de tanques de pequeña capacidad debido a
la facilidad en el montaje y desmantelamiento, ya que no se requiere de personal especializado.
El techo de estos tanques por lo general es de forma cónica, cuya altura con respecto a la horizontal varía entre l" a 12", toda la estructura de tanque es soportada por un poste central, que descansa en la base mediante un sistema de vigas metálicas que se extiende del centro al cuerpo del mismo. Las juntas de las planchas metálicas se unen con una o más hileras de pernos, y en la zona de unión se colocan una empaquetadura para evitar fugas. Son construidos de acuerdo a especificaciones estándar API ( Fig No.6)
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Tanques soldados
Son construidos para capacidades mayores de 3,000 barriles. Los tanques pequeños son fabricados en el taller, no sucediendo lo mismo
para tanques de mediana o gran capacidad cuyo montaje tiene que
realizarse en el campo, requiriendo de personal especializado para los trabajos de soldadura.
Estos tanques tienen la ventaja con respecto a los empernados, que las
juntas de unión de las planchas son permanentes, evitando las fugas
que regularmente se presentan en los tanques empernados después de
un tiempo de servicio.
Su construcción se efectúa utilizando planchas rectangulares metálicas
cuyo ancho corresponde aproximadamente a la altura de cada anillo,
el soporte del techo es similar al de los tanques empernados.
2.2.2. Por su forma:
Tangues cilíndricos
Son utilizados para almacenaje de productos como el petróleo que se
recolecta a presiones cercanas a la atmosférica.
Tangues esféricos
Se usan para almacenar productos ligeros como gasolina, propano,
butano, etc.
Su forma facilita presiones interiores mayores de 25 psig.
2.2.3 Por su función:
Tangue de techo flotante
Como su nombre Jo indica, el techo se desplaza a Jo largo del cuerpo
cilíndrico dependiendo su posición del nivel de petróleo. Soportes de
tubos metálicos son instalados en toda el área del techo, los cuales se
sientan en el fondo, cuando el nivel del líquido es demasiado bajo La medición y muestreo se hace a través del tubo para medir. ( Fig.No 7
y Fig No 8)
En su origen, el tipo más común de techo flotante fue la instalación de una plancha metálica de la forma de un perol de diámetro
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ligeramente menor al del cuerpo cilíndrico, que con lleva un sistema de zapatas flexibles que sirven para que el techo se deslice longitudinalmente.
Posteriormente se innovó la construcción del techo flotante, colocando un compartimiento cerrado en la forma de un anillo alrededor del filo de éste para darle estabilidad y simplificar la estructura.
Actualmente, se construyen los techos flotantes usando 2 cubiertas de
plancha de acero en toda el área del tanque, el espacio entre estas cubiertas esta dividido interiormente en compartimientos. Con este
tipo de techo, el petróleo no recibe directamente el calor de los rayos solares, evitando pérdidas por evaporación, siendo una mejora con
respecto a otros tipos de construcción ya citados por que dispone de un colchón de aire.
Tanques de techo fijo
El techo de este tipo de tanques está soldado al cuerpo, siendo su altura siempre constante, dato que se utiliza como referencia para efectos de medición. En algunos tanques el punto de succión es variable debido a que tienen un sifón que pende de un cable que se
mueve a voluntad para colocar la succión a la altura más adecuada, dependiendo de la calidad del petróleo que se debe entregar. (Fig No 9)
2.3. INSPECCIÓN DE VÁLVULAS
El operador debe observar que todas las válvulas que permitan fluir a otro sistema que no sea el determinado, estén bloqueadas. En caso de entregas de crudo, tener bien presente que solamente quedará abierta la válvula de salida del tanque que comunica a la succión de la bomba, cerrar y sellar todas las demás con cadenas, inclusive ramificaciones secundarias que
pudiera tener la bomba. Si hubieran varios tanques se seguirá el mismo procedimiento con todas las válvulas que estén conectadas a la descarga del tanque de compra.
2.4. VÁLVULAS DE PRESIÓN Y VACÍO
Estos dispositivos se instalan en el techo de los tanques para evitar pérdidas por ventilación y asegurar una correcta operación.
La determinación del tamaño de estas válvulas se hace basándose en el
mayor desfogue de gases que puede producirse y que se presenta cuando
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se bombea el producto. Su dimensionamiento, en el lado de la succión corresponde al volumen de aire que debe absorber el tanque para evitar la formación de vacío, que en última instancia podría colapsar las paredes del mismo. El número y diámetro de estas válvulas, varia conforme al diseílo del tanque. Las válvulas de presión/vacío para los tanques cilindricos de techo rijo que trab�jan a presión atmoslerica deberán estar regulados a ¾ de onza por pulgada cuadrada para presión y para vacío. Cuando se modifica ostensiblemente la presión de bombeo, sea de recepción o despacho, se deberá solicitar la revisión de los cálculos referentes a estas válvulas.
En condiciones normales las válvulas deberán ser periódicamente con un intervalo no mayor de 6 meses.
2.4. 1. Funcionamiento
revisadas
Las válvulas de presión y vacío actúan como respiradero para aliviar la presión o el vacío que se crea en el interior de un tanque durante el llenado o descarga de los productos
Durante el llenado del tanque, el vapor del producto es comprimido por el líquido ascendente, originando una presión sobre la superficie inferior del disco (lado presión) Cuando la presión es ligeramente mayor que el peso del disco, éste es levantado, permitiendo la fuga de vapor hacia el exterior, hasta equilibrar las presiones (exterior e interior) De esta forma, la válvula control·1 cualquier sobrepresión originada en el interior del tanque.
Durante la descarga del tanque, el líquido desciende lentamente creando vacío en su interior. Cuando este vacío supera el peso del disco (lado vacío) Permite la entrada del aire atmostcrico, igualando la diferencia de presión.
El buen mantenimiento que debe darse a las valvulas de presión/vacío, incide directamente en el correcto control de mermas por evaporación así como las deformaciones en los tanques. A continuación se muestra el porcentaje de incremento en mermas en un tanque en malas condiciones, comparado con uno en buen estado de funcionamiento.
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-Tanque con válvula presión/vacío, sin sellohermético y fugas por la misma
-Tanque sin válvula presión/válvula y fugaspor respiradero abierto.
-Separación en planchas del techo, roturas(picaduras), sello defectuoso entre el techoy cilindro.
-Pintura del techo en malas condiciones.
2.5. CIMIENTOS
50%
200%
0.1 a400 %
40%
Deben ser lo suficientemente resistentes para evitar cualquier tipo de asentamiento o rajaduras, que posteriormente pudieran dañar al tanque o a los accesorios del casco. Asimismo, los cimientos deben adoptar en su construcción la pendiente apropiada, según el diseño del fondo del tanque.
Atendiendo al diámetro y forma del tanque, estas bases pueden ser de: piedra chancada con arena dulce, piedra chancada con arena y asfalto, arena dulce compactada, losas de concreto, etc.
2.6. FONDOS
Los fondos de los tanques están dotados de una pendiente apropiada, permitiendo el deslizamiento de agua hacia un punto común (sumidero), del cual es purgada posteriormente.
De acuerdo a la experiencia, se ha adoptado una pendiente del 6 % en los tanques. Es importante corregir las concavidades internas muy grandes o los sedimentos que impiden el drenaje de agua, ya que daría origen a una formación acelerada de corrosión. A veces se recomienda añadir sumideros y drenes auxiliares. Periódicamente se debe buscar signos de fugas en el fondo de los tanques y alrededor de los cimientos, a fin de detectar a tiempo cualquier orificio en las planchas internas.
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2.7. SELLADO DE BORDES EXTERNOS
La pestaña perimétrica que conforma el borde inferior externo de la base del tanque, debe estar firmemente apoyada sobre el cimiento, para lo cual se deberá sellar el borde con asfalto, brea o cemento, caso contrario sería causal de producirse puntos de corrosión por filtración de agua de lluvia o condensado de la humedad ambiental.
2.8. ESCALERAS Y PASARELAS
Deben inspeccionarse periódicamente para buscar áreas corroídas, flojas o rotas. En las escaleras en espiral deberá ponerse especial atención enlas vari11as de soporte soldadas al casco del tanque. Igualmente, deben
revisarse cada uno de los peldaños y pasarelas, observando áreas quepudieran acumular agua, las que se solucionarían con drenes deperforación.
2.9. TECHOS Y ACCESORIOS
Las planchas del techo deben inspeccionarse completamente, buscando desgastes, picaduras y perforaciones.
Al igual que los fondos de los tanques, se debe contar con pendientes apropiadas con desagüe a tierra, para evitar acumulaciones de agua. El acero en contacto con la humedad ambiental produce corrosión oxidación, dando origen a perforaciones que se inician en la parte interior.
Es particularmente importante realizar una inspección cuidadosa en los tanques que almacenan productos livianos. Una manera práctica de detectar fugas consiste en aplicar una solución jabonosa al techo cuando el tanque está bajo su presión normal térmica de expansión.
El descuido de los techos tanques, aparte de cualquier defectuosa reparación o reemplazo, puede dar como resultado una pérdida excesiva de stock por largo período de tiempo. Frecuentemente, ocurre que la oxidación desarrolla huecos y las planchas llegan a tal punto que no se puede taponar las perforaciones mediante el uso de materiales de sellado
plástico. Esto sucede cuando no es posible vaciar un tanque durante un tiempo considerable por el volumen de trabajo.
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Los tanques de techo flotante requieren de inspecciones frecuentes debido a la falta de pendiente y a grandes zonas de almacenamiento de agua. Deben estar dotados de drenajes especiales, los que se deben mantener en buenas condiciones.
2.l0;BOCAS DE MEDICIÓN Y TAPAS
Se usan de varios tipos. Algunas son llanas, otras del tipo bisagra en chaflán , que es una combinación de escotilla para medidor y respiradero. Algunas requieren tuercas o pernos de mariposa, otras son válvulas de compuerta comunes o con tapas roscables sobre un niple de tubería. En general, las escotillas y tapas de medición para tanques de hidrocarburos deben ser a prueba de vapor.
Se debe inspeccionar y verificar la empaquetadura del sello en forma periódica para evitar mermas excesivas, penetración de partículas extrañas o agua de lluvia.
Las bocas de medición varían entre 4" y 8" de diámetro, son de acero con asiento de bronce y empaquetadura.
2.1 !.SEGURIDAD EN UN PATIO DE TANQUES
-MUROS DE CONTENCIÓN.- La finalidad de estos muros esdetener y estancar cualquier fuga de producto. Los muros decontención están construidos con piedra, arena, tierra , asfalto yconcreto.El volumen encerrado debe de ser 11 O % veces el volumen de lostanques que lo rodean. Cuando hay varios tanques dentro de un mismo
recinto de muros, su capacidad total no deberá exceder de 100000 Bbl.
-HIDRANTES.-Los hidrantes son grifos que se distribuyenconvenientemente en un patio de tanques de petróleo, por ser unproducto inflamable, constan de una válvula con una o más boquillasque se conectan a las mangueras para combatir el incendio
-EXTINGUIDORES DE INCENDIO.- Son dispositivos portátiles opermanentes que por lo general están cargados con un compuestoquímico de polvo seco que sale en forma de espuma al rociarse sobreel fuego, así inhibe al Oxigeno del aire, que es uno de los agentesgeneradores de fuego y apaga el incendio.
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2.12.CAPACIDAD DE RECIBO
Es el espacio de mayor actividad del Tanque, específicamente diseñado
para recibir o entregar un producto, capaz de satisfacer la demanda de la · Planta durante un tiempo transcurrible hasta la reposición con un nuevo
producto.
Los lotes con producciones bajas necesitan una capacidad de
almacenamiento disponible para 5 días, en cambio los que tienen
producciones altas necesitan tener una capacidad de almacenamiento de
por lo menos dos días, debido a que bombean el crudo diariamente.
En caso de que se ocurriera una contingencia las compañías contratistas
podrían almacenar crudo en el campo y en los tanques de fiscalización
hasta un máximo de 708800 Bbl. Algunas contratistas podrían
almacenar en sus campos hasta por 20 días, mientras que otras por falta de capacidad solo podrían almacenar su crudo unos días, por lo que se
verían seriamente afectados.
Por otro lado la Refinería Talara en caso de no poder procesar el crudo
que compra, cuenta con suficiente capacidad para almacenarlo por el
período de un mes mientras se solucione el problema.
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CAPITULO 111
MEDICIÓN MANUAL Y PRUEBAS EN EL LABORATORIO
La medición manual se efectúa en nuestras operaciones estando los tanques calibrados y sus tablas de calibración aprobados por la DGH; cuando estos tanques han sido reparados y sus dimensiones afectadas se requerirá necesariamente de una nueva calibración debiendo ser nuevamente aprobadas las tablas por la DGH. Las medidas a efectuarse se realizarán siguiendo los estándares API y ASTM, estando los tanques en reposo el tiempo requerido según acuerdo de las partes, para obtener resultados satisfactorios.
3.1. MEDIDA DEL NIVEL DE AGUA
El procedimiento para determinación de la medida del nivel de agua , se realiza conforme a la norma API, Standard 2545 . La medición se efectúa con una barra cilíndrica o rectangular graduada en 1/8" o 1/10", de un metal resistente a la corrosión, de
l "de ancho o diámetro como máximo, siendo la longitud mínima de
18", el peso es de 20 onzas como mínimo para mantener la barra enposición vertical, la punta debe ser cónica y de suficiente dureza.
3.1.1. Procedimiento
1. La medición del agua libre se obtiene introduciendo por la bocadel tanque hasta tocar el fondo del mismo, una regla de broncesuspendida por medio de un cordel, cubierta de una pastasensible al agua, al contacto con ésta. ( Foto No 5 ).
2. Deje la regla en el fondo por lo menos 1 O segundos si es crudoliviano y 30 segundos si es crudo pesado.
3. Saque la regla y observe el cambio de coloración de la pasta arojo o su completa remoción, considere como contacto agua -petróleo la marca nítida superior. ( Foto No 6 )
4. Apunte el nivel del contacto agua petróleo para poder determinarel volumen de petróleo por fiscalizar.
A veces la marca agua petróleo no es nítida y dificil de leer. Ello se
debe a que en el fondo, el· petróleo esta emulsionado, entonces se
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repetirá el procedimiento cubriendo toda la regla con pasta hasta determinar un contacto claro.
Si el tanque no tiene sifón, y la válvula de descarga se encuentra
dentro de la porción emulsionada, entonces se deberá bombear la porción emulsionada a otro tanque, o se esperará hasta que las condiciones de calidad mejoren.
3.1.2.0bservaciones
Una medida correcta del agua libre se obtiene cuando el tanque está en reposo. En caso contrario si está en movimiento, es decir
recibiendo petróleo, los mencionados niveles de separación se pierden por completo y como consecuencias, el corte de agua libre
obtenido es una cifra estimada que puede conducimos a errores; por
ello, en condiciones normales y con fines de fiscalización es
recomendable tomar la medida cuando el tanque está en reposo, por
lo menos 36 horas y media hora después de una descarga.
3.2. MEDIDA DEL NIVEL DE LÍQUIDO
Los procedimientos para la medición manual de los tanques, se
realizan conforme a la norma API Standard 2545 y ratificado por el ASTM D 1085-65, el cual se muestra en el API, capítulo 3 , sección 1.
La· medición se efectúa con una cinta metálica, flexible de acero
inoxidable de 1/2" o 3/8" de ancho, de 0 .0082" a 0.0120"de espesor y
graduada en 1/8" o 1/1 O", siendo las longitudes variables según la
altura del tanque. En el extremo lleva una plomada de acero resistente
a la corrosión, conectada mediante un swivel. La plomada debe tener suficiente peso, por lo menos 20 onzas, como para mantener la cinta en
posición vertical, su longitud varía de 6" a 12" ( 6" es preferible). El
diámetro debe de ser de l" como máximo, la punta debe ser cónica, de
suficiente dureza y debe estar graduada en 1/8" o 1/10".
Hay dos métodos de medición, el directo y el indirecto. El método directo es el más usado; en cambio el indirecto es empleado en
aquellos tanques donde la medición directa no tiene el grado de
confianza, debido a la forma y constitución de éstos, que impide
mantener la verticalidad de la cinta.
El procedimiento de medición para ambos métodos toma en consideración las recomendaciones del API ya indicadas, la medición
debe efectuarse antes y después de haberse entregado el producto para
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determinar el volumen transferido, el cual después se corregirá a las
condiciones estándar de temperatura de 60º F.
3.2.1. Medida directa
Es la distancia medida desde el plato de referencia ubicado en el fondo del tanque a la superficie del petróleo, se obtiene bajando una
cinta con la plomada adherida (Foto No 7) hasta que la punta de ésta toque sensiblemente el plato. Busque el punto de coincidencia del
nivel de referencia del tanque con la cinta, luego envuelva la cinta
hasta encontrar la marca superior de la porción mojada por el petróleo,
ésta se registrará como nivel o altura del líquido.
Procedimiento.
1. Antes de tomar la medida, estar seguro que la superficie o nivel del
petróleo esté en reposo o libre de espuma.
2. Tome un tiempo prudencial para que el gas se libere antes deefectuar la medida.
3. Usar el mismo punto de referencia en la escotilla del tanque para
comprobar el fondo y la verticalidad de la cinta.
4. Tome 2 o más medidas por cada medición hasta obtener 2 que sean
iguales. Asegúrese que la cinta esté en buen estado sin torceduras oabolladuras, los números y graduaciones legibles; nunca use cintas
acopladas o plomadas gastadas con más de l /32" en la punta.
En el caso de techos flotantes, evitar pesos adicionales, tal como un
grupo de personas paradas alrededor del tubo de medición o agua estancada sobre el techo capaz de producir una depresión que haga
variar la marca de referencia existente en la boca de medición.
3.2.2. Medida indirecta.
Es la distancia medida desde la superficie del petróleo hasta un punto
fijado como marca de referencia en la boca de medición. La medida se obtiene bajando la cinta metálica con una plomada rectangular de
sección transversal ( Fig. No 1 O ); el cero de la cinta coincide con el
punto de unión de la plomada. Cuando se efectué este tipo de medición, la plomada debe salir parcialmente mojada; manteniendo la
verticalidad de la cinta, al tacto se percibe cuando fa plomada toca el
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nivel del fluido. Para conocer el espacio libre real habrá que agregar a la longitud de la cinta la parte no mojada de la plomada. El volumen del líquido contenido se obtiene indirectamente por diferencia.
3.2.3. Observaciones
Con el uso en las paredes interiores de los tanques se pueden depositar incrustaciones tales como; brea, parafina, moho y compuestos químicos que afectan la calibración del tanque, dando resultados inexactos. Por ello debe exigirse a las contratistas el cumplimiento del programa de mantenimiento de los tanques.
3.3. MEDIDA DE LA TEMPERA TURA
El procedimiento para determinación de la medida de la temperatura se realiza conforme a la norma API, capitulo 7, sección 1.
El volumen del petróleo varía con respecto a la temperatura, como tal es necesario determinar ésta a fin de referir el volumen a una base estándar de 60 ºF ( 15 ºC) adoptada por la Industria del Petróleo. Para efectuar la medición se hace uso de un termómetro ASTM del tipo de inmersión total graduado de 0-180 ºF, con una escala de 1 ºF (exactitud+ O.SO ºF). El termómetro se acopla a un soporte de madera ( Fig. No 11) que lleva en su extremidad inferior una copa metálica de 100 mililitros, en su interior se encuentra sumergido el bulbo del termómetro. El motivo de la copa es mantener la temperatura del producto cuando ésta se lea en la superficie. La madera tiene en su parte superior un ojal para acoplarla a un cordel anudado, con el objeto de introducir este equipo dentro del tanque. Según el estándar el termómetro debe de ser de vidrio y tener un gas
inerte que llene el espacio encima de la columna de mercurio. También se puede utilizar el termómetro digital; la ventaja de este instrumento es la exactitud y rapidez para hacer la medición.
3.3.1. Procedimiento
1. Acople el equipo descrito en el acápite anterior, a la parteextrema de la cinta de medir o a un cordel anudado delongitudes conocidas e introdúzcalo por la boca de la escotillade medir.
2. Estando el termómetro dentro del producto a medir y a laprofundidad deseada; déjelo por el tiempo de inmersión
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recomendado de acuerdo a la gravedad API a 60° F y levántelo y bájelo un pie para que se estabilice la temperatura. ( 5 minutos
para crudos entre 30 a 39 API ).
3. Saque el termómetro rápidamente después de que haya estadodentro del producto por el tiempo necesario. Asegúrese que lacopa que rodea el bulbo del termómetro esté llena y no sederrame. Evite corrientes de aire que puedan alterar la
temperatura.
4. Lea la temperatura inmediatamente, hasta el más próximo 1 ºF ysiempre muy próximo a la boca de la escotilJa. ( Foto No 8)
5. Anote la temperatura obtenida.
3.3.2. Precauciones
Los termómetros son instrumentos de precisión y como tal debemos estar seguros que proporcionen medidas exactas. Antes de usar un
termómetro nuevo, verificar la lectura comparándolo con un termómetro patrón certificado por "National Institute of Standard and Technology" (NIST), de preferencia uno de muy buena calidad aceptado por ambas partes; diferencias mayores a un 1 ºF deben
descartarlo. La manera más conveniente de mantener los termómetros
es colocándolos en una plataforma convenientemente provista para
este propósito dentro del laboratorio o la caseta de medición. Limpie el termómetro y todas sus partes después de haberlo usado.
Un termómetro cuya columna de mercurio no guarde continuidad debe descartarse.
3.3.3. Observaciones.
En tanques cuyo contenido del fluido es de 1 O ft o más, se tomarán 3 temperaturas; una temperatura en la mitad del tercio superior, otra en el centro y otra en la mitad del tercio inferior. La temperatura
representativa será el promedio aritmético de estas 3 temperaturas, redondeando el resultado a 1 ºF más próximo. Si el contenido del fluido es menor de 1 O ft, sólo será necesario tomar
una temperatura en el punto medio.
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En tanques menores de 5,000 bls de capacidad se puede tomar una sola medida de temperatura, sumergiendo el termómetro hasta el punto medio de la columna de fluido. Los tiempos de inmersión deben de determinarse según prueba y
todas las partes involucradas deben de estar de acuerdo. Un error en la lectura de la temperatura dará como resultado un error en la determinación del volumen de petróleo. El error que se tendría por 1 ºF equivale a :
• 04 Bbl en un tanque con 8000 Bbl• 15 Bbl en un tanque con 30000 Bbl• 50 Bbl en un tanque con 100000 Bbl
3.4. MUESTREO
Para el método de muestreo se ha tomado como base la norma API, capítulo 8, sección 1.
Las muestras obtenidas de los tanques normalmente son usadas para determinar la gravedad API y el agua emulsionada con sedimento
(BS&W). Pero en casos especiales, también se emplea para determinar propiedades físicas y químicas del petróleo en el laboratorio; como tal, es conveniente que las muestras a tomarse sean homogéneas del tope al fondo, pero en la práctica a veces no ocurre así, por estar el fondo del tanque sucio. Sin embargo la muestra es aceptable si se cumple con las siguientes condiciones:
• El contenido del fondo tales como lodo, agua emulsionada, esténnítidamente separadas del petróleo por fiscalizar.
• Que el tanque disponga de un sifón o tenga más de una válvula dedescarga.
• Que la muestra tomada no contenga productos contaminantes.
3.4.1. Equipo.
Se utiliza un muestreador llamado "ladrón" ( Fig.No 12 ) construido de un metal resistente a la corrosión, cuya capacidad es ¼ de galón. El fondo está revestido de plomo para facilitar la inmersión, en la parte superior lleva un corcho como tapón y una agarradera metálica. Un
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cordel es utilizado para sumergir el muestreador, previamente anudado al corcho como a la agarradera.
La boca del muestreador debe de tener 1 ¾" de diámetro de abertura si es usado para crudo pesado y ¾" de diámetro si se usa para crudo liviano. El ladrón debe tener 13 ¼" de longitud como mínimo y tener las dimensiones que norma el API
3.4.2. Métodos de muestreo
En nuestras operaciones se hace uso de dos métodos de muestreo:
• Muestra corrida• Muestra fija.
3.4.2.1. Muestra corrida.
Es la muestra representativa del fluido contenido en un tanque, desde la brida de salida hasta el nivel del líquido.
Procedimiento:
I Seleccionar el muestreador, eligiendo el tamaño correcto, de acuerdo a las propiedades de la muestra. El muestreador debe estar, limpio, seco y libre de cualquier sustancia contaminante.
2 Introduzca el muestreador atado y tapado hasta el centro de la brida de descarga. Si el nivel de agua se encuentra encima de la brida de descarga, es necesario desaguar el tanque antes de muestrear, de todas maneras la profundidad máxima a bajar la boteJJa es un pie arriba del nivel de agua. Asegúrese que el muestreador y tapón estén completamente limpios antes de tomar la muestra, de lo contrario estamos en riesgo de obtener resultados incorrectos.
3 Quite el tapón, dando un impulso al cordel, cuando "el ladrón" esté en la profundidad deseada.
4 Inmediatamente después de sacar el corcho, proceda a subir el muestreador hacia la superficie a una velocidad uniforme, con el fin de llenar el recipiente hasta el 75 % de su capacidad (3/4 partes) o un máximo de 85 %. Si la botella sale llena, repetir el procedimiento.
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5 Tape con el corcho el muestreador una vez tomada la muestra o vacíe el contenido en otros recipientes adecuados comobotellas previamente limpias y secas. ( Foto No 9)
3.4.2.2. Muestra fija.
Es una muestra representativa del fluido a una profundidad determinada. De acuerdo al lugar donde se ha tomado, se denomina así:
1. Muestra superior.Es la obtenida en la mitad del tercio superior del fluidocontenido en el tanque.
2. Muestra de centro.Es la obtenida en el punto medio del fluido.
3. Muestra inferior.Es la obtenida en la mitad del tercio inferior del fluido.
4. Muestra de tope.Es la tomada a 6" debajo del nivel del fluido.
5. Muestra de descarga.Es la tomada en el centro de la brida de descarga.
6. Muestra de piso.Es la obtenida en el fondo del tanque, se toma generalmentepara chequear el agua, barro, sedimento.
7. Muestra compuesta de un tanque.Es la mezcla proporcional de las muestras superior, centro einferior. En tanques de sección transversal uniforme, lamezcla se hará en partes iguales, siempre y cuando no hayavariaciones saltantes en las propiedades del crudo de cadauno de los tercios.
8. Muestra compuesta de varios tanques.Es la resultante de mezclar las muestras compuestas de cadatanque en forma proporcional al volumen del líquidocontenido en cada uno de ellos.
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En nuestras operaciones utilizamos la muestra corrida, la
muestra compuesta y las muestras fijas: superior, centro y inferior. En tanques que tengan 15 ft de nivel de fluido o más, deberán
sacarse 3 muestras: superior, centro y inferior � entre 1 O y 15 ft
de nivel deberán sacarse 2 muestras: superior y inferior, y para
niveles menores o iguales a 1 O ft se sacará una muestra de centro. ( Fig. No 13 )
3.4.3. Procedimiento.
1. Seleccionar el muestreador con el tamaño de abertura correcto.
El muestreador debe estar limpio, seco y libre de cualquier
sustancia contaminante
2. Introduzca el muestreador atado y tapado a la profundidad
deseada. Asegúrese que el muestreador y corcho estén
completamente limpios antes de tomar la muestra.
3. Quite el tapón dando un impulso al cordel, para tomar la
muestra a la profundidad ya designada.
4. Deje el muestreador suspendido hasta que llene, se conoce
porque cesa el burbujeo, luego proceda a sacar el muestreador.
5. Vacíe una porción del producto en una botella y tápela con un
corcho o vierta el contenido en otros recipientes adecuados.
3.4.4. Recipientes de recolección
Los recipientes recolectores de las muestras tomadas de los
tanques, son botellas de vidrio o latón. Las botellas de vidrio
pueden ser de color blanco o marrón, las de color blanco tienen la
ventaja que visualmente se examinan que estén limpias, libres de
agua e impurezas� las botellas de color marrón ofrecen protección
contra luz, pero debe tomarse mayores precauciones en la
limpieza. Las botellas de latón son empleadas siempre y cuando las
soldaduras estén por la parte externa y se hayan limpiado con un
solvente adecuado.
Las botellas de material plástico deben ser descartadas por contaminarse fácilmente.
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3.4.4. l. Tapas de los recipientes.
Corchos o tapas de vidrio, plástico o metal enroscable, pueden ser utilizados para botellas de vidrio. Los corchos
deben ser de buena calidad, limpios, libres de huecos y que ajusten bien. Para evitar el contacto de la muestra con el corcho, si se
sospecha que éste es usado, pueden ser envueltos con
papel de aluminio, antes de ajustarlo a la botella. Las
Tapas de vidrio se usan siempre y cuando se ajusten bien
a la botella. Las tapas enroscables deben tener interiormente un disco pegado interiormente revestido con estaño o pape] de a]uminio o cualquier otro material que
no contamine al petróleo.
3.4.4.2. Limpieza.
El uso de solventes removedores de sedimentos o
suciedad provenientes de anteriores muestras, deben ser
utilizados. Los recipientes se lavan con jabón enjuagados
con agua de caño y finalmente con agua destilada, luego se secarán pasándolos por una corriente de aire tibio, o
colocándolos en una fuente de calor a una temperatura
de 40° C ( 140 ºF) o mayor, cuando estén secos se
guardarán inmediatamente para ser usados en otras pruebas. La forma corriente como se hace en el campo de
lavarlos con jabón y enjuagarlos con agua limpia debe
ser eliminada.
3.4.5. Observaciones
Toda muestra será rotulada inmediatamente de ser tomada usando etiquetas especiales, para tal fin en éstas
se colocarán los siguientes datos:
-Fecha y hora
-Lugar
-Número o nombre del tanque-Clase del producto
-Resultado del análisis (API, BS&W, PTB)
-Nombre de los supervisores de la operación.
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3.5. DETERMINACIÓN DE LA GRAVEDAD API
Para el método de la determinación de la gravedad se ha tomado como base la norma API, capítulo 9, sección 1.
La gravedad es una propiedad determinante de la calidad de crudo, gravedad específica o API significa lo mismo, pero con diferentes unidades de medición. La gravedad específica del petróleo es la relación del peso de un volumen dado de petróleo a 60 ºF al peso de igual volumen de agua destilada a 60 ºF. La gravedad API es la inversa de la gravedad específica, es una escala arbitraria hecha así, para damos un margen amplio en la determinación de la gravedad de un crudo o derivados del petróleo y así obtener resultados lo más exactos posibles. La relación matemática es la siguiente:
API = 141.5 - 131.5 grv.esp
donde: grv.esp = gravedad específica del crudo
El API usa como referencia la gravedad específica del agua pura, cuyo valor expresado en API es I O.
3.5.1. Equipo.
La medición de la gravedad es tomada con un instrumento llamado hidrómetro (Fig. No 14) de acuerdo con las specificaciones ASTM - E 100. Estos son de 2 tipos: el termo hidrómetro (gravedad-temperatura) y el hidrómetro simple (gravedad) El primero, es utilizado para obtener resultados rápidos; el segundo cuando se desea determinar gravedades API con bastante exactitud, en este caso se tendrá que hacer uso de un termómetro para conocer la temperatura de la
muestra. Ambos tipos de hidrómetros están graduados en grados API.
Los hidrómetros son de vidrio, en la parte inferior llevan un peso de plomo o mercurio, con el objeto de darle al instrumento la verticalidad necesaria. El cuerpo central es utilizado algunas veces para insertar un termómetro de rango 20 - 30 ºF ó de 60 - 200 ºF con divisiones de 2 ºF.
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El vástago o porción superior debe estar sumergido parcialmente en el líquido a medirse, éste lleva la escala API con graduaciones que están fijadas dentro de los intervalos de O -100, para facilitar la lectura se dispone de rangos parciales cuyas divisiones son 1/10. Los hidrómetros más comúnmente usados varían según la especificación ASTM E l 00, entre los
siguientes rangos:
• de 9 a 21 API• de 1 O a 21 API• de 19 a 31 API• de 29 a 41 API• de 39 a 51 API• de 49 a 61 API
3.5.2. Procedimiento.
La muestra utilizada para determinar el API, debe ser una muestra representativa del contenido de petróleo (o derivados) presente en el tanque.
1. Vierta lentamente la muestra en un recipiente cilíndricopreferible de vidrio, el diámetro interior debe ser por lomenos 25 mm mayor que el diámetro exterior del
hidrómetro, el espacio libre entre el extremo inferior delhidrómetro. El recipiente debe estar colocado en posiciónvertical, libre de corrientes de aire, asegúrese que latemperatura de la muestra no cambie apreciablemente,durante el tiempo que dura la prueba, si ésta cambia en másde 2 ºC ( 5 ºF) se requerirá mantener las condicionesambientales (Caseta o Laboratorio) o se usará un baño atemperatura constante. Evitar la formación de burbujas y asíreducir al mínimo la evaporación de los componenteslivianos. Si se ha producido el burbujeo, la espuma debe serretirada previamente, con un pedazo de papel de filtro.
2. Sumerja el hidrómetro dejándole que flote libremente sinrozar las paredes del receptáculo, el espacio libre entre elextremo inferior del hidrómetro y el fondo del recipientedebe estar por lo menos a 25mm. Evitar que el vástago semoje encima del nivel del líquido pues aumentara el peso alhidrómetro. ( Foto No 1 O )
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3. Estando en reposo el hidrómetro, procédase a leer el API enla escala graduada en el punto en que la superficie de lamuestra corta aparentemente el vástago (Fig. No 15). En elcaso de muestras transparentes, el punto de medida sedeterminará colocando la mirada debajo del nivel dellíquido. Luego, levante lentamente la vista hasta alcanzar porprimera vez la superficie, el punto de intersecciónencontrado marcará el API correspondiente en la escala. En
el caso de muestras no transparentes (opacas), observarencima del nivel la escala donde el menisco intercepta alvástago del hidrómetro, la corrección se hará disminuyendo
0.1 API a la escala observada.
4. Tome la temperatura de la muestra inmediatamente después
de determinar el API, leyendo en la escala del termómetroinserto en el hidrómetro o utilizando otro termómetro
separado al más próximo 0.2 ºC (0.5 ºF) El bulbo del
termómetro deberá estar sumergido en la muestra por lo
menos 3 minutos antes de proceder a leer la temperatura. Es
preferible que la temperatura tomada esté dentro de los
rangos de + 3 ºC ( +5 ºF ), con respecto a la temperatura quese tomó la muestra en el tanque, a fin de minimizar errorespor corrección del volumen y gravedad.
5. Anotar los resultados de API y temperatura.
6. Convertir la gravedad API observada a la temperaturaestándar de 60 ºF, haciendo uso de la tabla 5-A del "API
Manual of Petroleum Measurements Standards" disponible
en el laboratorio para todos los rangos de gravedades API.
7. Limpie los instrumentos utilizados para esta operación con
agua, jabón o solventes dependiendo del producto que sehaya medido, luego colóquelos en sus estuches y/o estantes
respectivos.
3.6. DETERMINACIÓN DEL AGUA Y SEDIMENTO
Para la determinación del agua y sedimentos se ha tomado como base la norma API, capítulo l O, sección 4. (ASTM D - 4007)
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Se usarán las muestras fijas ( superior, centro y inferior ) para determinar el agua y sedimento: BS&W
El método general es por centrifugación, cuyos resultados son aceptables para operaciones de rutina; sin embargo, este método no da resultados exactos porque la cantidad es siempre menor que la encontrada por destilación. Las diferencias se acentúan a medida que aumenta la emulsión contenida en el petróleo.
3.6. l. Suministros.
- Tolueno.- Es un solvente inflamable, tóxico, debe evitarserespirar su vapor y proteger los ojos, manténgase el
recipiente siempre cerrado, cuando no se usa. Para fines deesta prueba debe cumplir con las regulaciones del ASTM
D362 o el "IP Specification Of. Tolue"; las característicasmás saltantes son:
Color (APHA) Punto de ebullición
Residuo después evaporación Compuestos de sulfuros
10 110.6º C
0.001 % 0.003 %
El tolueno que se expende, es generalmente seco ( exento de
agua), pero el agua es soluble en esta sustancia en un significante rango que se incrementa con la temperatura. El
porcentaje de disolución es de + 0.03% a 21 ° C (70° F) o
±0.17% a 70 ºC ( 158 ºF). Esto podría afectar la determinación exacta del agua y sedimento, por ello es
recomendable saturar el tolueno a usarse previamente de
acuerdo al procedimiento expuesto en el Apéndice A del API Capítulo 10, Sec. 3, en el rango de temperatura que se determina en la prueba
También puede usarse otros solventes como el Xileno saturado y el Kerosene .
Desemulsificador.- Debe usarse para mejorar la separación del agua contenida en la muestra y prevenir la adherencia a las paredes del tubo de prueba.
3.6.2. Equipo
Está constituido de las siguientes partes:
32
3.6.2.1. Centrifuga
Es un aparato diseñado para producir movimiento giratorio de 2 o más tubos de prueba colocados convenientemente enalojamientos especiales ubicados en su interior (Foto No 11 ).La velocidad de giro es controlada mediante un reóstato paraobtener una fuerza relativa de centrifugación de 500 frc.
Todas las piezas móviles son construidas de material resistente y probado para soportar la máxima fuerza de centrifugación.
Este aparato lleva exteriormente una cubierta metálica protectora para evitar accidentes que pudieran producirse al romperse cualquier parte móvil cuando éstas estén en movimiento.
La centrifuga debe contar con un termostato durante la prueba de 60 ºC + 3 ºC ( 140 ºF + 5 ºF)
Para determinar los RPM (revoluciones por minuto de giro) de la centrifuga, será necesario primero conocer el diámetro de giro, el cual se obtiene midiendo en pulgadas los extremos de 2 tubos opuestos como que estuvieran en movimiento.
Los RPM están en razón directa a la fuerza relativa de centrifugación (frc) y en razón inversa al diámetro de giro. Para calcular la velocidad de rotación por minuto (RPM), se aplica la siguiente fórmula:
RPM = 265 ...Jfrc/d
donde:
f re = fuerza relativa de centrifugación.
D = diámetro de giro en pulgadas.
3.6.2.2. Tubos de prueba.
Estos tubos son de 2 formas: de pera o cónico, construidos con vidrio resistente al movimiento y temperatura, las
33
dimensiones y graduaciones son mostradas en la (Fig.16). En su extremo superior lleva un corcho para tapar el tubo una vez que el fluido ha sido vertido y antes de colocarlos a la centrifuga.
3.6.2.3. Baño.
El baño es un recipiente metálico de forma rectangular provisto de un termostato para mantener el agua a una temperatura constante, en una de sus esquinas lleva una ranura
para colocar el termómetro. La profundidad debe ser lo suficiente para sumergir los tubos de prueba.
3.6.3. Objetivo de la prueba
Obtener el porcentaje de BS&W , valor que debe ser menor o igual a 0.25%, como una de las condiciones para efectuar la
compra/venta del petróleo.
3.6.4. Procedimiento
1. Seleccionar el tipo de tubos centrífugos , de forma cónica o pera
de acuerdo al receptáculo de la centrifuga. Preferible que estosestén graduados de O a 100 ml.
2. Vierta 50 mi de la muestra ( previamente bien agitada) en cadauno de los 2 tubos de prueba. , luego añada 50 ml. de solventetolueno, saturado con agua a 60 ºC (140 ºF) o 49 ºC (120 ºF),seguidamente agregue 0.2 mililitros de desmulsificante en cada
uno de los tubos.
3. Tape los tubos con un corcho y agite vigorosamente la mezcla para
diluir bien la muestra en el solvente, invirtiendo la posición de lostubos por 1 O veces.
4. Sumerja los tubos por lo menos hasta su marca superior (100 mi.)en un baño de agua caliente a 140 ºF ± 5 ºF por 15 minutos.
Durante el proceso agitar, para asegurarse que la mezcla petróleo -solvente es uniforme.
5. Coloque los tubos en la centrifuga en posición opuesta paraestablecer un balance de fuerza.
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6. Centrifugar por 1 O minutos. Verifique que los RPM estén dentrolos rangos calculados, según la fórmula.
7. Anote los resultados obtenidos del agua y sedimento asentados enel fondo de cada tubo, expresándolo en una sola cifra. ( Fig No 17)
Cambie de posición los tubos (lados opuestos), centrifugue por 1 O
minutos, utilizando los mismos RPM, apunte los resultadosobtenidos.
Las lecturas del BS& W deben ser iguales en cada tubo tanto para
la primera como para segunda prueba. Si las lecturas no soniguales, repetir el procedimiento hasta obtener 2 lecturas iguales.
Como resultado final se reportará la suma de los volúmenes
combinados de agua y sedimento (BS&W) de los 2 tubos, las
lecturas de los tubos separadamente no deben diferir entre si enmás de 0.025 mililitros.
3.7. DETERMINACION DEL CONTENIDO DE SAL (METODO
ELECTROMETRICO)
Para la determinación del contenido de sal se ha tomado como base el
estándar ASTM D 3230-83.
El método a seguirse se basa en la conductividad de una solución de
crudo en un solvente polar, cuando está sometido a la acción de una
corriente eléctrica. La muestra es disuelta en una mezcla de solventes y
colocada en el salinómetro en de un vaso de 100 mi que contiene dos
laminas paralelas de acero inoxidable, un voltaje determinado se imprime a las placas y el flujo de corriente resultante es indicado en miliamperios.
Luego en la tabla de calibración se lee el contenido de sal
correspondiente a los miliamperios obtenidos.
En nuestras operaciones utilizamos el salinómetro convencional y el digital, este último nos da un análisis de mayor precisión y rapidez.
3.7.1. Reactivos.
Los reactivos son compuestos conductores de corriente de alta
pureza que permiten dar resultados precisos.
35
El reactivo más empleado en la industria es el solvente de alcoholes, también pueden usarse otros reactivos como naphta,
solución de cloruro de calcio, solución de cloruro de magnesio,
aceite refinado neutro, solución de cloruro de sodio, xileno, etc.
3.7.2. Muestra
La muestra de petróleo que se toma es una muestra compuesta obtenida según el API capítulo 8, secciones 1 y 2.
3.7.3. Instrumento
El instrumento es un salinómetro electrométrico que registra la
intensidad de la corriente eléctrica alterna en miliamperios, tiene
un voltímetro, un puente rectificador, un variador de voltaje, 2 electrodos (placas) en paralelo por donde fluye la corriente
eléctrica y un vaso de 100 mi para depositar la muestra con el reactivo. ( Foto No 12 )
3. 7.4. Objetivo de la prueba
Obtener la concentración de sales en libras por cada mil barriles
de petróleo (PTB), valor que debe ser igual o menor al acordado
por las Partes (menor o igual que 1 O PTB), como una de las condiciones para efectuar la compra/venta del petróleo
3. 7.5. Procedimientos.
Desde que la muestra de petróleo es disuelta en un solvente
preparado, se tendrán dos procedimientos, uno para solventes y
otro para la determinación del contenido de sal en el petróleo
crudo.
3.7.5.1. Procedimiento para obtener el solvente de alcoholes.
-Tener disponible en recipientes herméticos los siguientes
líquidos:
1. 1 Butanol.2. Metanol absoluto.3. Agua destilada
-En un recipiente de I 000 mi, se colocan 63 volúmenes de
1- Butanol (630 mi)
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-Se añaden 37 volúmenes de metanol absoluto (370 ml)-Se agregan 3 volúmenes de agua destilada (3ml)-Se agita por 1 O segundos, para uniformizar la soluciónalcoholica.
Siguiendo el procedimiento ASTM D-3230 y utilizando 50 ml
de solución alcohólica, 40 de Xileno y 1 O mi de aceite neutro se determinará la conductividad de ésta solución ( "blanco" )
Nota: Este solvente es inflamable y causa quemaduras en la
piel, por lo que se debe contar con equipos de seguridad
personal para proteger ojos, nariz, cara y manos, así como duchas para ojos y cuerpo.
3. 7.5.2. Procedimiento para determinar el contenido de sales en el
petróleo crudo.
Tomar la muestra de petróleo crudo en un vaso Pirex limpio y seco. Aproximadamente 400 mi
En una probeta graduada de 100 ml con tapa esmerilada,
colocar 15 mi de Xileno.
Agregar a la probeta 1 O mi de la muestra de petróleo crudo con
una pipeta.
Lavar la pipeta con Xileno hasta que quede libre de crudo,
haciendo que caiga dentro de la probeta.
Rellenar la probeta con Xileno hasta alcanzar un nivel de 50 mi
en la probeta.
Tapar la probeta y agitar vigorosamente durante un minuto.
Llenar la probeta hasta el nivel de 100 ml con solvente de
alcoholes.
Tapar la probeta y volver agitarla vigorosamente por 30 segundos.
Dejar reposar la mezcla por cinco minutos y luego vaciarla en un vaso Pirex seco y limpio de 100 mi boca ancha.
37
Seguidamente se colocan los electrodos en el vaso, asegurándose que el borde superior de los electrodos esté por debajo de la superficie de la mezcla.
Se conectan los electrodos al instrumento.
Se procede a calibrar el Salinómetro ( convencional), ajustando
la perilla del voltímetro a 125 voltios, con la palanca presionada
en "calibrate", valor seleccionado de una serie de valores.
Se coloca la perilla de calibración en la posición "high" y con la palanca en posición "calibrate", se regula con la otra perilla, hasta ubicar la aguja del miliamperio en Ja posición 0.1. mili -
amperios (línea de color rojo).
Seguidamente se coloca la perilla de calibración en la posición
de "low" y con la palanca presionada en "calibrate", se regula
con su respectiva perilla, hasta que la aguja del mili
amperímetro quede ubicada en la posición 1.0 mili-amperios.
Se suelta la palanca que estuvo presionada.
Se presiona la palanca hacia la posición "Read", observándose que el voltaje permanezca en 125 voltios y se tome la lectura en
mili amperios lo más cerca a centésimos de mili amperios.
Se deja de presionar la palanca, quedando en posición neutra.
A la lectura registrada en mili-amperios, se le resta la lectura del
"blanco" determinada con anterioridad, la diferencia es la lectura neta en mili - amperios.
En la tabla de calibración, se busca el contenido de sal (PTB)
correspondiente a la lectura neta en miliamperios� según sea
realizada en el rango alto o rango bajo. ( Tabla No 10 ).
La escala baja es usada para muestras de bajo contenido de sal y es más sensible que la escala alta.
NOTA:
En la operaciones Noroeste, el análisis de los crudos de los diferentes lotes arrojan por lo general resultados satisfactorios, es decir tienen muy bajo contenido de agua y sedimentos que no superan el límite máximo permitido de 0.25 %, la salinidad está por debajo de l O PTB y el contenido de azufre es 0.09%,
38
esto aunado al alto API del crudo ONO, nos permite afirmar que Talara produce un crudo de alta calidad. ( Tabla No 11 )
3.8. ELABORACION DE LAS BOLETAS DE MEDICION DE
PETROLEO
Las boletas de medición son documentos que registran principalmente la información de la medición, del control de calidad y del volumen neto de petróleo contenido en el tanque. La elaboración de estas boletas es manual ( Fig. No 18 ) y es firmada por los representantes de PERUPETRO, la compañía contratista y la compañía que compra el crudo, en señal de conformidad con la operación de medición. El cálculo que se hace para obtener el volumen neto de petróleo es el siguiente: En la boleta de medición registra un nivel de líquido de 11 pies y 2 pulgadas equivalente según las tablas de cubicación a 990.479 Bbl, y un nivel de agua de O pies, 1 pulgada equivalente a 25.370 Bbl. La diferencia de estos dos niveles nos da el volumen bruto de petróleo en el tanque: 965.109 Bbl. Con la temperatura promedio del tanque: 85.5 ºF y con el API a 60 ºF: 36.7, obtenemos de las tablas API 6-A el factor de corrección volumétrico por temperatura Ctl: 0.9877. Luego el volumen bruto se multiplica por este factor para obtener el volumen a 60 ºF y finalmente a este volumen se le descuenta el porcentaje de agua y sedimentos que se obtuvo del análisis de la muestra ( BS&W : 0.02 % ) y se
obtiene el volumen neto de petróleo existente en el tanque: 953 Bbl. Los resultados obtenidos pueden ser impugnados por cualquiera de las partes si es que se comprueba algún error de medición o de análisis. En este caso se elaborará una nueva boleta y una acta de conciliación que será firmada por las tres partes. Estas boletas son hechas por triplicado y repartidas a cada una de las partes interesadas.
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CAPITULO IV
MEDICION AUTOMATICA
4.1. INTRODUCCION
La Industria utiliza equipos automáticos de medición de hidrocarburos
líquidos, llamados Unidades LACT. ("Lease Automatic Custody Transfer,,) para transferir en forma automática los Hidrocarburos, con
fines de compra/venta. Esta instalación está conectada a la línea de descarga procedente de un tanque de crudo preparado para ser
fiscalizado automáticamente en calidad y cantidad, dispone de una
unidad de rechazo para asegurar que la calidad del producto está dentro
de los rangos aceptables. Desde antes de su aparición el petróleo en el Noroeste se fiscalizaba por medición manual.
La Unidad LACT es una importante herramienta en la evolución de la
automatización de transferencia de hidrocarburos, la cual se va mejorando con el tiempo y es ampliamente aceptada en la Industria del
Petróleo. Su instalación se justifica para reemplazar un trabajo repetitivo
echo por uno o más medidores, que redunda en un ahorro de tiempo y
eliminación del error humano, aunque cabe notar que la medición
automática tampoco es exacta mientras que esté afectada por el error
mecánico, que a diferencia del error humano, puede ser mejor controlado
por una verificación periódica en el mantenimiento y calibración del
instrumento.
Para que estos instrumentos tengan la confiabilidad exigida, tanto el
comprador como el vendedor de crudo, deben acreditar su exactitud con
un certificado expedido por el fabricante, basado en pruebas hechas en el
laboratorio y campo, de acuerdo a procedimientos estándar aprobados por el API.
4.2. MUESTREADOR
MOVIMIENTO.
AUTOMATICO DE FLUIDOS EN
El muestreador es un equipo automático que toma muestras de un fluido
que está fluyendo por una tubería durante el tiempo que dura la
transferencia. La toma de muestras es intermitente y el número de ciclos
depende del caudal, de tal manera que el volumen recolectado sea menor al volumen del muestreador, para tener la seguridad de que es una muestra representativa.
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4.2.1. Partes componentes del muestreador.
• El probador: Es un elemento que se instala en un "loop" en Uinvertida que sale de la línea de transferencia antes o despuésdel medidor de flujo en posición vertical, ubicado depreferencia en la porción descendente de esta conexión, paraaprovechar la agitación del fluido al pasar por los dos codos.
• Controlador de la muestra : Es el que gobierna por mediosmecánicos la extracción de la muestra en proporción al
tiempo o al régimen de flujo.
• Extractor de la muestra: Es el que extrae la muestra de latubería o del loop, en una porción determinada por accióndel controlador. La suma de todas estas porciones da comoresultado el volumen muestreado.
• Recipiente: Es el receptáculo donde se acumula todas lasporciones de muestras tomadas en un tiempo determinado.
(Foto No 13)
• Agitador: Es un dispositivo mecamco que genera un
movimiento rotativo, que agita la muestra contenida en elrecipiente, antes que se proceda a la toma de muestras.
• Toma de muestra: Es un recipiente portátil que contiene unaporción representativa del volumen almacenado en éste.
4.2.2. Unidad de rechazo
La unidad de rechazo es un medidor de BS& W instalado en la línea de flujo, cerca al tanque que alma�ena el crudo que se va
ha transferir. Aunque el tanque tiene petróleo preparado, que cumple con las especificaciones de BS&W (menor de 0.25 % ), algunos contratista instalan este medidor por razones de seguridad.
Este dispositivo consta de un analizador y un capacitador o condensador cilíndrico dispuesto siempre verticalmente. El principio de la análisis simultáneo de dos fluidos, se basa en la constante dieléctrica y densidad; la principal fuente de error que da la mala información es el gas contenido, que tiene propiedades diferentes a la de los fluidos por medirse, aún en pequeñas cantidades.
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Si el espacio entre las dos placas metálicas es ocupado por un
material dieléctrico, de tal manera que la placa exterior reciba una carga eléctrica, la placa inferior actuará como un acumulador de corriente inducida cuya capacidad está en
relación directa a la constante dieléctrica que en adelante se le denominará por K. Para nuestro caso K es un petróleo neto o emulsionado, el petróleo sin agua tiene un valor K que varía
entre 2 a 2.7, mientras que el valor K para el agua es 80. En
consecuencia, la presencia de una pequeña cantidad de agua en
el petróleo fluente tiene un efecto mensurable en la constante
dieléctrica de la mezcla.
En la práctica, este principio está implementado por el uso de
un capacitador cilíndrico o acumulador de corriente, compuesto por un tubo dentro del cual está un electrodo
cilíndrico aislado con un compensador por temperatura. Para que el capacitador suministre información confiable el
analizador, se requiere que el fluido que pasa entre el tubo y el
electrodo sea petróleo neto o emulsionado. Experimentos
llevados a cabo han demostrado que cortes de agua mayores de 60% distorsionan la información, porque K toma el valor del
agua aún permanezca la mezcla. Por ello, no es recomendable
que este dispositivo de medición además de lo dicho
anteriormente sea colocado en los puntos terminales de bombeo
porque durante el trayecto, parte del agua emulsionada puede
haberse separado como agua libre que al pasar por el
capacitador alterará la información y en consecuencia la medida
sería errática.
La corriente generada por el capacitador pasa por un juego de
resistencias llamado "Puente de Wheatstone" donde 3 resistencias son conocidas y una cuarta es variable, que se
calibra para que la diferencia de potencial entre los puntos a y b sea cero, cuando por el capacitador fluya solamente petróleo
neto, de esta manera no hay envío de corriente al analizador.
Ahora bien, si pasara petróleo emulsionado se registrará una
diferencia de potencial y la corriente pasará al analizador. El analizador es un instrumento electrónico que por proporción
determina el agua y sedimento, la aguja que marca el BS& W tiene una señal que fija el máximo BS&W permitido, cuando
alcanza este valor, una señal actúa en una válvula de diafragma
abriendo el bypass, para que el fluido regrese al tanque o pase a
42
un tanque de rechazo, a la vez que una alarma avisa al operador, que el producto ya no está pasando por el medidor.
4.3. MÉTODOS DE MEDICIÓN AUTOMATICA
Medición directa Es la medida visual que se obtiene haciendo uso de dispositivos mecánicos y/o mecánico - eléctrico que cuentan el número de ciclos de descarga unitaria expresado en barriles, galones, metros cúbicos, etc. También se dispone de medidores que miden la masa de un fluido multiplicando el volumen por la densidad del fluido a las condiciones dadas, utilizando censores, transductores, etc. La ventaja de este medidor es de que se eliminan las correcciones que se hacen al volumen por presión y temperatura.
Tipos:
• Medidores por desplazamiento positivo.(Foto No 14)• Medidores de masa.
Medición Indirecta
Es la medida resultante de utilizar ciertos dispositivos mecamcos y eléctricos, como paletas o turbinas que producen un movimiento de rotación que inducen un campo electromagnético que genera pulsos que se contabilizan para dar volúmenes en barriles, galones, metros cúbicos, etc. También se considera en este método la medición por restricción del área de flujo (bridas de orificio) donde hay un medidor que registra la presión estática y diferencial, con estos datos se calcula el volumen de fluido a las condiciones estándar introduciendo factores que están en función de la presión y temperatura.
Tipos
• Medidor de turbina.(Foto No 15)• Medidor por plato de orificio.
4.3.1. Guía para la selección del tipo de medidor: desplazamiento positivo vs. turbina.
Para volúmenes grandes de desplazamiento, se utilizan normalmente las turbinas. Aunque factores tales como presión, temperatura, rangos de flujo, fluidos contaminantes, etc. pueden
43
influir en la selección del tipo de medidor, la viscosidad y el caudal son los principales factores que deben considerarse.
La viscosidad influye en la selección del medidor, de acuerdo
con el flujo transferido.(Fig 19) Esta figura muestra que los medidores de desplazamiento se comportan mejor cuando la viscosidad es alta, en cambio los de turbina trabajan mejor con baja viscosidad. Las turbinas cumplen mejor su
funcionamiento, cuando el flujo es turbulento (Número de
Reynold mayor de 10, 000) de esta manera las turbinas pueden usarse también en líquidos altamente viscosos.
Medidores de turbina son normalmente usados, para medir
productos de baja viscosidad, productos refinados; tales como propano, Kerosene, o diesel, en tales circunstancias y con una
operación continuada la vida útil será mayor que los medidores
de desplazamiento positivo.
Los medidores de turbinas no deben ser usados en líquidos que
contienen mucha parafina u otras sustancias incrustantes que
alteren la sección transversal, afectando el factor de volumen.
Una vez que se ha seleccionado el tipo de medidor, las
operaciones rutinarias de prueba y los procedimientos de
mantenimiento deben ser programados regularmente.
Medidores de Desplazamiento Positivo
Ventajas • Exactitud.• Miden líquidos viscosos.• No requieren de potencia exterior.• Son capaces de medir hasta volúmenes muy pequeños.• Operación y diseño simple.
Desventajas • Pueden ser dañados por agitación del flujo.• Costoso para medición de caudales grandes.• Susceptibles a la corrosión y erosión.• Requieren de un filtro.• Si el medidor es golpeado podría alterar la medición.• Requiere de mayor mantenimiento.
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Medidores de Turbina
Ventajas
• Exactitud.• Amplio rango de medición.• Ocupa un espacio pequeño y pesa poco.• Duración de las partes internas.• Amplio rango de temperatura y presión.
Desventajas
• Necesita de ciertas condiciones de flujo.• A veces requieren de una válvula de contrapresión
para prevenir cavitación.• No recomendable para medir líquidos de alta
viscosidad.• Requieren de equipos electrónicos.• Sensible a fallas.• Necesidad de un filtro.• Sensible a los cambios de viscosidad para crudos
VISCOSOS.
4.4. MEDIDORES DE DESPLAZAMIENTO POSITIVO
4.4.1. Funcionamiento.
En la Fig 20 se muestran los diversos pasos que sigue un medidor durante su operación, la medición se efectúa por separación del flujo en segmentos que luego se contabilizan.
l. El líquido sin medir (Área negra) ingresa al medidor. El rotor y lasaletas giran en el sentido de las agujas del reloj. Las aletas A y Dhan salido en forma completa, formando la cámara medidora, lasaletas By C están adentro.
2. El rotor y las aletas han girado un octavo de revolución. La aleta Aha salido en forma completa. La aleta D se mueve hacia adentro, laaleta C ha avanzado completamente y la aleta B empieza a salir.
3. Un cuarto de revolución ha tenido lugar.
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La aleta A está todavía extendida y la aleta B se ha movido ahora completamente hacia fuera. Un volumen exacto y conocido de nuevo líquido se encuentra ahora en la cámara medidora.
4. Un octavo de revolución más tarde, la cantidad de líquido medido
fluye hacia afuera. Una segunda cámara medidora ha comenzado aformarse entre las aletas C y D. La aleta A se mueve hacia dentro.
Así continua la operación hasta tener un giro completo de 360°.
Las cuatro primeras figuras corresponden a una construcción dealojamiento sencillo. La quinta figura muestra una construcción dealojamiento doble.
4.4.2. Partes componentes de los medidores
Los medidores están compuestos principalmente por 3 partes: caja, elementos internos de medición y accesorios móviles.
4.4.2.1. La caja
La caja es básicamente un recipiente a presión con conexiones de entrada y salida que varían de ¼" a 16", presiones hasta
1440 psi (600 lbs ANSI), régimen de flujo hasta 12,500
barriles por hora (BPH), los materiales de la caja pueden ser
acero al carbón, fierro fundido, aluminio, bronce o acero
inoxidable, esto depende de la presión que soporte.
Los medidores pueden ser de simple o doble condición.
En los de simple condición, el alojamiento sirve para ambos,
como recipiente de presión y para contener los elementos de medición, mientras tanto en los de doble condición, el
recipiente de presión está separado de los elementos de medición.
Los medidores pequeños normalmente son de simple condición construidos con los materiales indicados en el acápite anterior
excepto el acero al carbón, los medidores de 6" o más casi
siempre usan acero al carbón y son de doble condición. Las ventajas de la doble condición son:
a) El esfuerzo debido a la presión no es transmitido a loselementos de medición.
b) Los elementos de medición pueden ser fácilmenteremovidos para el servicio o limpieza de las líneas.
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c) La presión diferencial a través de las paredes de loselementos de medición es mínima, así se elimina laposibilidad de cambiar los elementos debido avariaciones de presión.
4.4.2.2. Elementos de medición interna
Como anteriormente se mencionó los medidores de desplazamiento positivo miden volúmenes por una continua separación del flujo en segmentos que son medidos. Los elementos medidores son mostrados en la Fig. No 20 los cuales también, sirven como un motor hidráulico que absorbe energía del flujo para producir el torque necesario, a fin de vencer la fricción interna y mover el contador y otros accesorios inherentes a éste.
4.4.2.3. Accesorios móviles.
El tren de los accesorios móviles es mostrado en la Fig.No 21 y consiste de 3 elementos básicos, el tren de engranajes, las empaquetaduras del eje y el calibrador.
Tren de engranajes
Es como una caja de reducción que convierte el volumen fijo por revolución del elemento de medición al volumen por revolución del eje contador. Así por ejemplo un medidor Smith de 4" de desplazamiento positivo tiene un elemento de medición nominal de 2 galones/rev y la velocidad del eje contador tiene 5 galones/rev, entonces se tiene la relación de giro 5:2.
Empaquetaduras del eje rotatorio
El eje rotatorio está diseñado para colocarse empaques (glands ), que sean fácilmente instalados o removidos, con el fin de evitar fugas debido a desgastes. Las empaquetaduras son lubricadas externamente para alargar la vida útil; se emplea como
lubricante, glicerina o grasa de silicona, compuestos que deben ser químicamente compatibles e inmiscibles con los productos que se están midiendo.
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4.4.3.
Calibrador
Es un dispositivo que ajusta la medición a un volumen correcto que pasa a través del medidor. Un calibrador es necesario todas las veces que el contador mecánico debe registrar el volumen actual. Las características de un buen calibrador son:
• La facilidad de moverse con un alto torque.• Buen ajuste.• Rango adecuado de ajuste.• Bajo costo de reparación o reemplazo.• Una mínima variación de la velocidad del eje.• Larga vida de duración.
Consideraciones del diseño.
La instalación (incluyendo el medidor) debe ser capaz de operar eficientemente entre los rangos mínimos y máximos del caudal,
presión y temperatura de acuerdo a las especificaciones del medidor.
La instalación debe asegurar una máxima vida de operación, para lo cual dispondrá de un filtro que se instalará antes del medidor, para retener partículas sólidas extrañas tales como: arena, carbonatos, etc.
La instalación debe trabajar a una adecuada presión, para que el medidor mida una sola fase que es el líquido.
Los censores de presión y temperatura deben estar colocados inmediatamente antes o después del medidor. Para asegurar la continuidad de la fiscalización se dispondrá de dos medidores iguales calibrados, dispuestos en paralelo y conectados a un sólo probador (prover).
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4.4.4. Causas que afectan el factor medición.
El factor de medición, es el número que se obtiene por división, entre el volumen actual del líquido que pasa por el probador y el volumen registrado en el medidor. Para posteriores medidas el volumen registrado por el medidor se multiplicará por el factor encontrado, para tener la medida corregida a 60 ºF y 14.7 psi.
Hay muchos factores que pueden cambiar el comportamiento de un medidor de desplazamiento positivo, tales como la entrada de partículas extrañas, que se soluciona solamente eliminando la
causa del problema (filtros). Otros factores que dependen de las propiedades del Jíquido que se mide, deben ser considerados en el
diseño y en el sistema de operación. Los factores más importantes son: el caudal, viscosidad, temperatura y deposición de sólidos en el líquido como parafina.
4.4.4.1. Variación del caudal.
El factor de medición varía con el flujo o caudal, en el extremo inferior del rango del flujo, se hace menos confiable y consistente, que en la porción media o altos regímenes de
bombeo. Si se plotea el factor de medición vs. el flujo para
diferentes condiciones de operación, es posible seleccionar el factor de la curva obtenida, sin embargo, si se dispone de un
probador permanente en la instalación es mucho mejor considerar éste como valor, pero en todo caso evitar situarse en
los rangos superior e inferior según diseño del medidor.
4.4.4.2. Variación de la viscosidad
El factor de medición es afectado por la tendencia de adherirse
el fluido en las paredes de la cámara de medición, cuando la viscosidad se incrementa. El cambio de la viscosidad se debe a variaciones en las propiedades del líquido (gravedad API) o de
la Temperatura, sin cambiar las condiciones del líquido. Un cambio sustancial de la viscosidad, puede afectar los rangos permisibles del flujo, según diseño del medidor.
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4.4.4.3 Variación de la temperatura.
El incremento de temperatura origina una expansión en la cámara de medición debido al coeficiente de expansión de las partes metálicas, cuando metales diferentes son usados (por ejemplo, paletas de aluminio en un elemento medidor de fierro
fundido), el juego o espacio entre las partes de dos metales diferentes cambia con la temperatura afectando el volumen desplazado, el cual es alrededor de 0.02 % por cada 10 ºF de cambio de temperatura. Además un incremento sustancial en la temperatura, puede producir una parcial vaporización del fluido convirtiéndolo en un flujo de 2 fases, lo cual alteraría la precisión del medidor.
4.4.4.4. Variación de la presión.
Un cambio sustancial en la presión de operación afectará el desplazamiento del volumen en un medidor de simple condición, mas no en uso de doble condición. Sin embargo, como una guía, cuando se opera con presiones que cambien más de 20 psi, el uso de un medidor de doble condición o un factor de ajuste por presión debe ser considerado.
4.4.4.5. Desgaste
El desgaste tiene un efecto incrementador en el desplazamiento, por ejemplo, el desgaste de los cojinetes de las paletas originan un mayor juego, que altera la medición del volumen entregado.
4.4.4.6. Deposición
La deposición, tal como la parafina, reduce el volumen desplazado. Sin embargo, la deposición se elimina pasando agentes químicos de limpieza que diluyan la parafina.
4.5. MEDIDORES DE TURBINA
Como se ha indicado anteriormente, la turbina da mediciones indirectas, obtenidas por dispositivos que miden el fluido que pasa por una tubería por medio de la generación de pulsos eléctricos� el fluido que pasa produce un movimiento de rotación (velocidad tangencial proporcional al régimen de flujo), debido al giro de un rotor. Así como los motores eléctricos de inducción producen un giro en el eje debido a un campo
so
magnético, la turbina genera pulsos electromagnéticos que los toma un contómetro ubicado en el sitio o en el tablero de control, después que los pulsos son convertidos en unidades de volumen (barriles, galones, metros cúbicos, etc.)
-4.5.1. Diseño y construcción
Las turbinas pueden ser divididas en tres partes principales: la caja, el ensamblaje y el ensamblaje de receptor de pulsos. (Fig. No 22)
4.4.4.6. La caja
La caja es un carrete con sus bridas en ambos extremos, su dimensión varía de ¼" a 24" la presión de trabajo de 150 lbs a 2,500 lbs ANSI (275 a 6,000 psi) para flujos hasta 60,000 barriles por hora. Los materiales se seleccionan de acuerdo al producto que se está manipulando y a las condiciones ambientales. El carrete está en contacto con el fluido, sin embargo las bridas no se mojan. Por eHo, éstas podrían ser no compatibles con el fluido, bridas al acero carbón son normalmente usadas. Ahora si los líquidos son corrosivos, acero inoxidable se usará para el carrete.
4.5.1.2. Ensamblaje interno.
Está compuesto de un rotor que es la única parte móvil y el ensamblaje de estator. Hay dos diseños de estatores, uno en que el eje del rotor está sostenido en la parte anterior y
posterior ( con respecto al sentido del flujo), y el otro que solamente está apoyado en la parte anterior. El rotor puede ser del tipo agujerado o liso. En el caso del tipo agujerado, lleva un anillo desviador del flujo para impedir que este choque directamente contra el rotor. El rotor agujereado es hecho de un material no magnético y en donde se encaja a intervalos iguales botones imantados que generan pulsos magnéticos. Los pulsos magnéticos se generan por el espaciamiento entre los imanes, debido a una interrupción "on - off''.
51
4.5.1.3. Ensamblaje del receptor de pulsos.
Consiste en un transductor, de una caja de empalmes y de un preamplificador. Cuando el rotor gira y pasa por el transductor, este convierte los pulsos magnéticos en eléctricos, a una muy baja potencia, solo unos cuantos miliwats., si el contómetro está en el sitio, podría contar el volumen desplazado.
Generalmente la transmisión de los pulsos es vía remota
hacia el tablero de control, para lo cual se requiere de una caja de empalmes a prueba de explosión y un
preamplificador, que amplifica los pulsos y reduce los ruidos externos. El número de pulsos por barril, depende de la
marca y tipo de turbina que se está usando.
4.5.2. Condiciones del diseño
La experiencia muestra que una porción de tubería recta debe
haber, antes y después del medidor, para evitar agitación o
fricción interna del líquido con las paredes de la tubería, una longitud de 20 diámetros ( diámetro interno del tubo) y 5
diámetros, antes y después del medidor respectivamente, es
suficiente para obtener una buena precisión en las medidas. En el
caso que por diseño no se cumpla con estas condiciones, un
enderezador de flujo que no es más que una serie de tubos rectos
de diámetro pequeño, dispositivo parecido a un intercambiador,
que tiene un diámetro exterior igual al de la tubería, el cual elimina la acción de remolino, cuando válvulas, codos, u otras conexiones están muy próximas al medidor. La longitud del enderezador es de (2D-3D) diámetros nominales del medidor (Fig.
23 ), la desventaja de este dispositivo es la caída de presión que se produce al pasar el flujo por los tubos pequeños. En conclusión si
se dispone de un espacio suficiente, se debe evitar el uso de enderezadores de flujo.
El sistema de medición instalado, debe garantizar una larga vida de operación, para ello se dotará de dispositivos que retengan partículas abrasivas que ocasionan un prematuro desgaste. Es
necesario que cada medidor tenga un filtro , como precaución, a pesar que en nuestro caso el petróleo que se fiscaliza es limpio,
almacenado previamente en un tanque de reposo.
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Termómetros, manómetros, censores de presión y temperatura , se deben de instalar antes o después del medidor más próximo, pero fuera de la longitud mínima mencionada anteriormente.
4.5.3. Causas que afectan el factor de medición.
Muchas causas o factores cambian la performance de un medidor de turbina, la entrada de partículas extrañas al medidor, puede ser resuelta por la eliminación de esta causa. La deposición o encostramiento, tales como carbonatos o parafina debe ser considerado en el diseño y en la operación de recolección del crudo en el campo. Las variables que tienen mayor incidencia en el factor de medición son el caudal o flujo, viscosidad, temperatura y presión.
4.5.3.1. Variación en el régimen de flujo
El factor de medición varía con el régimen de flujo, en el extremo inferior del rango de flujo la repetibilidad y la linealidad (ver 4.7.3) se hacen menos confiables y consistentes que la porción media o alta. De todas maneras ante una variación notoria en el caudal, el factor debe ser corregido, con los resultados obtenidos por el probador.
4.5.3.2. Variación de la viscosidad
4.5.3.3.
Los medidores de turbina son sensibles a la variación de la viscosidad. Desde que la viscosidad de un hidrocarburo líquido cambia con la temperatura, la respuesta del medidor depende de ambos, viscosidad y temperatura. La viscosidad de hidrocarburos ligeros, tales como la gasolina, se mantiene
para amplios rangos de cambio de temperatura. En crudos pesados el cambio del factor es significante, porque la viscosidad cambia con una pequeña variación en la
temperatura, entonces en tales circunstancias es recomendable reajustar el factor de medición.
Variación de la temperatura.
Además de los cambios que afectan a la viscosidad, una variación significativa en la temperatura del líquido, puede afectar la precisión del medidor, los cambios en las condiciones fisicas afectan al volumen medido por el medidor, como resultado de la expansión o contracción
53
4.5.3.4.
termal del acero. Esto se verá con mayor detalle, cuando se trate de los procedimientos de prueba de los medidores.
Variación de la densidad
Un cambio en la densidad del líquido produce un cambio significativo en el factor de medición, cuando se está operando con flujos muy bajos con respecto a las especificaciones del medidor.
Para líquidos con una densidad relativa de aproximadamente 0.7 o menos, debe tomarse en cuenta en elevar el valor mínimo del caudal, si éstas son las circunstancias para mantener la linealidad. El incremento del flujo depende del tipo y tamaño del medidor. Para determinar el mínimo caudal aceptable se tendrá que realizar diferentes pruebas hasta cumplir con los valores de linealidad y repetibilidad, conceptos que se definirán cuando se trate sobre los probadores de los medidores de flujo.(prover meters)
4.5.3.5. Variación de la presión.
Los cambios en la presión del fluido, afectan al factor de medición, debido a la expansión o contracción del acero, por ello deben ser considerados en la corrección del factor cuando hay una variación tangible en la presión de bombeo.
Como por diseño los medidores miden una sola fase, en este caso líquido, hay que evitar el burbujeo de gas en las condiciones de operación, porque esto afectaría la precisión del medidor. En casos como el mencionado se requerirá incrementar la presión dentro de los rangos permisibles de diseño y operación.
4.5.4. Carta de control del factor del medidor
Los factores de medición obtenidos de un grupo selectivo para un período determinado, deben ser ploteados en un gráfico llamado "carta de control" (Fig. No 24 ), para que el agrupamiento de estos valores estén dentro de un rango de variación superior e inferior, los límites de control que son líneas paralelas en el gráfico se determinan por Ja siguiente ecuación:
54
LSC =F+ 3* d LIC = F - 3* d
donde:
LSC = Límite superior de control LIC = Límite inferior de control F = El promedio aritmético de los factores obtenidos para
un periodo determinado. ( 25 pruebas como mínimo) d =Desviación estándar del grupo de valores mencionados.
Un gráfico por medidor debe ser preparado, el cual garantiza su validez, siempre y cuando la viscosidad, temperatura, gravedad y presión del crudo se mantengan constantes y un régimen de bombeo este dentro los límites de operación. Este gráfico determina la linealidad de un medidor, cuya precisión debe estar dentro de los límites superior y inferior de control. Según el API el porcentaje máximo permitido de linealidad entre el factor del medidor vigente y el previo es de 0.25 %. Cuando el valor de un factor de medición comprobado, esté fuera de los límites determinados nos está indicando que alguna falla puede estar ocurriendo en el sistema de medición, para lo cual es necesario verificar paso a paso, aunque no necesariamente en el mismo orden lo que se indica a continuación:
Propiedades fisicas del líquido. Partes móviles del medidor. Chequeo de las válvulas (abertura y cierre completo).
- Revisar los switches en el probador.El desplazador .Censores de presión, temperatura, densidad.
- Contador de pulsos, preamplificador, sistema de transmisiónde las señales transductores, los dispositivos de lectura.Filtros y eliminadores de aire.Las condiciones de operación del sistema de medición y delprobador, cuando éstas difieren de las condiciones de diseño.
SS
4.6. PROCEDIMIENTO MEDIDORES DE
DE FISCALIZACIÓN DESPLAZAMIENTO
UTILIZANDO POSITIVO O
TURBINAS (Norma API, Capítulo 5 secciones 2 y 3)
l. Verificar el volumen de venta en el impreso del ticket emitido por laUnidad Lact
2. Recolectar en un recipiente la muestra de crudo contenida en elmuestreador y agitarla vigorosamente para su homogenización.
3. Vertir la muestra de crudo en tres botellas, estas son las muestrastestigo que quedará en poder del contratista, del comprador y dePERUPETRO, para dar cumplimiento al DS 053-93. Verificar que
una vez tomada la muestra se desocupe completamente elmuestreador.
4. En el laboratorio se determina el API y temperatura de la muestra
según procedimiento. Luego se procede a corregir el API haciendouso de la tabla 5A .
5. Se determina el porcentaje de agua y sedimento BS&Wo/o, por elmétodo de centrifugación.
6. Se determina la cantidad de sal de la muestra PTB, por el método
electrométrico.
7. Si la Unidad es computarizada, en el panel de control (Foto No 16)se ingresarán datos tales como : API, BSW% y factor del medidor,según sea el procedimiento de medición. Verificar también en la
instalación de la Unidad LACT el cierre y abertura de las válvulas de
entrada al sistema.
8. Firmar la boleta de fiscalización emitida por la Unidad LACT.( Fig No 25 )
4.6.1. Observaciones
En las Unidades no computarizadas (Foto No 17), se corrige automáticamente el volumen de petróleo transferido a 60 ºF
teniendo como dato la temperatura "t" proporcionada por el transductor, al no tenerse en el panel de control el API corregido
56
a 60 ºF, se tiene que calcular manualmente el factor térmico "C" y luego introducirlo en la unidad.
donde:
C = 1 - Ctl
t - 60
C = Factor térmico.
Ctl = Factor de corrección de volumen a la temperatura (t) según tabla "6A"
t = Temperatura del fluido en ºF.
Cada semana según acuerdo de las partes, se corrige el factor térmico. Con respecto a la temperatura se asume que es lineal en el rango de las temperaturas de operación.
La computadora con la señal del censor de temperatura calcula el factor Ctl haciendo uso de la siguiente fórmula:
Ctl = 1 - C*(t-60)
De esta manera la máquina corrige, el volumen a la temperatura de 60 ºF, permaneciendo C constante en el período determinado.
4.7. PROBADORES DE MEDIDORES DE FLUJO
Los medidores de flujo están afectados por condiciones fisicas, desgaste de las partes o acumulaciones de parafina y encostramientos.
La prueba de un medidor en las condiciones de operación siguiendo un procedimiento estándar, puede eliminar la mayoría de los errores involucrados en la medición y resolver las dudas a cerca de la exactitud de los medidores. Esta prueba es hecha utilizando probadores convencionales de desplazamiento colocados en la línea de transferencia.
Hay varias ventajas de los probadores de desplazamiento, los cuales tiene una amplia aceptación, algunas de estas son:
1 El probador es un medio fácil y rápido de probar un medidor bajo las condiciones actuales de flujo, presión y temperatura.
2 Se prestan a un alto grado de automatización.
3 Eliminan errores de observación en tanques.
57
4 Suministran fácilmente procedimientos estándar para chequeos periódicos.
5 Eliminan problemas asociados con la alta viscosidad de los líquidos, · tales como deposición de líquidos en la superficie del probador.
4.7.1. Tipos de probadores de desplazamiento
Hay dos tipos de probadores de desplazamiento convencional, ellos son los de un solo sentido ( unidireccionales ) y los de
doble sentido ( bidireccionales ). Nos ocuparemos solamente de este último por ser el que se usa en las operaciones (Fig.No 26)
Los probadores bidireccionales permiten el desplazar un fluido
a través de una sección de tubería calibrada en forma de U. El
recorrido de una bola entre dos señales detectoras determina el
volumen conocido a la vez que el movimiento del flujo es registrado en el medidor. (fig. No 27)
Para comprobar la calibración del probador bidireccional en el
campo antes de entrar en servicio, se requerirá de dos o más
corridas consecutivas (ida y vuelta), la diferencia en porcentaje de la suma de los volúmenes del probador por corrida con
respecto al volumen de Ja prueba corregida a las condiciones
estándar de presión y temperatura debe estar dentro del rango de 0.02% (+ 0.01% del promedio)
4. 7.2. Equipo
4. 7.2.1. Medidores de temperatura.
Los medidores de temperatura, son censores de un adecuadorango de exactitud en la medida e instalados a la entrada y
salida del probador; como temperatura se tomará el promediode estas dos, sin embargo en caudales altos sólo es necesario
colocar un censor a la salida del probador.
4.7.2.2. Medidores de presión
Al igual que los censores de temperatura, los manómetros
deben tener un adecuado rango y exactitud en Ja medida, estos dispositivos se colocarán uno cerca al medidor y el otro en el probador.
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4.7.2.3. Detector de señales.
El detector de señales debe tener la facilidad de detectar cuando el desplazador (bola) entra y sale de la sección calibrada con una resolución tal que pulso generado pulso contado. Este dispositivo generalmente es electrónico y mediante un transductor envía las señales al panel de control.
4.7.2.4. Desplazador
Es un dispositivo que viaja a través de la sección calibrada, en la que es conocido el volumen de líquido. (Foto No 18)
4.7.2.4.1. Tipos
En su origen los desplazadores fueron del tipo lineal, un pistón cilíndrico con copas sellantes en el extremo. Sin embargo, éstos fueron mas tarde reemplazados por esferas que por su configuración son más fácilmente adaptables a la tubería. Las esferas o bolas son huecas, hidrostáticamente llenas de líquido, una mezcla de glicol y agua en ambientes muy fríos o aceites bajo presión; debe asegurarse que la esfera en su interior no tenga aire. La ventaja en el uso de la esfera es que actúa como una escobilla, esta acción crea un buen sello que evita la formación de encostramientos en las paredes de la sección calibrada. Durante la corrida la esfera gira, de esta manera el desgaste es uniforme. Las esferas pueden inflarse al tamaño conveniente que encaje en la tubería.
59
4.7.2.4.2. Tamaños
Las esferas son infladas a un diámetro aproximado de 2 a 3 % mayor que el diámetro de la sección interior, para proporcionar resultados satisfactorios. Una expansión mayor causa un exceso en el desgaste y caída de presión sin mejorar el sellado. En el caso que el desgaste se produzca por un prolongado uso sin afectar las condiciones geométricas, fluido adicional puede ser bombeado en el interior de la esfera para restaurar el diámetro deseado. Si la parte exterior de la esfera presenta deformaciones debe ser reemplazada por otra esfera en buen estado.
4.7.2.4.3. Materiales.
Las esferas son hechas generalmente de tres materiales básicos:
1. Neopreno: Es flexible, de gran duración, diseñado para
operar en presiones menores de 300 psi.
2. Nitrito: Es un material fuerte y flexible, las esferas
compuestas de este material y jebe comúnmente sonusadas en productos refinados, tales como gasolina,kerosene, diesel y para crudos que operan a altapresión.
3. Uretano (urethane): Usado en ambiente abrasivo y encondiciones de baja temperatura; en el mercado se lediferencia por su color amarillo.
4. Viton: Son sólidas (no inflables) y no efectúan un buensello, pero son buenas para usarse en fluidos altamentearomáticos desde que el viton es menos afectado alhinchamiento.
4.7.2.5. Válvula de 4 vías
Esta válvula está diseñada para cambiar el sentido del
flujo en el probador, con la finalidad que la esfera se desplace del probador en una ida y vuelta. Por diseño
60
esta válvula asegura que no haya flujos por desvío, de tal manera que todo el fluido pase en la dirección en la
que está actuando en ese momento. Los mandos en el cambio de dirección del fluido se · realiza
automáticamente vía control remoto desde el panel de control.
4.7.2.6. Alojamiento de la bola
El alojamiento de la esfera o bola es un tubo de un diámetro mucho mayor que la bola, en su parte superior
esta el alojamiento en si, con una tapa que permite
sacar, inspeccionar o reemplazar la bola, el tubo tiene
una ligera inclinación hacia el probador, para que la
bola se desplazase hacia el probador o regrese al
alojamiento una vez que se haya terminado la prueba.
4.7.3. Repetibilidad y precisión
El objetivo de un probador es probar la precisión o exactitud de
un medidor, sin embargo la precisión no puede ser establecida directamente, porque depende de la repetibilidad del medidor,
la precisión de los instrumentos, la inseguridad del volumen del
probador.La repetibilidad de la combinación probador y
medidor tiene que ser determinada llevando a cabo una serie de
mediciones repetidas cuidadosamente y analizando los
resultados estadísticamente. La repetibilidad es usualmente
adoptada, como el primer criterio para aceptar un probador.
Una pobre repetibilidad es una indicación inmediata que la performance del probador no es satisfactoria, buena
repetibilidad no necesariamente indica una buena exactitud
debido a la posibilidad de un error sistemático no conocido. Los operadores deben mantenerse vigilantes para detectar tales
errores.
En condiciones de operatividad, se realizan en períodos
determinados según acuerdo de las partes, pruebas de
repetibilidad, efectuando cinco corridas consecutivas ( ida y vuelta), anotando los pulsos generados por corrida. La
desviación máxima entre corridas usualmente será < = 0.05 % En las Unidades LACT computarizadas, de superarse la
desviación máxima, el reporte emitido indicará la falla de la
prueba, y se tendrá que realizar nuevas corridas hasta alcanzar una buena repetibilidad:
61
4.7.4. Procedimiento de prueba de los medidores de
Desplazamiento positivo o turbinas.
4.7.4.1. Información previa requerida.
Fecha Fecha de la prueba.
Medidor No Número del medidor.
Reporte No
Factor del medidor
Caudal
Temperatura
Número del reporte.
Factor del medidor actual, calculado
en la última minuta firmada por las
partes.
Se calcula o se obtiene del panel de
control
Leída en el panel o en los termómetros en grados Fahrenheit
Presión del Medidor Leída en las instalaciones
Presión del Probador Promedio de las presiones de entrada y salida del probador ( Presión 1 y 2
del probador)
Pulsos por barril Dato del fabricante.
62
4.7.4.2. Procedimiento para probar el Medidor de una
Unidad LACT no computarizada
1. Trabajar con el caudal de operación permitido.
2. Abrir la válvula manual que conecta al Probador a la
línea del Comprador
3. Abrir desde el panel la válvula automática que conecta
al medidor en servicio ( 1 o 2 ) al Probador
4. Cerrar desde el panel la válvula automática que conecta
el medidor con la línea del Comprador
5. Esperar un tiempo razonable, depende de la capacidad
del probador +/- 30 minutos, a fin de obtener
condiciones estables de presión y temperatura
( temperatura del probador igual a la del medidor.
6. El uso del Probador altera las condiciones normales de
bombeo como presión y caudal, por lo tanto ajustar las
revoluciones de las bombas hasta obtener un flujo
similar ( +/- 50 BPH) al calculado en el punto 1.
7. Anotar la presión y temperatura del medidor y probador
al momento de la prueba.
8. Activar el desplazador (Bola) de izquierda a derecha y
esperar a que el contador de pulsos se detenga.
9. Anotar los pulsos leídos en el panel de control
10. Esperar 20 seg. y activar el Probador de derecha a
izquierda y esperar a que el contador de pulsos se
detenga.
11. Anotar el número de Pulsos registrados en el panel de
control.
12. Repetir los pasos del 7 al 11 por cuatro veces mas hasta
obtener datos de 5 corridas consecutivas.
63
13. Calcular el promedio de pulsos por corrida y anotarlo enel formato de la prueba del medidor.(Fig No 28)
14. Usar la temperatura del probador ( T ) para obtener elfactor Cts de la Tabla A-1, "Factor de corrección portemperatura para el acero" y anotarlo en el casillerorespectivo.
15. Usar la presión en el Probador para obtener el Cps de laTabla A-3, "Factor de Corrección por presión para elacero"
16. Usar el API a 60 ºF y la temperatura para entrar a latabla 6A del API y obtener el factor Ctl "Factor deCorrección por temperatura para el líquido"
17. Usar el API y la temperatura para entrar a la Tabla A-4y obtener el "Factor de Compresibilidad del crudo"(t).Usar este factor para determinar según formula, elfactor Cpl "factor de corrección por presión para élliquido".
Cpl= 1 1 - (P*f/100000)
18. Realizar las operaciones aritméticas indicadas en lasección "Cálculos de Campo", a fin de obtener el "Factor del Medidor".
A. Volumen corregido del Probador:
CPV =(Volumen Base a 60ºF y O psi) x CtsxCpsxCtlxCpl
B. Volumen corregido del Medidor:
CMV = (Total Pulses Avg/ 1,000) x (Ctl x Cpl)
C. Factor del Medidor.
MF =CPV/CMV
64
19. Abrir desde el panel lu válvula automática que conectaal medidor con tu línea del Comprador
20. Cerrar desde el panel la válvula automática que conectaal medidor ( 1 o 2) en servicio ul Probador
21. Cerrar la válvula manual que conecta el Probador a lalínea del comprador
Nota: En las Unidades LACT computarizadas las tablas de los factores Cts, Cps, Ctl, Cpl están introducidos dentro de la computadora, de tal manera que estos factores se obtienen automáticamente ( Fig No 29 ). sin embargo los Inspectores Fiscalizadores tendrán que verificar que estos valores tengan validez, haciendo uso de las tablas que se adjuntan, pura comprobar qu� la linealidad del factor de medición se mantenga dentro de los rangos especi ficudos
CAPITULO V
MEDICION DE GAS NATURAL CON FLUJO CONTINUO
5.1. - INTRODUCCION
La medida, muestreo y análisis, son las tres condiciones principales para tener un valor correcto en la compra y venta del gas, si una de
estas tres condiciones da resultados no satisfactorios, la determinación
del volumen y calidad del gas no será el adecuado, pudiendo traer como consecuencia grandes pérdidas o ganancias.
En nuestras operaciones actuales, la producción de gas es un producto asociado a la producción del petróleo, la cual es casi en su integridad utilizado para la generación de electricidad, obtención de líquidos y para la venta a Refinería Talara., los equipos tradicionalmente
empleados utilizan el avance de Ja electrónica y equipo digital para dar
resultados rápidos y confiables y de esta manera optimizar los costos
de producción. La elección de un medidor depende del volumen involucrado y del rango de producción, entre los límites máximo y
mínimo del flujo, que un medidor pueda manejar. En nuestras operaciones utilizamos el medidor de orifico y el medidor automático Solar Flow para medir el volumen, y para la determinación del poder
calorífico BTU/PC, utilizamos el Cromatógrafo de gases.
5.2.- MEDIDOR DE ORIFICIO
El medidor de orificio es uno de los instrumentos mas usados, para medir el volumen de gas producido bajo las condiciones de operación.
Los rangos de medición deben adecuarse a la variación de la presión y
cambio de platos de orifico. La figura ( Fig. No 30 ) es un diagrama que ilustra la instalación de un medidor.
El principio básico de un medidor de orificio es reproducir las condiciones ideales de un flujo turbulento concéntrico. La brida de
orificio debe de estar instalado con un tramo recto antes y después de ella.
Al comienzo estos tramos fueron extremadamente largos (35'a 40' )
para producir las condiciones de flujo concéntrico, pero con el diseño del enderezador de venas de flujo y dándole una mejor exactitud a la
66
parte interior de los tubos, la longitud se redujo considerablemente. Así para un medidor de orificio de 3 ", ahora la longitud recta puede ser de 6' aproximadamente.
El enderezador de venas consiste de un haz de pequeños tubos, el cual · es colocado delante de la brida de orificio, cuya finalidad es eliminar
los remolinos creados por válvulas y conexiones instaladas anterioresal punto de medición. De esta manera se reduce el tramo recto y segarantiza una mejor medición. El AGA (American Gas Association),tiene especificaciones para la mínima longitud del tramo recto antes ydespués de la brida de orificio dependiendo de las perturbaciones quepudiera haber delante de la instalación o si un enderezador de vena esusado. La figura No 31 muestra la longitud del tramo recto para larelación del orificio al diámetro de la tubería, antes y después delpunto de medición.
5.3. TIPOS DE MEDIDORES DE ORIFICIO
El registro de la presión estática y la presión diferencial se lleva a cabo por medio de un medidor diferencial tipo fuelle o tubo de mercurio en forma U. Un reloj hace girar la carta a la vez que una pluma registra continuamente esas presiones. La presión diferencial es usualmente una línea ondulante y muestra la caída de presión a través del plato de orificio ( pulgadas de agua ), mientras que la estática es lineal y registra la presión de la línea ( psia ). Los medidores de mercurio están fuera de uso para fines de fiscalización, sólo se describirá los medidores de fuelle.
5.3.1. Medidor de fuelle.
El medidor de presión diferencial tipo fuelle es simple y confiable, aun en instalaciones dificultosas. El medidor de fuelles no requiere
mercurio ni una nivelación crítica para operar y no es afectado por condensación de líquidos.
Otra de sus ventajas es la alta velocidad de respuesta con un alto torque, facilitando que este medidor se conecte fácilmente a un dispositivo de cómputo. La figura No 32 corresponde a un medidor de presión diferencial de fuelles.
El tipo fuelle consiste de dos espacios herméticamente sellados a prueba de aire, llenados con un líquido especial como glicol. Los fuelles están conectados a un repartimiento común, el cual divide la cámara de presión en dos secciones.
67
Los fuelles se conectan por medio de una varílla central, el líquido por comprensión hace actuar ambos fuelles a través de un tomillo amortiguador y un pequeflo pasaje adicional en el centro del repartimiento.
El movimiento de la varilla es limitado por el rango del resorte más la constante inherente del resorte y el tubo torque. Cuando la presión es ligeramente mayor en una cámara con respecto a la otra, la comprensión de los fuelles causará que el líquido fluya a través del orificio amortiguador al otro lado del fuelle, causando a que se expanda. El movimiento resultante de la varilla es transferido al tubo
torque y éste a su vez transmite la acción a la pluma registradora. la velocidad de respuesta puede ser cambiada por el tomillo
amortiguador ajustable en la parte exterior. Una pequeña porción del líquido también fluye a través del espacio libre entre la separación
central y la varilla central.
El medidor de presión diferencial tiene una válvula de retención, la cual está asegurada a la varilla central y sella el ensamblaje del fuelle,
si excesivas presiones diferenciales ocurren.
Una cápsula para el líquido situada en lado superior de la cámara conectada al sistema principal de los fuelles sirve como un dispositivo de expansión para cambios de temperatura ambiental.
El medidor de fuelle tiene amplio uso y muchas aplicaciones, donde es bastante dificultoso o imposible para obtener mediciones satisfactorias con medidores tipo mercurio. Esta particularidad elimina el problema
de condensado que ocurre en los medidores tipo mercurio.
La correcta instalación es esencial para una adecuada operación y exactitud de cualquier aparato de medición. En la medición de gas, el medidor debe estar montado muy cerca a la brida de orificio para tener la ventaja del drenado automático, nivelación no es requerida aunque el cuerpo del medidor debe estar firmemente soportado a la tubería con un razonable nivel, y protegido tanto como es posible de vibraciones, golpes o temperaturas extremas.
Aunque el medidor de fuelle requiere ·de muy poco mantenimiento, una periódica inspección debe ser hecha. La inspección incluirá una verificación visual de toda la instalación, junto con el chequeo del cero de la presión estática y diferencial. De encontrarse descalibrado el
68
medidor se procederá a su inmediata calibración por personal especializado.
5.4. PLATOS DE ORIFICIO.
· El plato de orificio es un delgado plato de acero con una abertura
circular en el centro. Este plato, sin embargo, debe ajustarse a lassiguientes especificaciones, si se desea una medición exacta:
1. El espesor de los platos de orificio para tuberías de 2" a 1 O" dediámetro nominal, varía entre un mínimo de 0.115'' a un máximo de
0.319", mientras que para una tubería de 12" el espesor de losplatos de orificio, varía de un mínimo de 0.175" a un máximo de0.398" (tabla 2-4 capítulo 14, sección 3 del API). Estos valores son
recomendados por ANSI/API Y GPA 8185.
2. La cara anterior del plato de orificio debe ser completamente lisatanto como sea posible, y se instalará perpendiculannente al eje dela tubería. Estos platos son normales construidos de aleaciones de
acero inoxidable.
3. El borde del orificio (abertura circular), de la cara anterior debe ser
rectangular, plano y cumplir ciertas especificaciones, el espesor nodebe exceder de: l /8" del diámetro del orificio.
Si el espesor del plato de orificio deba ser mayor, que el permitido
por estas limitaciones, el lado posterior debe ser biselado a 45° o
menos para cumplir con los requerimientos indicados.
4. El diámetro del orificio debe estar próximo como sea posible aldiámetro utilizado para el cálculo del factor de orificio usado en el
computo del gas, la tolerancia con respecto al factor de orificio
variará de un mínimo de± 0.003" por pulgada para diámetros deorificio mayores que 5".
5. Para mediciones comerciales, la relación entre el diámetro de]
orificio al diámetro de la tubería (la relación beta) debe estar dentrode los siguientes límites:
Para medidores que usan bridas roscadas: de 0.15" a 0.7"
Para medidores que usan tubos roscados: de 0.20" a 0.67"
El plato de orificio es un dispositivo preciso al que debe darse el cuidado conveniente por su valor intrínseco. Cuando el plato de
orificio no se usa, su superficie debe cubrirse con una delgada capa de
69
grasa, almacenado en superficies planas y nunca colgarse de un clavo o gancho. Estos platos deben ser comprados solamente a fa�ricantesque trabajen con las especificaciones "AGA".
5.5. MANTENIMIENTO DE LOS MEDIDORES DE ORIFICIO
5.5.1. Mantenimiento de rutina
La exactitud en la medición de gas de un medidor de orificio es dependiente del diseño y condición de operación. El hecho que un flujo de gas esté pasando a través de un medidor de orificio, no asegura una medida exacta. Para mejores resultados, un programa de inspección rutinaria para los medidores debe ser establecido y verificarse diariamente, si es posible.
1. Dar cuerda al reloj y verificar la hora, la cual tendrá unarazonable exactitud (15 minutos ganados o perdidos en 24horas es razonable).
2. La carta debe estar adecuadamente colocada en el medidor ylas plumas con tinta para que tracen las cwvas en la carta.
3. La pluma de presión diferencial debe estar marcando dentrode los rangos de la carta; de lo contrario se requiere un tamañomayor de orificio.
4. El brazo diferencial es ajustado para que el trazado de lapluma siga el arco de la eruta.
5. El tiempo de retraso entre las plumas diferencial y estáticadepende del tipo de carta que se use, así para una carta de 24horas el retraso debe ser aproximadamente de 15 minutos ypara una carta de 7 a 8 días, el tiempo de retraso debe seraproximadamente de 1 hora y 45 minutos.
6. Chequear los ceros de la presión diferencial y estática.
70
5.5.2. Otro mantenimiento.
A diferencia del mantenimiento de rutina que se efectúa diariamente, hay otro tipo de mantenimiento que debe realizarse
con cierta frecuencia, así:
1. La calibración de los medidores de orificio debe hacerse por
lonos cada 6 meses, naturalmente si errores en la medición sedetectan, la calibración será hecha con más frecuencia.
2. Sacar el plato de orificio para inspección. El plato de orificio
es la parte más importante del equipo de medición,frecuentemente e] registrador o medidor en sí es calibrado y
ajustado, pero la inspección del plato de orificio a veces no se
hace. Las siguientes reglas para la inspección del plato de
orificio deben ser hechas:
a. Medir el diámetro interior del plato con un micrómetro, estamedida debe estar de acuerdo con la medida inicial con la
cual se efectúo el cálculo.
b. El plato debe estar completamente plano.
c. El borde del orificio, cara anterior, debe continuar siendorectangular y afilada. Si uno de los bordes está biselado,
usar éste para la cara posterior.
d. El plato debe estar limpio y libre de picaduras o abrasiones.
e. Verificar las conexiones del plato de orificio; Negligencia
en el mantenimiento de estas conexiones frustra el
propósito para el cual fue diseñado. Inspecciones y
mantenimiento regular son requeridos para evitarse
molestias en las operaciones. Un programa de engraseperiódico de estas conexiones deben establecerse.
f Probar el manifold (conexiones de tubos y válvulas) para
detectar fugas mediante el uso de una solución jabonosa.
g. Aunque no es costumbre, bajo ciertas condiciones puede
efectuarse la inspección del interior de los tubos de cobre( de la brida orificio al medidor). Han ocurrido casos en que
se encontraron interiormente obstrucciones que originaron
71
serios errores de medición que comprometieron costos y proyectos.
5.6. CONEXIONES DE ORIFICIO "SENIOR FITTINGS"
La fabricación de las conexiones de orificio "Senior Fittings" ( Foto No 19 ) permiten sacar los platos de orificio para inspección o reemplazarlo por otros mientras la línea permanece operativa, sin ser alteradas las variables de presión y caudal de gas.
Este dispositivo consta interiormente de dos cámaras, una inferior en la que circula el gas y normalmente está el plato de orificio, y una superior que se utiliza, cuando por diferentes circunstancias se requiere sacar el plato .. Entonces una manivela levanta el plato para colocarlo en la cámara superior a la vez que una válvula cierra entre las dos cámaras aislándolo, luego la presión en la cámara superior se desfoga, permitiendo de esta manera sacar el plato de orificio. Para normalizar las condiciones de operación, se abre la válvula a la vez que se baja el plato de orificio para que regrese a las condiciones originales.
La operación de cambio de plato es segura, ahorra tiempo de operación y costos.
5.7 CALCULO DEL GAS QUE FLUYE POR LOS MEDIDORES DE
ORIFICIO
El cálculo del volumen de gas que pasa por un medidor de orificio se calcula haciendo uso de la siguiente ecuación:
Q = C' �(P1
+ 14.7) * h.,
donde:
Q = caudal de flujo (fb / hr) a condiciones estándar de presión y temperatura.
C' = constante de orificio (fu/ hr ) hw = presión diferencial en pulgadas de agua. Pf = presión estática en psig.
Esta ecuación es empírica derivada principalmente de leyes fundamentales de fisica, incluyendo la conservación de energía, velocidad, acel�ración gravitacional y las leyes ideales del gas.
72
Las presiones estática y diferencial se obtienen directamente de la carta de presión. Al valor de la presión estática tiene que sumarse la presión atmosférica del lugar.
La constante de orificio C' es el resultado del producto de lis · siguientes factores:
C'= Fb x Fr x Y x Fpb x Ftb x Ftf x Fg x Fpu x Fm
donde:
Fb = Factor de orificio. Fr = Factor número de Reynolds. Y = Factor de expansión (relación factor beta a presión
diferencial/ estática). Fpb = Factor de presión con respecto a la presión base. Ftb = Factor de temperatura con respecto a la temperatura base. Ftf = Factor de temperatura fluente con respecto a la temperatura
base. Fg = Factor de gravedad específica con respecto a la gravedad= 1 Fpu = Factor de super comprensibilidad. Fm = Factor del manómetro (sólo para medidores de mercurio).
De todos estos factores, el más importante es el Fb (Factor de orificio) que tiene que ver con el diseño, construcción e instalación del medidor de orificio, cuyo fundamento anteriormente, donde se explica la forma como el flujo debe pasar a través del plato de orificio y de las especificaciones que este plato debe tener. El resto de los factores es un complemento para obtener mayor precisión de la constante C '. Todos los factores son obtenidos de tablas que son suministradas por los fabricantes. El cálculo del volumen de gas puede obtenerse en forma manual aplicando la ecuación dada, o por medio del equipo integrador de discos.
5.8. CARTAS DE MEDIDORES DE ORIFICIO
El medidor de orificio es un instrumento que sirve para medir el flujo, el cual registra, solamente la presión diferencial y estática contra el tiempo. Estos valores son copiados en una carta que gira de acuerdo al tiempo, las cartas son de 24 horas, 7 días, 8 días y otras especiales. Hay 2 tipos de cartas: las estándar y raíz cuadrada.
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5.8.1. Cartas estándar.
La carta estándar (Fig.No 33), es la por lo general la mas empleada en las fiscalizaciones de gas, está diseñada para
registrar la presión diferencial en pulgadas de agua y la presión estática en psig . Hay diferentes tipos de cartas, dependiendo del tiempo de rotación y, de los rangos de presión diferencial y estática.
5.8.2. Cartas de raíz cuadrada.
Esta carta, fue ideada para facilitar el cálculo, ya que se leen directamente los valores de la raíz cuadrada de las presiones estática y diferencial. Las desventajas son que estas cartas no son familiares, pudiendo los operadores confundir los valores leídos con los de la carta estándar.
Además no se puede verificar el cero de la presión estática porque ésta debe medir la presión absoluta ( presión medida mas
presión atmosférica). Como tal, debe ajustarse el brazo de la estática para que incluya la presión atmosférica complicando la operación.
5.9. CALCULO DEL VOLUMEN DE GAS A PARTIR DE LA CARTA
DE PRESION.
Hay 4 métodos para obtener el volumen de gas partir de la información registrada en las cartas.
5.9.1 Método manual.
Este método es muy antiguo, los valores de la presión diferencial y
estática se obtienen por simple inspección visual tomando un promedio de las curvas. Conociendo la constante de flujo C' se tiene todos los datos para desarrollar la ecuación general indicada anteriormente; los operadores de campo lo utilizan como un valor referencial, ya que no es fácil obtener el factor correcto C '. Es necesario tener en cuenta que a la presión estática hay que adicionarle la presión atmosférica de 14.7 psi antes de sacar la raíz cuadrada y luego proceder a multiplicar por la constante C,.
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5.9.2. Planímetro simple.
El área de los valores registrados de la diferencial y estática, se obtienen por este método, sin embargo, matemáticamente el promedio de la raíz cuadrada de una serie de valores no es igual al promedio de la raíz cuadrada y desde que ambas, presión estática y diferencial varían sensiblemente con el tiempo, este método es raramente usado.
5.9.3. Planímetro de raíz cuadrada.
Esta diseñado para promediar la raíz cuadrada de una variable cuando se pasa por las curvas estática y diferencial de la carta. Sin embargo desde que este instrumento funciona leyendo una variable; generalmente la diferencial, la otra variable debe permanecer relativamente constante, a fin de que el instrumento dé valores razonablemente correctos. Desde que estas condiciones raramente existen, este método es de poca aplicación.
5.9.4. Método de Integración.
El integrador (Foto No 20) es un aparato aceptado por la industria con fines de fiscalización de gas, debido a sus resultados confiables, su funcionamiento se basa en la integración mecánica de la lectura de la carta. El integrador es como un lector de los valores de la carta al girar ésta y multiplicar conjuntamente tiempo, raíz cuadrada de la presión diferencial y raíz cuadrada de la presión estática, totalizando los valores al tiempo que gira la carta, luego se multiplica por el factor C', calculando conforme a la ecuación, el flujo de gas en Pies Cúbicos por Hora o por Día o en Miles de Pies Cúbicos por Día (MPCD), como meJor convenga.
5.10. TRANSDUCTORES DE PRESION
Un transductor de presión es un transformador de señales mecánicas a eléctricas, los elementos sensitivos mecánicos que registran presiones son: el burdon, fuelles o diafragmas, que al generar un movimiento lo transmiten a una resistencia variable de un "puente de wheatstone". Esta variable se calibra para que no permita el pase de corriente, cuando no recibe ninguna señal mecánica de los dispositivos indicados (no hay flujo). Si hay flujo de gas la resistencia variable
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del puente se activa y deja pasar corriente eléctrica proporcional a la presión, señal que se digitaliza en la computadora.
5.11. TRANSDUCTORES DE TEMPERA TURA
Los transductores de temperatura suministran señales eléctricas de compensación por temperatura, que se conectan en serie con los transductores de presión estática y diferencial, produciendo una señal compuesta proporcional a (P/f o h/f).
Este dispositivo consiste de un elemento sensitivo a la temperatura sumergido en una grasa de silicona, dispuesto dentro de un tubo de acero inoxidable, que en la parte superior lleva un caja de empalmes. El elemento sensitivo es colocado dentro de un tubo protector (thermowell), el cual consiste de un par de resistencias de diferente metal, la variación de la resistencia es inversamente proporcional a la temperatura y no es una función lineal, los rangos de variación que da
información correcta están calibrados para gravedades de gas que varían de 0.5 a 0.7.
5.12 MUESTREADORES DE GAS
La toma de una muestra de gas requiere de técnicas específicas, que aseguren que es una muestra representativa del gas que está fluyendo por una tubería en una sección que tenga un flujo uniforme, evitando alteraciones que puedan producirse por válvulas, codos, tess, etc. Además que esté exenta de líquidos o sea que debe estar encima del punto de rocío (dew point); en este caso puede utilizarse cualquier muestreador. Si el gas está muy cerca al punto de rocío se requerirán muestreadores especiales, para evitar la condensación de líquidos. En general un flujo turbulento es ventajoso para el muestreo, porque reduce la posibilidad de separación de los hidrocarburos componentes
del gas.
5.12.1 Tipos de muestreadores.
5.12.1.1 Muestreador de tubo recto.
El tubo muestreador penetra hasta el centro del tercio inferior de la tubería. Para ello se requiere que en la superficie del tubo tenga un copie, con su válvula y aditamentos especiales para introducir y sacar el
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probador, así como conexiones para recolectar las muestras en el muestreador. Estas muestras son instantáneas y se toman de acuerdo a las consideraciones dadas en el párrafo anterior a la presión y temperatura del flujo para ser analizadas en el Laboratorio.(Fig No 34)
5.12.1.2 Muestreadores regulados.
Estos muestreadores se instalan con fines industriales o de compra / venta de gas, el muestreo y análisis es continuo. Consiste de una válvula de diafragma, que según diseño reduce la presión en el asiento; esta reducción puede producir condensación, por ello tiene una resistencia térmica encima del asiento que evita este problema. (Fig No 35)
Además tiene los siguientes aditamentos:
Un marcador de tiempo ("timer") actúa la válvula de diafragma, para que tome la muestra en períodos determinados.
Un probador que penetra en la línea de flujo, en la posición ya indicada para la toma de muestras.
Un muestreador recolector que recibe la muestra en un tiempo determinado.
Estos muestreadores pueden conectarse a un analizador, que automáticamente determina los hidrocarburos componentes del gas.
5.13.- COMPUTADOR DE FLUJO DE GAS
Las desventajas por error manual de la medición de gas por el método de integración son minimizadas por el uso de instrumentos electrónicos que dan lecturas directas.
El computador toma en principio como base los mismos dispositivos convencionales utilizados para medir el gas, como los platos de orificio, el medidor de fuelle y el termómetro. Con
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estas informaciones los transductores convierten las señales de presión y temperatura en señales eléctricas; así se tiene:
- El transductor de presión diferencial (h)- El transductor de presión estática (P).- El transductor de temperatura (T)
La memoria del computador integra esta información, con datos que se le introducen; como el diámetro interior de la línea, del
plato de orificio y las tablas que calculan el factor C'.
C'= Fb x Fr x Y x Fpb x Ftb x Ftf x Fg x Fpu x Fm
La gravedad del gas se ingresa como dato desde el panel o la computadora lo toma como una señal desde el cromatógrafo. Con todos estos valores, variables y fijos desarrolla la fórmula:
Q = C'�(P1
+14.7)* h ..
Los resultados los muestra en el panel del control y en el
reporte impreso.
5.14. COMPOSICIÓN DE LOS GASES A PARTIR DEL ANÁLISIS DEL CROMATOGRAFO
La composición de los elementos constituyentes de un gas natural, es
obtenida empleando, el método expuesto en el GPA estándar 2261, "Métodos de análisis del gas natural y de mezclas similares usando el cromatógrafo de gases". Del análisis obtenido a partir del
cromatógrafo (expresado en fracción de mol) y por medio de cálculos se obtiene el poder calorífico, gravedad específica y factor de compresibilidad, cuyas ecuaciones y tablas están dadas en el API, capítulo 14, sección 5.
5.14. l Poder calorífico.
El poder calorífico de un gas natural es el número de kilo joules
[Britsh Thermal Units (BTU) producido por la completa combustión a una presión constante, de un pie cúbico estándar de gas (referida a la temperatura de 60 ºF y una atmósfera de presión o 14.7 psia). Un BTU es igual a 1.055 kilo joules.
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5.14.2 Gravedad específica real.
La gravedad específica real de un gas, es la relación de la densidad de un gas referida a las condiciones de presión y temperatura observadas, con respecto a la densidad del aire seco a la misma temperatura y presión. La gravedad de un gas ideal, es la relación del peso molecular de la mezcla gaseosa al peso molecular del aire.
5.14.3 Factor de compresibilidad.
El factor de compresibilidad, más conocido como factor Z, es la relación del volumen actual de gas a una temperatura y presión dada, a) volumen de un gas idea) a Jas mismas condiciones.
5.15. ECUACIONES DE LAS PROPIEDADES DEL GAS NATURAL
5.15.1 Cálculo del Poder Calorífico.
El valor del poder calorífico de un gas ideal H es calculado como sigue:
H= X1H1 + X2H2 + X3H3 + .......... + XnHn
donde:
X 1, X2, ....... Xn = Es la fracción molar de los componentes.
Ht,Hz, ......... Hn = Valores del poder calorífico ideal de los componentes.
El valor H es corregido a las condiciones de un gas real mediante la siguiente ecuación:
Hr = H/Z.
donde:
H = Valor del poder calorífico de un gas ideal, en BTU/ft3. Z = Factor de compresibilidad. Hr = Valor del poder calorífico de ún gas real en BTU/ft3.
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5.15.2 Cálculo de la Gravedad Específica.
La gravedad específica de un gas ideal es calculado como sigue:
G = XlGl + X2G2 + X3G3 + .............. + XoGn
donde:
XI, X2, ............ Xn =Ala fracción molar de los componentes.
G 1, G2, ............ Gn = La gravedad específica de los componentes.
La gravedad específica G es corregida a las condiciones de un
gas real, mediante la siguiente ecuación:
Gr = G/Z* (0.99959).
5.15.3 Cálculo del Factor de Compresibilidad.
El factor de compresibilidad a 60 ºF y una atmósfera de presión,
para la mezcla de los componentes de un gas es calculado como
sigue:
Z = 1- (XI V bl + X2 V b2 + X3 V b3 + ...... Xn V bn) + [2Xh - (Xh)](0.0005)
donde:
V bl, V b2, V b3, ...... , V bn = Suma de los factores de los
componentes que no sean hidrógeno.
Xn = Fracción molar del hidrógeno.
b = Desviación de la ley de los gases a 60º F y una
atmósfera de acuerdo a relación b = 1-Z, excepto para
H2, He y Co2.
5.16. CROMATOGRAFO DE GASES
El cromatógrafo (Foto No 21) es un instrumento que analiza, los
componentes de un gas por inyección de una muestra de gas, la cual la
separa en sus componentes y los identifica y mide separadamente, es
usado para el análisis de gases, líquidos y sólidos en su fase vapor. Sólo nos ocuparemos del cromatógrafo de gases.
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El método de análisis es por un proceso de baches. La muestra que es una representación correcta del gas por analizar, es inyectada por partes, tan pronto como sea posible. La Figura. No 36 indica los elementos básicos del funcionamiento de un cromatógrafo de gases que son los siguientes.
1. El gas fluente.- contiene los componentes por analizar.
2. El muestreador.- mide e inyecta por baches la muestra a la columna.
3. La columna cromatográfica.- separa individualizando loscomponentes de la muestra.
4. La cámara.- controla la temperatura y es alojamiento de la columnay el detector.
5. El detector.- detecta los componentes del gas fluente.
6. El integrador / controlador.- mide la concentración de loscomponentes.
5.16.1 La Columna cromatográfica.
La columna cromatográfica es el corazón del cromatógrafo, aquí los componentes de la muestra son separados, identificados y medidos. La columna es un tubo de ( 1/16" a 1/4") de diámetro y hasta 30' de largo empaquetado con partículas que se describirá a continuación.
El cromatógrafo de gas tiene dos fases, una fluente que corresponde a la corriente de gas y la otra estacionaria que corresponde al empaquetamiento. Si la fase estacionaria es de partículas sólidas, se dice entonces que es un cromatógrafo gas-sólido y la separación de los componentes es llevada a cabo por una adsorción selectiva de los componentes sobre la superficie de las partículas. Si la fase estacionaria es un revestimiento líquido de las
partículas, se dice entonces que es un cromatógrafo gas-líquido y la separación de los componentes de la muestra, es el resultado de la repartición de cada componente entre las fases vapor y el solvente no volátil (fase estacionaria) la cual está revestida en las partículas inertes (soporte sólido). El solvente (fase estacionaria) retiene los componentes de la muestra de acuerdo al coeficiente de distribución, hasta que ellos
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formen bandas separadas de los componentes del gas y son registradas en función al tiempo por el sistema registrador, dicho en otras palabras, el coeficiente de distribución separa los componentes de la muestra de acuerdo al peso molecular de los componentes de menor a mayor, el menos pesado, metano se registrará primero, luego el etano, propano y así hasta llegar a los hidrocarburos mas pesados. (Fig. No 37). El cromatógrafo tiene un "software" en la que se ha introducido como datos principales, el poder calorífico (BTU), la gravedad específica y el factor de comprensibilidad de cada uno de los hidrocarburos componentes del gas, y como la separación de estos es función del peso molecular, se determina la fracción molar. Con estos datos el cromatógrafo calcula el poder calorífico por cada pie cúbico del gas a condiciones estándar. ( BTU/PC) y lo imprime en un reporte diariamente.(Tabla Nol3).
5.17. SOLAR FLOW
El "Solar Flow" es una unidad automática que mide el volumen de gas
en MPC a condiciones estándar de presión y temperatura. Tiene un medidor de flujo que emplea dispositivos tradicionales como los platos de orificio, el medidor de fuelle y el termómetro, transmiten la información de presión estática y diferencial haciendo uso de los transductores de presión y los transductores de temperatura. Todos estos datos lo toma la computadora para resolver las ecuaciones:
C' = Fb X Fr X Y X Fpb X Ftb X Ftf X Fg X Fpu X Fm
Q = C' 1/ (Pf+l4.7)*hw
y determinar el volumen de gas transferido durante toda la venta, este volumen es impreso todos los dias. El volumen de gas es multiplicado por el poder calorífico obtenido del cromatógrafo y asi se obtienen los MMBTU válidos para efectos de facturación.
El medidor "Solar Flow" se utiliza en Talara para fiscalizar el gas producido en el Lote X por Pérez Companc y en Lote Z-2B por Petrotech.
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5.18. CONSIDERACIONES SOBRE OTROS MEDIDORES DE FLUJO
Los medidores de turbina y de desplazamiento positivo -han sido diseñados para medir líquidos, pero sin embargo el primero puede
. medir gas bajo ciertas consideraciones
5.18.1 Consideraciones generales.
1. La adquisición de estos medidores debe de ser justificadoeconómicamente, ya que el costo de instalación y mantenimiento de
estos medidores, es mucho más costoso que el sistema actual demedición con platos de orificio y el automatizado Solar Flow.
2. Los medidores de turbina miden flujos de una sola fase, en elsupuesto que se decida cambiar la medición actual de platos deorificio a estos medidores, el punto de fiscalización debería ubicarseen los puntos iniciales de la transferencia de gas, ya que lacondensación de los gases, durante el transporte podría afectar laprecisión de los mismos.
3. Los medidores de turbina al medir el gas natural, estarían afectados
a las variables de presión , temperatura y viscosidad, por que setendría que tener un mayor control para que la linealidad yrepetibilidad estén en especificación y tener medidas correctas delvolumen de gas.
5.19 PROCEDIMIENTO DE MEDICION DE GAS
En el punto de fiscalización a las 6.00 AM se inicia la supervisión de
la producción fiscalizada de gas a cargo de los representantes de las compañías contratistas, de EEPSA y de PERUPETRO
Todos los puntos de fiscalización de gas tienen un medidor de orificio tipo fuelle instalados tanto por el vendedor como por el comprador en el Punto de Fiscalización.
5.19.1.- Contratistas que tienen medidores "Solar Flow".
1. El contratista, el comprador y el Representante de Perupetroverificarán visualmente el buen estado de los discos, así comolos reportes impresos del volumen ( Fig No 38 ) y composicióndel gas, que se sacan diariamente y firmarán dando suconformidad.
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2. Los discos son enviados a la planta del Comprador (EEPSA),para ser leídos en el integrador. Si el volumen del gasemitido por el Solar Flow es mayor al 3% con respecto alvolumen obtenido por la integración de los discos de losmedidores referenciales, se considerará como volumen delgas fiscalizado, el obtenido por el disco del comprador,siempre y cuando se demuestre que el equipo no haya dadoresultados correctos. Esto se realizará hasta corregir lasanormalidades del sistema.
3. El cromatógrafo calcula la composición del gas y el podercalorífico (BTU). Estos resultados se verificaran comoverdaderos si en el reporte de las calibraciones y análisis delgas patrón, los resultados son satisfactorios y aceptados. De
lo contrario se procederá según el procedimiento o contrato.
5.19.2.- Contratistas que tienen medidor de fuelle.
1. El contratista, el comprador y el Representante dePERUPETRO, verificarán visualmente el buen estado de losdiscos que se sacan diariamente a las 6.00 AM y lo firmaránen señal de conformidad.
2. Los discos son procesados por el equipo integrador paradeterminar el volumen transferido, si hubieran diferenciasmayores al 3% entre los volumenes registrados por elcomprador y el vendedor, el volumen oficial serádeterminado por cualquier equipo de medición que esteinstalado y que este registrando con suficiente exactitud.
3. Semanalmente el Vendedor y el Comprador tomaránmuestras del gas por separado en el punto de fiscalización, ylas enviarán a laboratorios del lugar para determinar lacomposición y el poder calorífico del gas . Se tomará comopoder calorífico el correspondiente al vendedor. Si ladiferencia fuera mayor al 3%, entonces se tomará una terceramuestra.
Nota: Los equipos de medición según la Ley orgamca de Hidrocarburos deberán calibrarse el primer día útil de cada 3 meses o a solicitud de las partes. Luego de la calibración se emitirá un reporte que será firmado por las partes involucradas en señal de conformidad (Fig No 39)
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5.20. CALIBRACION DE LOS MEDIDORES DE GAS
La calibración de los medidores de gas consiste en detectar las presiones de estática y diferencial a las cuales se está trabajando y compararlos con instrumentos patrones de presión para verificar su buen funcionamiento. Si el medidor estuviera descalibrado, se procede a regular la presión con el calibrador de presión estática o con el de presión diferencial según sea el caso y se anota este dato en el formato respectivo ( Fig No 39 ). A continuación se describe el procedimiento que se realiza en la calibración de un de un Medidor Barton con una escala 500 psi para la presión estática y de 100 pulg de agua. para presión diferencial.
Calibración del Medidor Barton
Equipo
- Calibrador digital de Presión Diferencial (pulg de agua)Inyector de presión y panel patrón
- Bomba de Presión para calibrar Presión Estática (psi)
A.-.Calibración de la Presión Estática
Primero se desconecta el equipo y se desvía la entrega de gas por el bypass, al despresurisarse el sistema, los marcadores de presión estática y diferencial se ubican en el nivel cero de referencia .. La bomba de presión es conectada al Medidor Barton y paulatinamente se presuriza hasta alcanzar el valor de 100 psi en el manómetro; si la plumilla se ubica en esta presió� el Barton esta calibrado, pero como marcó 95 psi, entonces se tuvo que presurisar hasta alcanzar 100 psi. Para las demás presiones: 200, 300, 400 Y 500 se sigue el mismo procedimiento.( Foto No 22 )
B.-Calibración de la Presión Diferencial:
Primero se desconecta el equipo y se desvía la entrega de gas por el bypass, al despresurisarse el sistema los marcadores de presión estática y diferencial se ubican en el nivel cero de referencia. Luego se conecta calibrador digital al medidor Barton y se presuriza hasta alcanzar el valor de 1 O pulg H2O en el panel patrón, si la plumilla se ubica en esta presió� el Barton estará calibrado, pero como marcó 9 pulg H2O , entonces se tuvo que presurisar hasta alcanzar 10 pulg H2O.
Para las demás presiones : 20, 30, 40, 50, 60, 70, 80, 90 y 100 se sigue el mismo procedimiento. ( Foto No 23 )
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Finalmente se firma el reporte de calibración y se firma el disco en la zona de las horas de calibración. Para el caso de la calibración del Solar Flow se sigue el mismo procedimiento de calibración del medidor Barton
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CAPITULO VI
COSTOS OPERATIVOS
Del análisis de los costos operativos involucrados en la fiscalización de hidrocarburos líquidos en el Noroeste Peruano, según las Tablas No 15 y 16, vemos que las variables que más inciden en elevar los costos son : el transporte, combustible, electricidad y el análisis de las muestras. En el Noroeste , las compañías operadoras que producen poca cantidad de crudo,optan por la medición manual en tanques, mientras las compañías que producen una mayor cantidad de crudo optan por la medición automática a
través de las Unidades LACT. Cada sistema de medición tiene sus propias características y para elegir alguno de ellos, se debe evaluar la producción mensual del Lote, la frecuencia
de ventas mensuales, la distancia entre el punto de fiscalización y el Lote, el rate de bombeo y el número de análisis en el mes.
De las Tablas mencionadas anterionnente, las compañías con menor costo operativo en el Sistema de Medición Automático, son : Petro-tech y Pérez
Companc , y las que tienen menor costo operativo en el Sistema de Medición Manual son : GMP y Mercantile.
Finalmente, se recomienda a las Compañías Operadoras la optimización de las operaciones de fiscalización, para poder reducir los costos e invertir ese
dinero en la recuperación de Hidrocarburos.
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Conclusiones
O 1 Los tanques de almacenamiento que tengan los fondos sucios (borra), no deben ser utilizados para efectuar mediciones, porque se obtendrían medidas erróneas del nivel de crudo y agua.
02 Los equipos de medición, deben cumplir con las especificaciones de las normas API - ASTM, para garantizar una medida correcta y evitar errores en la obtención del volumen neto de crudo
03 Las muestras testigo son utilizadas para verificar las características fisico-químicas de un determinado crudo y para analizarlas en caso de cualquier controversia que pudiera suscitarse entre las partes.
04 El volumen de crudo contenido en un tanque, depende de la expansión y contracción deJ líquido, como consecuencia de Ja temperatura que posee.
05 El BS&W %, elimina el volumen de agua y sedimentos que se encuentran presentes en el crudo.
06 Probar los medidores de la Unidad LACT una vez por semana y calibrarlos cada vez que sea necesario.
07 Las condiciones de operación de una Unidad LACT no deben diferir de las condiciones de diseño.
08 Para asegurar una buena medición automática, es necesario hacer mantenimientos preventivos, predictivos y correctivos, ya que una falla en un medidor automático puede representar enormes pérdidas o ganancias para las compañías involucradas en la compra y venta de crudo.
09 La medición automática será mas precisa que la medición manual siempre y cuando los equipos se encuentren en óptimas condiciones de funcionamiento.
1 O La optimización de la medición de hidrocarburos se ve reflejada con la aplicación de tecnología de última generación como las Unidades LACT y los equipos Solar Flow.
11 La automatización reduce el personal, pero requiere de un mayor mantenimiento.
12 En Ja medición automática de crudo, se tendrá que utilizar una mayor cantidad de química en los análisis, debido a la mayor frecuencia de fiscalizaciones.
13 Los medidores másicos tienen mayor precisión que los medidores de desplazamiento y de turbina, debido a que e) volumen de crudo se obtiene a partir de la masa, no interviniendo las variables de presión, viscosidad y densidad.
14 Calibrar los Medidores Barton y Solar Flow cada tres meses o cuando sea necesano.
15 Los separadores de gas en los puntos de fiscalización, deberán ser inspeccionados periódicamente para evitar el arrastre de líquidos
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hacia los equipos de medición y no tener alteración en los volúmenes
y la calidad del gas. 16 La recuperación de los condensados del gas permite incrementar la
producción y mejorar la calidad del crudo.
17 La explotación del gas en el noroeste ha contribuido al desarrollo
energético de la región, el gas viene siendo utilizado en la generación
eléctrica, en el consumo doméstico y como combustible de
maqumanas.
18 Comprobar la exactitud de los equipos e instrumentos de medición con equipos e instrumentos patrones certificados internacionalmente.
19 La medición de la producción fiscalizada actualmente tiene un mejor
control, debido a que el personal supervisor hace cumplir las normas
internacionales de medición y los procedimientos contractuales en
cada lote asignado.
20 El personal fiscalizador es entrenado y capacitado en Unidades
LACT, Solar Flow, cromatografia, métodos de medición, etc.
Cualquier personal no puede fiscalizar.
21 Las empresas petroleras que producen más crudo , tendrán menor
costo de operación.
22 Las empresas petroleras que tengan el punto de fiscalización cerca o
dentro de su lote, disminuirán sus costos en transporte y combustible.
23 Con la privatización de PETROPERU, la produccioón de crudo no se
incrementó en el Noroeste, continúo su tendencia decreciente debido
principalmente a la poca inversión efectuada y a la declinación natural
de los campos.
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Recomendaciones
01 Se recomienda que las compañías que fiscalizan por aforo, tengan disponibles dos tanques de almacenamiento de crudo, para estar preparados ante cualquier contingencia o problema operativo que se suscite en la compra o venta de crudo ( mala calidad, alto stock en Refinería, etc. )
02 Descartar aquellos instrumentos que estén fuera de especificación, como los termómetros descalibrados, las plomadas desgastadas, las cintas ilegibles y dobladas, etc.
03 Drenar el agua en los tanques que tengan el nivel cercano o por encima de la brida de descarga , para evitar su salida al iniciarse la transferencia de crudo.
04 Guardar las muestras testigo en un recipiente de vidrio limpio, seco, rotulado y sellado herméticamente.
05 Dar más horas de reposo al tanque que presente burbujas en la superficie del líquido, para permitir que se liberen los gases presentes.
06 En los muestreadores automáticos, graduar el dosificador de la muestra, de tal manera que se recolecte una muestra representativa.
07 Elaborar una carta de control a cada medidor de la Unidad LACT, para verificar su buen funcionamiento.
08 En caso que los equipos automáticos queden fuera de servicio, deberán ser intervenidos por un técnico especialista del fabricante y la fiscalización se realizará utilizando tanques o Medidores Barton.
09 Realizar periódicamente un mantemm1ento a las unidades automáticas, la precisión de estas dependerá que sus partes se encuentren bien calibradas y en buenas condiciones de operación.
1 O Seguir trabajando con empresas supervisoras que cuenten con personal calificado con experiencia en la materia
11 Se recomienda capacitar permanentemente al personal supervisor y difundir los manuales de medición API, ASTM y AGA.
12 Negociar la ubicación de los puntos de fiscalización de los contratistas petroleras , de tal manera que no constituya un incremento del costo operativo.
13 Para optimizar costos, el punto de fiscalización del contratista petrolero, deberá ubicarse dentro o cerca de su lote, en un lugar transitado y accesible para ahorrar tiempo y para evitar problemas de acceso en épocas de Huvia.
14 Dar facilidades a las empressas contratistas, de tal manera que no se se eleven sus costos de operación en fiscalización y puedan invertir para incrementar la producción de su Lote.
15 La optimización de la fiscalización llevaría a ahorros importantes que conlleven a aumentar las reservas e incrementar la producción de hidrocarburos, con el beneficio natural para la Industria Petrolera y para la Región
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BIBLIOGRAFÍA
- Manual de Mediciónes Estándar de Petróleo - API, Capítulo 4.2
Probadores convencionales- Manual de Mediciónes Estándar de Petróleo - API, Capítulo 4.3
Probadores de pequeño volumen- Manual de Mediciónes Estándar de Petróleo - API, Capítulo 5 .2
Medición de Hidrocarburos líquidos por medidores de desplazamiento
positivo.
Manual de Mediciónes Estándar de Petróleo - API, Capítulo 5.4
Medición de hidrocarburos líquidos por tubinas.- Manual de Mediciónes Estándar de Petróleo - API, Capítulo 6.1
Sistemas LACT.
Manual de Mediciónes Estándar de Petróleo - API, Capítulo 7.1
Medición estática de temperatura en tanques.- Manual de Mediciónes Estándar de Petróleo - API, Capítulo 7.3
Determinación estática de la temperatura usando termómetros
electrónicos portátiles.- Manual de Mediciónes Estándar de Petróleo - API, Capítulo 8.1
Manual de muestreo de hidrocarburos líquidos y derivados.
Manual de Mediciónes Estándar de Petróleo - API, Capítulo 9.1
Medición de la gravedad API utilizando hidrómetros.
Manual de Mediciónes Estándar de Petróleo - API, Capítulo 9.3Medición de la gravedad API utilizando thermohidrómetros.
- Manual de Mediciónes Estándar de Petróleo - API, Capitulo 10.3
Medición de BS&W por centrífuga en el laboratorio.- Manual de Mediciónes Estándar de Petróleo - API, Capítulo 10.4
Medición de BS&W por centrífuga en el campo.
Manual de Mediciónes Estándar de Petróleo - API, 2545.
Métodos de medición de petróleo y derivados en tanques.
ASTM D-3230.
Determinación del contenido de sal en crudos (Método electrométrico)Manual del Cromatógrafo analizador de gas Daniel.
Manual del Solar Flow Plus de Daniel.- Estadísticas Petroleras 1999- PERUPETRO.- Manual de Medición para la supervisión y fiscalización de
Hidrocarburos. PERUPETRO.- Ley Orgánica de Hidrocarburos y Reglamentos, Ley 26221. Ministerio
de Energía y Minas.
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Anexos
Tablas
TIPOS DE CONTRATOS DE EXPLOTACION DE CRUDO EN EL NOROESTE, SELVA NORTE Y SELVA CENTRAL
COMPANIA LOTE PUNTO DE FISCALIZACION FRECUENCIA DE TIPO DE CONTRATO TIPO DE PROPIETARIO DEL OBJETIVO DE LA MEDICION FISCALIZACION MEDICION HIDROCARBURO DE LA PRODUCCION FISCALIZADA
GMP 1 P TTABLAZO 4 SERVICIOS AFORO PERUPETRO RECIBIR HIDROCARBUROS PRODUCIDOS Y VENDERLOS A PETROPERU
PETROLERA MONTERRICO 11 PTC-CARRIZO 15 LICENCIA U. LACT P. MONTERRICO CONSTATAR EL VOLUMEN DE HIDROCARBUROS PARA PODER COBRAR REGALIAS
MERCANTILE 111 ESTACION 59 - OVERALES 8 LICENCIA AFORO MERCANTILE CONSTATAR EL VOLUMEN DE HIDROCARBUROS PARA PODER COBRAR REGALIAS
RIO BRAVO IV ESTACION 172 - PARINAS 7 LICENCIA AFORO RIO BRAVO CONSTATAR EL VOLUMEN DE HIDROCARBUROS PARA PODER COBRAR REGALIAS
GMP V BATERIA 975- ORGANOS 5 SERVICIOS AFORO PERUPETRO RECIBIR HIDROCARBUROS PRODUCIDOS Y VENDERLOS A PEREZ COMPANC
SAPET VI P.T.TABLAZO 29 LICENCIA U. LACT SAPET CONSTATAR EL VOLUMEN DE HIDROCARBUROS PARA PODER COBRAR REGALIAS
SAPET VII ESTACION 59 - OVERALES 27 LICENCIA AFORO SAPET CONSTATAR EL VOLUMEN DE HIDROCARBUROS PARA PODER COBRAR REGALIAS
UNIPETRO IX ESTACION 172 • PARINAS 7 SERVICIOS AFORO PERUPETRO RECIBIR HIDROCARBUROS PRODUCIDOS Y VENDERLOS A PETROPERU
PEREZ COMPANC X PTC-CARRIZO 30 LICENCIA U.LACT PEREZ COMPANC CONSTATAR EL VOLUMEN DE HIDROCARBUROS PARA PODER COBRAR REGALIAS
,PETROLERA MONTERRICO XV BATERIA 325 • COYONITAS 6 LICENCIA AFORO P MONTERRICO CONSTATAR EL VOLUMEN DE HIDROCARBUROS PARA PODER COBRAR REGALIAS
PETRO-TECH Z-28 P.T.TABLAZO 30 SERVICIOS U LACT PERUPETRO RECIBIR LOS HIDROCARBUROS PRODUCIDOS. PAGAR LA RETRIBUCION EN ESPECIES.
VENDER EL CRUDO DE PROPIEDAD DE PERUPETRO A PETROPERU
PLUSPETROL 1-AB ANDOAS 30 SERVICIOS U. LACT PERUPETRO RECIBIR HIDROCARBUROS PRODUCIDOS Y VENDERLOS EN BAYOBAR
PLUSPETROL 8 SARAMURO 30 LICENCIA AFORO PLUSPETROL CONSTATAR EL VOLUMEN DE HIDROCARBUROS PARA PODER COBRAR REGALIAS
MAPLE 31-8 PUERTO ORIENTE MAQUIA 3 LICENCIA AFORO MAPLE GAS CONSTATAR EL VOLUMEN DE HIDROCARBUROS PARA PODER COBRAR REGALIAS
MAPLE 31-0 AGUA CALIENTE 2 LICENCIA AFORO MAPLE GAS CONSTATAR EL VOLUMEN DE HIDROCARBUROS PARA PODER COBRAR REGALIAS
AGUAYTIA.ENERGY 31-C P.FRACCIONAMIENTO-LGN 30 LICENCIA U. LACT AGUAYTIA.ENERGY CONSTATAR EL VOLUMEN DE HIDROCARBUROS PARA PODER COBRAR REGALIAS
31-C TANQUE ACUM CONDENSADOS 6 LICENCIA AFORO AGUAYTIA.ENERGY CONSTATAR EL VOLUMEN DE HIDROCARBUROS PARA PODER COBRAR REGALIAS
TIPOS DE CONTRATOS DE EXPLOTACION DE GAS EN EL NOROESTE Y SELVA CENTRAL
COMPANIA LOTE PUNTO DE FISCALIZACION FRECUENCIA DE TIPO DE CONTRATO TIPO DE PROPIETARIO DEL OBJETIVO DE LA MEDICION
FISCALIZACION MEDICION HIDROCARBURO DE LA PRODUCCION FISCALIZADA
GMP 1 PLANTA PARINAS 21 SERVICIOS M.BARTON PERUPETRO RECIBIR HIDROCARBUROS PRODUCIDOS Y VENDERLOS A EEPSA EN MMBTU
SAPET VI PLANTA PARINAS 28 LICENCIA M.BARTON SAPET CONSTATAR EL VOLUMEN DE HIDROCARBUROS PARA PODER COBRAR REGALIAS
PEREZ COMPANC X PLANTA PARINAS 30 LICENCIA SOLAR FLOW PEREZ COMPANC CONSTATAR EL VOLUMEN DE HIDROCARBUROS PARA PODER COBRAR REGALIAS
PETRO-TECH Z-28 PLANTA PARINAS 30 SERVICIOS SOLAR FLOW PERUPETRO RECIBIR HIDROCARBUROS PRODUCIDOS. PAGAR LA RETRIBUCION EN ESPECIES.
VENDER EL GAS DE PROPIEDAD DE PERUPETRO A EEPSA EN MMBTU.
AGUAYTIA.ENERGY 31-C C.T. AGUAYTIA 30 LICENCIA SOLAR FLOW AGUAYTIA.ENERGY CONSTATAR EL VOLUMEN DE HIDROCARBUROS PARA PODER COBRAR REGALJAS
31-C P. FRACCIONAMIENTO 30 LICENCIA SOLAR FLOW AGUA YTIA. ENERGY CONSTATAR EL VOLUMEN DE HIDROCARBUROS PARA PODER COBRAR REGALIAS
Tabla No 1
PETROPERU
1 AREA
No TANQUE TIPO DE CRUDO
DISTRITO
1 PUNTO DE FISCALIZACION
PETROMAR
AREA No TANQUE
TIPO DE CRUDO
AREAS
PUNTO DE FISCALIZACION '
i .\
MEDICION MANUAL DE CRUDO EN LAS OPERACIONES NOROESTE
ANTES DE LA PRIVATIZACION DE PETROPERU
REFINERIA TALARA DEPARTAMENTO DE PRODUCCION EL AL TO AREA SUR AREANORTE
559-1646-1647-1648-1651-1-761-1650-156006 6�-9-15-23 18 -21 - 22 20 16 -17 28 -29 11 -12 -13 -14 -25
HCT/LCT HCT LCT HCT LCT HCT
VERDUN, MILLA 6, NEGRITOS, POZO - PORTACHUELO, COBRA GOLONDRINA TAIMAN BALLENA CARRIZO CARRIZO PEÑA NEGRA MIRADOR, LA BREA, BOCA· ALVAREZ, OVEJA, CHIMENEA LOBITOS COYONITAS BALLENA PEÑA NEGRA
FONDO. SAN JUAN, LOMITOS, ANCHA, LAGUNITOS - MALACAS HUALCATAL ORGANOS BATANES, CUESTA, ALGARROBA, LEONES. RONCHUDO ZAPOTAL
LAGUNA
PATIO TANQUES TABLAZO EST. BOMBAS LOBITOS PATIO TANQUES EL AL TO EST. DE BOMBAS LOBITOS CABO BLANCO
1
DEPARTAMENTO DE PRODUCCION 1 - 2 3-4-5-6
LCT HCTLITORAL PENA NEGRA
LOBITOS PROVIDENCIA
LITORAL ORGANOS
'
P T S
Tabla No 2
METODOS DE MEDICION DE CRUDO DESPUES DE LA PRIVATIZACION DE PETROPERU
LOTE 1 11 111
COMPAMA CAVELCAS 1 GMP VEGSA 1 P. MONTERRICO PROVISA 1 MERCANTILE TIPO DE MEDICION MANUAL
1 MANUAL
1 MANUAL MANUAL
1 AUTOMATICA
1 AUTOMATICA MANUAL 1 MANUAL
,1 MANUAL
TO 1650 TO 1650 TO 1650 • TO 1761 TOJO U LACT U LACT TO 3M2 TO 3M2-TO PV41 TQ PV41 PUNTO DE FISCALIZACION P .TliABLAZO BATERIA 602 1 P T CARRIZO ESTACION 59
AÑ;:t 92 1 95 1 99 92 1 93 1 97 1 2000 93 1 95 1 98
LOTE IV V VI VII IX
COMPAÑIA RIO BRAVO GMP SAPET SAPET UNIPETRO ABC TIPO DE MEDICION MANUAL MANUAL MANUAL MANUAL
1AUTOMATICA MANUAL MANUAL
TQ843 GMP 001 TO 6-TO 8 TO 1647 U LACT TO 1834 1835,1836 1837 TO 1643 1 T0:1643-1637 Pl!JN•TO DE F SCAL!l.ACION ESTACION 172 BATERIA 974 LOBITOS P T TABLAZO ESTACION 59 ESTACION 172
AÑO 93 92 96 96 1 98 94 93 1 96
LOTE X XI
COMPAÑIA PETROPERU OXY-BRIDAS TIPO DE MEDICION MANUAL MANUAL AUTOMATICA
TOS 18-19-20-21-22-16-17-13-14-29-2201 TO 23-T024 l T020 U LACT 1 U LACT P\'.JNTO DE FISCAUZACION ELAL 10 LOBITOS CABO BLANCO· /HCTl • ESTACION975• fLCTl LOBITOS ( HCTI l P T .EL AL TO íLCTI FOLCHE < HCTl 1 ESTACION 975 íLCTI
AÑO 94 78 1 78 79 1 81
•1 LOTE C0MPMÍA PEREZ COMPANC
TIPO DE MEDICION MANUAL AUTOMATICA TOS. 18-19-20-21-22-16-17-13-14-29-2201 U LACT
PuNT0 DE FISCAL ZACON El Al TO L0BITOS CABO BLANCO• (HCTI. ESTACION 975' ILCTl FOLCHE (HCTl ! ESTACION 975 /LCT)I FOLCHE ( HCT+LCTl I PTC CARRIZO íHCT + LCT l AÑO 96 96 1 96 1 98 1 2000
LOTE Z-2B
COMPAÑIA BELCO PETROMAR PETROTECH TIPO DE MEDICION MANUAL MANUAL MANUAL AUTOMATICA
TO 1-2-3-4-5-6 TO 1-2-3-4-5-6 TQ 1-2-3-4-5-6 1 TO 1647 U LACT 1 U.LACT PüNTO DE F<SCALIZACfON PT'S (HCT+ LCT! PTS (HCT+ LCTJ PTS (HCT + LCT) 1 P T TABLAZO (LCT) P.T TABLAZO (HCT) I P T.TABLAZO (HCT+ LCTl
Ai<o 60 86 94 1 96 96 1 2000
Tabla No 3
METODOS DE MEDICION DE GAS ANTES Y DESPUES DE LA PRIVATIZACION DE PETROPERU
EQUIPO BARTON
LOTE 1 VI
COMPANIA GMP SAPET
TIPO DE MEDICION MECANICA MECANICA
E. BARTON E. BARTON
PUNTO DE FISCALIZACION PLANTA PARIÑAS PLANTA PARIÑAS
AÑO 99 98
EQUIPO BARTON - SOLAR FLOW
LOTE X
COMPANIA PETROPERU PEREZ COMPANC TIPO DE MEDICION E. BARTON E. BARTON
1SOLARFLOW
MECANICA MECANICA AUTOMATICA
PUNTO DE FISCALIZACION PLANTA PARIÑAS
ANO 94 96 1 97
LOTE Z-28
COMPANIA PETROMAR PETRO-TECH TIPO DE MEDICION E. BARTON E. BARTON SOLARFLOW
MECANICA MECANICA AUTOMATICA
PUNTO DE FISCALIZACION SICHES - PRIMAVERA PLANTA PARIÑAS
ANO 86 94 95
Tabla No 4
1 M.E.M
j PERUPETRO j
jCIA FISCALIZADORAj
1 1 ONO 1 OPS 1
1 1 1
1 TALARA 1 1 EL ALTO 1 CRUDO/COND/LGN 1 GAS 1 1
1 Crudo 1 1 Gas 1 1 Crudo 1 ESTACION Andoas Aguaytia
1 1 Pluspetrol -Lote 1 AB Aguaytia-Lote 31C
Est. 172-Pariñas Planta Pariñas Batería 605. ESTACION 1
UNIPETRO-lote IX -GMP-LOTE I Carrizo Pluspetrol-Lote 8
Río Bravo-Lote IV -Sapet -Lote VI P.M. Lote II
1 -Pérez C.-Lote X -Petro-tech-Lote Z2B
59-Overales Batería 974 Pto Oriente
C:st. Órgano Sur Maquia
Sapet-Lote VII Mercantile-Lote III
GMP-Lote V Maple- Lote 31B
1 PTC. Carrizo Agua caliente
P.T. Tablazo Pérez e-Lote x Pucallpa
Sapet-Lote VI Maple-Lote 310
Petro-tech-Lote Z2B Batería 325
GMP-Lote I Co yc .... itas Aguaytia p. M.- Lote XV Aguaytia E- Lote 31C
TABLA No 5
PRODUCCION NACIONAL DE CRUDO 1990 - 2000 ( Bbl/D )
AÑO 1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000
ZOCALO 21.3 16.4 15.6 19.3 19.1 19.4 18.3 17.3 15.8 14.1 13.3
ONO 24.8 24.6 22.9 23.0 23.7 22.7 22.5 24.1 21.2 20.6 19.5
SELVA 82.8 73.8 76.8 82.3 84.6 79.7 79.2 76.8 79.7 71.2 66.4
1 TOTAL 11 128.9 11 114.8 11 115.3 11 124.6 11 127.4 11 121.8 11 120.0 11 118.2 11 116.7 11 105.9 11 99.2 1
Tabla No 6
PRODUCCION NACIONAL DE CRUDO Y CONDENSADOS EN EL 2000
COMPAÑÍA LOTE PRODUCCION PRODUCCION ACUMULADA PORCENTAJE
( Bbl/d) ANUAL ( Bbl) ( % )
PLUSPETROL 1AB 36,611 13,363,158 36.82 PLUSPETROL 8 25,543 9,323,058 25.69 PETRO-TECH 22B 13,331 4,865,714 13.41 PEREZ COMPANC X 12,206 4,455,215 12.27 AGUAYTIA.E.( LGN) 31-C 3,889 1,419,516 3.91 SAPET VI 2,565 936,368 2.58 SAPET VII 1,522 555,589 1.53 MERCANTILE 111 719 262,283 0.72 PETROLERA MONTERRICO 11 751 274 ,051 0.76 GMP 1 746 272,243 0.75 RIO BRAVO IV 556 202,932 0.56 MAPLE 318-MAQUIA 381 138,988 0.38 UNIPETRO IX 337 123,136 0.34
GMP V 158 57,590 0.16 MAPLE 31 D -A.CALIENTE 124 45,287 0.12 AGUA YTIA. E. (CONO) 31-C 7 2,378 0.01 1 TOTAL 11 99,44511 36,297,50611 100.001
Tabla No 7
PRODUCCION FISCALIZADA DE GAS EN EL 2000
45.00
40.00
35.00· o
w 30.00
25.00
20.00
15.00
10.00
5.00
0.00
�% 42.23 27.09 21.63 8.48 0.56
COMPAÑIA LOTE PRODUCCION PRODUCCION ACUMULADA PORCENTAJE
MMPCD ANUAL MPC ( % )
GMP 1 0.19 68,749 0.56
SAPET VI 2.83 1,033,229 8.48
PEREZ COMPANC X 7.22 2,635,430 21.63
PETRO-TECH Z-2B 14.10 5,145,833 42.23
AGUA YTIA.ENERGY 31-C 9.04 3,300,676 27.09
1 TOTAL 11 33.3811 12,183,91711 100.001
Tabla No 8
ZONA HIDROCARBUROS GAS NATURAL PUNTOS DE LIQUIDOS FISCALIZACION
TANQUES UNIDADES EQUIPOS SOLAR LACT BARTON FLOW
COSTA NORTE 7 3 2 1 13
ZOCALO - 1 - 1 2
SELVA NORTE 1 1 - 2
SEL V A CENTRAL 3 1 - 2 6
TOTAL 11 6 2 4 23
Tabla No 9
TABLE 5A, GENERALIZED CRUDE OILS API CORRECTION TO 60 F
API GAAV!TY AT OBSEAVED TE.'.IPERATUAE TEMP. 20.0 20.5 21 . O 21. 5 22.0 22.5 23.0 23.5 24.0 24.5 25.0 TEI-.IP.
F CORRESPONDING API GRAVITY AT 60 F F
75.0 1 9. 1 19.6 20. 1 20'. 6 21 . 1 21 . 6 22. 1 22.6 23. 1 23.6 24.1 75.0 75.5 1 9. 1 19.6 20. 1 20.6 21 . 1 21 . 6 22. 1 22.6 23.0 23.5 24.0 75.5 76.0 1 9 . l 19.6 20. 1 20.6 2 l . 1 21 . 5 22.0 22.5 23.0 23.5 24.0 76.0 76.5 19. 1 19.6 20.0 20.5 21. O 21. 5 22.0 22.5 23.0 23.5 24.0 76.5 77.0 19.0 19.5 20.0 20.5 21 : O 21 . 5 22 O 22.5 23.0 23.4 23.9 77.0
77. 5 1 !e¼. O 19.5 20.0 20.S 21 . O 21 . 5 21 . 9 22.4 22.9 23.4 23.9 77. 57B.O 19.0 19.5 20.0 20.4 20.9 21 . 4 21 . 9 22.4 22. 9 23.4 23.9 78.078.5 19.0 19.4 19.9 20.4 20.9 21 . 4 21 9 22.4 22.9 23.4 23.8 78.579.0 18. 9 1 9. 4 19.9 20.4 20. 9 2 1 . 4 21 . !) 22.3 22.8 23.3 23.8 79.079.5 18.9 1 9. 4 19.9 20.4 20.8 21 . 3 2 1 . 8 22.3 22.8 23.3 23.8 79.5
80.0 18. 9 19.4 19.8 20.3 20.8 21 . 3 21 . 8 22.3 22.8 23.3 23.7 80.0 80.5 18.8 19.3 19.8 20.3 20.8 21 . 3 21 . íl 22.3 22. 7 23.2 23. 7 80.5 81 . O 18.8 19.3 19.8 20.3 20.8 21 . 3 21 . 7 22.2 22.7 23.2 23.7 81. O81 . 5 18.8 19.3 19.8 20.2 20.7 21 . 2 21 . 7 22.2 22.7 23.2 23.7 81 . 582.0 18.8 19.2 19.7 20.2 20.7 21 . 2 21 . 7 22. 2 22.7 23. 1 23.6 82.0
82.5 18.7 19.2 19.7 20.2 20.7 21 . 2 21 .6 22.1 22.6 23. 1 23.6 82.5 83.0 16.7 19.2 19.7 20.2 20.6 21 . 1 21 .6 22. 1 22.6 23. 1 23.6 83.0 83.5 18.7 19.2 19.6 20. 1 20.6 21 . l 21 6 2 2. l 22 6 23.0 23.5 83.5 84.0 18.6 1 9 . 1 19.6 20. 1 20.6 21 . 1 21 .6 22.0 22.5 23.0 23. 5 84.0 84.5 18.6 19. l 1 :) . 6 20. 1 20.6 21. O 21 5 22.0 22.5 23.0 23.5 84.5
85.0 1 8 . t3 1 9 . 1 l 9. 6 20.0 20.5 21 . O 21 .5 22.0 22.5 23.0 23.4 85.0 85.5 16.6 19.0 19.5 20.0 20.5 21. O 21 .5 22.0 22.4 22.9 23. 4 85.5 86.0 18.5 . 19. O 19.5 20.0 20.5 21 . O 21 . 4 21 . 9 22.4 22.9 23.4 86.0 86.5 18.5 19.0 19.5 20.0 20.4 20.9 21 . 4 21 9 22.4 22.9 23.4 86.5 87.0 18.5 19.0 19. 4 l�.9 20.4 20.9 2 1 . 4 2 1. 9 22.4 22.8 23.3 87.0
87.5 18.4 18.9 1 9. 4 1 !l . 9 20.4 20.9 21 .4 21 . S 22.3 22.8 23.3 87.5 88.0 18. 4 18.9 19.4 19.9 20.4 20.8 21 .3 21 . 8 22.3 22.8 23.3 88.0 88.5 1 8. 4 1 8 -'-9 19.4 19.6 20.3 20.8 21 . 3 21 . 8 22.3 22 .. 7 23.2 88.5 89.0 18. 4 18.8 19.3 19.8 20.3 20.8 21 . 3 21 . 7 22.2 22.7 23.2 89.0 89.5 18.3 16.8 19.3 19.8 20.3 20.9 21 . 2 21 . 7 22.2 22.7 23.2 89.5
90.0 16.3 18.8 19.3 19.8 20.2 20.7 21 . 2 21 . 7 22.2 22.7 23 .. 1 90.0
• DENOTES EXTRAPOLATED VALUE API GRAVITY = 20.0 TO 25.0
rnA PTB m.A PTB rnA PTB rn.A PTe
0 10 0.61 0.147 0 99 0.194 1 39 O 241 1 82
0.101 0.62 0.148 0.99 0.195 1.40 0.242 1.83
0.102 0.62 0.149 1.00 0.196 1.41 0.243 1.84
0.103 0.63 0.150 1.01 0.197 1.42 0.244 1.85
0.104 0.64 0.151 1.02 0.198 1.43 0.245 1.86
0.105 0.65 0.152 1.03 0.199 1.44 0.246 1.87
0.106 0.66 0.153 1.04 0.200 1.45 0.247 1.88 0.107 0.66 0.154 1.04 0.201 1.45 0.248 1.89
0.108 0.67 0.155 1.05 0.202 1.46 0.249 1.90
0.109 0.68 0.156 1.06 0.203 1.47 0.250 1.91
0.110 0.69 · 0.157 1.07 0.204 1.48 0.251 1.92
0.111 0.69 0.158 1.08 0.205 1.49 0.252 1.93 0.112 0.70 0.159 1.09 0.206 1.50 0.253 1.94 0.113 0.71 0,160 1.09 0.207 1.51 0.254 1.95 0.114 0.72 0.161 1.10 0.208 1.52 0.255 1.96
0.115 0.73 0.162 1.11 0.209 1.53 0.256 1.97
0.116 0.73 0.163 1.12 0.210 1.54 0.257 1.98
0.117 0.74 0.164 1.13 0.211 1.55 0.258 1.99
0.118 0.75 0.165 1.14 0.212 1.55 0.259 2.00
0.119 0.76 0.166 1.15 0.213 1.56 0.260 2.00
0.120 0.77 0.167 1.15 0.214 1.57 0.261 2.01
0.121 0.77 0.168 1.16 0.215 1.58 0.262 2.02
0.122 0.78 0.169 1.17 0.216 1.59 0.263 2.03
0.123 0.79 0.170 1.18 0.217 1.60 0.264 2.04
0.124 0.80 0.171 1.19 0.218 1.61 0.265 2.05
0.125 0.80 0.172 1.20 0.219 1.62 0.266 2.06
0.126 0.81 0.173 1.21 0.220 1.63 0.267 2.07
0.127 0.82 0.174 1.22 0.221 1.64 0 268 2.08
0.128 0.83 0.175 1.22 0.222 1.65 0.269 2.09
0.129 0.84 0.176 1.23 0.223 1.66 0.270 2.10
0.130 0.85 0.177 1.24 0.224 1.67 0.271 2.11
0.131 0.85 0.178 1.25 0.225 1.67 0.272 2.12
0.132 0.86 0.179 1.26 0.226 1.68 0.273 2.13
0.133 0.87 0.180 1.27 0.227 1.69 0.274 2.14
0.134 0.88 0.181 1.28 0.228 1.70 0.275 2.15
0.135 0.89 0.182 1.29 0.229 1.71 0.276 2.16
0.136 0.89 0.183 1.29 0.230 1.72 0.277 2.17
0.137 0.90 0.184 1.30 0.231 1.73 0.278 2.18
0.138 0.91 0.185 1.31 0.232 1.74 0.279 2.19
0.139 0.92 0.186 1.32 0.233 1.75 0.280 2.200
0.140 0.93 0.187 1.33 0.234 1.76 0.281 2.21
0.141 0.94 0.188 1.34 0.235 1.77 0.282 2.22
0.142 0.94 0.189 1.35 0.236 1.78 0.283 2.23
0.143 0.95 0.190 1.36 0.237 1.79 0.284 2.24
0.144 0.96 0.191 1.37 0.238 1.80 0.285 2.25
0.145 0.97 0.192 1.37 0.239 1.81 0.286 2.26
0.146 0.98 0.193 1.38 0.240 1.81 0.287 2.27
Tabla No 10.- Curva de calibración de un analizador de salinidad -
CARACTERISTICAS DEL PETROLEO CRUDO PRODUCIDO EN EL NOROESTE
COMPAÑÍA LOTE API ( 60 ºF) BSW (%) SAL (PTB) AZUFRE(%) GMP 1 35.1 0.06 2.85 0.09
PETROLERA MONTERRICO 11 26.8 0.08 2.55 0.09 MERCANTILE 111 34.1 0.04 1.92 0.09 RIO BRAVO IV 34.3 0.04 3.41 0.09
GMP V 36.0 0.03 0.15 0.09 SAPET VI 36.6 0.05 2.14 0.09 SAPET VII 34.8 0.03 2.38 0.09
UNIPETRO IX 31.8 O.OS 3.48 0.09 PEREZ COMPANC X 32.5 0.07 3.59 0.09
PETRO-TECH ( HCT) 22B 37.1 0.00 2.98 0.09 PETRO-TECH ( LCT ) 34.1 0.00 2.70 0.09
CARACTERISTICAS DEL PETROLEO CRUDO Y CONDENSADOS PRODUCIDOS EN SELVA
COMPAÑÍA LOTE API ( 60 ºF) BSW (%) SAL (PTB) AZUFRE(%) PLUSPETROL 1-AB 19.2 0.43 6.95 1.34 PLUSPETROL 8 27.7 0.08 6.12 O.SO
MAPLE - Maquia 318 36.9 0.05 1.82 0.05 MAPLE-Agua Caliente 310 41.8 0.14 1.00 o.so
AGUA YTIA. E.- Condensados 31C 53.9 0.00 0.00 0.00 AGUAYTIA.E.- LGN 88.0 0.00 0.00 0.00
Tabla No 11
TABLE 6A, GENERALIZED cnuoE OI LS
VOLUMF: CORRECTTON íO 60 F
API GRAVITY AT 60 F
TEMP. 1 5. O 1 5. 5 16.0 1 6. 5 17.0 1 7 5 18. 0 18.5 19.0 1 9. 5 20.0 TEMP .
F FACTOR FOR CORRECTING VOLUME TO 60 F F
135.0 0.9723 o .9721 O. 9719 0.9717 O . 9715 0.9713 o .9712 0.9710 0.9708 0.9705 0.9704 135.0 135.5 0.9721 o .9719 O. 9 71 7 0.9715 o .9714 0.9712 o . 9 7 1 O 0.9708 0.9706 0.9704 0.9702 135.5 1 3G. O 0.9719 O . 9 71 7 O. 9715 0.9714 O. 9712 o 9 7 1 O o .9708 0.9706 0.9704 0.9702 0.9700 136.0 136. 5 0.9718 o .9716 O. 9714 0.9712 o 9710 0.9708 o .9706 O 9704 0.9702 0.9700 0.9698 136. 5137.0 O. fl 7 1 6 o. 9 7 1 ,1 o 9712 0.9710 0. 9708 o 9706 o 9704 0.9702 o 9700 0.9698 0.9696 137. O
1 3 7 5 o . 9 7 1 ·1 o .9712 o .9710 0.9708 O. 9706 0.9704 0.9702 0.9700 0.9698 0.9696 0.9694 1 37. 5 1:38.0 o . 9 7 1 2 0.9710 o .9708 0.9706 O. 9704 0.9702 o 9700 0.9698 0.9696 0.9694 0.9692 138.0 1 30. 5 o 9 7 1 O 0.9708 0.9706 0.9704 o 9702 0.9700 0.9698 0.9696 0.9694 0.969'2 0.9690 138. 51 :39. O o .9708 0.9706 o_q704 0.9702 O. 9700 0.9698 0.9696 0.9694 0.9692 0.9690 0.9688 139.0 139.5 o 9706 0.9704 0.9702 0.9700 o .9698 0.9696 0.9694 0.9692 0.9690 0.9688 0.9686 139.5
140.0 0.9705 0.9702 0.9700 0.9698 0.9696 0.9694 o .9692 0.9690 0.9688 0.9686 0.9684 140.0 1 4 O. 5 0.9703 0.9701 0.9699 0.9696 0.9694 0.9692 o .9690 0.9688 0.9686 0.9684 0.9682 1 40. 5 141 . O 0.9701 0.9699 0.9697 0.9695 0.9693 0.9690 o .9688 0.9686 0.9684 0.9682 0.9680 141 . 0 141 . 5 0.9699 0.9697 0.9695 0.9693 0.9691 0.9688 o . 9686 0.9684 0.9682 0.9680 0.9678 1 41 . 5
142.0 0.9697 0.9695 0.9693 0.9691 0.9689 0.9687 o .9684 0.9682 0.9680 0.9678 0.9676 142.0
142.5 0.9695 0.9693 0.9691 0.9689 0.9687 'J.9685 0.9682 0.9680 0.9678 O.SG76 0.9ó74 142. 5143.0 o 9693 0.9691 �.9689 0.9687 0.9685 O. 968_3 0.968\ 0.9678 0.9676 0.9674 0.9672 143.0 143.5 0.9692 0.9689 0.9687 0.9685 0.9683 0.9681 o 9679 0.9676 0.967.J 0.9672 0.9670 143.51 44. 0 0.9690 0.9687 0.9605 0.9683 O _.968 1 o 9679 O. 96 77 0.9674 0.9672 0.9570 0.9568 144 . O1 4 .J . 5 0.9688 0.9686 f'\. 9683 0.9681 0.9€7] o 9677 0.9675 0.9672 0.9670 0.9668 0.9666 144 . 5
145.0 0.9686 0.9684 0.9682 0.9679 0.9677 o 9675 0.967'.J o 9671 0.9668 0.9666 0.9664 145.0 145.5 0.9684 0.9602 o 9680 0.9677 0.9675 0.9673 0.9671 o 9669 0:9666 0.9664 0.9662 145.5 146.0 0.9682 0.9660 0.9678 0.9676 O. 9673· 0.9671 o 9669 0:9667 O. 966.{ 0.9662 0.9660 146.0 146.5 0.9680 0.9678 0.9676 ºó. 967 4 0.9671 0.9669 0.9667 0.9665 0.9662 0.9660 0.9658 1 46. 5 147.0 0.9678 0.9676 0.9674 0.9672 0.9670 0.9667 0.9665 0.9663 0.9661 0.9558 0.9656 147.0
147. 5 0.9677 0.9674 0.9672 0.9670 0.9668 0.9665 0.9663 O. 9661 0.9659 0.9656 0.9654 147.5 148.0 0.9675 0.9672 0.9670 0.9668 0.9666 o 9663 0.9661 o 9659 0.9657 0.9654 0.9652 148.0 1.Je.s 0.9673 0.9671 0.9668 0.9666 0.9664 0.9661 0.9659 o .9657 0.9655 0.9652 0.9650 14 8. 5 149.0 0.9671 0.9669 0.9666 0.9664 0.9652 0.9660 0.9657 O. 9655 0.9653 0.9650 0.9648 1-19. o149.5 0.9669 O �9667 0.9665 0.9652 0.9650 0.9658 o 9655 o .9653 0.9651 0.9648 0.9646 1 -i 9. 5
150.0 o 9€67 0.9565 e. 9663 0.9660 0.965d o 9656 0.9653 0.9651 O . 964 9 0.9646 o . 9644 150. o
. DENOTES EXTRAPOLATED VALUE API GRAVITY = 1 5 o TO 20.0
Table A-1-Temperature Correction Factors for Mild Steel
Cu for mild stcel having a cubica! coefficient of C)(pansion of ) .86 X JO·' per ºF
Obscrvcd c .. Oh�crvcd c .. Tcmper:uurc, ºF Valuc Tcmperature, ºF Value
- 7.2- - 1.9 0.9988 73.5- 78.8 1 . 0003 - 1.8- 3.5 0.9989 78.9- 84.1 1.0004
J.6- 8.9 0.9990 84.2- 89.5 1 . 0005 9.0- 14.J 0.9991 89.6- 94.9 1.0006
14.4- 19.6 0.9992 95.0-100.3 1.0007 19.7- 25.0 0.9993 100.4-105.6 1.0008 25. 1- 30.4 0.9994 105.7-111.0 1.0009 30.5- 35 .8 0.9995 111.1-116 4 1.0010 35.9- 41.1 0.9996 116.5-121.8 1.0011 41.2- 46.5 0.9997 121.9-127.2 1.0012 46.6- 51.9 0.9998 127.1 -132.5 1.001] 52.0- 57.J 0.9999 132.6-137.9 1 0014 57.4- 62.6 1.0000 138.0-143 3 1.0015 62.7- 68.0 1.0001 143.4-148.7 1.0016 68.1- 73.4 1.0002 148.8-154.0 1.0017
Non:: Tiüs table is suitable for application in meter proving: in provcr calihration use thc formulas. For thc fomrnla u.-.cd to derive thc t:1lnila1cd values aml 10 c:ilcul:itc valucs. sce 12. 2. 5. 1.
Table A-2-Temperature Correction Factors for Stainless Steel
C,. íor srainless stei:I having a cubical coefficicr.t oí c:xpan,;ion of 2.65 X 10- 1 per �F
Observed c .. Observed c .. Tcmperature. ºF Valuc Tcmperature, ºF Value
-9.8-- 6.I 0.9982 73.1- 76.9 1.0004
- 6.0- - 2.3 0.9983 77 .O- 80. 7 1.0005 - 2.2- 1.5 0.9984 80.8- 84.5 1.0006
1.6- 5.2 0.9985 84.6- 88.J l. 00075.J- 9.0 0.9986 88.4- 92.0 1.00089.1- 12.8 O. 9987 92.1- 95.8 1.\)009
12.9- 16.6 0.9988 95.9- 99.6 1 001016. 7- 20.) 0.9989 99.7-10).J 1.001120.4- 24.1 0.9990 103.4-107. I l.001224.2- 27.9 0.9991 107.2-110.9 1.001328.0- 31.6 0.9992 111.0-114.7 1.001431.7- 35.4 0.9993 114.8-118.4 l.(XJl 535.5- 39.2 0.9994 118.5-122.2 1.0016)9.)- 43.0 0.9995 122.3-126.0 1.00174).l- 46.7 0.9996 126.1-129.8 1.001846.8- 50.5 0.9997 l 29.9-1 D.5 1.001950.6- 54.) 0.9998 l3].6-137.J 1.002054.4- 58.1 0.9999 1)7.4-141.1 1.002158.2- 61.8 1.0000 14 1 . 2-- 144. 9 1.002261.9- 65.6 1.0001 145.0-148.6 1.002365.7- 69.4 1.0002 148.7-152.4 1.002469.5- 73.2 1.000) 152.5-156. 2 1.0025
NoTE: This table is suitablc for apl)licarion in m�ler pruvinr,; in prover calibr:ition use !he formulas. For !he fonnula uscd !o derive the tabulatcd values and 10 calculate the valt.cs. st:e 12.2.5.1.
FACTOR 1)(: COMPRESIIIIUl)AI) (l'SI. um filtAVJ:l)¡\I) "'''
-
'
9
CARACTERISTICAS PRINCIPALES DE LAS UNIDADES LACT
1 DATOS DEL MEDIDOR 11 DATOS DEL PROBADOR 1 CONTRATISTA LOTE TIPO DE MEDIDOR METER MANUFACTURA TAMAÑO PULSOS/Bbl MAXIMA DESCARGA CAPACIDAD DEL TIPO DE PROBADOR VOLUMEN ESPESOR DE DIAMETRO
(pulg) Bbl/H MUESTREADOR (Gin ) BASE (Bbl) PARED (pulg) EXTERNO (pulg)
PETROLERA 11 DESPLAZAMIENTO FQIT-101 A.O.SMITH 3 8400 600 10 Bidireccional 2.55804 0.322 7.98
MONTERRICO POSITIVO FQIT-102 8400
SAPET VI TURBINA 1 DANIEL 2.5 2686.95 572 0.5 Bidireccional 7.5336 0.280 6.07
DEVELOPMENT 2 2689.05
PEREZ COMPANC X DESPLAZAMIENTO 1 SMITH 8 1000 460-2300 1.1 Bidireccional 22.88413 0.375 12.00
POSITIVO 2 1000
PETROTECH Z-2B DESPLAZAMIENTO 1 OGASCO 6 8056.781 333-1250 25 Bidireccional 2.60996 0.365 10.02
PERUANA POSITIVO 2 8066.293
PLUSPETROL 1-AB MEDIDOR DE FIQ100A SMITH 6 1000 4537 12 Bidireccional 23.78964 0.375 15.25
MASA FIQ100B 1000
AGUAYTIA 31-C TURBINA 1 SMITH 2 5314 179 3.5 Bidireccional 4.07356 0.322 8.83
ENERGY 2 5250
TABLA No 12
ANALISIS CROMATOGRAFICO DE GASES
GAS LOTEZ2B GAS LOTEX
COMPONENTES %MOLAR BTU/MOL BTU COMPONENTES %MOLAR BTU/MOL BTU
METANO 85.842 1012.3 868.978566 METANO 91.03 1012.3 921.49669
ETANO 5.8827 1773.7 104.3414499 ETANO 3.3131 1773.7 58.7644547
PROPANO 3.4111 2521.9 86.0245309 PROPANO 1.913 2521.9 48.243947
ISOBUTANO 1.0391 3259.4 33.8684254 ISOBUTANO 0.8472 3259.4 27.6136368
NBUTANO 1.435 3269.8 46.92163 NBUTANO 1.4984 3269.8 48.9946832
CO2 0.7126 o o CO2 0.2496 o o
NEOPENTANO 0.00547436 3993.8 0.21863499 NEOPENTANO o 3993.8 o
ISOPENTANO 0.6047 4010.2 24.2496794 ISOPENTANO 0.4819 4010.2 19.3251538
NPENTANO 0.3596 4018.2 14.4494472 NPENTANO 0.2603 4018.2 10.4593746
HEXANO 0.4878 5288.7 25.7982786 HEXANO 0.2493 5288.7 13.1847291
NHEXANO o o NHEXANO o o
NITROGENO 0.1922 o o NITROGENO 0.1501 o o
02 o o o 02 o o o
TOTAL 99.9722744 1204.850642 TOTAL 99.9929 1148.082669
BTU DRY 1204.85 BTU/PC BTU DRY 1148.08 BTU/PC
FACTOR (1/Z) 1.003 FACTOR (1/Z) 1.003
BTU DRY corr 1208.47 BTU/PC BTU DRYcorr 1151.53 BTU/PC
PRESION BASE 14.73 PSI PRESION BASE 14.73 PSI
BTU-SATURADO 1187.44 BTU/PC BTU-SATURADO 1131.49 BTU/PC
T PROMEDIO 85 ºF ºF T PROMEDIO 82.5 ºF
GRAVEDAD ESPECIFICA 0.6878 GRAVEDAD ESPECIFICA 0.6484
Tabla No 13
,.
CARACTERISTICAS DEL GAS FISCALIZADO EN EL NOROESTE Y SELVA CENTRAL
COMPAÑIA LOTE PODER CALORIFICO ( BTU/PC ) GRAVEDAD ESPECIFICA GMP - 1 1245.70 0.7111
SAPET VI 1145.52 0.6421
PEREZ COMPANC X 1117.36 0.6484
PETRO-TECH Z-28 1214.86 0.6878
AGUA YTIA ENERGY 31-C 976.03 0.6434
Tabla No 14
ITEM
MURO DE CONTENCION
COSTOS INSTALACION ELECTRICA
FIJOS POZA API
TOTAL($)
PERSONAL
TRANSPORTE
COMBUSTIBLE
MANTENIMIENTO
VIGILANCIA
COSTOS ELECTRICIDAD POR ILUMINACION
VARIABLES REPUESTOS DE EQUIPOS DE MEDICION
ANALISIS DE MUESTRAS
TOTAL($)
PROOUCCION ANUAL (Bbl)
COSTO OPERATIVO ANUAL ( $/Bbl)
FUENTE: Contratistas petroleros.
COSTO OPERATIVO EN MEDICION MANUAL
TANQUES DE ALMACENAMIENTO
1 111 IV
25423 10000 11092
1500 1500 1500
3957 3000 3000
30880 14500 15592
333 533 467
4800 4800 4200
69 274 288
1000 1000 1000
o o o
213 486 243
100 100 100
2088 4176 3654
8602 11369 9952
272243 262283 202932
0.032 0.043 0.049
Tabla No 15
LOTE
VII IX V XV
17000 14363 8000 7225
1500 1500 1500 1500
3000 3200 2500 1800
21500 19063 12000 10525
1800 467 417 400
16200 4200 6000 3600
926 288 171 50
1000 1000 1000 1000
o o o o
106 486 213 121
100 100 100 100
10854 3654 2802 2412
30986 10194 10703 7683
555589 123136 57590 16800
0.056 0.083 0.186 0.457
COSTOS
FIJOS
COSTOS
VARIABLES
COSTO OPERATIVO EN MEDICION AUTOMATICA DE CRUDO
UNIDAD LACT
LOTE
ITEM 11 VI
CERCO PERIMETRICO 2800 3000
INSTALACION ELECTRICA 2250 2000
CASETAS 4500 4000
POZA DE DESECHO 900 1000
TOTAL($) 10450 10000
PERSONAL 783 1400
TRANSPORTE 22200 33600
COMBUSTIBLE 1097 816
MANTENIMIENTO 800 800
VIGILANCIA 4114 8229
ESFERA DEL PROBADOR 486 370
ELECTRICIDAD POR BOMBEO 7078 11326
ELECTRICIDAD POR EQUIPOS Y ILUMINACION 1514 1200
ANALISIS DE MUESTRAS 10854 11256
TOTAL($) 48927 68997
PRODUCCION ANUAL (Bbl) 274051 936368
COSTO OPERATIVO ANUAL ( $/Bbl) 0.179 0.074
FUENTE: Contratistas petroleros.
Tabla No 16
X 228
3000 3000
2500 1800
5000 2000
1500 1300
12000 8100
7276 867
36000 24600
4183 1625
800 800
o o
732 610
24916 23784
1732 1981
12060 3408
87699 57675
4455215 4865714
0.020 0.012
Cuadro Comparativo de Volumenes Netos Fiscalizados
Unidad LACT del Lote VI - SAPET vs Tanque No1647 de PETROPERU
No Pruebas Unidad LACT Tanque No 1647 Volumen Diario Batch* Acumulado
1 4231
2 3736 3 4953 4 5896 5 3961 6 5251 7 4249
8 4263
9 3132
10 5379
11 5403
12 4302
13 5874
14 5457
15 2992
16 3425 17 5547
18 5016
19 2306
20 232 21 2465
22 2554 23 3507 24 2309
25 6609
26 2837
VOLUMEN MEDIDO POR UNIDAD LACT
VOLUMEN MEDIDO POR TANQUE
DIFERENCIA
DESVIACION
PRECIO DEL CRUDO
COSTO ADICIONAL
4231
14585
9212
22427
18625
16294
20513
4231 7967
12920 18816 22777
28028
32278
36541
39673 45052
50455
54757
60631
66088
69080 72505
78052
83068
85374
85606
88070
90625 94132 96441
103049
105887
105887 Bbl 105978 Bbl
91 Bbl
0.09 %
18 US$/Bbl
1638 US$
NOTA: Batch es un acumulado de la producción de crudo para un periodo de tiempo.
Tabla No 17
Batch• Acumulado 4228 4228
14669 18897
8000 26897
23607 50504
18637 69141
16518 85659
20319 105978
Cuadro comparativo de la diferencias de volumen cuando se tiene una falsa lectura de 1/8 de pulgada.
CONTRATISTA LOTE No DE TANQUE CAPACIDAD VOLUMEN EN 1/8 DIFERENCIA DE VOLUMENES OBTENIDOS POR MEDICIONES INCORRECTAS EN EL TIEMPO (Bbl)
Bbl DE PULGADA (Bbl) 1 día 15 días 1 mes 1 año
P. Monterrico 11 PM03 262 0.340 0.34 5.10 10.20 122.40
P. Monterrico XV 5625 507 0.442 0.44 6.63 13.26 159.12
Sapet VII 1835 2141 2.326 2.33 34.89 69.78 837.36
Mercantile 111 PV41 4440 1.781 1.78 26.72 53.43 641.16
GMP 1 1761 8133 3.596 3.60 53.94 107.88 1294.56
Pérez Companc X 37T03 14587 4.937 4.94 74.06 148.11 1777.32
GMP 1 1650 34451 10.169 10.17 152.54 305.07 3660.84
PETROPERU - 1D1 120755 31.704 31.70 475.56 951.12 11413.44
FUENTE: Tablas de cubicación de las compañías petroleras.
Tabla No 18
Cuadro comparativo de las diferencias de volumen cuando se tiene una falsa lectura de 1 ºF
API del crudo : 35 Medida correcta Temperatura ( ºF) 81
Factor CTL 0.9900 Medida incorrecta Temperatura ( ºF)
Factor CTL 0.9905
CONTRATISTA LOTE No DE TANQUE CAPACIDAD
Bbl
P. Monterríco 11 PM03 262
P. Monterríco XV 5625 507
Saoet VII 1835 2141
Mercantile 111 PV41 4440
GMP 1 1761 8133
Pérez Companc X 37T03 14587
GMP 1 1650 34451
PETROPERU PETROPERU 101 120755
FUENTE: Tablas de cubicación de las compañías petroleras.
VOLUMEN BRUTO VOLUMEN A 60º
F VOLUMEN A 60º
F
Bbl T = 81 ºF T= 80º
F
200 198 198
500 495 495
2000 1980 1981
4000 3960 3962
8000 7920 7924
14000 13860 13867
30000 29700 29715
100000 99000 99050
Tabla No 19
DIFERENCIA DE VOLUMENES OBTENIDOS POR MEDICIONES INCORRECTAS EN EL TIEMPO (Blll)
1 dia
o
o
1
2
4
7
15
50
15 días 1 mes
o
o
15
30
60
105
225
750
1 alío
o o
o o
30 360
60 720
120 1440
210 2520
450 5400
1500 18000
Cuadro comparativo de las diferencias de volumen cuando se tiene una falsa lectura de 0.01 % de agua y sedimentos
Análisis correcto BS&W%=0.05 Factor= 0.9995
Análisis incorrecto BS&W%=0.06
Factor = 0.9994
CONTRATISTA LOTE No TANQUE CAPACIDAD VOLUMEN A 60º
F VOLUMEN VOLUMEN DIFERENCIA DE VOLUMENES OBTENIDOS POR ANALJSIS INCORRECTOS EN EL TIEMPO (Bbl)
Bbl Bbl CON BS&Wo/o: O.OS CON BS&Wo/o: 0.06 1 dia 15 días 1 mes 1 año
P. Monter rico 11 PM03 262 200 200 200 o o o o
P. Monterrico XV 5625 507 500 500 500 o o o o
Sapet VII 1835 2141 2000 1999 1999 o o o o
Mercantile 111 PV41 4440 4000 3998 3998 o o o o
GMP 1 1761 8133 8000 7996 7995 1 15 30 360
Pérez Comoanc X 37T03 14587 14000 13993 13992 1 15 30 360
GMP 1 1650 34451 30000 29985 29982 3 45 90 1080
PETROPERU - 1D1 120755 100000 99950 99940 10 150 300 3600
FUENTE: Tablas de cubicación de las compañías petroleras.
Tabla No20
Figuras
Oº
...
8º
12°
16'
1 ECUADOR
(
�i AL t?;
.--r�-r.:-:-:�·-)
111· 71 º
' 1
\., COLOMBIA l
\� '\
l_, l \ __ ' ) --� ,· !.J\,' 1.�, �--
) AREA 1- .ZONA SUR �1.. I
'"", ' e' �---.
,' / .... , � -�- __./') ,•'' ._, I / I rt
.�>
RAS I L UCEAIIO J
PACIFICO
\ l ;�,(l>
AMERICA DEL SUR
Oº
4º
8º
\ )\--._Í '
o o
MAPA DB. PERU
LOTES DE CONTRATOS DE
OPERACIONES PETROLERAS
100,000. IOOICnl 2001111
7!1º
LEYENDA
c::::J EN COIITRATDS
EN IIEGOCIACIOII
[=:::..J EN PROUDCION
c:J EN PROV.EWILTfCtllCA
- fNl:VAL TEOICA -- OI.EOOUCTO
ARIAS lltlQGlll.ES
e::::) ARIAS PROllGIIAS
75º
Fla. No 1
12°
. ,......__ \ \
71 º
W.Matos
00'
°00'
°00'
z.5
i..
l-4
OCEANO PACIFICO
W.M!ltos
Z-3
81°00' 80°00'
i"'¿ ... .._,,�--
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¡' )
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Cal�t1os ... )
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Z-6
\, xvu j.1
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-l.....,
Z-781
º
00'
Fia. No 2
AMERICA DEL SUR
PERUPETRO S.A.
AREAS ADJUDICADAS PARA 0PERAO0NES PETROLER AS EN EL NOROESTE DEL PERU
ESCALA ORAFICA �i::01:ti�,.jj10
E:::1,g ..,¡y===::::::33º..,.--40Km
t:::) EN CONTRATOS EN PROMOCION
EN EVALUACION TECNICA
CARRETERAS OLEODUCTO
FEBRERO,2001
4°00'
000'
SISTEMA DE FISCALIZACIÓN NOROESTE
.. ·········
.. ··· -----
�) (J.···/?'
____ _:-...... _ ... ····x••• •
BAT974
XVI
l
111
FIG. 2.1
,• .. ··
XIV
.... ·····
•• •' ZORRIIDS
XII Pl.USPETROL
TANQUE DE FISCALIZACIÓN
D UNIDAD LACT
1:1 REFINERIA
TANQUE DEALMACENAMIENTO
o
1•ZOCALO 21.3 16.4 15.6 19.1
CNOROESTE 24.8 24.6 22.9 23.0 23.7
•sELVA 82.8 73.8 76.8 82.3 84.6 79.7
Fig No 3
PRODUCCION NACIONAL DE GAS NATURAL 1994-2000
45.00,
.,,,./· 40.00
/
35.00 //
Jo_oo,
25.00
� /" � 20.00
/,
••oo
r /// 10.00
···f/0.00
CIMMPCD 26.20 25.82 23.96 40.12 33.29
Fig No 4
Cl1AB PLUSPETROL
•v11SAPET
a1x
UNIPETRO
PRODUCCION NACIONAL DE HIDROCARBUROS LIQUIDOS EN EL 2000
•a
PLUSPETROLCllll
MERCANTILE •v
GMP
36%
DZ28 DX PETRO-TECH PEREZ COMPANC
•11 1
PETROLERA MONTERRICO GMP •31-D •31-C
MAPLE-Agua Caliente AGUAYTIA.E.(COND)
Fig No 5
13%
•31-CAGUAYTIA.E.( LGN)
DIV RIO BRAVO
CVI
--1%
--o¾
-0%
0%
0%
-0%
SAPET 031-8
MAPLE-Maquia
4%
-2%
Fig No 6.- Tanque empernado
TAPA WINCHA OE l,IEQiOA DIRECT�
\� � CQRE OEL PRODUCTO J.r!ANHOLE
TU 80 DE REBOSE.
�SCLLO . I ' :,...I _/ __ �_·: 11 =====/====--,----;
/ Techo Exteriorr/
! ¡ 1f'
�� :j I o-:
t:. ?':!VE!... OE!.. r- : ¡ �i 1 F ·J PROOUCTO f --=]'.-==
--� ' - ::.:_ ·-./¡ r-:= � -�- -_...=-__ -_-===¡ ¡:== -_-_- _--=.__� ��-r-
f----:- --· §- --_ t� � ¡ � -- -::::_ - --J
__ -:_--_-__ -_ -- -- ¡---=i1 �- --l, ' --,, -- 1�Techo Interior -"--
C �NI LLO PAR A -- - TU 8 O ---, --------=--===-===- � __,t:::_�L SELLO - +- ?!RA ME.!JIR - ::-S:--....
��-�
1 -::_-_-__ -_------, -=====--=-_:_-__ -_:_--�- -<..:___ .....-: "?A RED�------ 1 ____ ---- - SOPORTE -_-:_ __DEL T .l N QUE ,
______ _::--= _ _::_-=._--:..-::__::-::-= O E L. E CH C.. __ 11
------�--�
---- ----- -----1
111 ?LOMt.C! MEOIOt.------- � ----- DI R �:-;-t..
Fig No 7- Tanque de techo flotante
ruao DE .lr<EOIR
�
SOPORTE DEL
/TECHO
--=--�PRODUCTO--=--
(A)
FLOTANDO COMPLETAMENTE
Fig No 8- Posiciones del techo flotante
TUBO DE . �EDIR\,
SOPORTE OE:.. /TECHO
Q
__ ..:___-_·Rf=---J �----� _. -_-_ ·. -· -1 �--
- - - - -1 - ___ ...., -
{ 8)
FLOTA�OO PARCIALMENTE:
TUBO DE
MECIR
�
SOPORTE" DEL
\ECHO
(e)
O E SC�NS ANDO LI SR f 1-il EN TE
Techo Cono Techo Cúpula
Fig No 9.- Tanques de techo fijo.
-
� =-..
Mango de Madera
�'
��\�\. =--, - . rn, 3 •• \\ -. / ,/,- / ,' 1 ' 0 , , I, I
�' ...... .. ,, ,._. /
, __ J'"\ ,/ , .· , •. �------:·/ �:...--,,
ivl:1nija
Cinta Metálica
Graduada
Plomada Rectangular
Fig No 10.- Equipo utilizado en una medición indirecta.
GRAMPA
SOP0í1TE /
tJE M/\OEll ,; -/
TE llr,,0(,1:: T no
COPA MET/\LICA
Gí1AMPA
Jff. I! -_r_,_J J/I 0.. - Fondo
J 1 /2 ..
Arno><.
1·· _l_ \'==:::::===::;:!____I___ __J_
1--, J/<I .. lq 2�
Fig No 11.- Termómetro de inmersión.
� 1
1
1
1 l: ,: 1,
"- ¡, 11. 1
1 : 1
1
"J(r 1
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ul
1
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1 Y�· copper wire -
ktndle
Copper 'NÍíl! -
lu9:.;
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... --;/ ... ___
, 1 ,, -
-- j,, ·--
Bcaker
o
.,
Fig No 12.- Muestreador" Ladrón"
( ')
1 Contenido del Tanque
___ r--
G"---- - -------- ·- -· -- . -----
� T--- Muestra de Tope f :,(--- Muestra Superior
,+. --- !Muestra de Centro 1
-,,,_ ---- l Muestra Inferior -----n- !Salida
--'========
Fig No 13.- Niveles de muestreo en un tanque.
l lidró111c11 o Cn111hi11ado
Gr a vedad ¡\ P 1
Tc1111ó111clro
l.a�lrc de i\lclal
l'u111a Cónica
Fig No 14.-Hidrómetros.
l lidró111clrn Si111plc
·----·· -
1:
{ T
Jr1tlf1r,,Ar I rtn!':
- ', _,, t:11rrnric:1r u, l 1 hHJHJCl
Fig No 15.-Lectura de la gravedad API.
,,---'
� -:_:-: : ' - � .,,·
-_
.
- .
- - �
MllESTIII\ or11r.J\
/\parcnk
_\ l'ORRECI"/\
--IOOml
--TS
--50
Pa1 te Cónica Lineal
lmL--T""-
23.5mm
1 OrnL
58.5mm
:: 1.0mm
=1.0mrn\\ // � -�---
Linea Interior Fondo
Parle Interna Sccciún Cónica
Fig No 16.-Tubo de prueba cónico.
--100ml
--75
--50
--25
--20
--15
10
==s ===:6 -----=- 5
100cc
---2·
---_J·
---112-
Fig No 17.-Parte extrema inferior de un tubo cónico.
2.0 mL
1 g mL
1 O ni(.
1, ""'--
1 ""'L
1 S mL
1 e ""L
1 ) "'L
1 1 mi..
1 O mL
,., "'l
·----- --, ;;:;:---·J·, ,,,,.
2 mL
10 ,.,L
01, mL
Z•,u
MEOICIOM Y FISCALIZACION DE PETROLEO CRUDO
� HCT
� LCT
O DEL TANQUE
iendo producción de campo D no de recibir producción campo D
A INICIAL LV (despues de reposo) 0 IDA FINAL LV (termino de lransl,,,ir a Tq.) D
Bombeando a Refineria D Tr;rnsfiriendo a Tanque D
CION (POR AFORO)
NIVEL DE CRUDO PULG. D/0(*) PIES
AGUA PULG. DIO(*)
0200 000100
N° de BOLETA : 0 0 .J.
LUGAR �Si/JC/ON 9'14'- Ot2G/JNof Suj
Inicio a desayu;ir
TNmino de dcs:iy11:1r
D D
Termino tra;1sfercncia ;i Refinería (MEDID/\ INICIAL LI) D
D D D
COMPRA (MEDIDA FINAL LI)
TEMPERATURA DE l /\NQUE GRADOS FARENll[IT
TOPE CENTRO FONDO
8 (i> 8 5
FECHA DE MEDIDA DIA MES AÑO
o 0 o 9 o O
r---,---
HORA MIii_ �
111. FISCALIZACION0930�
API MUESTRA REPRESENTATIVA
TEMP. ¾BSW PTB
GRAV EDAD API FACTOR DE A 60 ºF CORRECCION VOLUMEN
3 8 3 8 2 O o 2 O 5 O 3ró,, 7 o. 98711
IV. OBSERVACIONES
V
.FCD/JCTS-DIC/97.
l/4¿�L1�1>€ FNT/'2,/Ju.4
i/,,wu/-1 Z>E S"l!ltlMJ
V,,,¿uuL/J "1>€ :D12e,.,,� I: 211
TANQUE Nº . [§HP O Q.J_ _]
Fig No 18
VOL UMEN NETO
953 Bb/
...__-,. J- , ...
1Jiscos1ty, µ. (centipo1se)
> 100J
100
JO
10
J
10 JO 100 JOO 1 .COO J.000 10.000 J0.000 100.000
Ffow r2(e. O (gailons oer m,nu¡e)
Fig No 19- Guia practica para seleccionar un tipo de medidor
2
4
CAMARA I.IEOtDORA
Fig No 20.- Elementos de medicion interna de un medidor de desplaz.amiento positivo
Engranaje del Calibrador
----
Em paqucta<lur:1
del Cuello
1::ngranaje
Fig No 21.-Accesorios móviles de un medidor de turbina
---Calibrador
[je l11tcr111cdio
Engranaje
Ensamblaje
Receptor de Pulsos
Caja
Ensalllblaje
Interior
Transductor
Tubo
-.1
ele e111puje
Anterior Estalor
Fig No 22.- Partes principales de un medidor de turbina
Aro de Roto,
n
L= Longitud Toral(� 10D)
;\: Longitud Anterior (2D - JD)
B: Longitud Enderezador de Flujo (2D - JD)
C= Longirud Posterior(� 5D)
D= Diámetro Nominal del f\1edidor
n= # de Tubos o Venas(� 4)
d= Diámetro Nominal de los Tubos (Bid � 1 O)
Fig No 23- Enderezadores de flujo
A a
@
� Flow
�
� Flow
L
e
. ,
)' o
'"
�
:,.
z:l
),
o
' .,
�
CONTROL
REPORTE FECHA
248 23-Nov-00
249 23-Nov-00
250 23-Nov-0O
251 24-Nov-00
252 25-Nov-00
253 26-Nov-00
254 27-Nov-OO
255 28-Nov-00
256 29-Nov-00
257 1 30-Nov-00
258 01-Dic-00
259 02-Dic-00
260 03-Oic-00
261 04-Dic-00
262 05-Dic-00
263 06-Dic-00
264 07-Dic-00
265 08-Dic-00
266 09-Dic-00
267 10-Dic-00
268 11-Oic-00
269 12-Dic-00
270 13-Dic-00
271 14-Dic-00
272 14-Dic-00
INº PRUEBAS
: FACTOR PROMEDIO
jDESVIACION ESTANCAR
DESVIACION MAXIMA DESVIACION MINIMA
CARTA DE CONTROL DEL MEDIDOR Nº 1, DE LA UNIDAD LACT DE
FACTOR
1.0043
1.0041
1.0042
1.0041
1.0049
1.0046
1.0047
1.0047
1.0047
1.0047
1.0046
1.0044
1.0046
1.0044
1.0045
1.0044
1 0044
1.0048
1 0048
1.0049
1.0049
1.0048
1.0047
1.0047
1.0045
25
1.0046
0.000239
1.0053
1.0039
o
w
..J w
o
PEREZ COMPANC - LOTE X ---
1.0055 ,--------------------------------�
1.0050
• • •
1.0045
1 0040
1.0035 .__ ______________________________ ....
248 249 250 251 252 253 254 255 256 257 258 259 260 261 262 263 264 265 266 267 268 269 270 271 272
No REPORTE
Fig No 24
MAXIMO
1.0053
PROMEDIO
1.0046
MINIMO
1.0039
SAPET I>E'VELOPMENT PERU, INC. LOTE VII/LOTE VI - EX - LOTE VI
DAILY REPORT Comput.er ID
!) : 20/Q5,n)1 T íme : 05: 00: 00 Hep,.:)rt Number ·
p1 t lt : 1 Product IV : Table Selected : Table B
Me ID t1umber FQl-01 FQI-02
Da D D
o o o
Cl
Cl
Cl
D T p
H K
11
% A A
Gross ( I \� .) BBL Ne t. ( G::�\f.) BBL Masa LBS
g Gross("IV.>BBL
g Net.(GSV.> BBL
g lias.s LBS
ng Gross(IV)BBL
ng Net(GSV) BBL
ng tfass LBS
o 1)
o
1554H�l1 1520tl75
44EI02HH51
1554�1a1 1520875
44B02f!fJ51
FLOW WEIGHTED AVERAGES : ature I>eg. F . 1)
ure PSIG rv .@ tiO Deg.F rv.@ 60 De.g.F
Factor
tor Pulses/BBL
d in Net(GSV)
.o
. 0001) .o
.0000
.0001)
. 0000 .00
YES
B)
.:\-F •
E DEL VOLUMEN POR :t; BSW
410:.:1
aH65 1170701
1sr,a122 16045a5
47245t,608
16t,7B25 1Ei0fl500
41 :aE;26:::1oa
H6.7 tiO .1
.il4:::1:.:1 :::113.a
.Hf.175 1. oooa
.H784 2EiB!:J.05
YES
""f,00 o.o G /3,.3
410a aH65
1170701
�120f.165�1 �1125410
�l204Bf.540
:::1212756 :::112::,a15
:=n1Eit,Ei240
95G3 BL:3.
Signature Date Gompanlr Represen ted
Pti-049
for PERlJPE1
for 1-'ETROI'E
for SAPET
FIG No 25
Vaivula Principal Blo4ue0
\lanómetros y Venteadorcs
Válvulas de 4 vias
Válvula de Ent(ada e ontador del
\kdidor
Línea Continua Flujo Derecha a Izquierda
Línea Punteada Flujo Izquierda a Derecha
Fig No 26- Partes de un probador bidireccional.
Probador
Detector Pulsos
T ermometros
\ 1edidor
de Pui sos \lcdijor
� Corriente Eléctrica
e ont::dor de Pulsos Probador
!i;�-:.E.\�¡) [ (1 T
.:.;.. ! 1 ---"
--------
B-j� � s> f=
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t� . 1'
C-1
OAIA
GENERAL PURPOSE METEíl PílOVING llEPOílT
FOíl USE WITH PIPE PílOVEílS
!\AS E vo,._ vu E A I etrr AHJ -o- "" Sil( V<All E------r--t----·-·1í\OVI "-ME r�TQ'l ()Al(
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Sf-'1lAl NO ,___uc1_cn_,,o_l
l nA�E�� 11 J(Uf' CCN� 1 I . ..,.,�, 1 t Sil( ¡ [=_:_ __ ;
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T(Ur(f\AíUll(
pr,_)v(n AvG 1.-'ElEn
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L�=
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ccnnec1,o,,rori !fur•r.rv-11;nr. (YI �Tf�l
CJJnn,c 1,0, rori í'f1E S.$Urll; ()rf S TE El
connec ,,e,, rc,:i 1curr.rt,rurir C"I ¡_1í)'IJ10 J ,_,,1 Í. 1\ (Hl t .1-l'J F. ]4 'º" u�1..�,
__ ] ¡-;::;,·] [�]-ccnne,: 1 ,e,, rcn rne s.sune o-, UOlJ'O
DATA
n-rc lvl Gí\t\'1111' �.r((líl( Gl\t\VW< n v rn(S5
C lCUU.TIQIIS
rnoven vOl.u�·E
11(<:TED OV(ll
Ol!J'-'F.
Al ro,
l con11E
�cr:o
j.
,.,(1(11 VOllJfAf:
l\fl:'.'i. n(l'Alll�. A(1.J\J'jl).1(HI�. (IC.
l------· 1.1(1 [ll
IAC!Oll
---------- ----------
--------------------·---·-·---------------------
OAI(: ________ .. __________ _ Fig No 28.- Formato para la prueba del medidor de la U. LACT
U�E ron CCIIS I AJ/T n1Essun( AfTt1r..-,.1x.•,::;
cc•.ir-An·f n(1·,H::;r111ro
------_-·------_-- ·--_-__ -1 ____ ¡·-
Recll!·:t 1Jr
Tapon IC"
Purgador
Reductor 1,'2" X 1/- J "
----------- --·- -----
Fig No 30.- Partes de un Medidor de Orificio.
.--- TlJBO DL 1/-l
l'rcsión tkspués de
Tubería d<.: ll1011cl
· I /'1"
-- 1 la llrida
�
Bnda de Ori ti ci o Rt:dt1c1or
1 :'2' , 1 .'.!"
Tub<:ria tlt.: ílronce 1 / .:¡ ..
:1-kdidor de Orificio
Termómetro 1 ;1pu11 1:2·· . / (1ermo - well)
í� �
__.__�-�-..,-�
Rédl!C(()I
- . -·- - - - - - . - --- ------- - ·- -- --------__ j
ivlínima Longitud tramo recto
, expresado
en ·
diámetro nominal dela tubería
---------A---------.-----8--¡
_j Pla10 de Orificio
zo 1. 1. 1 : 1. 1 11111 • 1 1 l 11 _,...;... __ ·�1 __;.__;.�'-'--'-----��-----��� ---:-;-,-¡----, 1 1 1 1· 1 ,--;-7-, 1 ' 1 1 1 1 1
15
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1 1 1 1 1 1 t 1
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.3 .4 -� .s .7 .J
20
IS
/0-
5
.z
Factor ·diámetro orificio/ diámetro interno tubos
Fig No 31- Longitud de un tramo recto.
AJUSTE DEL
HO!ITI..JE. DEL RlSOl<.IE
AIU\NDl:LA DE COIIECCIOII GUIA C EIIT i\Al.
Fig No 32.- Medidor de fuelle.
LLErl,.liO
rtJllr.<J P.U5Cr !JO
1/.1
CO�!P :.115 .•.COR
TU�O ROSC.;OO l, ',"
fUELLf. __ ll_E -�IA PRES!OII
Fig. No 33.- Carta estándar
Fig No 34- Muestreador de tubo recto
Diafragm_a
Varilla de Conexión
Asiento (reducción de presión)
Fig No 35.- Muestreador regulado
Tomillo regulador de Presión
Resorte
Resistencia Térmica
Gas dd i\ 1 ue:.rreador
Válvula de lm·ección d..: Gas
---- 1----- S,ilida del Gas
CRO,\I.\TOGR.-\ f-0
1-�·'YYf' YYl ,_I¡
V.. ... -\;v ,J\.A, .,___.
COLL_::\INA
oven
Det:.ect:.o:::
----------'
.-\1 Aire
l
1----1 REGISTRADOR 1 PC
t-! :i. ero Pre, e es sor
IMPRESORA
1 - ---- -- · --------------------···- ·· ------ --·-- ---------- -------------------- -------·--------- -- ---------- --- ---------
! Fig No 36.- Diagrama de Flujo de un Cromatógrafo de gases
1. - - . . -- - --------------- -· .. .. -· - - -- ----- ----- - -- ------ -- ... ---------- ---------- ··-. - -------------
Inyección
Murra
Válvula
Inyectora
Muestrcador
Fig No 37.- Columna cromatográfica.
CH4
mna
Í .,
Registrador
Detector
TIEMPO P. DIFERENCIAL
HR PULG AGUA
7.00 31.4
8.00 28.8
9.00 34.3
10.00 33.4
11.00 36.6
12.00 36.9
13.00 37.4
14.00 35.6
15.00 34.8
16.00 34.3
17.00 33.5
18.00 27 9
19.00 31 1
20.00 35.0
21.00 32.0
22.00 34.6
2 3.00 35.6
0.00 35.2
1.00 29.4
2.00 28.1
3.00 29.7
4.00 27.6
5.00 29.9
6.00 26.9
PROMEDIOS 32.5
DIARIOS
P. ESTATICA
PSIG
285
288
287
284
289
288
285
284
284
282
281
279
282
283
282
282
282
281
282
292
288
290
290
286
285
REPORTE DEL SOLAR FLOW
PLANTA PARIÑAS
TEMPERATURA VOLUMEN
º F MPCH
65 600 540
71 574.493
81 615.575
92 594.632
102 619 118
108 617. 769
108 618.333
108 602.655
104 599.119
99 593.962
95 591.169
87 541.375
75 582.342
70 627.426
68 603.345
67 524 344
66 636.468
66 631.900
65 576.512
65 572.718
65 587.601
64 568.738
64 593.847
64 558.497
80 14332.478
BTU / PC GRAVEDAD
ESPECIFICA
1195.69 0.68060
1204.68 O 68580
1212.86 0.69130
1232.30 O 70440
1221.25 0.69700
1224.84 0.69950
1225.09 0.69900
1224.06 0.69880
1221.10 0.69700
1228.81 0.70190
1214.96 0.69290
1213.48 0.69230
1209.47 0.69070
1194.37 0.67950
1195.63 0.68020
1194 13 0.67920
1193.20 0.67850
1195 01 0.67950
1196.55 0.68010
1197 66 0.68020
1193.89 0.6791 O
1193.85 0.67900
1192.60 0.67870
1196.70 0.68240
1207.17 0.6878
Fig No 38.- Reporte del volumen de gas emitido por el Medidor Solar Flow
VOLUMEN
ACUMULADO (MPC)
600.540
1175 033
1790.608
2385.240
3004.358
3622.127
4240.460
4843.115
5442.234
6036.196
6627.365
7168.740
7751.082
8378.508
8981 853
96°06 197
10242.665
10874.565
11451.077
12023.795
12611.396
13180.134
13773.981
14332.478
14332.478
REPORTE DE CALIBRACION DE INSTRUMENTOS
MEDIDORES DE PRESION DIFERENCIAL
Servicio: Lugar: Fecha:
Hora:
Lecturas
1.- Flujo Actual
P. Estatica P. Diferencial
Medidor Barton de PETROTECH Punto de Fiscalizacion "Planta Paril'las"
25/01/01 9.00a.m.
N.L.RANGO
Psig in H20
500PSIG 100 "H20''
25�,
2.- Antes de la Calibración
P. Estatica ( Psig)
P. Diferencial ( In H20)
3.- Oespues de la Calibración
P. Estatica ( Psig)
P. Diferencial ( In H20)
4.- Flujo Final
P. Estatica P. Diferencial
Psig in H20
Ref. o
100200300 400 500
o10 2030 40 50
Ref. o
100 200 300400 500
o10 20 304050
-295
195300400 500
o9
19 29 39 49
o100 200 300 400 500
o
10 20 304050
COMENTARIOS : MEDIDOR EN SERVICIO - 11.10 a.m.
Fig No 39
.EII---------607080
90100
59 6980 90
100
.El�----------, 60708090
100
60
708090
100
Fotos
Foto No 1 Punto de Fiscalización de crudo de GMP - Lote 1 Tanques 1650 y 1761. Patio Tanques Tablazo
Foto No 2 Punto de Fiscalización de crudo de Pérez Companc - Lote X Unidad LACT - Planta de Tratamiento Carrizo
Foto No 3 Punto de Fiscalización de crudo de Petro-tech - Lote Z-2B Unidad LACT - Patio Tanques Tablazo
Foto No 4 Punto de Fiscalización de gas de Petro-tech - Lote Z-2B Solar Flow. Planta Pariñas.
Foto No 5 Medición del nivel de agua Foto No 6 Marca del nivel de agua
Foto No 7 Medida del Nivel de Líquido.
Foto No 8 Medida de la Temperatura
Foto No 9 Recolección de una muestra de crudo
Foto No 10 Gravedad API
Foto No 11 Equipos utilizados en el análisis de Agua y sedimentos ( Cetrífuga, baño térmico y tubos cónicos)
Foto No 12 Salinómetro digital y convencional.
Foto No 13 Muestreador automático.
Foto No 14 Medidor de desplazamiento positivo
Foto No 15 Medidor de Turbina
Foto No 16 Panel de control de la Unidad Lact computarizada.
Foto No 17 Panel de control de la Unidad Lact no computarizada.
Foto No 18 Desplazador esférico
Foto No 19 Brida de orificio
Foto No 20 Equipo integrador
-
_j
•
......
Foto No 21 Cromatógrafo de gases
Foto No 22 Calibración de la presión estática Foto No 23. Calibración de la presión diferencial
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