Medicion de Tanques

. MEDICION DE HIDROCARBUROS LÍQUIDOS. LÍQUIDOS.

1. 2. 3. 4.

CONCEPTOS BÁSICOS. ASPECTO LEGAL EN LA MEDICIÓN DEHIDROCARBUROS MEDICION ESTÁTICA MEDICION DINAMICA

PROGRAMA DE ENTRENAMIENTO PTS COLOMBIA LTDA

Ricardo Andrés Aguirre Martha Patricia Casallas Rodrigo Chamorro

Agosto , 2005. REV 00

. MEDICION DE HIDROCARBUROS LÍQUIDOS. LÍQUIDOS.

CONTENIDO

INTRODUCCIÓN 1. CONCEPTOS BÁSICOS 2. ASPECTO LEGAL EN LA MEDICIÓN DE HIDROCARBUROS. 3. MEDICIÓN ESTÁTICA 3.1 CLASIFICACION DE LOS TANQUES 3.2 TERMINOLOGIA DE MEDICION ESTÁTICA 3.3 METODOS DE MEDICION 3.4 PRECAUCIONES AL MEDIR UN TANQUE 3.5 MEDICION DE TEMPERATURA EN TANQUES 3.6 TIPO DE MUESTREO EN TANQUES 3.7 LIQUIDACIÓN DE TANQUES 3.8 ERRORES DE MEDICIÓN INHERENTE A TANQUES. 3.9 CALIBRACION DE TANQUES 4. MEDICION DINÁMICA 4.1 FACTORES QUE AFECTAN LA MEDICIÓN 4.2 CLASIFICAION DE LOS MEDIDORES MEDIDORES 4.2.1 MEDIDORES DE INFERENCIA 4.2.2 MEDIDORES DE DESPLAZAMIENTO POSITIVO BIBLIOGRAFÍA ANEXO 01

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. MEDICION DE HIDROCARBUROS LÍQUIDOS.

INTRODUCCIÓN. A continuación, se presenta el modulo III de entrenamiento, correspondiente a Medición de Hidro Carburos líquidos, cuyo objetivo es capacitar el talento humano para realizar una medición correcta de crudo en operaciones de transferencia de custodia, de ac uerdo con las normas API MPSM, AGA, ISO 9000:2000 y ASTM; además se pretende conocer los diferentes sistemas de medición en transferencia de crudo tanto para condiciones estáticas como dinámicas. Este módulo de entrenamiento busca capacitarlo y darle una orientación básica en cuanto a los parámetros de medición de crudo. El nivel de competencia sugerido es Auxiliares de producción , operadores e ingenieros en el área de operaciones y soportes de PTS Colombia, Ltda., como calidad . Si desea profundizar el contenido revise la bibliografía sugerida. Como mecanismo de difusión, el documento se pone a disposición de los empleados, a través del BIT: “business information technology” . Cualquier lector que considere que se deben realizar cambios debe manifestarlo por escrito a la siguiente dirección electrónica: [email protected].

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1. CONCEPTOS BÁSICOS Como punto clave par el entendimiento de éste módulo, es bueno recordar algunos conceptos básicos empleados en nuestras actividades diarias en el manejo de separadores y tanques , cualquiera que sea nuestra línea de servicio.

RECORDEMOS ENTONCES.......

¿QUÉ ES MEDIR? Medir es comparar una magnitud con otra llamada patrón con el fin de establecer una exactitud o diferencia. En términos internacionales es establecer condiciones bases para la medición del petróleo teniendo en cuenta que el volumen depende de variables físicas, tomando como base 60ºF y 14.7 psia. Estos valores son denominados condiciones de referencia, condiciones bases o condiciones estandar.

CUALES SON LAS DIFERECIAS EN EL ESTADO LÍQUIDO, SÓLIDO Y GASESO? SÓLIDO: Las moléculas en el estado sólido tienen un lugar definido y no entran en movimiento. LIQUIDO: Las moléculas en éste estado tienen un movimiento mas libre, manteniendo la tendencia a no separarse unas de otras. Son ligeramente compresibles y tiene un volumen propio a una temperatura y presión dadas. Los líquidos al ser calentados aumentan su volumen, al parámetro que relaciona este incremento de volumen con la temperatura es conocido como coeficiente de dilatación térmica. GASEOSO: Las moléculas son libres y mantienen la tendencia a separarse unas de otras. Son compresibles y tienen un volumen propio a una temperatura y presión constantes.

COMO INFLUYE LA TEMPERATURA EN EL VOLUMEN? La temperatura no cambia el peso de un líquido en un recipiente, pero si cambia su volumen. Si aumenta la temperatura, aumenta el volumen y viceversa. Los modelos de dilatación de los crudos se desarrollan en función de la gravedad API. De acuerdo al cambio de volumen con la temperatura podemos establecer las siguiente relación: V = V´X (1 + A (T-T´)) A: Coeficiente de dilatación térmica V: Volumen a T´de referencia (60ºF). V: Volumen a nueva temperatura. Sin embargo, una buena práctica para medir la temperatura de acuerdo al 7 API-MPMS cuando se tienen instalados termopozos, es que su longitud de inmersión sea lo suficiente para que el elemento sensor esté ubicado en el centro de la tubería 0 1/3 mas arriba o mas abajo del centro.

QUE SON LA RATA DE FLUJO Y EL RANGO DE FLUJO? La rata de flujo, es la cantidad de volumen o masa de un fluido que pasa por un punto sobre una línea por unidad de tiempo. El rango de flujo, son lo máximos y mínimos de la rata de flujo entre los cuales un medidor mantiene un error aceptable (precisión). QUÉ ES PRESIÓN? Es la fuerza ejercida, aplicada o distribuida sobre una determinada superficie o área. Clases de Presión: Absoluta, Atmosférica, diferencial, manométrica, estática, de vacío, presión delinea y presión de trabajo. 4


QUE ES LINEALIDAD, REPETIBILIDAD Y REPRODUCIBILIDAD? LINEALIDAD: Es la capacidad que posee un equipo de medición para mantener su factor de calibración casi constante para un flujo específico constante. REPETIBILIDAD: es el proceso de evaluación dela desviación de un número sucesivo de lecturas repetidas en una medición o determinación directa. La repetibilidad se asocia con la comparación de dos mediciones sucesivas llevadas a cabo con el mismo aparato y por el mismo operador durante un corto intervalo de tiempo. Para obtener una buena repetibilidad es necesario mantener condiciones estáticas o de flujo constante (dinámicas). REPRODUCIBILIDAD: Este valor se refiere a las diferencia entre las mediciones hechas por dos operadores diferentes sobre dos instrumentos diferentes (del mismo tipo) en períodos diferentes. Cualquier cambio en la temperatura, viscosidad, fluidez, presión rata de flujo, que imperan en el momento de la medición, pueden afectar la precisión y repetibilidad de la medición, debido a que tanto los materiales de los equipos de medición, como las características de los fluidos pueden experimentar variaciones en los cambios de las condiciones.

CUAL ES LA DIFERENCIA ENTRE EXACTITUD DE MEDICION DE VOLUMEN Y EXACTITUD DEL MEDIDOR? La exactitud volumétrica es la exactitud absoluta del volumen que se ha medido, en cambio la exactitud del medidor es simplemente la exactitud del un medidor relativo a su probador, generalmente por un conjunto constante de condiciones de operación. El rango constituye el campo de medida, y el span o alcance es la diferencia algebraica entre los valores superiores e inferiores del rango.

A QUE HACE REFERENCIA EL TERMINO INCERTIDUMBRE Y SENSIBILIDAD? La incertidumbre es la duda sobre el verdadero valor de la medida, cuyo cálculo es estadístico y la sensibilidad es la relación entre la magnitud del cambio en la señal medida y el incremento en la lectura o salida del instrumento.

QUE ES CALIBRAR UN INSTRUMENTO? Cuando se habla de calibrar un instrumento significa ajustar mecánica, electrónica o matemáticamente un instrumento o equipo para ajustar su medida contra otra patrón de referencia.

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2. ASPECTO LEGAL EN LA MEDICIÓN DE HIDROCARBUROS. El decreto legislativo 1056 de 1953 (abril 20) expide el Código de petróleos. Este código, establece el aspecto legal en la medición de hidrocarburos. Artículo 1. Las disposiciones de este código se refieren a las mezclas naturales de hidrocarburos que se encuentran en la tierra, cualquiera que sea el estado físico de ellas . Artículo 40. Faculta al gobierno, para reglamentar la forma como debe medirse el gas natural. Artículo 29, decreto 1348 de 1961: Los hidrocarburos líquidos y gaseosos deberán separarse y medirse de acuerdo con los métodos que al efecto prescriba el ministerio, o en su defecto, por los de uso corriente en la industria del petróleo (estándares internacionales). Artículo 86, decreto 1895 de 1973. “Los explotadores” de petróleo no podrán en ningún caso almacenar temporal o permanentemente petróleo en estanques de paredes de tierra o en cualquier otro de ósito abierto. La resolución Minminas 2021 de diciembre de 1986, establece el procedimiento de liquidación volumétrica de productos derivados del petróleo para las entregas a carro tanques, vagón-tanques y botes en refinerías, terminales y plantas de abasto en el país. Igualmente establece que el volumen debe ser corregido por el factor de calibración de los equipos de medición utilizados para determinar el volumen de los productos derivados del petróleo; el volumen será entregado a la presión de la tubería y temperatura del producto en el sitio de venta. NORMAS API- MPMS (American petroleum institute) (manual of petroleum measurement satandards / manual de estándares para medición de petróleo). Actualización noviembre del 2004. El instituto Americano del petróleo es una asociación que representa a toda la industria del petróleo y el gas natural en los EEUU. Sus miembros incluyen mas de 400 corporaciones involucradas en la industria del petróleo y el gas y cuenta con organizaciones que proveen estándares, como:........................................... ISO: ANSI: NIST: API: ASTM: GPA: IP: BSI:

International organization for standars. Amercian national standar institute. American national institute for standars an technology. American petroleum institute. American society for testing and materials. American gas producers association The institute of petroleum (London). British standar institute

Los códigos de la ANSI, presentan especificaciones de materiales y equipos, métodos de prueba, características y valores, selección y dimensionamiento que deben cumplir los equipos y materiales, simbología, definiciones, recomendaciones de diseño de sistemas eléctricos. Cubren especialmente tuberías para diferentes usos. En nuestro, país comúnmente se diseña bajo normas API que hacen referencia a los materiales fijados, por las normas ASTM y siguen las normas seguidas por la NFPA. Dentro de las Normas aplicables citamos el API 650, siendo la norma que fija la construcción de tanques soldados, para el almacenamiento de petróleo. La presión interna a la que pueden estar sometidos es de 15 psig y una temperatura máxima de 90ºC. Con estas características son aptos para almacenar la mayoría de los productos producidos en una refinería. El API estándar 2000 tiene una aplicación específica para ventilación de tanques atmosféricos de baja presión. 6


3. MEDICIÓN ESTÁTICA. El almacenamiento de crudo, constituye un elemento de sumo valor en la explotación de los servicios de hidrocarburo, ya que: Actúa como un pulmón entre producción y transporte, para absorber las variaciones de consumo. Permite la sedimentación de agua y lodos antes de su despacho por oleoductos . Brindan flexibilidad operativa a las refinerías. Son puntos de referencia en la medición de despacho de producto.    

Los tanques de almacenamiento se localizan suficientemente lejos del área de proceso, para no ser incluido dentro del inventario del proceso. El arreglo de equipos de la planta también cumple con lo dispuesto en las regulaciones el estándar NFPA 30A para espaciamiento.

El tanque se puede definir como la bodega o depósito para guardar líquidos y/o gases, que los protege de las contaminaciones , tales como las materias extrañas, la lluvia, y que disminuye las pérdidas por evaporación. Normalmente se construyen de láminas de acero.

Tanques de almacenamiento cerca APIAY-Colombia. En términos generales todo tanque de almacenamiento debe tener: • Tabla de aforo, por lo cual deben ser calibrados antes de ponerse en servicio. • Entrada y salida • Drenajes • Válvulas de presión y vacío • Punto de medición o escotilla de medición. • Agitadores dependiendo de lo que se va a almacenar. • Radar de medición • Switchs por alto y bajo nivel si se requiere. • Sensores de temperatura • Pictograma de seguridad. • Venteos. • Protección contra corrosión. • Puesta a tierra. • Dique de contención. 3.1 CLASIFICACIÓN DE LOS TANQUES. Los tanques de almacenamiento, se clasifican según su uso, construcción, producto. 3.1.1 SEGÚN SU USO : Producción (refinería). Yacimiento. Terminal de despacho. Reserva.

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3.1.2 SEGÚN SU CONSTRUCCIÓN : CILÍNDRICOS CON TECHO CÓNICO: Para productos con presión de vapor menor a 10 psi, no producen vapores a temperatura ambiente. Diesel, Kerosene, Crudo. CILÍNDRICOS CON FONDO Y TAPA CÓNCAVOS: Se usan generalmente para almacenar productos con una presión de vapor relativamente alta, es decir con gran tendencia a emitir vapores a la temperatura ambiente. CILINDRICOS CON TECHO FLOTANTE: Se asemeja en su construcción a los tanques cilíndricos de techo cónico con la diferencia que su tapa superior o techo, flota sobre el producto que se almacena; es decir se desplaza verticalmente de acuerdo al nivel, la presión dentro de éstos tanques corresponde a la atmosféricas. Disminuye las pérdidas por evaporación. Los nuevos techos internos se construyen en aluminio, y se coloca un domo geodésico como techo fijo del tanque. Las ventajas que presenta el domo con respecto a un techo convencional son : • Es un techo autoportante , es decir no necesitan columnas que lo sostengan, esto evita tener que perforar la membrana. • Se construye en aluminio, lo cual lo hace mas liviano. • Se construye en el suelo y se monta armado mediante la ayuda de una grúa, evitando trabajos riesgosos en alturas. • Cuando se coloca un techo flotante, no se colocan VPV, si no que se practican ventanas en la parte superior de la envolvente contra el techo. CILÍNDRICOS CON MEMBRANA FLOTANTE: Con el objeto de minimizar las pérdidas por evaporación, en tanques de techo cónico y que estén en servicio de almacenamiento de productos livianos, se coloca una membrana en la parte interior del tanque, diseñada y construida de tal forma que flote sobre el producto almacenado. Estos tanques minimizan pérdidas, por evaporación la exterior y reduciendo el daño ambiental, y el riesgo de la formación de mezclas explosivas, la rededor del tanque. El techo flotante puede ser interno (existe un techo fijo colocado en el tanque) , o externo (se encuentra a cielo abierto) . en cualquier caso entre la membrana y la envolvente debe existir un sello. PONTONES: Son cilindros estancos que flotan sobre el espejo del producto y sustentan al techo. No debe ser un componente estructural del techo sometidos a esfuerzos, ya que esto produciría su pinchadura y posterior hundimiento. Como alternativa a los pontones, se pueden colocar membranas de contacto total. Estas evitan el espacio vapor que queda entre el liquido y el techo flotante, con pontones , pueden ser de aluminio o polímeros patentados. Los sellos se encargan de minimizar las fugas de vapores en la unión entre el techo flotante y la envolvente del tanque. Es conveniente usar un sello primario y un sello secundario. TANQUES TIPO ESFERA – LPG: Las esferas son ideales para gases con presión de vapor entre 25 y 100 psia. Poseen Válvula de seguridad y doble pared (criogénicos-GLP). Si se dispusiera almacenar gas licuado de petróleo a presión atmosférica, se requerirían tanques que mantuvieran la temperatura de –42ºC , con toda la complejidad que ello implica. Por ello se utilizan recipientes a presión con forma esférica o cilíndrica que trabajen a una presión interior de 15 Kg/cm2 aprox y temperatura ambiente. Estos recipientes se diseñan de acuerdo a normas API , que considera el diseño del recipiente a presión como lo hace el código ASME sección VIII. La ventaja de los tanques es que cuando se sacan de servicio se les puede inspeccionar visualmente a ambos lados de la chapa en su totalidad (piso de tanques).

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La línea de llenado ingresa al tanque por la parte superior, y la de aspiración toma producto por la parte inferior. Por norma de seguridad deben contar con válvulas de bloqueo de accionamiento remoto para el caso de siniestros que pudieran ocurrir. Debe contar con doble válvula de seguridad independientes, doble sistema para lectura de nivel independientes, dos medios independientes para lectura de presión. Cuenta también con su instalación contra incendios comprendida por rociadores, monitores instalaciones d espuma, etc. Estos recipientes no utilizan VPV ni ningún otro sistema para el llenado o vaciado; esto se debe a que se trabaja con le equilibrio líquido vapor, del GLP que haya en su interior. Al bajar la presión (vaciado) MAS producto pasa por la fase vapor. durante el llenado, el aumento de presión hace que el producto vuelva a la fase liquida. la presión es aproximadamente constante. De todas formas la válvulas de seguridad ventean a la tea ante cualquier eventualidad. Las esferas se construyen en gajos, utilizando laminas de acero . las columnas deben ser calculadas para soportar el peso de la esfera durante la prueba hidráulica. La igual que en los cigarros, todas las soldaduras deben ser radiográficas, y cuentan con escaleras para acceder a la parte superior para mtto de válvulas, equipos de tele medición, etc. LOS CIGARROS: Los recipientes horizontales cigarros, se emplean hasta un determinado volumen de capacidad, para recipientes mayores se utilizan las esferas. Los casquetes de los cigarros son toriesféricos, semi elípticos, o semi esféricos. Sus espesores están , para un mismo P, T y diámetro: Semieliptico: Casi igual al de la envolvente. Toriesfèrico: ES aproximadamente un 75 % mayor que el semieliptico. Semiesférico: Casi la mitad del semieliptico. CLASIFICACIÓN DE LOS TANQUES SEGÚN SU CONSTRUCCIÓN.

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3.1.3 SEGÚN EL PRODUCTO QUE CONTIENEN : Para almacenar crudo se utilizan generalmente tanques de techo cónico y tamaño relativamente grande ya que permite una operación estable durante varios días. Los tanques para almacenar productos derivados son de capacidad y de forma variable, dependiendo del producto manejado y de la presión de vapor o volatilidad del mismo. Los tanques horizontales se utilizan para almacenar volúmenes relativamente chicos.

3.2 TERMINOLOGÍA DE MEDICIÓN ESTÁTICA ESCOTILLA DE MEDICIÓN: Abertura en la tapa del tanque por donde se hace la medición. PUNTO DE REFERENCIA: Punto en la escotilla de medición que indique la posición desde donde se medirá. PUNTO DE MEDICIÓN: Punto en o cerca del fondo del tanque hasta el cual llegará la cinta durante la medición y desde donde se tomaran las distancias. PLATO DE MEDICIÓN: Un plato localizado bajo la escotilla de medición y donde se encuentra el unto medición. ALTURA DE REFERENCIA: Es la distancia desde el fondo del tanque hasta la marca de referencia. 10


CORTE: Es la línea de demarcación sobre la escala de la pesa o cinta de medición, hecha por el material que se esta midiendo. CINTA DE MEDICION: Cinta de acero graduada, para la medición del producto. PESA: Plomada adjunta a la cinta de medición para mantener la cinta tensa. ZONA CRITICA: Es la distancia entre el punto donde el techo flotante esta apoyado en sus soportes normales y el punto donde el techo está flotando libremente. MEDIDA A FONDO: Profundidad del líquido en un tanque. MEDICION EN VACÍO: Es la distancia desde el punto de referencia hasta la superficie del líquido en un tanque. REGLA DE MEDICIÒN: Es la regla graduada unida a la cinta de medición. PASTA INDICADORA DE PRODUCTO : Químico que cambia de color cuando se pone en contacto con un producto específico. AGUA EN SUSPENSION: Es el agua dispersa en el crudo, en pequeñas gotitas. AGUA LIBRE: Agua separada del crudo en el fondo del tanque. VOLUMEN TOTAL OBSERVADO: Volumen que incluye agua total y sedimento , a la temperatura y presión presentes en el crudo. VOLUMEN BRUTO OBSERVADO : Volumen que incluye el agua disuelta, pero excluye el agua libre. VOLUMEN NETO OBSERVADO : Volumen que excluye el agua disueltay el agua libre.

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3.3 METODOS DE MEDICION Punto de Referencia.

MEDICION A FONDO : El procedimiento consiste en bajar la plomada para medir a fondo hasta tocar el plato de medición, en el fondo del tanque, sin dejar descargar la plomada. teniendo en cuenta la medida de referencia. El nivel de fluido es leído directamente en la cinta.

Escotilla de medición.

Corte en la cinta.

Altura de Referencia.

M. Fondo. Plomada. Plato de Medición.

MEDICION A VACÍO: Es medir la distancia existente entre la superficie del líquido y el punto de referencia. El procedimiento consiste en bajar la plomada para medir a vacío hasta tocar la superficie de fluido, luego bajar la plomada 5 u 8 cm más, manteniendo una marca completa en el punto de referencia. Se tiene en cuenta el corte en la plomada para sumarlo con la marca en la cinta.

El nivel de fluido es la resta de la medida del vacío de la medida de referencia: Nivel de Fluido = Nivel de referencia – ( Marca en la cinta + Corte en la plomada.) Si el corte no se hizo en la plomada si no en la cinta el nivel de Fluido sería igual : Nivel de Fluido = Nivel de referencia – ( Marca en la cinta - Corte en la cinta.) Por norma se puede medir a vacío con una cinta de a fondo.

MEDICION DE AGUA LIBRE : El agua libre de los tanques se debe medir por el método a vacío.

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El procedimiento consiste en recubrir la plomada con una capa delgada de pomada indicadora de agua y bajar la plomada para hasta una altura inferior de 2 a 4 cm de la altura de referencia. Mantenerse el tiempo necesario para que la pomada cambie de color, se anota el corte en la plomada. 3.4 PRECAUCIONES AL MEDIR UN TANQUE • • • • • • • • • • •

Se deben realizar tres medidas y no diferir en más de tres mm. Si dos medidas consecutivas coinciden se debe reportar este dato, si no el promedio de las tres. Esperar un tiempo prudente después de un despacho o recibo. Verificar que la entrada y salida estén totalmente cerradas; y los agitadores apagados. Tener en cuenta el nivel de fluido indicado por la escala de medición externa o el radar, y conocer la altura de referencia del tanque a medir. Aterrizar la cinta de medición mediante conexión a tierra, y descargar la energía estática antes de abrir la escotilla. No realizar medición alguna en tiempo de lluvia o tormentas eléctricas. Realizar la medición desde el lugar establecido y en el punto de referencia marcado. Verificar que las cinta no presente torcedura y/o curvatura. Verificar que las plomadas no estén achatada en la punta. No mezclar plomada de vacío con cinta de fondo, o viceversa. No realizar medición a fondo con cinta de vacío.

3.5 MEDICION DE TEMPERATURA EN TANQUES

El objetivo es obtener un perfil de temperaturas del fluido que contiene el tanque. Se realiza con un termómetro de vidrio de inmersión total, ASTM130F. Rango de 20°F a 220°F. Ubicado en un montaje de madera y una copa metálica; o con un termo – prove digital con una sonda para alcanzar toda la longitud del tanque.

El procedimiento consiste en bajar el termómetro anclado en el mástil de madera atado a una cuerda hasta la altura indicada. En este punto se debe subir y bajar en una distancia de un metro el tiempo correspondiente. Al subirse se debe leer la temperatura lo más pronto posible y lo mas cercano a 1°F. La altura indicada depende del nivel de fluido que contiene el tanque, se debe hacer en los puntos medios de cada zona. Se reporta el promedio. El tiempo de inmersión del termómetro depende de la gravedad API del producto medido: > 40 API 5 minutos 20 a 29 API 20 minutos

30 a 39 API 12 minutos < 20 API 35 minutos

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Para toda medida de temperatura se debe aplicar el factor CTL conocido como el factor de corrección por temperatura en el líquido. Se determina por medio de las tablas 6-A del API, en función de la gravedad API corregida y la temperatura observada en el tanque en el momento de medirlo. Este es siempre menor para temperaturas mayor a 60°F. Se usa para corregir el volumen de líquido medido a una temperatura observada a una temperatura estándar de 60°F. A mayor temperatura tenga un mismo fluido menor es el CTL.A mayor gravedad API tenga un fluido a Temperatura igual menor es el CTL. 3.6 TIPO DE MUESTREO EN TANQUES Se define como muestra, el producto de características uniformes en el cual las muestras puntuales en la superficie, la parte superior, la parte media, la parte inferior y la salida, tiene valores similares de acuerdo con la precisión en los ensayos de laboratorio. Muestra Representativa: Es la que representa una pequeña porción del volumen total, con la precisión igual o mejor a los ensayos de laboratorio. Muestra a todo Nivel: Se obtiene sumergiendo una botella tapada hasta un punto cercano del drenaje, luego se destapa y se eleva a una velocidad tal que la botella salga llega en un 85%. Muestra Corrida: Igual a la toda nivel pero la botella es lanzada destapada hasta el fondo y subida con un volumen del 85%. Muestra Puntual: Se obtiene en una posición específica en el tanque, el recipiente debe estar lleno un 100%. Se tiene Muestra Tope, Muestra Superior, Muestra Punto Medio, Muestra Inferior, Muestra Fondo y de lugar de tolerancia. Una excelente manipulación de la muestra es una gran garantía para la confiabilidad de los análisis de laboratorio efectuados. Los análisis de laboratorio efectuados son: Gravedad API, Agua por Karl Fischer, Sedimento por extracción, Sal , Punto de Fluidez, Para tanques se utiliza la muestra puntual de varios niveles, efectuando una muestra puntual compuesta. El número de muestras depende del nivel de fluido en el Tanque, se deben tomar en el punto medio de la zona determinada mentalmente. Se deben tomar de arriba hacia abajo. 3.7 LIQUIDACIÓN DE TANQUES Se utiliza para determinar los volúmenes reales que tiene un tanque, deduciendo el efecto que produce la temperatura y el agua en suspensión . Para la liquidación de un tanque se requiere: • Medida del nivel total de fluido. • Medida del nivel de agua libre. • Temperatura promedio. • Gravedad API y BSW del fluido. PROCEDIMIENTO DE LIQUIDACIÓN DE TANQUES

• • • • •

• •

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Obtenga la medida estática del volumen de crudo y agua libre. Realice las lecturas de temperatura. Obtenga el volumen total de crudo con la tabla de aforo. Obtenga el volumen de agua libre de la tabla de aforo. Obtenga los factores de corrección por el efecto de la temperatura, techo y temperatura de lámina. Obtenga la calidad del crudo con la muestra. Liquide el tanque para hallar los GSV netos.


FACTOR DE CORRECCIÓN. Factor de corrección por efecto de la temperatura en el producto (CTL o VCF).

Variables: Temperatura en º F. Gravedad API 60º F. Este factor se puede obtener directamente a través de las tablas 6ª/6B (ASTM D-1250)

FACTOR DE CORRECCIÓN POR FORMULA Factor de corrección por fórmula se puede obtener mediante la siguiente ecuación: CTL= EXP [ -K* (T-60)*(1+0.8*K*(t-60) ] K= 341.0957/Gravedad especifica 60ºF*Dens H2O a 60ºF)^2

AJUSTE POR EL TECHO FLOTANTE. Procedimiento • • •

•

API a 60ºF y la temperatura del tanque ºF. Obtener de la tabla 5A el API observada. Calcule la diferencia entre el API observado y el API de referencia que aparece en la tabla de aforo. La diferencia anterior se multiplica por un volumen que aparece en la tabla de aforo, que puede ser negativo o positivo, según el

FACTOR DE CORRECCIÓN POR FORMULA POR LA TEMP EN LA LAMINA Se puede obtener directamente a través de la tabla B-1 apéndice B de la norma API cap 12 secc 1 parte 1 o por la siguiente ecuación: CTsh = 1+12.4E-06*ATS+4.0E-0.9*2TS TS= Temperatura de la lámina CTsh se debe redondear a 5 cifras decimales.

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Finalmente los cálculos requeridos son: • Volumen Total observado TOV • Agua libre FW • Volumen bruto observado GOV = TOV – FW • Factor de corrección por la temperatura de la pared = CT sh • Ajuste del techo flotante FRA. • Volumen bruto observado = (GOV*Ctsh+/-FRA) • Factor de corrección por temperatura en el liquido CTL tabla 6ª/6B. • Volumen bruto estándar GSV= (GOV*CTsh+/-FRA)*CTL. • Factor de corrección por agua y sedimento CSW= (1-%BSW/100) • Volumen estándar neto NSV=GSV*CSW.

MEDICION TANQUE Nivel de producto, nivel de agua y temperatura

MUESTREO DE TANQUE

Temperatura

TABLA DE AFORO

API

% agua

% Sedimentos

TOV Agua libre

GOV

X

VCF

% BSW

GSV

NSV

3.8 ERRORES DE MEDICIÓN INHERENTES AL TANQUE •

A medida que el tanque se llena, el peso del producto causa que el fondo se deforme o deflecte. Si la deformación o defección es constante, es posible corregir el error. Si el fondo se deforma elásticamente con cada ciclo de llenado-vaciado, el eror será significativo, del orden de 0.1% o más. Dependiendo del grado de compresibilidad del terreno, el tiempo de estabilización del terreno es mas largo. Este error aumenta la capacidad del tanque .

•

Cuando productos viscosos o sedimentos se adhieren a las paredes internas del tanque se genera un error que disminuye la capacidad el tanque y la tabla de aforo no tiene en cuenta éste error. También se pueden presentar errores de calibración dependiendo del método utilizado:

•

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o o

o

Cinteo (Starpping). Consiste en medir la circunferencia del tanque a diferentes alturas.. Óptico. Consiste en utilizar un sistema de radar óptico con relación a una línea vertical de referencia. Volumétrico. Consiste en el llenado del tanque con producto, utilizando un medidor y un probador volumétrico.

La precisión es de aproximadamente ±0.1% para tanques con calibraciones recientes. • Para la calibración del tanque no se tiene en cuenta el coeficiente de expansión térmica del material. Dependiendo de la distribución de calor , la expansión es aleatoria a lo largo del perímetro del tanque. Si la temperatura es mayor a 60ºF se tendrá una mayor capacidad , obviamente ocurrirá lo contrario a temperatura menor de 60ºF. • Los mayores errores de medición se deben a los movimientos de los dispositivos de medida: Movimiento de la referencia por efecto del llenado. A medida que el tanque se llena, las paredes tienden a tomar la forma del barril. La parte superior del tanque puede descender hasta en ½ pulgada. Las tablas de aforo del tanque no compensan por esta deformación. Este error causa una mayor capacidad y una alinealidad en la tabla de aforo. Para evitar esto, es necesario, que el dispositivo no esté colocado sobre la pared o techo dl tanque. • Es necesario el uso de soportes, tubos o pozos de medición, los cuales deben ser anclados al fondo del tanque y separados entre 18 y 24 pulgadas de la pared. • Cuando se llena un tanque, las paredes de la parte sumergida quedan a una temperatura entre la ambiente y la del producto, si la temperatura es mayor que 60ºF la altura del tanque aumenta y si es menor a 60ºF disminuye, éste error es diferente para los tipos de tanque: cónico, flotante y esférico. o o o o o o

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CALIBRACION DE TANQUES.

La calibración y aforo del tanque es el proceso por medio del cual se determinan las dimensiones del tanque, para luego, calcular su tabla de capacidades. La tabla de calibración entrega el volumen correspondiente para cada altura del líquido, por lo tanto ésta tabla debe ser de gran exactitud.

Las tablas de calibración pueden ser elaboradas aplicando varios métodos. El método seleccionado depende del tipo y tamaño del tanque, el tiempo, personal y equipo disponible. Dos métodos aplicables a tanques cilíndricos verticales son: • Método strapping: La parte cilíndrica del tanque consiste de varios anillos. En cada anillo se miden las circunferencias por medio de una cinta metálica graduada y certificada. El número de circunferencias por anillo depende de las uniones y arreglos de las láminas de las paredes del tanque. • Método de calibración líquida: El tanque es llenado con cantidades conocidas de líquido y otro liquido no volátil hasta que quedar completamente aforado. El liquido es medido con serafín (Tanque aforado con gran precisión) o medidor dinámico

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4. MEDICION DINAMICA En campos de petróleo, es necesario conocer la producción de crudo, gas y agua de los diferentes pozos que lo conforman, con el fin de analizar la producción del yacimiento y de esta manera definir acciones contundentes a mantener o incrementar la producción de crudo o gas.

La medición dinámica determina la cantidad de flujo que circula a través de un elemento primario de medición. Existen varios métodos para medir el caudal según el tipo; es decir hay medidores volumétricos y medidores de caudal de masa. Los medidores volumétricos, determinan el caudal en volumen del fluido, bien sea directamente (desplazamiento positivo), bien indirectamente por deducción (presión diferencial, área variable, velocidad, fuerza, tensión inducida, torbellino). 4.1 FACTORES QUE AFECTAN UNA MEDICIÓN

De orden físico: La cantidad

De orden Mecánico: Depende

medida puede variar de acuerdo a las condiciones físicas como tem eratura resión.

del estado mecánico del instrumento.

Del uso del equipo de medición:

Del estado, manejo y análisis:

Depende del rango y posición del instrumento.

Varía acorde a la sustancia a medir.

LAS UNIDADES DE FLUJO SON: m / hora BPH (barriles por hora) litros / minuto GPM (galones por minuto) 3

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4.2 CLASIFICACIÓN DE LOS MEDIDORES En general, todos los tipos de medidores de flujo se pueden clasificar como medidores directos o de inferencia. 4.21. MEDIDORES TIPO INFERENCIA Los medidores de inferencia deducen la tasa de flujo volumétrico midiendo alguna propiedad dinámica de la corriente de flujo. Los medidores de Turbina pertenecen a ésta categoría. En instrumentación y control de procesos los medidores de flujo tienen dos clasificaciones : • Medidores de flujo para procesos. • Medidores de flujo para transferencia en custodia. Entre los medidores tipo inferencia encontramos: MEDIDORES DE FLUJO DE PRESIÓN DIFERENCIAL: Basados en el teorema Bernoulli. Altura cinética + Altura de presión + Altura potencial = Constante. Cuando un fluido se mueve por una tubería de sección variable, su velocidad cambia, si esta cambia existe una fuerza resultante que causa que la presión cambie a lo largo de la tubería. Por tanto para dos puntos diferentes en una tubería, la diferencia de presión depende de la diferencia de velocidad y de la diferencia de altura. MEDIDORES DE TURBINA Los medidores de turbina consisten en un rotor que gira al paso del fluido con una velocidad directamente proporcional al caudal. LA velocidad del fluido ejerce una fuerza de arrastre en el rotor; la diferencia de presiones debido al cambio del área entre el rotor y el cono posterior ejerce una fuerza igual y opuesta. Estos medidores instalados para la medición de líquidos tienen tamaños que van desde 1.5 a 4 pulgadas de diámetro, y se encuentran instalados en las salidas de agua y aceite de cada separador de líquidos- gases. En la siguiente figura se despieza una turbina de medición de flujo de líquidos y en el anexo 1, citamos sus aplicaciones y rangos de flujo.

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Los separadores cuentan también con platinas de orificio para la medición del gas. Los meter factors, deben ser revisados cada mes aproximadamente, utilizando un camión de prueba el cual llena el sistema totalmente con agua. Una vez lleno el sistema se marca un punto de referencia (nivel cero) en el visor del Gauge tank o tanque de medición, se coloca el contador de la turbina y el sistema de adquisición de datos en cero; posteriormente se da la señal para que la bomba del camión inicie el bombeo hacia el sistema y simultáneamente se abre la válvula de admisión de agua. Se bombea de 10 a 15 barriles, tomando como base la lectura registrada en el sistema de adquisición de datos. Una vez alcanzado este valor, se da la orden de suspender el bombeo y se cierran las válvulas de admisión y descarga del sistema. Se procede a medir la altura del nivel de agua alcanzado en el tanque y este valor se multiplica por el factor de aforo del mismo, con lo que se obtienen los barriles en el tanque. Se comparar lo registrado en la adquisición de datos con lo medido en el tanque, considerándose la medida en el tanque como la medida de referencia. El meter factor se obtiene por la siguiente ecuación: Meter factor = (Volumen contabilizado en el tanque de medición) (Volumen registrado por la turbina) Este factor no debe ser mayor d e1.02 o menor d e0.98, es decir no debe haber una diferencia de mas o menos del 2% entre los datos. De ser mayor se repite la prueba y si persiste se debe cambiar la turbina. Los medidores de turbina, son afectados por la siguientes condiciones de operación: • Rata de flujo o caudal. • Viscosidad del líquido • Temperatura del líquido • Densidad del líquido. • Presión del líquido • Cualidades lubricantes y de limpieza del líquido. Por lo tanto el medidor de turbina debe ser probado bajo condiciones de operación para corregir su lectura. Esta prueba debe realizarse contra un medidor de referencia, que nos permita conocer la desviación y certifique la medición del medidor en cuestión. El procedimiento usado actualmente no prueba el medidor tipo turbina bajo las condiciones de operación si no que lo realiza bajo las siguientes condiciones:. • • • •

Agua (viscosidad 1 cp). Presión y temperatura atmosférica Fluido limpio y poco lubricante. Una rata de medición que esté dentro del rango de medición de caudales de la turbina.

El análisis de pareto para medición dinámica de líquidos establece que el 48% del error en medición los genera el meter factor, es decir este factor es muy sensible y afecta la exactitud final de la medición. Este meter factor se puede expresar: MF=

Volumen _probador (Condiciones estándar) Volumen medidor (Condiciones estándar).

Para calcular el meter factor, se determinan los valores de numerador y denominador en forma separada y cada uno redondeado a 5 cifras decimales. El volumen del medidor a condiciones estándar se determina de la siguiente manera: Volumen medidor (condiciones estándar) = Volumen medidor (Cond_operación) X CCF Donde CCF es el factor de corrección combinada de la turbina el cual es la multiplicación del CTL (Factor de corrección de volumen por temperatura) y CPL (Factor de corrección de volumen por presión), es decir:

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CCF= CTL X CPL. El CTL para aceites crudos se obtiene de las tablas API 6ª y el CPL de la siguiente ecuación: CPL = 1 / ((1-(P-Pe) X F)) Donde: P : Presión en psi. Pe: Presión de vapor en equilibrio a la temperatura de medida, psi F: Factor de compresibilidad para hidrocarburos. Considerando que se van a probar turbinas, se recomienda el uso de un master meter, con las mismas consideraciones que se deben tener en cuenta para la instalación de la turbina, es decir, debe incluir: MEDIDOR DE TURBINA VALVULA DE CONTROL

VALVULA DE DOBLE BLOQUEO Y PURGA

CHEQUE FILTRO

ENDEREZADOR DE FLUJO

VALVULAS DE CORTE AL P RO BADOR M M

DEL P RO BADOR M M

MEDIDORES MASICOS CORIOLIS Basado en el principio de Coriollis , matemático francés 1795-1843) que observó que un objeto de masa M que se desplaaza con una velocidad lineal L, a través de una superficie giratoria que circula con una velocidad angular constante W, experimenta una velocidad tangencial (velocidad angular por radio de giro) , tanto mayor cuanto mayor es su alejamiento del centro. El American Petroleum Institute ( API — publicó recientemente el Capítulo 5.6, Measurement of Liquid Hydrocarbons by Coriolis Meters (Medición de Hidrocarburos Mediante Medidores Tipo Coriolis), el cual ahora es un estándar oficial y es parte del Manual of Petroleum Measurement Standards (MPMS — Manual de Estándares de Medición de Petróleo), cumplen con el nuevo estándar y realizan los cálculos de transferencia de custodia de petróleo que antes requerían múltiples dispositivos. Medidores de flujo Micro Motion® tipo Coriolis de Emerson Un sistema Coriolis consiste en un sensor y un transmisor. El sesnsor tiene uno o dos tubos a través de los cuales pasa el fluido, éstos tubos son hechos para vibrar en frecuencia natural o armónica por un mecanismo electromagnético. La corriente de flujo genera una fuerza de Coriolis que puede ser detectada y convertida a flujo másico. Un medidor Coriolis deberá ser orientado en una posición que asegure que los tubos de medición esten completamente llenos de fluidos y en condiciones estáticas y los termo pozos deben estar muy cerca del medidor coriollis.

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MEDIDORES ULTRASONICOS Es un dispositivo que mide la velocidad del fluido y alcanza su máximo rendimiento cuando la tubería aguas arriba del medidor proporciona un perfil de flujo a la entrada del mismo., normalmente se instalan enderezadores de flujo en la tubería aguas arriba del medidor. 4.2.2

MEDIDORES DE DESPLAZAMIENTO POSITIVO

Los medidores de desplazamiento positivo miden el caudal en volumen contado, o integrando volúmenes separados de líquidos, es decir sería el equivalente a medir a “baldados”. Las partes mecánicas del medidor se muevan aprovechando la energía del fluido y dan lugar a una pérdida de carga. Los contadores de desplazamiento positivo suelen diferenciarse por el tipo de mecanismo utilizado para separar la corriente de líquido. Según las características del dispositivo medidor pueden ser: Medidor Birrotor – Brooks: Son dos rotores sin contacto mecánico entre sí que giran como únicos elementos moviles en la cámara de la medida. La relación de giro mutuo se mantiene gracias a un conjunto de engranajes helicoidales cerrado y sin contacto con el líquido. Los rotores se apoyan en rodamientos de bolas de acero inoxidable. Medidor de aspas deslizantes Smith: El alojamiento o carcasa, maquinado con precisión, contiene un rotor que gira sobre rodamientos y mueve consigo unos álabes que separan el líquido en segmentos de flujo desconocido. ALABES

CÁMARA DE MEDICIÓN

RODAMIENTOS

A medida que el líquido fluye a través del medidor, el rotor y los alabes giran alrededor de una leva fija, haciendo que los alabes se muevan hacia fuera.

LEVA

Los medidores de desplazamiento positivo ha demostrado ser superior cuando la viscosidad es alta por que las pérdidas casi se eliminan y la precisión es buena. Sin embargo, el medidor de turbina puede ser una excelente opción si la viscosidad es baja y las parafinas no son problema. Las características básicas de éste medidor son la exactitud a la repetibilidad y la exactitud a la linealidad.

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GLOSARIO CPL (Correction of pressure in liquid): Factor de corrección de volumen desde una presión P hasta la presión estándar 14.7 psi. CTL: (Correction of temperature in liquid). Factor de correción de volumen desde una temperatura T hasta la temperatura estándar de 60ºF. Fluidos: Sustancia líquida o gaseosa que fluye por un ducto. Master Meter: Medidor maestro tipo turbina, desplazamiento positivo o Coriolis el cual se encuentra calibrado por un probador maestro (Master prover). Se usa para probar los medidores tipo turbina, desplazamiento positivo o Coriolis. Master prover: Probador maestro. Instrumento volumétrico tipo tanque (serafín) o tubería que se usa para probar los medidores operacionales. Medidor: Medidor permanente de una corriente de fluido. Puede ser turbina, desplazamiento positivo, Coriolis, ultrasónico, venturi, etc. Los medidores aceptados para transferencia de custodia en medición de líquidos son los tipo turbina, desplazamiento positivo y Coriolis. Medidor Maestro: medidor tipo turbina o desplazamiento positivo que se calibra con un probador de tubería y se utiliza para calibrar indirectamente un medidor operacional. Medidor operacional: Factor de corrección en volumen de un medidor al ser comparado con un probador o medidor maestro (master meter).

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BIBLIOGRAFÍA. Instrumentación industrial Antonio Creus sexta edición. Ref: Adam, David " Discussion of HTG Performance at Exxon Bayonne" Texas Instrument, Johnson City. April 1989. Technical Committee ISO/TC 28. Technical Subcommittee SC 3 International Standard ISO 11223-1 International School of hydrocarbon Measurement, versión 200. Boletín técnico Smith meter INC. Norma API-MPMS Engineering data book-Gas Processors suppliers Association. Vol I y II. Memorias diplomado Medición de Hidrocarburos. Universidad industrial de Stander. 2004. Ubicación biblioteca PTS.

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ANEXO 01

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Medicion de Tanques

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