Medicion en La TransferenCIA de Custodia

MEDICION EN LA TRANSFERENCIA DE CUSTODIA TABLA DE CONTENIDO INTRODUCCIÓN Propositos del módulo __________________________________________________1 SECCIÓN 1 - TRANSFERENCIA DE CUSTODIA Introducción __________________________________________________________3 ¿Qué es la Transferencia de custodia? ______________________________________4 Medición en la Transferencia de custodia __________________________________4 Volumen estándar neto __________________________________________________5 Repaso 1 ____________________________________________________________6 SECCIÓN 2 - MEDICION EN LA TRANSFERENCIA DE CUSTODIA - TUBERÍAS Introducción __________________________________________________________7 Medición ____________________________________________________________8 Tipos de medidores____________________________________________________11 Recopilación de datos de temperatura y presión ____________________________18 Repaso 2 ____________________________________________________________19 SECCIÓN 3 - MEDICION EN CONTROL DE INVENTARIO - TANQUES DE ALMACENAMIENTO Introducción ________________________________________________________22 Tablas de referencia para tanques ________________________________________23 Aforo ______________________________________________________________23 Recopilación de datos de temperatura ____________________________________24 Medición de la densidad________________________________________________31 Repaso 3 ____________________________________________________________33 SECCIÓN 4 - MEDICION DE LA CALIDAD Introducción ________________________________________________________37 Acopio de muestras de agua y sedimento (S&W) ____________________________38 Muestreo de sedimento en gas licuado de petróleo (GLP) ____________________39 Centrifugación ______________________________________________________40 Prueba de claridad40 Prueba del azufre ____________________________________________________41 Repaso 4 ____________________________________________________________43 RESUMEN ______________________________________________________________45 GLOSARIO ____________________________________________________________48 RESPUESTAS ____________________________________________________________53

ATENCION El personal de operaciones usa tecnología para alcanzar metas específicas. Un objetivo clave del programa de entrenamiento es promover la comprensión de la tecnología que el personal operativo, usa en su trabajo diario. Este programa de entrenamiento refuerza la relacion trabajo-habilidades mediante el suministro de información adecuada de tal manera que los empleados de oleoductos la puedan aplicar in mediatamente. La información contenida en los módulos es teórica. El fundamento de la información básica facilita el entendimiento de la tecnología y sus aplicaciones en el contexto de un sistema de oleoducto. Todos los esfuerzos se han encaminado para que reflejen los principios científicos puros en el programa de entrenamiento. Sin embargo en algunos casos la teoría riñe con la realidad de la operación diaria. La utilidad para los operadores de oleoductos es nuestra prioridad mas importante durante el desarrollo de los temas en el Programa de Entrenamiento para el Funcionamiento de Oleoductos. MEDICION EN LA TRANSFERENCIA DE CUSTODIA EQUIPOS DE OLEODUCTOS © 1996 IPL Technology & Consulting Services Inc. Reproducción Prohibida (Enero 1996) IPL TECHNOLOGY & CONSULTING SERVICES INC. 7TH FLOOR IPL TOWER 10201 JASPER AVENUE EDMONTON, ALBERTA CANADA T5J 3N7 TELEPHONE +1-403-420-8489 FAX +1-403-420-8411 REFERENCE -MODULE # SP MEDICION EN LA TRANSFERENCIA DE CUSTODIA NOVEMBER, 1997

HABILIDADES DE ESTUDIO Para que el aprendizaje de los módulos sea más efectivo, se sugiere tener en cuenta las siguientes recomendaciones. 1.

.Trate de que cada periodo de estudio sea corto pero productivo (de 10 a 45 minutos). Si usted ha establecido que estudiará durante los cinco dias de la semana un total de dos horas por día, separe los tiempos de estudio con periodos de descanso de dos a cinco minutos entre cada sesion. Recuerde que generalmente una semana de auto estudio reemplaza 10 de horas de asistencia a clases. Por ejemplo si usted tiene un periodo de tres semanas de autoestudio, deberá contabilizar treinta horas de estudio si quiere mantener el ritmo de la mayoría de los programas de aprendizaje.

Cuando usted esté estudiando establezca conexiones entre capítulos y tareas. Entre más relaciones logre hacer le será 2. más fácil recordar la información. Hay cuestionarios de autoevaluación al final de cada sección del módulo. Habitualmente el responder a estos cuestionarios 3. crementará su habilidad para recordar la información. Cuando esté leyendo una sección o un módulo, primero de un vistazo rápido a toda el material antes de comenzar la 4. lectura detallada. Lea la introducción, conclusiones y preguntas al final de cada sección. A continuación como una tarea separada estudie los encabezados, gráficos, figuras y títulos. Despues de esta excelente técnica de revision previa, usted estará familiarizado con la forma como está organizado el contenido. Después de la lectura rápida continue con la lectura detallada. Su lectura detallada, refuerza lo que ya usted ha estudiado y además le clarifica el tema. Mientras usted este realizando esta lectura deténgase al final de cada sub-sección y pregúntese “¿Que es lo que he acabado de leer?”

PROGRAMA

DE

ENTRENAMIENTO PARA OPERACIONES

DE

DUCTOS

5. Otra técnica de estudio útil es escribir sus propias preguntas basadas en sus notas de estudio y/o en los titulos y subtitulos de los módulos. 6. Cuando esté tomando notas en el salón de clases considere la siguiente técnica. Si usa un cuaderno de de argollas escriba solo en las página de la derecha. Reserve las página de la izquierda para sus propias observaciones, ideas o áreas en las que necesit e aclaraciones. Importante: escriba las preguntas que su instructor hace, es posible que usted las encuentre en el custrionario final. 7. Revise. Revise. Revise, El revisar el material aumentará enormemente su capacidad de recordar. 8. El uso de tarjetas para notas, le ayudará a identificar rápidamente áreas en las cuales usted necesita repasar antes de un exámen. Comience por ordenar a conciencia las tarjetas después de cada sesión de lectura. Cuando aparezca una nueva palabra, escríbala en una cara de la tarjeta y en el reverso escriba la definición. Esto es aplicable para todos los módulos. Por ejemplo, simbolos químicos/que representan; estación terminal/definción; una sigla (acronismo)/que significa. Una vez haya compilado sus tarjetas y se este preaparando para una prueba, ordénelas con el lado que contiene las palabras hacia arriba; pase una tras otra para verificar si usted sabe que hay en el reverso. Se ha preguntado usted por qué gastar tiempo innecesario en significados o conceptos? Porque las tarjetas que no pudo identificar, le indican las áreas en las cuales necesita reforzar su estudio. 9. Adicionalmente estos módulos tienen identificados métodos de enseñanza específica para ayudar a la comprensión del tema y su revisión. Los términos (palabras, definiciones), que aparecen en negrilla están en el glosario. Para relacionar la información de los términos y su significado, los números de las páginas aparecen en las definiciones del glosario con el objeto de identificar donde apareció el término por primera vez en el téxto. Las definiciones que en el glosario no tienen ningún número de página es importante de igual manera entenderlas, pero están completamente explicadas en otro módulo.

MEDICION EN LA TRANSFERENCIA DE CUSTODIA

En el contexto de oleoductos, “custodia” es la propiedad y responsabilidad por un producto. La custodia de los productos del petróleo puede cambiar muchas veces entre la producción inicial y el consumo final. La medición exacta del producto en el punto de transferencia es fundamental para el proceso de transferencia en custodia.

INTRODUCCION

En la sección 1 se analiza el concepto de transferencia de custodia. En la sección 2 se explica el modo en que se miden los productos que fluyen por oleoductos con énfasis en la operación y verificación de medidores y los efectos de la temperatura y presión sobre la medición. En la sección 3 se introducen el equipo y procedimientos en que consiste la medición de los productos líquidos que se mantienen en tanques de almacenamiento. En la sección 4 se consideran las técnicas claves utilizadas para determinar la calidad del producto a ser medido. Este módulo presenta información sobre los siguientes aspectos: • Explica la importancia de la transferencia de custodia. • Describe los métodos utilizados para medir con exactitud los volúmenes en tuberías. • Describe los métodos utilizados para medir volúmenes en tanques de almacenamiento. • Explica la importancia de las mediciones de calidad.

SISTEMAS DE RECOLECCION ESTACIONES TERMINALES ESTACIONES DE BOMBEO CONSTRUCCIÓN DE OLEODUCTOS MANTENIMIENTO Y REPARACIÓN DE OLEODUCTOS OPERACIÓN DEL MOTOR Y OPERACIÓN DE BOMBAS

PROPOSITOS DEL MODULO

PRE-REQUISITOS

1

2


SECCION 1

TRANSFERENCIA DE CUSTODIA

La transferencia de custodia se produce cuando hay cambio de propietarios de un producto petrolero. Las mediciones exactas de volumen son esenciales para asegurar la satisfacción tanto del comprador como del vendedor del producto. Las medidas de volumen estándar neto son la base para las transacciones entre las partes interesadas. En esta sección se trata la importancia de la transferencia de custodia y las mediciones en la transferencia de custodia. Después de esta sección, usted podrá lograr los siguientes objetivos: • Reconocer el concepto de transferencia de custodia. • Reconocer la importancia de la transferencia de custodia. • Identificar por qué son importantes las mediciones del volumen estándar neto.

INTRODUCCION

OBJECTIVOS

3

PROGRAMA

DE

QUE ES LA TRANSFERENCIA DE CUSTODIA?


DE

DUCTOS

Los productos petroleros se originan al borde del pozo. Después, estos son transportados, procesados y almacenados un número de veces hasta llegar a los consumidores. Durante este trayecto desde la cabeta del pozo al cliente, el propietario del producto puede cambiar. Sin embargo, en ciertas situaciones de transporte y almacenamiento, el propietario del producto sigue siendo el mismo: sólo cambia la responsabilidad por el producto. Se dice que tiene la “custodia” de ese producto quienquiera que sea propietario o responsable de dicho producto. La transferencia de custodia sucede cuando la custodia del producto pasa de una entidad a otra. La ‘Transferencia de custodia’ es el traspaso de responsabilidad durante el almacenamiento y transporte de un volumen determinado o medido de petróleo líquido. Cualquier pérdida o ganancia que resulte de una medición errónea es la responsabilidad de la compañía operadora del oleoducto. La transferencia de custodia se da en varios puntos de la trayectoria del producto desde el borde del pozo hasta el usuario final. Algunos de los puntos de transferencia de custodia son: • inyección del crudo al oleoducto (de propiedad del transportador) por el productor (despachador) • recepción del crudo en una instalación de almacenamiento de Refineeia • inyección de un producto refinado al oleoducto • movimiento de un producto al oleoducto a través de un límite jurisdiccional; y • entrega del producto refinado en la instalación de almacenamiento para venta.


4

La transferencia de custodia es la base para una amplia gama de transacciones comerciales en la industria petrolera. Es esencial tomar medidas exactas en el punto de la transferencia. La medición del crudo, gases licuados de petróleo (GLP) y productos refinados en oleoductos y tanques de almacenamiento es una parte sumamente importante de la operación del oleoducto. Las compañías operadoras de oleoductos (transportadoras) deben conocer los volúmenes de petróleo crudo, LPG y otros líquidos que manejan, ya que estos volúmenes determinan la cantidad que se les paga.


El líquido se mide tanto en el oleoducto durante la transferencia de custodia (cuando el líquido cambia de propietario) y en las instalaciones de almacenamiento. La densidad del líquido, presión de vapor, temperatura y presión influyen en el volumen. Por lo tanto, también deben medirse estos factores ajustándose el volumen de acuerdo a estos. El costo potencial de mediciones inexactas es alto. Un terminal de carga de tanques típico puede cargar $100 millones de producto al año. Un error de tan sólo 0.25 por ciento significa una posible pérdida anual al operador del oleoducto de $250 000. Desde el punto de vista económico es recomendable asegurar que los errores en medición sean lo más bajos como sea posible. Las mediciones precisas de volumen deben hacerse bien sea en el oleoducto o en las instalaciones de almacenamiento para asegurar que el volumen transferido sea exacto. Para que se produzca esta transición de responsabilidad las mediciones de volumen deben ser absolutas. Las mediciones exactas de la cantidad del producto deben hacerse durante el proceso de transferencia de custodia. Por ejemplo, el petróleo crudo contiene agua y sedimentos (S&W). El volumen de agua y sedimentos debe sustraerse del volumen total del crudo. Asimismo, se aplican factores de corrección para convertir las medidas de volumen medido a volumen estándar neto. El volumen estándar neto es el volumen medido, ajustado a condiciones de temperatura y presión estándar. El ‘volumen estándar neto’ es el volumen de un producto a 60ºF (15ºC) y a 14.7 psi (101.3kPa) después sustraer el S&W. Por lo tanto, los productos refinados siempre habrán de reflejar el volumen estándar neto rectificado. Los crudos en bruto necesitan ajustarse por el agua y sedimento. El ‘volumen estándar bruto’ sería el volumen completo de crudo en bruto, incluyendo el agua y sedimento. Por ejemplo, si la compañía de oleoducto transporta un producto desde Alaska a Texas, el volumen estándar neto permanecerá constante a pesar de los cambios en temperatura y presión. Esto permite que se haga el pago adecuado de manera que las partes interesadas en el proceso estén satisfechas. La finalidad de la transferencia de custodia es el pago exacto.

VOLUMEN ESTANDAR NETO

5

PROGRAMA

DE

REPASO 1


DE

DUCTOS

1. Los operadores de oleoductos miden el volumen líquido _____. a) cuando ellos toman la custodia de un envío b) en tuberías c) en almacenamiento d) todas las anteriores 2. El pago justo se logra mediante _____. a) discusión b) negociación de precio fijo c) medición exacta de volumen solamente d) mediciones exactas de volumen y calidad 3. El volumen está afectado por _____. a) densidad b) viscosidad c) temperatura y presión d) todas las anteriores 4. El volumen estándar neto _____. a) está afectado por la temperatura de flujo b) está afectado por la presión de flujo c) no está afectado por la temperatura y presión de flujo d) está afectado por ambas la temperatura y presión de flujo 5. Algunos de los puntos de la transferencia de custodia son _____. a) la inyección de crudo en un oleoducto por el productor b) la entrega de producto refinado en una instalación de almacenamiento para venta c) la recepción del crudo en una instalación de almacenamiento en la refinería d) todas las anteriores

Las respuestas están al final del módulo.

6


SECCION 1

MEDICION EN LA TRANSFERENCIA DE CUSTODIA - OLEODUCTOS Las mediciones de petróleo crudo, de líquidos de gas natural y de productos refinados son más importantes que nunca debido a que el comprador y vendedor desean asegurar la transferencia de volúmenes exactos, de modo que se pueda hacer el pago adecuado. Esta sección analiza cómo se miden los volúmenes mediante medidores, el uso de los verificadores de medidores para asegurar la exactitud, y los factores que influyen en la medición del volumen. También se tratará el efecto de la corrección de temperatura y presión.

INTRODUCCION

El volumen de medidor se convierte a volumen estándar neto el equivalente a 60ºF (15ºC) y 14.7 psi (101.3 kPa). Este volumen es la unidad estándar de volumen, cualquiera que sea la presión o temperatura del producto. Utilizando esta cifra se determina el pago exacto. Después de esta sección, usted podrá lograr los siguientes objetivos: • Reconocer cómo se miden los volúmenes líquidos. • Reconocer el funcionamiento de dos tipos de medidores. • Reconocer los factores que afectan la medición del volumen. • Identificar la utilidad y funciones de un probador de medidor • Reconocer cuándo debe utilizarse un probador de medidor. • Identificar cómo recopilar datos de temperatura y presión.

OBJETIVOS

7

PROGRAMA

DE


DE

DUCTOS

La ‘medición’ es el proceso utilizado para medir el volumen de un producto al moverse pasando por un punto específico del oleoducto. El volumen es una medida de cantidad referida al espacio que ocupa una sustancia. En la actividad petrolera los volúmenes se miden en barriles (bbl) o metros cúbicos (m3). Los volúmenes de gas se miden en miles de pies OBJETO DE LA cúbicos (Mcf) o metros cúbicos (m3).

MEDICION MEDICION

El volumen se mide con instrumentos denominados ‘medidores’. Comúnmente se utilizan dos tipos de medidores en tuberías para transportar líquidos: • medidores con turbina; y • medidores de desplazamiento positivo (PD). El primer paso para determinar el volumen estándar neto de un producto es la medición de su volumen. La precisión en este punto es esencial ya que los ajustes posteriores se basan en la información de la medición. figura 1 Tipos de medidores Medidor Con Turbina

Medidor de esplazamiento positivo (PD)

8


En ambos medidores con turbina y de desplazamiento EFECTOS DE LA positivo, la medición de volumen está influenciada por la temperatura y presión del líquido que se mide. Tal como se TEMPERATURA Y especifica en los Módulos - PROPIEDADES DE LOS PRESION LÍQUIDO y LOS EFECTOS DE LA TEMPERATURA EN LOS LÍQUIDOS, el volumen del líquido cambia al variar su temperatura o presión. Al aumentar la temperatura, el volumen de líquido se incrementa. Cuando sube la temperatura en un bache de petróleo crudo, por ejemplo, ocupa más espacio en la tubería debido a que las moléculas están mucho menos espaciadas. Conforme se incrementa la presión, el volumen decrece. Por ejemplo, un bache de crudo en una tubería bajo presión ocupa menos espacio debido a que sus moléculas se han unido a la fuerza. El efecto es similar al de exprimir un pedazo de espuma - cuanto más presión se aplica, el volumen es mucho menor. No es necesario considerar la presión del vapor cuando se miden productos petroleros líquidos, tales como petróleos crudos o condensados con densidades mayores o iguales a 39.8 lbm/pie3 (638 kg/m3). En la Figura 2 se pueden ver los factores de compresión para estos productos. Para productos petroleros líquidos, tales como gases licuados de petróleo (GLP) que tienen densidades menores o iguales a 39.8 lbm/pie3 (637 kg/m3), deben determinarse la presión, temperatura y presión de vapor. En especial, debe calcularse el factor de compresión (‘F’) antes de obtener el factor de corrección para el efecto de la presión sobre el volumen (‘CPL’). Los aforadores deben registrar la temperatura en línea y presión en línea cada vez que miden líquidos. Estas cifras se utilizan para convertir el volumen medido a un volumen estándar. El volumen estándar es el volumen del líquido a 60ºF (15ºC) y 14.7 psi (101.3 kPa). Los aforadores utilizan el volumen estándar para obtener una medida real del producto cualquiera que sea presión o temperatura del líquido.

9

PROGRAMA

DE

CORRECCION DEL VOLUMEN PARA EFECTOS DE LA TEMPERATURA


DE

DUCTOS

Para corregir los efectos de la temperatura sobre líquidos como el GLP, el crudo generalizado, o los volúmenes generalizados de productos refinados, se obtiene el factor CTL de la siguiente manera: • manualmente, mediante el uso de tablas apropiadas que incorporan densidad y temperaturas de flujo; o • como una salida desde una computadora local, alimentada con datos de densidad y temperatura. La siguiente tabla se refiere a la magnitud general de la corrección asociada con los diferentes productos que fluyen en las mismas condiciones de temperatura y presión.

Producto Fluyendo a 42˚F (5˚C) 145 psi (1000 kPa) GLP (130 psi) (900kPa) Producto Refinado Crudo

Densidad Ibm/pie3

Densidad kg/m3

34.3 46.8 53.1

550 750 850

CTL

CPL

1,0230 1,0120 1,0085

1.0020 1,0010 1,0007

Por ejemplo, 35 310 pies3 (1000m3) de GLP a 41˚ F (5˚C) y 145 psi (1000 kPa) tendria un volume estandar a 60˚ F (15˚ C) y 14.7 psi (101.3 kPa) de: 35 310 pies3 1,2030 1,0020 = 36 194 pies3 (un 2.5% incremento) 1000 m3 1,0230 1,0020 1025 m3 (un 2.5% incremento) Los factores CIL y CPL y el calculo de djemplo, muestran la magnitud del cambio de volumen asociado con la correccion del volumen estandar.

Figura 2 Aplicación de Factores de Corrección Para corregir los efectos de la presión en el GLP, crudo

CORRECCION DEL generalizado o volúmenes de generalizados de productos VOLUMEN POR refinados, se obtiene el factor CPL de la siguiente manera: EFECTOS DE LA • manualmente, mediante el uso de tablas apropiadas y computaciones que consideran densidad, presión y PRESION compresibilidad; o •

10

como una salida desde una computadora local que es alimentada con los datos necesarios.


En la industria de hidrocarburos líquidos existen dos tipos de medidores: • medidores con turbina • medidores de desplazamiento positivo (PD)

TIPOS DE MEDIDORES

Un medidor con turbina mide utilizando un rotor de paletas múltiples al cual el flujo medido imparte una velocidad rotatoria que es proporcional a la velocidad media del flujo. El volumen se deriva contando las revoluciones del rotor. Los medidores con turbina miden el volumen indirectamente o por deducción (véase el Módulo ESTACIONES TERMINALES). En lugar de medir un volumen dado de líquido, estos miden la velocidad del líquido conforme fluye sobre la turbina, traduciendo luego dicha medición a volumen.

MEDIDORES CON TURBINA

Los medidores con turbina están equilibrados con precisión y están mejor adecuados para medir líquidos ligeros -gasolina, gases licuados de petróleo (GLP), condensados y diesel ligeros- que fluyen a ritmo continuo. Los medidores con turbina se utilizan en lugar de los medidores de desplatamiento positivo PD cuando las velocidades de flujo y las tasas de medición de presión son altas. Las bajas de presión a lo largo de los medidores PD son altas y la velocidad de flujo por metro es más baja. En consecuencia, los medidores con turbina pueden ser preferibles. Los medidores con turbina se utilizan aveces para medir el petróleo crudo, pero no son recomendables.

USOS

Captador magnetico

Flujo del liquido

Figura 3 Medidor Con Turbina

11

PROGRAMA

DE


DE

DUCTOS

Los medidores con turbina son fiables, fáciles de instalar y de

FACTORES QUE mantener. Sin embargo, la precisión del medidor con turbina AFECTAN LA está influenciada por el régimen de flujo, cualquier variación PRECISION en el área de medición de flujo y el flashing (golpeteo).

La fricción del fluido afecta la velocidad a la cual giran los rotores y por consiguiente la precisión en la medición. A altas velocidades de flujo, el efecto no es significativo, pero al bajar la velocidad del flujo, la resistencia del rozamiento se vuelve mucho más perceptible. La velocidad del rotor también se ve influenciada por la configuración de las paletas del rotor. Las paletas pueden salirse de alineación debido a residuos. La forma de su borde puede cambiar por erosión, corrosión o depósitos. Estas condiciones también afectan la relación entre la rotación del rotor y la velocidad del líquido que fluye. El resultado es una variación en el rendimiento del medidor. Las mediciones del medidor con turbina se basan en el principio de que el área por la que fluye el líquido es constante. Con el tiempo, los depósitos crecen en el interior del oleoducto y los residuos pueden acumularse. Esto reduce el área de flujo y la precisión de las mediciones. La precisión también puede verse afectada por el flashing. El ‘flashing’ (golpeteo) es la formación de burbujas que afectan la velocidad del rotor en los medidores con turbina y, en consecuencia la exactitud en la medición. Las burbujas llenan el espacio en el área de flujo que de otro modo estaría llena con líquido. Como resultado, la velocidad del rotor aumenta creando un error considerable en medición. Captador Magnetico

Flujo del liquido

Restriccion conceptual

Figura 4 Condiciones que Influyen en la Precisión de Medición

12


Al contrario de los medidores con turbina, los medidores de desplazamiento positivo’ miden el volumen directamente reteniendo y soltando después cantidades moderadas de líquido para registrar el volumen. Cámara de medicion

A

A

El crudo ingresa por la entrada del medidor

A

El desgaste normal, la viscosidad líquida, el resbalamiento y depósitos pueden influenciar la precisión de la lectura de un medidor PD.

B

B

El crudo llena la cámara de medicion Cámara de Medicion A

B

C

Cámara de medicon llena

B C A

D

Ciclo Completo

Los medidores PD son más adecuados para líquidos altamente viscosos y aquellos que contienen cera u otros sedimentos debido a que dichos medidores son menos susceptibles los de turbina al daño que ocasionado por residuos.

El desgaste normal hace que las superficies de contacto se gasten. Esto ocasiona que el volumen desplazado de la cámara de medición aumente y cambie el rendimiento del medidor.

MEDIDORES DE DESPLAZAMIENTO POSITIVO (PD) USOS PARA MEDIDORES DE DESPLAZAMIENTO POSITIVO (PD)

FACTORES QUE AFECTAN LA PRECISION

Los líquidos de movimiento lento presentan algunos problemas a los medidores PD debido a que la capa divisoria en la punta de la paleta permanece constante. No obstante, con líquidos menos viscosos, la capa divisoria se adelgaza y la medición volumétrica se ve afectada.

Figura 5 Retención directa del medidor PD

13

PROGRAMA

DE


DE

DUCTOS

El ‘resbalamiento’ es la pérdida de líquido a través del espacio entre las paredes de la cámara y las aletas del medidor. El resbalamiento para líquidos altamente viscosos es casi de cero, pero para líquidos ligeros como la gasolina puede ser mucho mayor. Los depósitos como cera y otros contaminantes pueden acumularse dentro de la cámara del medidor. Esto resulta en una reducción del volumen que se registra, creándose así inexactitud. Puesto que todos los medidores pierden precisión con el tiempo, estos deben comprobarse para asegurar su exactitud. Los calibradores verifican o comprueban medidores regularmente para determinar el factor de medición. El factor de medición es el siguiente: volumen de probador a STP Factor de medicion = _______________ volumen de medidor a STP

Por ejemplo si el medidor de volumen lee 997.410 litros y el volumen del probador lee 1014.266 litros, el factor de medición es: 268 ----- = 1.02 263

1014.266 _________ = 1.02 997.410

El factor de medición se utiliza para ajustar lecturas de medición que muestran el volumen real tomado por el medidor. Los probadores corrigen las lecturas de medición multiplicando la lectura de medición por el factor de medición. Los probadores utilizan un factor de medición para llegar al volumen estándar. Para corregir los efectos de la temperatura y presión del probador, se utilizan los factores CTS (corrector para efecto de temperatura en acero) y CPS (corrector para efecto de presión en acero) de la tabla del Probador. Una vez que el medidor está listo para comprobarse, se le conecta el probador. Un ‘probador de medición’ es una pieza de tubo con dos detectores que sobresalen en el tubo separados a una distancia fija. El volumen del espacio entre los detectores se conoce y sirve como el estándar.

14


Antes de probarse un medidor, el líquido se corre tanto a lo largo del medidor como del probador hasta que se estabilizan sus presiones y temperaturas. Esto asegura que las lecturas sean exactas. Cualquier diferencia sustancial en temperatura o presión se anota y se hacen las correcciones. Cuando todo está listo, el calibrador pone un contador electrónico a cero y empieza a correr. Para cada sección se registra el número total de cuentas de medición. (En un probador bi-direccional, el total es la suma de las cuentas registradas al fluir el líquido a través del probador en cada dirección). Además, el calibrador registra la velocidad de flujo promedio y la densidad líquida promedio y luego corrige el volumen de ambos probador y medidor a temperatura y presión estándar.

Figura 6 Un Probador Por cada sección, el producto empuja una bola flexible bien ajustada que actúa como un pistón a través del probador. Conforme se mueve la bola a lo largo de probador, ésta activa al primer anillo indicador e inicia el contador del medidor. Al fluir el líquido a través del probador, el contador rastrea el flujo hasta que la bola llega al segundo interruptor detector y detiene el contador. Para obtener el factor de medición el calibrador compara la lectura del medidor con el volumen conocido por el probador.

15

PROGRAMA

DE


DE

DUCTOS

Figura 7 Válvula de cuatro vías

Transmisor de presión

Transmisor de temperatura

Acceso esférico flanche de

Anillo del probador

Válvulas a motor

Válvula de salida de probador

Válvula de salida de medidor

Válvula de salida de medida

Detector Probador

Válvula de divergencia Válvula de entrada de cuatro vías del probador

Volumen calibrado Entre detector 3wil

Medidor de flujo

Figura 8 Múltiple (manifold) con probador y contador

En un ‘probador bidireccional’, el líquido fluye a través del probador en una dirección y luego es dirigido para fluir de vuelta en la dirección opuesta. El trayecto circular es un ‘ciclo de prueba’. La ventaja de la prueba bi-direccional es una precisión mejorada.

16


Los ciclos de prueba se repiten hasta que hay menos de un 0.05 por ciento de diferencia en las cuentas registradas para cinco ciclos consecutivos. Los calibradores comprueban la diferencia de porcentaje utilizando lo siguiente: cuentas máximas - cuentas mínimas _____________________________ cuentas mínimas

x 100

Por ejemplo, si la cuenta máxima es 26 275 y la cuenta mínima es 26 262, la diferencia de porcentaje es: 26 275 - 26 262 x 100 __________________ = 0.0495% 26 262 En este caso, la diferencia es aceptable, así el calibrador: • calcula la cuenta promedio y la usa para determinar el olumen de medición • lo compara al estándar del probador para determinar el factor de medición; y • corrige los volúmenes medidos como se requiera. Durante cada prueba, el calibrador verifica si hay fugas en la válvula de desvío del probador. Por lo menos una vez cada tres meses, el aforador comprueba las fugas que podrían haber en otras válvulas. Por lo menos cada tres meses, el calibradoro aforador verifica el transmisor de impulsos para asegurar su funcionamiento adecuado. La velocidad de impulsos no debe variar por más de una cuenta por cada 10 000 cuentas. Los calibradores prueban: • los medidores PD por lo menos una vez al mes • los medidores con turbina por lo menos dos veces al mes, y en cada bache para líquidos refinados • todos los medidores antes de ser revisados o inspeccionados y después de que han vuelto a poner en servicio; y • todos los medidores cuando las condiciones de funcionamiento promedio tales como velocidad de flujo, temperatura y

17

PROGRAMA

DE


DE

DUCTOS

Figura 9 Terminal de computadora Los calibradires revision los probadores para asegurar que los operadores reciben lecturas precisas de volumen líquido.

RECOPILACI ON DE DATOS DE TEMPERATUR

18

Las mediciones automáticas de temperatura y presión del producto se toman la tubería. Los sensores de temperatura y presión envían su información que circula en computadoras que corrigen las mediciones de volumen medido para estos factores. De manera periódica el personal de la estación va y revisa físicamente las lecturas de temperatura y presión de la tubería. Posteriormente calculan el volumen utilizando los factores de corrección CPL y CTL adecuados.


1. Los dos tipos de medidores utilizados en tuberías son los de desplazamiento positivo (PD) y los medidores _____. a) estáticos b) resistentes c) con turbina d) desplazamiento negativo (ND)

REPASO 2

2. Al aumentar la temperatura, el volumen del producto _____. a) se incrementa b) decrece c) decrece y luego aumenta d) se mantiene constante 3. Los medidores con turbina miden mejor _____. a) líquidos pesados b) líquidos ligeros c) líquidos de densidad normal d) ambos a y b 4. Los medidores con turbina son _____. a) fiables b) fáciles de instalar c) fáciles de mantener d) todas las anteriores 5. Los medidores de turbina son _____. a) confiables b) fáciles de instalar c) fáciles para hacerles mantenimiento d) todas las anteriores 6. La precisión del medidor con turbina está influenciada por _____. a) el golpeteo b) velocidad del rotor de la turbina c) variaciones en el área de medición de flujo d) todas las anteriores

19

PROGRAMA

DE


DE

DUCTOS

7. Las paletas de rotor del medidor con turbina pueden verse afectadas por _____. a) erosión b) residuos c) corrosión d) todas las anteriores 8. El ‘golpeteo’ es _____. a) la formación de productos inflamables b) la formación de burbujas líquidas c) la formación de burbujas de vapor d) todas las anteriores 9. Los medidores de desplazamiento positivo (PD) están mejor adecuados para _____. a) fluidos viscosos pesados b) fluidos viscosos ligeros c) ambos fluidos ligeros y pesados d) fluidos con densidad normal 10. Un medidor PD calcula el volumen mediante _____. a) medición de la velocidad del líquido que fluye en el medidor b) reteniendo y soltando cantidades moderadas de líquido para registrar el volumen c) medición de la expansión y contracción de tiras metálicas d) medición de la resistencia eléctrica del flujo 11. La precisión de un medidor PD se ve afectada por _____. a) acumulación de cera b) resbalamiento c) fluidos menos viscosos d) todas las anteriores 12. Se utiliza un probador de medidor para _____. a) retirar cera y otros sedimentos del medidor b) tomar muestras de líquido para análisis c) constatar que se están midiendo los volúmenes líquidos con exactitud d) determinar cuál de los sistemas de medición deben utilizarse

20


13. Los medidores deben verificarse _____. a) antes de ser revisados e inspeccionados b) después de que se han vuelto a poner en servicio c) cuando las condiciones de funcionamiento promedio cambian substancialmente d) todos los de arriba 14. El volumen neto estándar es el volumen de una cantidad de líquido a _____. a) 14.7 psi (101.3 kPa) y 60ºF (15ºC) b) 60 psi (15 kPa) y 14.7ºF (101.3ºF) c) 8.5 psi (59 kPa) y 32ºF (0ºC) d) ninguno de los de arriba 15. Para asegurar la precisión de los probadores, se verifica____. a) si hay fugas la válvula de desvío en cada prueba b) todas las válvulas por lo menos una vez cada tres meses c) el transmisor de impulsos por lo menos una vez cada tres meses d) todas las anteriores.

Las respuestas están al final del módulo

21

PROGRAMA

DE


DE

DUCTOS

SECCION 3

MEDICION EN CONTROL DE INVENTARIO - TANQUES DE ALMACENAMIENTO INTRODUCCION

Las empresas operadoras de oleoductos almacenan los productos de petróleo líquido en favor de sus clientes. Estos líquidos se almacenan con frecuencia en patios de tanques antes de ser transportados a sus destinos finales. Esto permite que las compañías petroleras sean flexibles al programar sus remesas. Asimismo, los tanques se utilizan para mantener líquido para pruebas o para almacenar líquidos cuando se reparan las líneas. Para determinar cuánto líquido hay en un tanque, los aforadores miden el alto del líquido y leen el volumen correspondiente en las tablas aforo. También se recopila información sobre temperatura y calidad de producto para permitir la rectificación de volúmenes a volumen estándar neto.

OBJETIVOS Después de esta sección, usted podrá lograr los siguientes objetivos: • Reconocer la importancia del aforo. • Identificar los dos tipos de aforo. • Reconocer la importancia de la recopilación de datos de temperatura. • Reconocer la importancia de la recopilación de datos de densidad.

22


Las ‘tablas de aforo’ dan el volumen de un tanque a cualquier profundidad que se mida. Las tablas se derivan de un proceso conocido como el ‘dimensionamiento del tanque’.

TABLAS DE AFORO

Un dimensionador de tanque mide: • la circunferencia del tanque • la profundidad del tanque • el grosor de las paredes del tanque; y • el volumen de los dispositivos dentro del tanque, tales como las placas de aforo y las conexiones de tuberías. Posteriormente el dimensionador computa el volumen de líquido en el tanque a diferentes profundidades y prepara las tablas correspondientes que dan el volumen a intervalos de 3 mm ó 6 mm (1/8 pulgada o 1/4 pulgada).

Figura 10 Tabla tipica de aforo El proceso que se utiliza para determinar la cantidad de líquido de petróleo en un tanque de almacenamiento se denomina ‘aforo’. Los aforadores determinan la altura del líquido en el tanque, bien sea automática o manualmente. Estos se refieren luego a las tablas de aforo para obtener el volumen líquido en la altura de líquido medido.

AFORO

23

PROGRAMA

DE


DE

DUCTOS

Como en todas las mediciones que involucran la transferencia de custodia, la precisión del aforo de niveles en los tanques es muy importante. Para asegurar la precisión: • en tanques de cubierta flotante, la cubierta debe estar flotando completamente • en todos los tanques, debe permitirse que el líquido se pare sin perturbar por lo menos una hora antes del aforo.

AFORADOR AUTOMATICO

El aforador de nivel automático más comúnmente utilizado es el ‘aforador de flotador’. Mediante una cinta de acero se suspende un flotador hecho de material no-corrosivo. Éste descansa sobre la superficie del líquido en el tanque y se mueve hacia arriba y abajo mientras que cambia el nivel del líquido, como una boya marcadora que se mueve de arriba para abajo en la marea. La cinta se acopla al mecanismo que la enrolla automáticamente conforme se eleva el nivel del líquido y la desenrolla al bajar el nivel del líquido. El nivel del líquido se lee en un indicador acoplado al mecanismo. Pueden utilizarse aforadores de tipo flotante en tanque con techos fijos, de forma cónica y flotantes. Poleas de acero intoxidable montadas en cojinetes de teflón

Cinta de acero inoxidable

Cableo de guía Flotador Material no-corrosivo Caja de control de nivel aforador

Figura 11 Aforador de tipo Flotante

24


Otros dispositivos de aforo automático incluyen los servoaforadores de nivel y los aforadores hidrostáticos para tanque. Los servo-aforadores de nivel son similares a los aforadores de flotador en que miden la subida o bajada del nivel del líquido en el tanque. No obstante, en lugar de un flotador el servo-aforador de nivel utiliza un desplazador que se suspende sumergido parcialmente en el líquido. El desplazador se conecta por un alambre flexible a un aforador montado en la cubierta o en el lado del tanque. En cuanto cambia el nivel del líquido, el aforador detecta el movimiento y lo traduce en una medición de volumen. Los aforadores hidrostático para tanques utilizan presión para establecer el nivel líquido en un tanque. La altura del líquido en el tanque equivale a un volumen que se multiplica por su densidad para dar la masa del líquido, en lugar de su volumen. Este tipo de aforador es especialmente útil para productos como el asfalto que hacen uso del peso como base para la transferencia de custodia.

Báscula de resorte calibrada para nivel

Recipiente

Desplazador

Pozo destilador

Figura 12 Servo-aforador de nivel

25

PROGRAMA

DE


DE

DUCTOS

Sensor de presión Tanque

Procesador de aforo de tanque hidrostatico

Nivel líquido Sensor de presión

RTD

Sensor de presión RTD = Probador de medición de temperatura

A Cuarto de control y otros tanque

Figura 13 Aforador Hidrostático para Tanque Los aforadores automáticos necesitan calibrarse con frecuencia para mantener su precisión. Tal como en el aforo automático, la meta del aforo manual es determinar la altura del líquido en el tanque. Los volúmenes líquidos se determinan manualmente bien sea por el método de sumersión superficial o por el de sumersión profunda. En el método de ‘sumersión superficial’, el aforador mide la distancia de la superficie del líquido a la parte superficie del tanque. En el de ‘sumersión profunda’, el aforador mide la distancia desde la superficie del líquido al fondo del tanque. En ambos casos, el aforador baja una barra en una cinta de acero al líquido y nota el punto de intersección de la cinta o de la barra con la superficie del líquido. El proceso es similar al de la comprobación del nivel del aceite en su automóvil. En el método de sumersión superficial, antes del aforo de un tanque, el aforador requiere: • un punto de referencia - el lugar, usualmente en la cubierta del tanque, desde el cual se leen las mediciones • la altura de aforo del tanque - la distancia desde el fondo del tanque a un punto de referencia; y • un juego de tablas de aforo para convertir el nivel líquido a volumen.

26


El aforo por sumersión superficial puede utilizar el procedimiento de corte de la barra o de la cinta. En el ‘procedimiento de corte de la barra’, se baja una barra sólida rectangular en el líquido a través de la compuerta del aforador hasta que ésta justo toque el líquido. Después se baja la barra hasta que penetre el líquido, pero sin sumergirla completamente. Las lecturas de la cinta en el punto de referencia y corte de crudo en la barra se registran. Las dos mediciones se suman y se sustraen de la altura del aforo para encontrar la altura del crudo en el tanque. El volumen para dicha altura, se obtiene de las tablas de aforo. Este proceso se repite tres veces para verificar los resultados y asegurar la exactitud.

METODO DE SUMERSION SUPERFICIAL

Cinta de aforador Compuerta del aforador Lectura del punto de referencia

Sumersión superficial

Corte de la cinta

Nivel liquido

Figura 14 Procedimiento de Corte de la Barra El procedimiento de ‘corte de la cinta’ es similar al del corte de la barra, pero la barra se sumerge por completo y solamente actúa como un peso en la cinta. La altura del líquido se calcula sustrayendo la lectura de la cinta del punto de referencia de la distancia de aforo del tanque, sumándose luego el corte de fluido en la cinta. Para obtener el volumen, se consultan otra vez las tablas de aforo. Figura 15 Corte de la Cinta

Cinta de aforador Compuerta del aforador Lecturá del punto de referencia

Sumersión superficial

Corte de la cinta

Nivel líquido

27

PROGRAMA

DE


DE

DUCTOS

Aunque ambos de los procedimientos antes descritos son modos aceptables de aforo de los niveles en tanques, los terminales deben adoptar un procedimiento y utilizarlo exclusivamente, a fin de mantener una regularidad.

METODO DE Mediante este método se toman las mediciones desde el fondo SUMERSION del tanque. PROFUNDA En el método de sumersión profunda, se baja una barra redondeada con punta con una cinta de acero dentro del tanque hasta que la punta de la barra toca el fondo del tanque.

RECOPILACIÓN DE DATOS DE TEMPERATURAS

La cinta se lee en el punto de referencia para comprobar que la distancia al fondo del tanque iguala a la altura del aforo. Después se enrolla la cinta. La punta de la barra está en cero, por consiguiente la altura del líquido será igual a la lectura en la cita en el corte del crudo. El volumen se lee después en las tablas de aforo.

Pozo destilador Distancia de cubierta

Flotador 6 5 4 3 2 1

Placa de referencia Punto de contacto

Figura 16 Sumersión Profunda

Como se ha explicado anteriormente, el volumen del líquido cambia con la temperatura. Para asegurar que las remesas son exactas, las compañías operadoras de oleoductos calculan los volúmenes a volumen estándar neto a una temperatura de 60ºF (15ºC). Cuando se mide el volumen del líquido en un tanque, también se debe medir la temperatura del líquido. La temperatura del líquido en un tanque puede ser diferente a diferentes profundidades. Para asegurar la precisión, se toma la temperatura a diversas profundidades y luego se saca un promedio para dar una lectura mixta. Las temperaturas pueden ser tomadas utilizando bien sea un termómetro tipo copa, o utilizando un termómetro electrónico portátil.

28


Un termómetro tipo copa se parece a un termómetro de vidrio común con una cubeta redondeada en el extremo. El recipiente (o copa), sostiene el líquido cuya temperatura va a medir. La columna de mercurio del termómetro se comprueba antes de cada uso para asegurar que no haya rupturas. Se revisa la legibilidad de las marcas divisorias y si hay depósitos de cera o residuos en la copa. El termómetro se sumerge en el líquido a la profundidad deseada por un periodo de tiempo específico, extrayéndose luego otra vez para leer la temperatura.

TERMÓMETRO TIPO COPA

La ventaja del termómetro tipo copa es su sencillez y facilidad de uso. La desventaja es que tiene que retirarse del tanque para ser leído. Conforme se extrae el termómetro a través del líquido, el aceite en la copa puede verse afectado por la temperatura del aceite por el que está pasando, así como la temperatura ambiental mientras se lee. El termómetro electrónico portátil consta de un sensor, el cual es suspendido en el líquido del tanque, y un dispositivo portátil de lectura digital. Estos termómetros deben ser revisados y Figura 17 calibrados con frecuencia para Termómetro tipo Copa asegurar su precisión. Las ventajas de los termómetros electrónicos con respecto a los de tipo copa son: • el sensor de un termómetro electrónico puede colocarse a cualquier nivel y la temperatura puede leerse sin sacarlo del tanque; y • los termómetros electrónicos tienen un tiempo de respuesta más rápido.

TERMÓMETRO ELECTRÓNICO PORTÁTIL

29

PROGRAMA

DE


DE

DUCTOS

La cantidad de temperaturas que se toman para lograr una lectura resultante depende de la altura del tanque. El mínimo aceptable es: • temperatura tomada a 3 niveles con 5 ó más medidores • temperatura tomada a 2 niveles entre 3 y 5 medidores • temperatura tomada a la mitad con 3 medidores o menos.

Asa

Desenganche de freno Lectura LCD

Señal de estabilización de temperatura

Cargador de bateria Luz indicadora de carga Interruptor de cierre de 3 vías

Botón de presion para muestra

Enrollador de cable

Carrete de plástico Botón de presión para Conector a promedio tierra

Figura 18 Termómetro Electrónico

30

Cable calibrado Protector contra deformación

Sensor de temperatura de ácero intoxidable


La densidad de un líquido es un factor importante al determinar el volumen. La densidad y viscosidad influyen directamente en la presión requerida para mover el producto. Cuanto mayor sea la densidad y viscosidad, mayor es la presión de la línea que se necesita. Los aforadores requieren medir con precisión la densidad y viscosidad de los líquidos debido a que estos factores afectan directamente el costo del transporte del producto. La siguiente tabla muestra un ejemplo de la comparación de costos relativos para diversos líquidos.

MEDICION DE LA DENSIDAD

Figura 19 Comparación de los Costos Operativos debido a la Densidad y Viscosidad del producto El muestreo del tanque se realiza para determinar la densidad del líquido. La densidad de los líquidos que a transportarse se determina para rectificar el volumen a temperatura y presión estándar. Para determinar la densidad, se recogen muestras de diferentes niveles dentro del tanque. Se saca un promedio de las densidades para dar una lectura mixta. Las muestras se recuperan del tanque utilizando un tomamuestras. El método preferido para asegurar la medición exacta es el muestreo puntual. Se baja una botella con un corcho en el tanque. Cuando la botella llega a la profundidad deseada, se tira del corcho y la botella se jala rápidamente para arriba a través del líquido, para asegurar que la botella sólo esté llena al 80%.

31

PROGRAMA

DE


DE

DUCTOS

La densidad se mide con un ‘hidrómetro’, un tubo de vidrio calibrado de 12 a 16 pulgadas (300 a 400 mm) de largo, o un ‘termohidrómetro’ - un hidrómetro con un termómetro incorporado. Las mediciones de temperatura se registran junto con las densidades debido a que la densidad está influenciada por la temperatura. La densidad de muestra (expresada en kilogramos por metro cúbico) se corrige a una temperatura de 60ºF (15ºC). Para medir las densidades de crudo, se vierte lentamente la muestra en un cilindro de vidrio, lo suficientemente grande para permitir que el termohidrómetro flote libremente con la punta por lo menos a una pulgada (254 mm) del fondo.

Véase detalles

Plano horizontal

Líquido

Figura 20 Termohidrómetro

Figura 21 Medición de la Temperatura del Líquido

32


1. Las compañías operadoras de oleoductos almacenan los productos de petróleo líquido en tanques de almacenamiento porque _____. a) tienen que ser flexibles en la organización de sus necesidades b) los tanques de almacenamiento mantienen líquidos para utilizar como pruebas c) necesitan almacenar líquidos mientras se reparan las líneas d) todas las anteriores

REPASO 3

2. El proceso para determinar el volumen de un tanque de almacenamiento se conoce como _____. a) dimensionamiento b) cavitación c) golpeteo d) nivelación 3. Los aforadores hidrostáticos utilizan _____ para medir el líquido en el tanque. a) densidad b) viscosidad c) presión d) temperatura 4. Los aforadores hidrostáticos para tanques convierten la medición del volumen en una medida de _____. a) viscosidad b) presión c) masa d) cavitación 5. Los procedimientos de corte de la barra y corte de la cinta _____. a) son modos de aforo manual de tanques b) son modos de aforo automático de tanques c) son mejor cuando se utilizan juntos al hacer el aforo de un tanque d) ninguno de los anteriores

33

PROGRAMA

DE


DE

DUCTOS

6. El aforo por sumersión profunda, las mediciones se toman a partir de ____. a) la superficie del líquido b) el fondo del tanque c) la tubería que lleva al tanque d) ambos a y b 7. En el aforo por sumersión superficial, las mediciones se toman a partir de ____. a) la superficie del líquido a la superficie del tanque b) el fondo del tanque c) la tubería que lleva al tanque d) todas las anteriores 8. Antes de aforar un tanque, los aforadores requieren _____.

a) b) c) d) 9. Las a) b) c) d)

el punto de referencia la distancia de aforo del tanque las tablas de aforo todas las anteriores barras de sumersión superficial son ____. esféricas cónicas rectangulares triangulares

10. Al determinar la temperatura de un líquido en un tanque, las mediciones deben tomarse ____. a) varias veces al día b) por la noche c) utilizando un medidor de viscosidad Saybolt d) de un número de niveles diferentes en el tanque 11. La ventaja de los termómetros electrónicos con respecto a los de tipo copa es que ____. a) el sensor del termómetro electrónico puede colocarse a cualquier nivel b) la temperatura puede leerse sin sacar el termómetro electrónico del tanque c) el termómetro electrónico tiene un tiempo de respuesta más rápido d) todas las anteriores

34


12. Si la altura del tanque es mayor que cinco metros, se deben tomar por lo menos ____ lecturas. a) una b) dos c) tres d) cinco 13. El transporte de petróleo pesado tiene un costo operativo de petróleo ligero más ____. a) 10% b) 20 c) 15% d) 8% 14. El transporte de GLP tiene un costo operativo de petróleo ligero menos ____. a) 10% b) 8% c) 4% d) 20% 15. Las mediciones por densidad pueden realizarse con un ____. a) hidrómetro b) termohidrómetro c) ambos a y b d) ninguno de los anteriores 16. La finalidad primordial del muestreo de tanques es la de _____. a) medir el volumen del líquido b) determinar la densidad del líquido c) medir la presión del vapor d) determinar la viscosidad del líquido


35

PROGRAMA

DE


DE

DUCTOS

SECCION 4

CALIDAD DE LA MEDICION

INTRODUCCION

El pago que recibe el despachador por el producto transportado depende de la calidad así como la cantidad del producto. El producto que no cumple con las especificaciones, pierde más de su valor. El pago total que se recibe se basa en el volumen total menos el volumen del sedimento y agua (S&W). En otras palabras, cuanto más alto sea el contenido de sedimento y agua, el volumen de crudo será menor. Asimismo, el sedimento puede obstruir las tuberías del transportista, lo que requiere más bombeo para mover el líquido, y el agua puede oxidar las paredes de los tubos. Para asegurar la calidad del producto, los verificadores comprueban el sedimento y agua (S&W) y el sulfato.

Después de esta sección, usted podrá lograr los siguientes

OBJETIVOS objetivos: • •

36

Reconocer las técnicas de muestreo para agua y sedimento (S&W) Describir el análisis de muestras de azufre.


La medición precisa de agua y sedimento (S&W) es sumamente importante tanto para el transportador como para el despachador. La precisión empieza con un sistema de muestreo efectivo. Se prefiere el muestreo automático porque es más representativo de un lote completo. El líquido en la línea tiene la tendencia de asentarse en capas Flujo Mezclador Estático los materiales pesados se van Muestreador de prueba hacia el fondo, en tanto que los Tomamuestras materiales ligeros Línea de Conductor de muestras muestreo se van hacia la Válvula de Gancho de muestreador escape y calibrador superficie. Toriano de muestreador de presion Salid

RECOPILACION DE MUESTRAS DE AGUA Y SEDIMENTO

Entrada

Figura 22 Muestreador de Prueba en una instalación de Tubería Horizontal

Recipiente de muestreador

Para asegurar que las muestras recogidas son representativas MUESTREO DESDE de un lote completo, se instala un mezclador estático que consta de un juego de deflectores u otro material, en la línea UNA TUBERIA corriente arriba del muestreador. Al fluir el líquido a través del mezclador, la energía de la corriente en movimiento mezcla (o acondiciona) la corriente. Este proceso asegura que las muestras de agua y sedimento sean representativas del producto que fluye por la tubería.

Muestreador externo

Recipiente

Suministro de aire o hidráulico

Muestreador piloto

Mezclador estático

Figura 23 Muestreador de Autoflujo

37

PROGRAMA

DE

MUESTREO DESDE UN TANQUE DE ALMACENAMIENTO


DE

DUCTOS

Normalmente no se toman las muestras de agua y sedimento desde los tanques debido a que el agua y sedimentos en el crudo tienen a estar distribuidos de forma dispareja, por lo que es muy difícil de obtener una muestra representativa. Pueden tomarse muestras del tanque para agua y sedimento si hay un porcentaje excepcionalmente alto de S&W en la tubería. El análisis del contenido de S&W de un tanque de almacenamiento ayuda a identificar la fuente de S&W o a confirmar la presencia de mucha S&W que se observa en una muestra automática o puntual. Si se sospecha que un tanque tiene un alto contenido de S&W, el muestreo debe hacerse antes de soltar el líquido en la tubería. Los verificadores usualmente toman muestras de S&W conforme la corriente entra o sale del tanque. Las muestras puntuales de S&W se pueden tomar utilizando el mismo procedimiento descrito para el muestreo de densidad. El muestreo de agua también puede realizarse haciendo uso de un ‘tomamuestras’ especial, un recipiente con un cierre que se cierra rápidamente, ya sea cuando el recipiente toca el fondo del tanque, o cuando la persona que hace el muestreo activa una palanca. Puesto que el aceite flota en el agua, generalmente es fácil ver el punto de contacto del agua y aceite. El tomamuestras se baja lentamente a través del líquido en una cinta de medición marcada hasta que llega al nivel deseado y se cierra la compuerta. La muestra se tira cuidadosamente a la superficie y se verifica si hay algún punto de contacto del agua/aceite. También puede identificarse la presencia de contaminación de agua con una ‘pintura indicadora de agua’. La pintura se extiende en la barra o cinta de medición y éste se baja al agua. Cuando llega al punto de contacto del agua/aceite, la pintura cambia de color al hacer contacto con el agua despejada.

38


Las muestras compuestas de cada lote de gas licuado de petróleo (GLP) se llevan a un laboratorio donde se pone una muestra de GLP a través de una serie de filtros. Posteriormente se pesan las partículas del material que son atrapadas por el filtro y se establece una proporción de partes por millón. A esto se le denomina la ‘prueba cuantitativa’.

MUESTREO DE SEDIMENTO EN GAS LICUADO DE PETROLEO

Si no se dispone de un laboratorio, se hace una prueba de hisopo. Durante una prueba de hisopo la válvula en una línea de muestreo se abre por 60 segundos para permitir el paso del GLP por el hisopo. Después de cerrar la válvula, se analiza la decoloración el hisopo. La decoloración indica la necesidad de una prueba de seguimiento inmediata y la notificación al respectivo supervisor. Las pruebas de hisopo son secundarias a los análisis apropiados de muestras de laboratorio. Esta prueba es de tipo indicativo. Las muestras de agua y sedimento se ponen a través de una prueba centrífuga en el laboratorio. La centrífuga se fija para dar vueltas por casi diez minutos a 140ºF (60ºC). Al dar vueltas, el agua y sedimentos se fuerzan al fondo de los tubos. Las lecturas de agua y sedimento de ambos tubos se combinan y registran. El proceso se repite hasta que dos vueltas consecutivas dan las mismas lecturas combinadas.

CENTRIFUGACION

Figura 24 Muestreo de Agua y Sedimento

39

PROGRAMA

PRUEBA DE CLARIDAD (O TURBIDEZ)

DE


DE

DUCTOS

La prueba de claridad es un modo simple de verificar la contaminación por agua en los productos refinados. Un producto que está contaminado con agua puede verse turbio. A mayor turbidez, mayor contaminación. En una prueba de claridad se toma un litro de muestras puntuales de líquido de la tubería y se vierten en un recipiente de vidrio. El recipiente se coloca a una pulgada (25 mm) delante de un cuadro que consta de cinco líneas horizontales de diversos grosores. La apariencia de las líneas tal como se ven a través del recipiente del líquido se compara a un juego de seis fotografías numeradas. El índice de claridad del líquido iguala al número de la fotografía que se aproxima más a la apariencia de la muestra. Una muestra que no está contaminada tendría un índice de uno; una muestra muy contaminada tendría un índice de seis. La prueba de claridad se hace al comienzo de cada lote de líquido refinado, para la gasolina, diesel, combustible de avión y destilados.

1

2

4

5

Figura 25 Prueba de Claridad

40

3

6


El azufre se encuentra por lo general en los líquidos de petróleo como sulfato de hidrógeno (H2S), un gas incoloro con olor parecido al de huevos podridos. Al petróleo crudo que contiene más de 0.5 por ciento de azufre se le llama ‘sulfuroso’.

PRUEBA DEL AZUFRE

El H2S es sumamente tóxico. En concentraciones tan bajas como 100 partes por millón (ppm) en el aire, puede ocasionar dolores de cabeza y nauseas. En concentraciones de 1000 ppm, puede causar la muerte en cuestión de segundos. Cuando se combina con agua, el H2S forma el ácido sulfúrico (H2SO4), un líquido altamente corrosivo que puede afectar seriamente la tubería y maquinaria. El azufre también puede darse en líquidos de petróleo en otras formas diferentes al H2S; todas ocasionan corrosión. Los técnicos de laboratorio prueban el azufre en el crudo reflejando rayos x en una muestra de líquido que se coloca en un recipiente cubierto. Cada elemento en la muestra absorbe y vuelve a emitir ondas de radiación específicas. Se instala un analizador para ver únicamente la de radiación re-emitida por el azufre. El analizador convierte luego los rayos emitidos en pulsaciones y cuentas electrónicas para llegar a una medida del contenido de azufre en la muestra. Otra prueba común para el azufre en los GLP y productos refinados es la de la cinta de cobre. En la ‘prueba de la cinta de cobre’ se coloca una cinta de cobre en un cilindro que contiene una muestra del líquido a ser probado. La apariencia de la cinta se compara a la del cuadro de niveles de corrosión. A más oscura la apariencia de la cinta, mayor es la concentración de azufre en el líquido. Tubo flexible para muestra Válvula de bloqueo

Válvula de ventilacion

Válvula de entrada

Válvula de control Válvula de drenaje

Oleoducto principal

Tubo de inmersión Cinta de cobre Válvula de salida

Figura 26 Prueba de la Cinta de Cobre

41

PROGRAMA

REPASO 4

DE


DE

DUCTOS

1. Los dos tipos de sistemas de muestreo para agua y sedimento son _____. a) sumersión profunda y superficial b) corte de la barra y de la cinta c) manual y automático d) ninguno de los anteriores 2. Un mezclador estático _____ el flujo de líquido con el fin de asegurar que las muestras sean representativas. a) mezcla y acondiciona b) separa c) retira d) ninguno de los anteriores 3. Las muestras de S&W se toman normalmente de _____. a) tanques b) tuberías c) el aforo de tanques d) todos los de arriba 4. El muestreo de S&W se hace para ______. a) identificar el origen del S&W b) confirmar la presencia de altas cantidades de S&W observadas en una muestra puntual c) a diferentes niveles en el tanque d) todos los de arriba 5. Las a) b) c) d)

centrífugas se hacen girar a _____. 60ºF (15ºC) 68ºF (20ºC) 86ºF (30ºC) 140ºF (60ºC)

6. Los tubos de la centrífuga se hacen girar hasta que ____ lecturas consecutivas den los mismos resultados combinados. a) tres b) dos c) cuatro d) seis

42


7. La a) b) c) d)

prueba de claridad se utiliza para comprobar _____. la contaminación por azufre la presencia de sedimentos en el crudo la contaminación de agua en los productos refinados ninguno de los anteriores

8. Los productos de petróleo se comprueban por el azufre debido a que éste es _____ a) tóxico b) corrosivo c) ambos a y b d) ninguno de los anteriores 9. La prueba de la cinta de cobre se utiliza para comprobar el azufre en _____. a) petróleo crudo b) GLP y productos refinados c) petróleo ligero d) asfalto


43

PROGRAMA

RESUMEN

DE


DE

DUCTOS

SECCIÓN 1 - TRANSFERENCIA DE CUSTODIA • Las compañías operadoras de oleoductos deben mantener una cuenta exacta de los volúmenes de líquidos de petróleo que manejan. El pago que reciben las compañías petroleras y la cantidad que pagan a los productores, propietario de derechos y el gobierno, depende del volumen de líquido que pasa a través de sus instalaciones. • Los volúmenes medidos se convierten a volúmenes estándar netos. Los volúmenes estándar se miden a una temperatura estándar: 60ºF (15ºC), y a presión estándar: 14.7 psi (101.3 kPa). Estas mediciones de volumen permanecen constantes, cualquiera que sean los cambios de temperatura o presión. • El pago que recibe la compañía operadora del oleoducto por el producto que maneja depende de la calidad del producto, así como de la cantidad. Los verificadores comprueban el S&W en el producto líquido. SECCIÓN 2 - MEDICIÓN EN TRANSFERENCIA DE CUSTODIA-TUBERÍAS • El producto líquido en la tubería se mide con dispositivos de turbina y de desplazamiento positivo (PD). Los medidores de turbina miden la velocidad del flujo y la convierten a volumen. Los medidores PD toman el volumen directamente, reteniendo y soltando cantidades determinadas de líquido desde el flujo y registrando el número de cantidades fijas. • Para asegurar la precisión, los medidores se verifican o se comprueban regularmente con un sistema probador. Se deben aplicar los factores de medición y el factor para el efecto de la temperatura y presión en el acero para llegar a volúmenes medidos con precisión. • La temperatura y presión del producto deben tomarse al medirse los líquidos, ya que estos factores afectan al volumen. Cuando la temperatura aumenta, el volumen decrece.

44


• Deben de aplicarse los factores de corrección para presión y temperatura a fin de convertir el volumen medido a volumen estándar bruto.

RESUMEN

• Otros factores que afectan la exactitud de las medidas es el uso y desgaste, los residuos de depósitos y el flashing. • Los medidores se verifican antes de ser revisados o dárseles mantenimiento. Los medidores se comprueban por lo menos una o dos veces al mes. • Los datos de temperatura y presión en las tuberías se recopilan automáticamente. Los resultados de los sensores se alimentan al flujo de las computadoras que corrigen los volúmenes medidos para los efectos de temperatura y presión. SECCIÓN 3 - MEDICION EN CONTROL DE INVENTARIO-TANQUES DE ALMACENAMIENTO • El aforo es el procedimiento que se utiliza para determinar la cantidad de líquido de petróleo en un tanque de almacenamiento. Primero se dimensiona el tanque, es decir, se define la forma y tamaño exacto del interior del tanque. Luego se calculan las tablas de dimensionamiento. Estas tablas dan el volumen del tanque a diferentes alturas. Los aforadores obtienen la altura del líquido en el tanque, utilizando después las tablas para determinar el volumen. • El aforo puede hacerse automáticamente utilizando un aforador tipo flotador tal como el Varec, un servo-aforador de nivel o un aforador hidrostático para tanque. El aforo se debe hacer manualmente utilizando bien sea el método de sumersión profunda o de sumersión superficial. • La temperatura del líquido en los tanques debe de medirse al hacerse el aforo. Los volúmenes actuales se convierten a volumen a temperatura y presión estándar que se denomina ‘volumen estándar’.

45

PROGRAMA

RESUMEN

DE


DE

DUCTOS

• Los termómetros de tipo copa o eléctricos portátiles se utilizan para determinar la temperatura del producto en el tanque. El número de temperaturas que se toman para obtener una lectura compuesta depende de la altura del tanque. Por ejemplo, si la altura de un tanque es mayor a los cinco metros, se toman tres temperaturas. • El muestreo de tanque se realiza para determinar la densidad del líquido porque ésta influye directamente en el costo del transporte del producto. A mayor la densidad del líquido, mayor el costo de su transporte. • Las mediciones de densidad se hacen con un hidrómetro o un termohidrómetro. Se utiliza un hidrómetro de presión para comprobar las densidades en los GLP.

SECCIÓN 4 - MEDICION DE CALIDAD • El pago que recibe la compañía operadora del oleoducto por el producto que maneja, depende de la calidad del producto, así como de la cantidad. Para asegurar la calidad del producto, los verificadores comprueban el agua y sedimento (S&W). • Un mezclador estático acondiciona el líquido en una tubería antes de tomar una muestra de S&W. Esto se hace para asegurarse de que la muestra es representativa. • Por lo general no se hacen mediciones de S&W en los tanques. Sin embargo, si hay altos niveles anormales de S&W en las tuberías, se toman muestras puntuales o muestras de los tanques. • Las muestras de S&W se centrifugan por 10 minutos a 140ºF (60ºC). La lectura de la muestra se hace si dos o más vueltas consecutivas dan las mismas lecturas resultantes. • La contaminación del agua puede verificarse utilizando el método de pintura indicadora o la prueba de claridad.

46


aforo procedimiento utilizado para determinar la cantidad de petróleo líquido en una tanque de almacenamiento. (p.23)

GLOSARIO

aforador de flotador es un dispositivo indicador automático que registra las altas y bajas de un flotador puesto en la superficie del líquido en un tanque, al incrementar o disminuir el volumen. (p.24) aforador hidrostático de tanque este es un dispositivo para el aforo automático de tanques que utiliza medición de presión para determinar el nivel del líquido en el tanque. (p.25) ciclo de prueba es el tiempo que toma para que un volumen de líquido complete un recorrido a través del probador bidireccional. (p.16) CPL es el factor que se aplica a volúmenes líquidos para corregir los efectos de la presión. (p.9) CTL es el factor que se aplica a volúmenes líquidos para corregir los efectos de la temperatura. (p.10) dimensionamiento del tanque proceso utilizado para desarrollar las tablas relativas a tanques. Un ‘dimensionador’ de tanques mide las dimensiones del tanque incluyendo el grosor de las paredes y el volumen de cualquier dispositivo tal como las placas de aforo y las conexiones de tuberías dentro del tanque. Posteriormente el dimensionador computa el volumen de líquido que el tanque puede tener a diferentes profundidades. (p.23) distancia del aforo es la distancia desde el fondo del tanque hasta un punto de referencia. (p.27) factor de medición éste se utiliza para ajustar las lecturas de medidores para indicar el volumen real tomado por el medidor. (p.14)

47

PROGRAMA

GLOSARIO

DE


DE

DUCTOS

‘flashing’ (golpeteo) es la formación de burbujas de vapor que afectan la velocidad del rotor en los medidores con turbina y por lo tanto, también afectan la presión de las medidas. (p.12) hidrómetro es un tubo calibrado de vidrio que se utiliza para medir la densidad de líquidos. (p.32) medición es el proceso que se utiliza para medir el volumen de producto, conforme éste se desplaza a un punto específico en la tubería. (p.8) medidor con turbina un medidor en el que el elemento de medición es un rotor de cuchillas múltiples y al cual el la corriente de medición imparte una velocidad de rotación que es proporcional a la velocidad media de la corriente. El volumen se obtiene contando las revoluciones del rotor. (p.8) medidor de desplazamiento positivo (PD) es un medidor en el cual el elemento de medición separa el líquido mecánicamente en cantidades moderadas de volumen fijo y registra las cantidades en unidades de volumen. (p.8) método de sumersión profunda es un método de aforo manual de tanques en el que se sumerge una barra sólida hasta que llega al fondo del tanque. La altura del líquido se indica mediante el corte de crudo en la cinta utilizada para bajar la barra. El volumen se determina con referencia a las tablas de aforo. (p.26) método de sumersión superficial es un procedimiento manual de aforo de tanques en el que se sumerge una barra en el tanque hasta que llega a la superficie del líquido. La altura del líquido en el tanque se determina mediante la sustracción de la distancia desde la tapa del tanque a la superficie del líquido, del total de la altura del tanque. El volumen se determina con referencia a las tablas de aforo. (p.26)

48


pintura indicadora de agua una pintura soluble en agua que se extiende sobre la barra o cinta de aforo. Cuando la barra o cinta alcanzan el punto de contacto de agua/aceite, la pintura cambia de color. (p.38)

GLOSARIO

presión la cantidad de fuerza (F) que se ejerce en una unidad de área de una sustancia. (P = F/A) (p.1) probador bidireccional es un probador de medidores en el que el líquido que se mide fluye a lo largo en una dirección, siendo posteriormente dirigido para fluir en dirección opuesta. (p.16) probador de medidor es un conocido dispositivo de volumen utilizado para ‘probar’ (calibrar) un medidor. En aplicaciones de tuberías, un probador de medidor es por lo general, un dispositivo de flujo volumétrico que consta de un tubo por el que se pasa (en ambas direcciones) a través de un medidor, un determinado volumen de líquido, en condiciones de funcionamiento normal. (p.16) procedimiento de corte de la cinta es un método de aforo por sumersión superficial en el que se lee el corte del crudo desde una cinta. (p.27) procedimiento de corte de la barra un método de aforo por sumersión en el cual se lee el corte del crudo desde una barra. (p.27) prueba de claridad procedimiento utilizado para comprobar la contaminación por agua en un producto refinado. Los recipientes de vidrio llenos con el líquido a probarse se colocan delante de un cuadro de comprobación que muestra líneas de diferentes grosores. A más dificultad para ver las líneas, mayor es la contaminación por agua. (p.40)

49

PROGRAMA

GLOSARIO

DE


DE

DUCTOS

prueba de la cinta de cobre esta es una prueba que se utiliza para medir el azufre en los productos de petróleo líquido. La cinta de cobre se introduce dentro del líquido a ser probado y se compara la apariencia del color que toma la cinta con los niveles indicados en el cuadro de corrosión. A mayor la decoloración del cobre, mayor la contaminación por azufre. (p.41) punto de referencia un punto, por lo general en el techo del tanque, desde el que se realizan las mediciones de aforo. (p.26) resbalamiento es la pérdida de líquido a través del espacio entre las paredes de la cámara y paletas del medidor. (p.13) servo-aforador de nivel es un dispositivo para el aforo automático de tanques que utiliza un desplazador pequeño parcialmente sumergido en el líquido. A medida que cambia el nivel de líquido en el tanque, el aforador detecta el movimiento del desplazador y lo convierte en una medida de volumen. (p.25) tablas de aforo tablas de referencia que se utilizan para determinar la cantidad de líquido en un tanque a cualquier altura. (p.23) termohidrómetro una combinación de hidrómetro y termómetro que se utiliza para medir la densidad del líquido. (p.32) termómetro de tipo copa es un termómetro de vidrio estándar con un recipiente redondeado que contiene el líquido. Este tipo de termómetro se utiliza para extraer muestras de líquidos desde diferentes niveles para poder leer sus temperaturas. (p.29) termómetro electrónico portátil éste consiste de un sensor, el cual se suspende en el líquido del tanque y de un dispositivo de lectura digital portátil. (p.29)

50


tomamuestras es un dispositivo que se introduce en el tanque para tomar una muestra de crudo desde cualquier nivel. La muestra se utiliza posteriormente para determinar el contenido de S&W del crudo en el tanque. (p.28)

GLOSARIO

transferencia de custodia es la transferencia de responsabilidad durante el almacenamiento y transporte de un volumen determinado o medido de petróleo líquido. La compañía operadora del oleoducto es responsable por cualquier pérdida o ganancia que resulte de una medición inadecuada. (p.1) volumen estándar bruto es el volumen completo de petróleo crudo, el cual incluye agua y sedimentos. (p.5) volumen estándar neto es el volumen de un producto a 60ºF (15ºC) y 14.7 psi (101.3kPa) después de la deducción de agua y sedimento. (p.3)

51

PROGRAMA

RESPUESTAS

DE


REPASO 1

DE

DUCTOS

REPASO 2

REPASO 3

REPASO 4

1. d

1. c

1. d

1. c

2. d

2. a

2. a

2. a

3. d

3. b

3. c

3. b

4. c

4. b

4. c

4. d

5. d

5. d

5. a

5. d

6. d

6. d

6. b

7. d

7. a

7. c

8. c

8. d

8. c

9. a

9. c

9. b

10. b

10. d

11. d

11. d

12. c

12. c

13. d

13. b

14. a

14. a

15. d

15. c 16. b

52

Medicion en La TransferenCIA de Custodia

Recommend Documents