DESHIDRATACION DE CRUDO PERIODO 2016-2 20% CORTE 3
REALIZADO POR: T.S.U MERVIN MELEAN C.I 14.846.338
INDICE
INTRODUCCION 1- DESHIDRATACION DEL CRUDO 2- METODOS DE DESHIDRATACION DEL CRUDO 3- GRAVEDAD API 4- DETERMINACION DE LA GRAVEDAD API DEL CRUDO 5-DEPURADORES DE ESTACIONES DE FLUJO 6-SEPARADORES EN ESTACIONES DE FLUJO 7-TIPOS DE SEPARADORES EN LAS ESTACIONES DE FLUJO 8-METODOS DE SEPARACION USADOS EN LOS SEPARADORES 9-AFORAMIENTO DE TANQUES 10-MEDICION DE NIVELES DE FLUIDO EN TANQUES DE ALMACENAMIENTO DE CRUDO.
CONCLUSION REFERENCIAS BIBLIOGRAFICAS
INTRODUCCION Después que el petróleo de cada uno de los pozos del yacimiento ha alcanzado la superficie, se recolecta mediante un sistema de líneas de flujo que van desde el cabezal de los pozos hasta las estaciones de flujo. En las estaciones de flujo de petróleo y el gas producidos por los pozos entran a los separadores donde se completa la separación del gas que aún quedaba mezclado con el petróleo. Al salir por los separadores, el petróleo y el gas siguen rutas diferentes para cumplir con los distintos usos y aplicaciones establecidas. establecidas. Generalmente, el agua producida con el crudo existe parcialmente como agua libre y parcialmente como agua en emulsión. En algunos casos, cuando la relación aguahidrocarburo es muy alta, la emulsión hidrocarburo en agua es más rara que la emulsión agua en hidrocarburo. El agua libre producida con el crudo es definida como el agua que podrá separase del crudo por gravedad. Para separar el agua emulsificada existen tratamientos como, tratamientos térmicos, tratamientos químicos, tratamientos electrostáticos, o una combinación de todos estos podría ser necesario sumado a la separación producida por la gravedad. Es una gran ventaja separar el agua libre del crudo yasí minimizar los costos por tratamientos de emulsiones. El crudo limpio (sin agua y desalado) almacenado en los patios de tanques es enviado a través de los oleoductos a las refinerías del país y a los terminales de embarque para su exportación a los mercados de ultramar
1- DESHIDRATACION DEL CRUDO
La deshidratación de crudos es el proceso mediante el cual se separa el agua asociada con el crudo, ya sea en forma emulsionada o libre, hasta lograr reducir su contenido a un porcentaje previamente especificado. Generalmente, este porcentaje es igualo inferior al 1 % de agua. Una parte del agua producida por el pozo petrolero, llamada agua libre, se separa fácilmente del crudo por acción de la gravedad, tan pronto como la velocidad de los fluidos es suficientemente baja. La otra parte del agua está íntimamente combinada con el crudo en forma de una emulsión de gotas de agua dispersadas en el aceite, la cual se llama emulsión agua/aceite (W/O)
El agua y el aceite son esencialmente inmiscibles, por lo tanto, estos dos líquidos coexisten como dos líquidos distintos. La frase “aceite y agua no se mezclan” expresa la mutua insolubilidad de muchos hidrocarburos líquidos con el agua. Las solubilidades de hidrocarburos son bajas, pero varían desde 0,0022 ppm para el tetradecano hasta 1.760 ppm Durante las operaciones de extracción del petróleo, la mezcla bifásica de petróleo crudo y agua de formación f ormación se desplazan desplazan en el medio m edio poroso a una velocidad del orden de 1 pie/día, lo que es insuficiente para que se forme una emulsión. Sin embargo, al pasar por todo el aparataje de producción durante el levantamiento y el transporte en superficie (bombas, válvulas, codos, restricciones, etc.) se produce la agitación suficiente para que el agua se disperse en el petróleo en forma de emulsión W/O estabilizada por las especies de actividad interfacial presentes en el crudo. Las emulsiones formadas son macro-emulsiones W/O con diámetro de gota entre 0,1 a 100 µm.
2- METODOS DE DESHIDRATACION DEL CRUDO Existen diversos métodos para realizar la seaparacion de crudos. En general se usa la combinación de métodos térmicos y químicos con uno mecanico o eléctrico para lograr la deshidratación efectiva de la emulsion
El método de tratamiento Térmico: Se basa en que el agua y el petróleo tienen coeficientes de dilatación cúbica diferentes, lo que hace que al calentar la película, la emulsión disminuya. Además, el calor reduce la viscosidad del crudo y aumenta la diferencia de densidades, lo que facilita la decantación del agua. Es usado sólo en petróleos con emulsiones poco estables de partículas grandes de agua, las cuales son fáciles de decanta. Consiste en tratar la emulsion en un recipiente tratador,adicionándole el calor para permitir la separación separación de las fases. El aumento de la temperatura temperatura reduce la viscosidad viscosidad del aceite , debilita el agente emulsificante , disminuye la densidad del crudo , disminuye la tensión superficial del agua .
Desventajas: Reducción del volumen de crudo por perdidas volátiles. Variación de las propiedades físicas del crudo. Costos mayores de tratamiento por equipo y combustible. Costos por corrocion y mantenimiento de los equipos.
Tratador Térmico: Son unidades a presión para tratar cualquier tipo de emulsión. Estan diseñados para para separar el agua del del aceite y remover el agua libre libre . Pueden ser verticales u horizontales. horizontales. TRATADOR TERMICO VERTICAL
Son usados para tratar corrientes de pozos individuales, manejan tiempos de retención entre 3 y 4 minutos
Tratador Termico Horizontal
Son usados para instalaciones de varios pozos . Tienen tiempo de retención entre 20 y 25 minutos.
El método de tratamiento Asentamiento: Es la utilización de la fuerza de gravedad para hacer hacer su papel de sedimentación sedimentación de las gotas , esta condicionada condicionada al tiempo y es dependiente del grado de estabilidad del emulsion , se utiliza principalmente para separar el agua libre producida con el petróleo. Los tanques de tratamiento usualmente proveen suficiente tiempo para permitir que todo el agua se asiente. El tiempo necesario para permitir que el agua se asiente es determinado por la diferencia en la gravedad específica entre el agua y el petróleo, la viscosidad del petróleo y por el tamaño y condición de las g otas de agua. Mientras una turbulencia suave ayudará en la coalescencia, la turbulencia severa en la sección de asentamiento incrementará incrementará el tiempo de asentamiento. asentamiento. Una ley que provee una aclaración de como las gotas de aguas dispersas (emulsionadas) en el petróleo se asientan al estar relativamente el producto deshidratado, es la ley de Stoke, que probó que la velocidad a la cual una gota de uno de los líquidos inmiscibles (el agua) se separará del otro líquido y se asentará. Lo extenso del tiempo de asentamiento depende del tiempo de residencia disponible en la planta de tratamiento. Algunos compuestos tienen el resultado deseado en menor tiempo que otros. Estos tipos de productos químicos son deseables en casi todos los casos. El tiempo de asentamiento representa el tiempo estático en el sistema requerido para que la emulsión se separe en agua y petróleo. Es obvio que cualquier disturbio que afecte este proceso debe ser evitado
Separadores electroestáticos Son ampliamente utilizados para la descomposición de emulsiones fuertes, en complemento al tratamiento químico con desmulsificante y al calentamiento en separadores térmicos en agua libre.
Separadores gas-líquido Los separadores horizontales o verticales sirven para separar el gas asociado al crudo que proviene desde los pozos de producción. El procedimiento consiste en que la mezcla de fluidos entrante choca con las placas de impacto o bafles desviadores a fin de promover la separación gas-líquido mediante la reducción de velocidad y diferencia de densidad. El número de separadores varía en función del volumen de producción de gas y petróleo en las estaciones. Se identifican cuatro secciones de separación: Separación primaria: Comprende la entrada de la mezcla crudo-agua-gas. Separación secundaria: Está representada por la etapa de separación máxima de líquido por efecto de gravedad. Extracción de neblina: Consiste en la separación de las gotas de líquido que aún contiene el gas. Acumulación de líquido: Está constituida por la parte inferior del separador que actúa como colector, posee control de nivel mediante un flotador para manejar volúmenes de líquidos obtenidos durante la operación. Los separadores verticales operan con mayor eficiencia a una baja relación gas-petróleo menor de 500 pie3/barril, mientras que los separadores horizontales poseen mayor área superficial y tienen controladores de espumas. En la figura 18 se muestran un tren de t res separadores verticales
El asentamiento gravitacional se lleva a cabo en grandes recipientes llamados tanques, sedimentadores, tanques de lavado, “gun barrels” y eliminadores de agua libre (EAL ó “Free Water Knockout FWK”). Los eliminadores de agua libre (EAL) son
utilizados solamente para remover grandes cantidades de agua que es producida en la corriente, pero que no está emulsionada y se asienta fácilmente en menos de 5-20 minutos, figura 19. El crudo de salida de un EAL todavía contiene desde 1 hasta 30 % de agua emulsionada. En el interior de estos recipientes que son de simple construcción y operación, se encuentran bafles para direccionar el flujo y platos de coalescencia. El agua es removida por la fuerza de gravedad y esta remoción provoca ahorros en el uso de combustible de los calentadores. Un calentador requiere de 350 Btu para calentar un barril de agua en 1°F, pero solamente requiere 150 Btu para calentar 1 barril de crudo en 1°F. El calentamiento de agua, aparte de que es un desperdicio de energía provoca problemas de incrustación y requiere del uso adicional de tratamiento químico muy costoso para prevenir la incrustación. Los eliminadores de agua libre (EAL), no son lo mejor ya que ellos solo remueven el agua libre. Están protegidos por ánodos de sacrificio y por aditivos para prevenir la corrosión por el efecto del agua de sal.
Otro sistema que es importante mencionar son los tanques de lavado o comúnmente llamados “Gun Barrels”. Estos recipientes usualmente operan con media parte de agua
(colchón de agua) y la otra parte lo cubre el petróleo. Su funcionamiento consiste en que la emulsión entra al área de desgasificación, donde se produce la liberación del gas remanente a través del sistema de venteo. Seguidamente, la fase líquida desciende por el tubo desgasificador y entra a la zona del agua de lavado a través de un distribuidor, que se encarga de esparcir la emulsión lo más finamente posible a fin de aumentar el área de contacto entre el agua de lavado y la emulsión, favoreciendo así la coalescencia de las partículas de agua. La emulsión fluye a través del agua en el interior del tanque de lavado siguiendo la trayectoria forzada por bafles internos que permiten incrementar el tiempo de residencia. El petróleo por ser más liviano que la emulsión asciende pasando a formar parte de la zona correspondiente al petróleo deshidratado. Este proceso de deshidratación se ve afectado por altas velocidades de flujo, exceso de gas, descensos en la temperatura del fluido y recuperación de emulsiones envejecidas; por lo tanto, la eficiencia del mismo depende del control total de estas variables. Tienen un tiempo de residencia entre 3 a 36 horas. Entre los equipos más utilizados por la industria petrolera se mencionan los tanques de lavado de tipo helicoidal, los de tipo rasurado, concéntrico o araña.
Calentadores
Los tratadores-calentadores pueden ser de tipo directo e indirecto en función de la forma en que se aplica el calor. En los calentadores de tipo directo el calor es transferido por contacto directo de la corriente alimentada con la superficie interna del calentador. Aunque este tipo presenta problemas de sedimentos y de corrosión pueden manejar mayores volúmenes de fluidos con menor gasto de combustible que los calentadores indirectos. Operan eficientemente en procesos de baja presión y donde los fluidos manejados no son muy corrosivos. Los más utilizados son los calentadores de fuego directo con cajas de fuego de tipo vertical
Deshidratador Electroestáticos Deshidratador Electroestáticos Los procesos de deshidratación electrostática consisten en someter la emulsión a un campo eléctrico intenso, generado por la aplicación de un alto voltaje entre dos electrodos. Este dispositivo, generalmente tiene características similares a los de los equipos de separación mecánica presurizados, añadiendo a éstos el sistema de electrodos y de generación de alto voltaje. La aplicación del campo eléctrico sobre la emulsión induce a la formación de dipolos eléctricos en las gotas de agua, lo que origina una atracción entre ellas, incrementando su contacto y su posterior coalescencia. Como efecto final se obtiene un aumento del tamaño de las gotas, lo que permite la sedimentación por gravedad. Un deshidratador electrostático está dividido en 3 secciones, figura 21. La primera sección ocupa aproximadament e el 50% de su longitud y es llamada “Sección de calentamiento”. La segunda sección es llamada “Sección central o control de nivel” y
esta ocupa por alrededor del 10% de su longitud ubicada adyacente a la sección de calentamiento. La tercera sección ocupa el 40% de la longitud del deshidratador y es denominada “Sección de asentamiento” del agua suspendida para producir crudo
limpio. Las parrillas de electrodos de alto voltaje están localizadas en la parte superior del recipiente, arriba de la interfase agua-aceite.
Entre las ventajas que posee los deshidratadores electrostáticos en comparación con los sistemas de tanques de lavado es que son menos afectados en su operación por las características de los crudos (densidad, viscosidad), agua o agentes emulsionantes, ofrecen mayor flexibilidad, el tiempo de residencia asociado es relativamente corto y por otra parte, son de menor dimensión. Además, con el tratamiento electrostático se obtiene una mejor calidad del agua separada y una mayor flexibilidad en cuanto a las fluctuaciones o variaciones en los volúmenes de producción (Guzmán et al., 1996). Entre las desventajas que presentan los equipos de deshidratación electrostática están: Requerimiento de supervisión constante en su operación. Instalación de sistemas de control más sofisticados, lo que incide tanto en los costos de operación como de inversión. Instalación de sistemas de carga para un mayor control de flujo al equipo, ya que necesitan para su operación condiciones de flujo estables y controladas. Los dispositivos del equipo podrían ser afectados por los cambios en las propiedades conductoras de los fluidos de alimentación, cuando se incrementa el agua, la salinidad salinidad y la presencia de sólidos.
El nivel de agua libre es controlado por dos medidores de nivel en paralelo y con diferentes principios de operación. Esta es la variable más difícil de manejar, ya que un valor alto podría hacer que el agua tenga contacto con las parrillas energizadas y halla un corto circuito en el equipo y sus correspondientes correspondientes daños al sistema eléctrico. Estos equipos se utilizan cuando la velocidad de asentamiento por gravedad es muy lenta, dada por la Ley de Stokes. Por ejemplo una gota de agua de 20 micras de diámetro en un crudo de 33 °API a 100 °F y una viscosidad de 6,5 cp se asienta a una velocidad de 0,07 ft/hr..
3- GRAVEDAD API
La gravedad API, o grados API, de sus siglas en inglés American Petroleum Institute, es una medida de densidad que, en comparación con el agua a temperaturas iguales, precisa cuán pesado o liviano es el petróleo. Índices superiores a 10 implican que son más livianos que el agua y, por lo tanto, flotarían en ésta. En el lenguaje petrolero corriente los petróleos crudos se clasifican como livianos, medianos, pesados o extrapesados. Esta clasificación está muy vinculada a la gravedad específica o índice de grados API de cada crudo. La propia clasificación nos da una idea de la viscosidad o fluidez de cada crudo. Clasificación del crudo según API: Crudos Livianos 30-40° Crudos Medianos 22-29.9° Crudos Pesados 10-21.9° Crudos Extrapesados Menos 10° La gravedad API se usa universalmente para la catalogación y establecimiento de diferenciales de precios, considerando otros factores como el contenido de azufre y/o metales, sal, corrosividad o rendimiento específico de determinado producto dado por un crudo determinado.
4- DETERMINACION DE LA GRAVEDAD API DEL CRUDO EL método del hidrómetro está basado en el principio de que la g ravedad de un líquido varía directamente con la profundidad de inmersión que sufre un cuerpo al flotar en él. El método del picnómetro se basa en el principio del volumen constante y variación de la temperatura, al igual se trató el método de la centrífuga y el método por destilación el cual consiste en calentar el material bajo reflujo con un solvente inmiscible en agua, el cual co-destila con el agua presente en la muestra. Estas pruebas resultan importante y su determinación debe ser lo más real posible, pues resultados erróneos afectarán tanto al vendedor como al comprador.
ASTM D287
Prueba Estándar para la Gravedad API del Petróleo Crudo y Productos del Petróleo (Método del Hidrómetro) El principio del hidrómetro es el de Arquímedes, el cual establece "todo cuerpo sumergido total o parcialmente en un líquido, recibe un empuje de abajo hacia arriba, igual al peso del líquido que desaloja". Esto significa que cualquier cuerpo se hundirá más en un líquido de menor densidad y desalojara más líquido. El peso "P" del líquido desalojado por el cuerpo deberá ser igual al peso del cuerpo "w". Se tiene entonces:
Donde: P = peso del líquido desalojado por el cuerpo. r = densidad del líquido. V = Volumen del líquido desalojado. P =W (condición de equilibrio)
"m" es la masa del cuerpo y "V" el volumen desalojado.
ASTM D369
Método Estándar para determinación de la gravedad específica mediante el Picnómetro Gay luzca. Este método se basa en el principio del volumen constante y variación de la temperatura, la cual disminuye la masa y por ende la densidad que es obtenida a través de este proceso. Este consiste en tomar t omar una sustancia determinada y someterla a diferentes temperaturas, y mantener un volumen constante empleando distintas masas, esto tiene su base en la Ley de los Volúmenes Constantes. ASTM D4007
Prueba Estándar para Agua y Sedimentos en Crudos por el Método de la Centrífuga. Centrifugación: Este se basa en someter una muestra a un movimiento rotativo, que induce a la separación de los componentes en virtud de las distintas masas, inducido por la fuerza centrífuga. Cuando se obliga una masa a desviarse de la trayectoria rectilínea que tiende a seguir, mediante una fuerza en dirección al centro de la curvatura de su trayectoria, dicha fuerza se llama centrípeta, y la reacción, igual y contraria se conoce como fuerza centrípeta; lo que permite que el agua y sedimentos presentes en la muestra se depositen en el fondo del tubo de centrifugación.
ASTM D4006
Método
de
Prueba
Estándar
para
Agua
en
Crudo
por
Destilación.
La palabra destilación se aplica a los procesos de vaporización en los que el vapor producido se recupera, por condensación. De tal manera, que los componentes de una mezcla líquida pueden ser separados por vaporización parcial de la mezcla y la recuperación separada del vapor y el residuo. Los componentes más volátiles de la mezcla se obtienen en mayor concentración en el vapor, y los menos volátiles en el residuo del líquido. El método consiste en calentar el material bajo reflujo con un solvente inmiscible en agua el cual co-destila con el agua presente en la muestra. El solvente condensado y el agua son separados continuamente en una trampa donde el agua se queda y el solvente retorna al sistema; con el propósito de seguir diluyendo el flujo para poder separar el agua de este.
5-DEPURADORES DE ESTACIONES DE FLUJO
Depuradores de Gas Luego que se genera la separación principal, la línea de gas resultantes que sale, pasa a otro tipo de separador llamado depurador de gas, el cual tiene como función básica la de remover pequeñas cantidades de líquidos de esta mezcla predominantemente predominantemente gaseosa. Los depuradores de gas son básicamente un separador de gas-líquido, que solo manejan los volúmenes de liquido contenidos en el gas procesado en su sistema (poco liquido). Los depuradores están diseñados para trabajar a un volumen y presión constante de tal manera que el gas sea más seco, para evitar el envío de liquido a las plantas compresoras. Aguas abajo de los depuradores se puede efectuar la medición del gas total manejado en la instalación. instalación.
6-SEPARADORES EN ESTACIONES DE FLUJO Una vez recolectado el petróleo, este se somete a un proceso dentro de un recipiente denominado Separador, en el cual el gas y el liquido (petróleo y agua) se separan a determinada presión. El gas sale por la parte superior del separador y mientras que el liquido va por la parte inferior del mismo. Requerimientos de un Separador: *La energía que posee el fluido al entrar al recipiente debe ser controlada. *Las tasas de flujo de las fases líquida y gaseosa deben estar comprendidas dentro de ciertos límites, que serán definidos a medida que se analice el diseño. Esto hace posible que inicialmente la separación se efectúe gracias a las fuerzas gravitacionales, gravitacionales, las cuales actúan sobre esos fluidos, y que se establezca un equilibrio entre las fases líquido-vapor. *La turbulencia que ocurre en la sección ocupada por el gas debe ser minimizada. *La acumulación de espuma y partículas sólidas contaminantes ha de ser controlada. *Las fases líquida y gaseosa no se deben poner en contacto una vez separadas. *Las salidas de los fluidos necesitan estar provistas de controles de presión y/o nivel. *Las regiones del separador donde se pueden acumular sólidos deben, en lo posible, tener las previsiones para la remoción de esos sólidos *El separador requiere válvulas de alivio, con el fin de evitar presiones excesivas, debido a diferentes causas, por ejemplo: líneas obstaculizadas. *El separador debe estar dotado de manómetros, termómetros, controles de nivel, visibles; para hacer, en lo posible, revisiones visuales. *•Es conveniente que todo recipiente tenga una boca de visitas, para facilitar la inspección y mantenimiento mantenimiento
Para realizar la separación del gas del petróleo se emplean separadores del tipo vertical y horizontal, cuya capacidad para manejar ciertos volúmenes diarios de crudo y de gas, a determinadas presiones y etapas de separación. Los separadores se fabrican de acero, cuyas características corresponden a las normas establecidas para funcionar en etapas específicas de alta, mediana o baja presión. En la separación de gas y petróleo es muy importante considerar la expansión que se produce cuando el gas se desprende del petróleo y la función que desempeña la presión. Además, en el interior del separador, a través de diseños apropiados, debe procurarse el mayor despojo de petróleo del gas, de manera que el gas salga lo más limpio posible y se logre la mayor cantidad posible de petróleo.
7-TIPOS DE SEPARADORES EN LAS ESTACIONES DE FLUJO Según su función: Separadores de Producción General, recibe los fluidos provenientes de la línea del múltiple de producción general. Separador de Prueba, recibe la producción de un solo pozo con el objeto de ser medida.
Según su configuración: configuración: Esféricos y Cilíndricos (Pueden ser verticales u Horizontales).
8-METODOS DE SEPARACION USADOS EN LOS SEPARADORES Momentum (Cantidad de Movimiento) Fluidos con diferentes densidades tienen diferentes momentum. Si una corriente de dos fases se, no permiten que la partículas de la fase pesada se muevan tan rápidamente como cambia bruscamente de dirección, el fuerte momentum o la gran velocidad adquirida por las fases las de la fase liviana, este fenómeno provoca la separación.
Fuerza de gravedad Las gotas de líquido se separan de la fase gaseosa, cuando la fuerza gravitacional que actúa sobre las gotas de líquido es mayor que la fuerza de arrastre del fluido de gas sobre la gota. Estas fuerzas definen la velocidad terminal, la cual matemáticamente se presenta usando la ecuación siguiente (Perry, 5ta. Ed.) :
Coalescencia Las gotas muy pequeñas no pueden ser separadas por gravedad. Estas gotas se unen, por medio del fenómeno de coalescencia, para formar gotas mayores, las cuales se acercan lo suficientemente como para superar las tensiones superficiales individuales individuales y poder de esta forma separarse por gravedad.
9-AFORAMIENTO DE TANQUES El aforo de tanques se realiza teniendo en cuenta las diferencias estructurales en los tanques de almacenamiento líquido. La calibración puede ser desarrollada por los siguientes métodos: Líquido: Determina el volumen del tanque, transfiriendo un líquido no volátil desde una fuente controlada por un patrón de medida hasta el tanque objeto de aforo. Geométrico: Comprueba la capacidad de un tanque a diferentes niveles, con puntos de referencia empleando las dimensiones del tanque y utilizando elementos ópticos de medida. Alcance Método Líquido: Aforo de tanques con capacidad de 1.000L a 20.000L. Método Geométrico: Geom étrico: Aforo de tanques tanqu es verticales con capacidad de 100 a 30.000 barriles o su equivalente a galones. Beneficios
Confiabilidad en las mediciones. Permite control de inventario líquido real. Cumplimiento de normas regulatorias. Evitar pérdidas de materia prima. Transferencias de custodia exactas .
10-MEDICION DE NIVELES DE FLUIDO EN TANQUES DE ALMACENAMIENTO DE CRUDO.
La unidad normalizada de medición de nivel en el Sistema Internacional de Unidades es el metro, cuyo símbolo es m, sin embargo en la industria se utilizan otras unidades como: pie (ft), pulgada (in), centímetro (cm). En la Tabla 3.1 se muestran están unidades con sus respectivos respectivos factores de conversión
La medición de nivel se justifica tanto en mediciones de procesos continuos como en mediciones puntuales tales como alarmas por alto o bajo nivel. En procesos continuos se tiende al logro de una capacidad c apacidad de almacenamiento almacenamiento menor, reduciendo el costo inicial del equipo y exigiendo la necesidad de un control preciso y sensible de nivel. La aplicación más frecuente de los detectores de nivel es la señalización de lleno y vacío. Para la medición continua se utilizan, entre otros, los principios: capacitivo, conductivo, conductivo, vibratorio, a microondas, hidrostático, a ultrasonido y radiométrico, además, en la actualidad, para la investigación investigación se utilizan los basados en elementos radioactivos En la medición de nivel hay que tomar en cuenta algunas propiedades del líquido tales como la viscosidad del fluido, temperatura, densidad, corrosión Para el tipo de medición y la calidad deseada se deben conocer las características del instrumento 123 como campo de medición, exactitud, repetibilidad, presurización o no del recipiente, mantenimiento, calibración costo entre otras. Todo esto trae como consecuencia que existan varias técnicas para la medición de nivel. Las razones para medir el nivel de líquidos son muy diversas, por lo general, una o más de las que se describen a continuación constituyen el motivo para la medición (y frecuentemente, el control automático) del nivel de líquidos: Mantenimiento de condiciones seguras de operación, la optimización y control de procesos, el ámbito de la investigación y el desarrollo entre otros
MÉTODOS DE MEDICIÓN DE NIVEL Métodos Directos: Los métodos de medición directa utilizan para la medición de nivel, la altura del líquido sobre una línea de referencia : Indicadores visuales:
Medidor de sonda: Cinta métrica metálica graduada con plomada, Regla graduada. Métodos Indirectos:
Los métodos de medición indirecta miden otros efectos que cambian con el nivel del líquido, entre ellos: El empuje producido por el propio líquido:
Medidores de desplazamiento: Mecanismo de resorte, Mecanismo con barra de torsión. t orsión.
CONCLUSION
El tratamiento de crudos (TC) es un proceso industrial que abarca el diseño y la operación de instalaciones de superficie para el logro técnico y económico de la entrega de crudo en especificación (atributo de calidad contractual) y de una densidad (relativa) mejor paga posible Una instalación de tratamiento comienza con la separación de los fluidos provenientes del pozo en tres componentes, típicamente llamadas "fases" (petróleo, gas y agua) y sigue con el procesamiento de las tres fases para ponerlas "en especificación " de venta (gas y petróleo) o de reuso (agua). Todos los equipos de TC se diseñan, en base a las propiedades de los fluidos a tratar y a los para metros operativos que un tratamiento eficiente requiere Una vez diseñada, construida y montada no hay mucho margen para cambiar condiciones operativas, el primer gran inconveniente surge cuando se supera la capacidad de tratamiento de diseño (deben reducirse los tiempos de residencia). El segundo gran inconveniente es la irrupción de agua con la necesidad de manejar grandes% de la misma.
REFERENCIAS BIBLIOGRAFICAS
http://www.pdvsa.com/PESP/Pages_pesp/aspectostecnicos/produccion/tipos_crudos.ht ml http://www.monografias.com/trabajos37/gravedad-api-densidad/gravedad-apidensidad.shtml https://profesormario.files.wordpress.com/2010/06/estaciones-de-flujo.pdf http://serviciosgdp.com/course/aforo-de-tanques/ http://webdelprofesor.ula.ve/ingenieria/oscaror/CursosDictados/web%20instrumentacio n%20industrial/1%20transductores%20para%20procesos%20industriales/libro%20pdf/ CAP%203%20Medicion_nivel_2009_n.pdf
