DATOS DE CATALOGACIÓN BIBLIOGRÁFICA Villavicencio Palacios, Edgar Gustavo Recolección, transporte y distribución del gas natural y el crudo. Tomo IV 4ta. Edición Colección: Maestría en Gestión en la Industria de los Hidrocarburos U VIRTUAL Centro de excelencia Santa Cruz – Bolivia Enero, 2012
Derechos Reservados Esta publicación no puede reproducirse, registrarse o transmitirse, total o parcialmente, por ningún medio ni sistema de recuperación o captura de información, sea electrónico, mecánico, digital, foto químico, magnético ni electro-óptico o cualquier otro, sin previo permiso del editor U VIRTUAL Centro de Excelencia. Tampoco está permitido copiar todo o en parte, salvo las citas bibliográficas usuales en materia de investigación y el material recopilado y referenciado de otros trabajos. Este texto no podrá usarse en cursos, seminarios, clases o actividades de ninguna naturaleza, sin permiso previo del autor. La violación o transgresión de los derechos de autor y/o edición serán objeto de proceso penal a los autores, cómplices y encubridores, conforme a Ley.
PRESENTACIÓN Este curso tiene como objetivo principal el desarrollo formativo del participante, logrando un entendimiento genérico referente a la Recolección, Transporte y Distribución de Hidrocarburos, por este motivo se establece un libro base, el cual fue recopilado de varios autores y artículos publicados en varias fuentes.
En el recorrido del mismo, se observarán varios términos en inglés, pues uno de los objetivos, es introducir al participante en la jerga hidrocarburífera de manera que se familiaricen con términos internacionales de uso común en la industria de los hidrocarburos.
Se presenta un especial énfasis en la aplicación de normas y estándares internacionales ampliamente utilizados en esta industria.
Creemos que con este tipo de publicación realizamos nuestro aporte para los profesionales que desean incursionar en este rubro.
Edgar Gustavo Villavicencio Palacios
ÍNDICE CAPÍTULO 1 ........................................................................................................... 1 RECOLECCIÓN DE HIDROCARBUROS .............................................................. 1 1.1.
INTRODUCCIÓN. ................................................................................................................ 1
1.1.1.
CARACTERÍSTICAS FÍSICAS Y QUÍMICAS DEL PETRÓLEO. ................................................... 2
1.1.2.
EXTRACCIÓN DE CRUDO .................................................................................................... 9
1.2.
PROCESOS DEL PETRÓLEO EN UNA ESTACIÓN DE FLUJO ................................................ 15
1.2.1.
MÚLTIPLES O RECOLECTORES DE ENTRADA.................................................................... 19
1.2.2.
PROCESO DE SEPARACIÓN .............................................................................................. 21
1.2.2.1.
CONSIDERACIONES INICIALES ......................................................................................... 21
1.2.2.2.
CONSIDERACIONES DE DISEÑO Y OPERACIÓN DE SEPARADORES .................................. 22
1.2.2.2.1.
MECANISMOS DE SEPARACIÓN Y DISPOSITIVOS ............................................................. 28
1.2.3
CALENTAMIENTO............................................................................................................. 31
1.2.4.
PROCESO DE DESHIDRATACION Y DESALACION .............................................................. 34
1.2.5.
PROCESO DE ESTABILIZACION ......................................................................................... 35
1.3.
FUNCIONES PRINCIPALES DE UNA INSTALACIÓN DE PRODUCCIÓN ............................... 36
1.4.
TANQUES DE ALMACENAMIENTO ................................................................................... 37
1.5.
LABORATORIO. ................................................................................................................ 37
1.5.1.
DETERMINACIÓN DE LA GRAVEDAD ESPECÍFICA............................................................. 38
1.5.2.
DETERMINACIÓN DEL CONTENIDO DE AGUA Y SEDIMENTOS ........................................ 40
1.5.2.1.
MÉTODO DE CENTRIFUGACIÓN ...................................................................................... 40
1.5.2.2.
MÉTODO DE DESTILACIÓN .............................................................................................. 40
1.6.
DETERMINACIÓN DEL CONTENIDO DE SAL ..................................................................... 42
1.7
TRANSPORTE DE CRUDO ................................................................................................. 42
1.8
TRATAMIENTO Y MANEJO DE GAS .................................................................................. 42
1.8.1.
TRATAMIENTO DE GAS .................................................................................................... 43
1.8.2.
CABEZA DE POZO Y MÚLTIPLE DE DISTRIBUCIÓN ........................................................... 44
1.9.
DISPOSICIÓN DE GAS ....................................................................................................... 44
1.10.
DISPOSICIÓN DE AGUA .................................................................................................... 45
1.11.
CLASIFICACIÓN DE RESERVAS .......................................................................................... 46
1.12.
EJEMPLOS NUMÉRICOS ................................................................................................... 48
1.13.
CASO DE ESTUDIO ........................................................................................................... 50
TRANSPORTE DE HIDROCARBUROS ..............................................................55
2.1.
INTRODUCCIÓN ............................................................................................................... 55
2.2.
CONCEPTOS BÁSICOS ...................................................................................................... 56
2.3.
SISTEMAS DE TRANSMISIÓN EN DUCTOS ........................................................................ 59
2.3.1.
TRANSMISIÓN Y DISTRIBUCIÓN EN TUBERÍAS DE GAS .................................................... 59
2.3.2.
SISTEMA DE TRANSPORTE EN TUBERÍAS PARA HIDROCARBUROS LÍQUIDOS ................. 61
2.3.3.
MEDICIÓN ........................................................................................................................ 63
2.4.
OPERACIÓN ..................................................................................................................... 65
2.4.1.
PLANIFICACIÓN OPERATIVA ............................................................................................ 65
2.4.2.
CONTRATOS Y SERVICIOS ................................................................................................ 68
2.4.3.
SISTEMAS DE CONTROL / CONTROL DEL GAS ................................................................. 69
2.4.4.
SUMINISTRO DE GAS ....................................................................................................... 72
2.4.5.
TRABAJOS DE CAMPO ...................................................................................................... 74
2.4.6.
DETECCIÓN DE PÉRDIDAS – “LEAK” ................................................................................. 75
2.5.
TRANSPORTE DE HIDROCARBUROS LÍQUIDOS ................................................................ 75
2.5.1.
BATCHING ........................................................................................................................ 80
2.5.2.
TRANSPORTE DE CRUDOS PESADOS................................................................................ 81
2.6.
MEDICIÓN ........................................................................................................................ 82
2.6.1.
CONTROL OPERACIONAL ................................................................................................. 82
2.6.2.
ELEMENTOS DE MANTENIMIENTO DE MEDICIÓN .......................................................... 84
2.7.
ORGANIZACIÓN DE OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO DE TUBERÍAS .............................. 85
2.8.
CÓDIGOS, POLÍTICAS Y PROCEDIMIENTOS ...................................................................... 86
CAPÍTULO 3 ..........................................................................................................91 MANTENIMIENTO, COMPRESIÓN Y BOMBEO ..................................................91 3.1.
ELEMENTOS DE MANTENIMIENTO ................................................................................. 92
3.2.
GESTIÓN DE MANTENIMIENTO ....................................................................................... 94
3.2.1.
DEFINICIONES IMPORTANTES ......................................................................................... 94
3.2.2.
MANUALES DE CALIDAD .................................................................................................. 99
3.2.3.
PLANIFICACIÓN Y PROGRAMACIÓN DE MANTENIMIENTO ........................................... 100
3.2.4.
MANTENIMIENTO PREVENTIVO .................................................................................... 101
3.2.4.1.
MANTENIMIENTO PREVENTIVO CLASE 1 (MPC1) .......................................................... 101
3.2.4.2.
MANTENIMIENTO PREVENTIVO CLASE 2 (MPC2) .......................................................... 101
3.2.4.3.
MANTENIMIENTO PREVENTIVO CLASE 3 (MPC3).......................................................... 101
3.2.4.4.
MANTENIMIENTO PREVENTIVO CLASE 4 (MPC4) .......................................................... 102
3.2.4.5.
MANTENIMIENTO PREVENTIVO CLASE 5 (OVER HAUL) ................................................ 102
3.2.5.
MANTENIMIENTO BASADO EN LA CONDICIÓN (PREDICTIVO) ...................................... 105
3.3.
ANÁLISIS DE LAS ACTIVIDADES DE MANTENIMIENTO DE TUBERÍAS. ............................ 106
3.3.1.
CÓDIGOS REQUERIDOS PARA EL MANTENIMIENTO DE TUBERÍAS ............................... 108
3.3.1.1.
ESTÁNDARES .................................................................................................................. 108
3.3.1.2.
FRECUENCIA .................................................................................................................. 109
3.3.2.
DERECHO DE VÍA Y MANTENIMIENTO DEL LUGAR........................................................ 110
3.3.2.1.
PATRULLAJE DE LAS TUBERÍA ........................................................................................ 112
3.3.2.2.
PATRULLAJE AÉREO ....................................................................................................... 112
3.3.3.
PROTECCIÓN DEL MEDIO AMBIENTE ............................................................................ 113
3.3.3.1.
GUÍA DE SEGUIMIENTO ................................................................................................. 115
3.3.4.
SÍMBOLOS Y SEÑALES .................................................................................................... 116
3.4.
“PIGGING” O “CHANCHEO” EN DUCTOS ....................................................................... 118
3.4.1.
TIPOS DE “PIGS”............................................................................................................. 120
3.5.
PROTECCIÓN DE DUCTOS / CONTROL DE CORROSIÓN ................................................. 122
3.6.
COMPRESIÓN Y BOMBEO .............................................................................................. 124
3.6.1.
DISEÑO DE ESTACIONES DE COMPRESIÓN Y BOMBEO ................................................. 127
3.6.2.
SELECCIÓN DE LA UNIDAD ............................................................................................. 129
3.6.3.
“LAYOUT” DE LAS TUBERÍAS DE UNA ESTACIÓN DE COMPRESIÓN............................... 130
3.6.4.
“LAYOUT” DE LAS TUBERÍAS DE UNA ESTACIÓN DE BOMBEO ...................................... 133
3.6.5.
SISTEMA DE UNIDAD DE CONTROL ............................................................................... 136
CAPITULO 4 ........................................................................................................150 MEDICION Y TRANSFERENCIA DE CUSTODIA...............................................150 4.1.
CONCEPTOS BÁSICOS .................................................................................................... 151
4.2.
TRANSFERENCIA DE CUSTODIA ..................................................................................... 158
4.2.1.
LEYES Y NORMAS ........................................................................................................... 158
4.2.1.1.
CARACTERÍSTICAS .......................................................................................................... 158
4.2.1.2.
NORMAS DE INTERÉS .................................................................................................... 158
4.2.1.3.
APLICACIÓN ................................................................................................................... 160
4.2.2.
EL CONTRATO ................................................................................................................ 160
4.2.2.1.
DEFINICIÓN .................................................................................................................... 160
4.2.2.2.
REQUERIMIENTOS CONTRACTUALES ............................................................................ 161
4.2.2.3.
MEDICIONES .................................................................................................................. 161
4.2.2.4.
VOLUMEN DEL PRODUCTO ........................................................................................... 161
4.2.2.5.
CALIDAD DEL PRODUCTO .............................................................................................. 162
4.2.2.6.
PUNTO DE ENTREGA...................................................................................................... 162
4.2.2.7.
CONDICIONES DE OPERACIÓN ...................................................................................... 162
4.2.2.8.
FACTURACIÓN, PAGO Y AUDITORÍAS ............................................................................ 163
4.2.2.9.
CONTINGENCIAS ............................................................................................................ 163
4.2.2.10.
LA ESTACIÓN DE MEDICIÓN .......................................................................................... 163
4.2.3.
REQUERIMIENTOS GENERALES ..................................................................................... 164
4.2.3.1.
CONDICIONES DE ENTREGA .......................................................................................... 164
4.2.3.2.
CERTIFICACIONES .......................................................................................................... 165
4.2.3.3.
AUDITORÍAS ................................................................................................................... 165
4.3.
LA UNIDAD LACT O ESTACION DE MEDICIÓN ................................................................ 166
4.3.1.
ESPECIFICACIONES GENERALES ..................................................................................... 166
4.3.2.
COMPONENTES PRINCIPALES ........................................................................................ 168
4.3.2.1.
MEDICIÓN DE LÍQUIDOS ................................................................................................ 168
4.3.2.2.
BOMBA DE TRANSFERENCIA (CARGA) ........................................................................... 168
4.3.2.3.
FILTRO ............................................................................................................................ 169
4.3.2.4.
ELIMINADOR AIRE/GAS ................................................................................................. 170
4.3.2.5.
SISTEMA TOMA MUESTRA ............................................................................................ 170
4.3.2.6.
ACONDICIONAMIENTO DE LA MUESTRA ....................................................................... 172
4.3.2.7.
MEDIDOR DE FLUJO ....................................................................................................... 172
4.3.2.8.
MEDIDOR DE TURBINA .................................................................................................. 173
4.3.2.9.
MEDIDOR TIPO CORIOLIS .............................................................................................. 175
4.3.2.10.
MEDIDOR ULTRASÓNICO............................................................................................... 178
4.3.2.11.
MEDICIÓN DE PRESIÓN Y TEMPERATURA ..................................................................... 180
4.3.2.12.
COMPUTADOR DE FLUJO............................................................................................... 180
4.3.3.
MEDICIÓN DE GAS ......................................................................................................... 182
4.3.3.1.
SISTEMA TOMA MUESTRA ............................................................................................ 182
4.3.3.2.
MEDIDORES DE FLUJO ................................................................................................... 184
4.3.3.3.
PLACA DE ORIFICIO ........................................................................................................ 184
4.3.3.4.
OPERACIÓN EN TRANSFERENCIA DE CUSTODIA ............................................................ 187
4.3.3.5.
BOLETA DE ENTREGA ..................................................................................................... 188
4.3.4.
MANTENIMIENTO .......................................................................................................... 188
4.3.5.
SISTEMA DE PRUEBA DEL MEDIDOR ............................................................................. 189
4.4.
DISEÑO DE UNA ESTACION DE MEDICIÓN DE HIDROCARBUROS LÍQUIDOS ................. 190
4.4.1.
ALGUNAS CONSIDERACIONES EN EL DISEÑO ................................................................ 191
4.5.
PROCESO DE CONFIRMACIÓN METROLÓGICA INDUSTRIAL .......................................... 192
4.5.1.
CONFIRMACIÓN METROLÓGICA ................................................................................... 193
4.5.2.
CALIBRACIÓN ................................................................................................................. 194
4.5.2.1.
INFORME DE CALIBRACIÓN (CERTIFICADO) .................................................................. 195
4.5.3.
VERIFICACIÓN METROLÓGICA ....................................................................................... 195
4.5.3.1.
REQUISITO ..................................................................................................................... 196
4.5.3.1.1.
EVALUACIÓN DE CONSISTENCIA.................................................................................... 197
4.5.3.1.2.
VERIFICACIÓN ................................................................................................................ 197
4.5.3.1.3.
INSPECCIÓN ................................................................................................................... 198
4.5.3.1.4.
EVALUACIÓN DE CONFORMIDAD .................................................................................. 198
4.5.3.1.5.
DECISIONES Y ACCIONES ............................................................................................... 198
4.5.3.1.6.
AJUSTES ......................................................................................................................... 199
4.5.3.1.7.
REPARACIÓN .................................................................................................................. 199
4.5.3.1.8.
INFORME DE INSPECCIÓN ............................................................................................. 200
4.5.3.1.9.
ANÁLISIS DE INTERVALO DE CALIBRACIÓN .................................................................... 201
CAPÍTULO 5 ........................................................................................................202 DISTRIBUCIÓN Y ALMACENAMIENTO DE HIDROCARBUROS .....................202 5.1.
INTRODUCCIÓN ............................................................................................................. 202
5.2.
DEFINICIONES ................................................................................................................ 203
5.3.
ALMACENAJE Y TRANSPORTE DE HIDROCARBUROS ..................................................... 207
5.3.1.
TANQUES DE LAVADO (WASH TANK) ............................................................................ 208
5.3.2.
ALMACENAJE DE HIDROCARBUROS LÍQUIDOS .............................................................. 209
5.3.3.
CLASIFICACIÓN DE LOS RECIPIENTES SEGÚN SUS DISEÑOS .......................................... 211
5.3.4.
CLASIFICACIÓN DE LOS RECIPIENTES SEGÚN SUS FORMAS .......................................... 215
5.3.5.
CILINDROS PRESURIZADOS ............................................................................................ 216
5.3.6.
CILINDROS COMBINADOS. ............................................................................................ 217
5.3.7.
CILINDROS ESBELTOS. .................................................................................................... 217
5.3.8.
CLASIFICACIÓN DE LOS RECIPIENTES SEGÚN SU USO ................................................... 217
5.3.9.
MEDIDA DEL CONTENIDO DE LOS TANQUES ................................................................. 218
5.3.9.1.
MÉTODO DE MEDICIÓN DIRECTA .................................................................................. 219
5.3.9.2.
MÉTODO DE MEDICIÓN INDIRECTA .............................................................................. 219
5.3.9.3.
PROCEDIMIENTOS DE MEDICIÓN .................................................................................. 222
5.3.9.3.1.
MÉTODO DE MEDICIÓN DIRECTA .................................................................................. 222
5.3.9.3.2.
MÉTODO DE MEDICIÓN INDIRECTA .............................................................................. 223
5.3.9.4.
MEDICIÓN DE AGUA DE FONDO (AGUA Y SEDIMENTO LIBRES ..................................... 224
5.3.9.4.1.
RAZONES PARA MEDIR EL AGUA DE FONDO ................................................................. 224
5.3.9.4.2.
CUANDO MEDIR EL AGUA DE FONDO ........................................................................... 224
5.3.10.
ALMACENAJE DE GAS NATURAL .................................................................................... 225
5.4.
CÓDIGOS Y ESTANDARES ............................................................................................... 230
5.5.
ESPECIFICACIÓN DE GN PARA VENTA ............................................................................ 230
5.6.
TIPOS DE SERVICIOS Y CONTRATOS EN GN ................................................................... 231
5.7.
SISTEMAS DE DISTRIBUCIÓN ......................................................................................... 234
5.7.1.
FLUJO DE FLUIDOS POR TUBERÍAS ................................................................................ 234
5.8.
COMPONENTES IMPORTANTES DEL SISTEMA DE DISTRIBUCIÓN ................................. 237
5.8.1.
PLANEACIÓN Y DIMENSIONAMIENTO DE UN SISTEMA DE DISTRIBUCIÓN ................... 239
5.9.
PROCEDIMIENTO PARA EL DIMENSIONAMIENTO DE TUBERÌAS AL INTERIOR DE
EDIFICIOS
243
5.9.1.
PRESIÓN DISPONIBLE DE LA COMPAÑÍA DE SERVICIO PÚBLICO ................................... 243
5.9.2.
PÉRDIDA POR FRICCIÓN PERMISIBLE A TRAVÉS DEL SISTEMA DE LA TUBERÍA DE GAS 244
5.9.3
LONGITUD EQUIVALENTE PARA EL SISTEMA DE TUBERÍAS DE GAS .............................. 244
5.9.4
DEMANDA MÁXIMA PROBABLE (FACTOR DE SIMULTANEIDAD) .................................. 245
5.10.
MATERIALES DE CONSTRUCCIÓN .................................................................................. 251
5.11.
REDES CONCEPTUALES DE GAS NATURAL ..................................................................... 253
5.11.1.
DISEÑO Y CONSTRUCCIÓN DE REDES DE DISTRIBUCIÓN DE GN ................................... 258
5.11.2
.OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO DE LAS REDES DE DISTRIBUCIÓN ............................. 259
CAPÍTULO 1 RECOLECCIÓN DE HIDROCARBUROS
1.1.
INTRODUCCIÓN.
El presente capítulo tiene por objeto introducir al estudiante en los conceptos referidos a la recolección, tratamiento y transporte de petróleo y gas natural, lo que implica la descripción de los principales aspectos que involucran a la operación, diseño y mantenimiento de equipos e instalaciones de superficie para la producción de crudo comercial. El crudo producido por las Operadoras de Campos Petroleros debe ser entregado limpio (sin contenidos importantes de agua y sedimentos), en las estaciones de flujo, por esto, debe ser tratado y deshidratado antes de ser entregado. La deshidratación del crudo sucio y la entrega del crudo limpio son centralizadas en las Estaciones de Flujo, estos procesos, son descritos en la Figura 1.1.
1
Figura 1.1. Tratamiento de crudo y gas natural.
1.1.1. CARACTERÍSTICAS FÍSICAS Y QUÍMICAS DEL PETRÓLEO. Todos los petróleos: livianos, medianos, pesados y extra pesados (generalmente llamados crudos en la jerga diaria petrolera) tienen características, propiedades físicas y químicas que a la vista sirven para distinguir y apreciar unos de otros. La composición del petróleo crudo puede apreciarse en la Tabla 1.1. Tabla 1.1. Composición del petróleo crudo. Elemento
Porcentaje en peso
Carbono
83 – 87
Hidrógeno
11 – 14
Azufre
0,05 – 2,5
Nitrógeno
0,1 – 2
Oxígeno
0–2
Nota: El azufre, nitrógeno y oxígeno son considerados como impurezas
Fuente: Elaboración propia.
2
Dentro de las características más sobresalientes del petróleo crudo vamos a mencionar las siguientes: Color: Generalmente se piensa que todos los petróleos crudos son de color negro como los observados en la Figura 1.2., lo cual ha dado origen a cierta sinonimia y calificativos como el de ―oro negro‖. Sin embargo, por transmisión de la luz, los crudos pueden tener color amarillo pálido, tonos de rojo y marrón hasta llegar a negro. Por reflexión de la luz: Los crudos pueden parecer verdes, amarillos con tonos de azul, rojos, marrones o negros. Los crudos pesados y extra pesados son negros casi en su totalidad. El crudo más liviano o condensado, llega a tener un color blanquecino, lechoso y a veces se usa en el campo como gasolina cruda. Figura 1.2. Petróleo crudo.
Olor: El olor de los crudos es aromático como el de la gasolina, querosén u otros derivados. Si el crudo contiene azufre tiene un olor fuerte y hasta repugnante, si contiene sulfuro de hidrógeno, los vapores son irritantes, tóxicos y hasta mortíferos.
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Para atestiguar la buena o rancia calidad de los crudos es común en la industria designarlos como dulces o agrios. Esta clasificación tiene un significado determinante entre petroleros vendedores y compradores de crudos, porque inmediatamente enfoca ciertas características fundamentales del tipo de petróleo objeto de posible negociación. Densidad: Los crudos pueden pesar menos que el agua (livianos y medianos) o tanto o más que el agua (pesados y extra pesados), de allí que la densidad pueda tener un valor de 0,75 a 1,1. Estos dos rangos equivalen a 57,2 y -3 °API (American Petroleum Institute). La densidad, la gravedad específica o los grados API denotan la relación correspondiente de peso específico y de fluidez de los crudos con respecto al agua. La ecuación general de los grados API es la siguiente:
El hidrómetro API se basa en la densidad o gravedad específica de los crudos con respecto al agua, donde un crudo de 10 °API tiene la misma gravedad específica que el agua.
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La clasificación de crudos por rango de gravedad API a 15,5 °C (60 °F) y su relación con la densidad se resume en la Tabla 1.2. Tabla 1.2. Densidad del aceite crudo. Aceite crudo Extra pesado
Densidad (g/cm3) 1,0
Densidad (grados API) 10,0
Pesado
1,0 – 0,92
10,0 – 22,3
Mediano
0,92 – 0,87
22,3 - 31,1
Ligero
0,87 – 0,83
31,1 – 39,0
Supe ligero
0,83
39,0
Fuente: Barberii, E.: 2010 En las negociaciones de compra venta, intercambio, reconstitución y mezcla de crudos, el precio del metro cúbico o del barril de crudo está atado a la escala de gravedad °API correspondiente. La décima de gravedad (°API) se paga aplicando la fracción de precio que corresponda, según la calidad del crudo. Sin embargo para realizar cálculos matemáticos no se utiliza esta medida, debe ser transformada. [Fuente: Barberii, E.: 2010]. Bloque: Es la subdivisión del terreno en acres dedicada a la exploración y producción. El bloque es generalmente definido en términos de latitud y longitud a intervalos de un grado. GOR (Gas Oil Ratio): Se refiere al contenido de gas respecto a crudo en el yacimiento. Se puede dar como relación gas final/proceso-crudo final o como gas en el separador prueba/crudo separador de prueba, de la misma forma, gas/crudo según un ensayo normalizado.
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Wor: Referente a la proporción agua-crudo que coexiste en el campo de producción. Unidades de medida: barriles de agua por día (bwpd)/barriles de crudo por día (bopd). S&W o BS&W (Base sediment & water): Es el contenido de agua y sedimentos en el crudo. Asimilado normalmente al contenido de agua. Mawp: Máxima presión de trabajo permisible para la línea. Flow line: Tubería que lleva el fluido desde la cabeza de pozo al colector o al primer recipiente de separación. Slug catcher: Recipiente o colector de líneas que absorben las pulsaciones de flujo a grandes variaciones de volumen ocurridas a intervalos irregulares. Pipeline: Tubería y equipos asociados utilizados para transportar los fluidos (gas o crudo) resultantes de las instalaciones de producción. Unidad lact (Lease Automatic Custody Transfer): Unidad que mide la cantidad de crudo que entra o sale de un límite de batería determinado. Típico es el caso de estaciones donde se reciben crudos de otras compañías, constituyéndose en estaciones de paso (transferencia) o de almacenamiento temporal (custodia). Rascador (PIG): Artefacto empleado para limpiar un ducto o para separar dos líquidos transportados a lo largo de la línea. El rascador es insertado en el ducto y es arrastrado por el flujo de aceite o gas. Un rascador inteligente está adaptado con sensores que pueden detectar corrosión o defectos en la tubería. Agua libre: Agua presente en el crudo no emulsionada. Se separa del crudo por gravedad, sin necesidad de adición de productos químicos u otros medios.
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Emulsión: Suspensión cuasi-estable de finas gotas de un líquido dispersas en otro. La separación del agua emulsionada del crudo requiere un tratamiento con productos químicos, calor, campos eléctricos, etc. que faciliten la coalescencia de dichas gotas dispersas. Satélite: Punto donde se unen líneas de producción de distintos pozos próximos, situado geográficamente entre los pozos y las instalaciones de producción de crudo. Índice de refracción: Se define como la relación de la velocidad de la luz al pasar de uno a otro cuerpo. Medidos con un refractómetro, los hidrocarburos acusan valores de 1,39 a 1,49. Punto de ebullición: El punto de ebullición no es constante, debido a sus constituyentes varía algo menos que la temperatura atmosférica hasta la temperatura igual o por encima de 300 °C. Punto de congelación: Varía desde 15,5 °C hasta la temperatura de -45 °C, dependiendo de las propiedades y características de cada crudo o derivado. Este factor es de importancia al considerar el transporte de los hidrocarburos en el invierno y las tierras gélidas. Punto de deflagración: Varía desde -12 °C hasta 110 °C. Reacción vigorosa que produce calor acompañado de llamas y/o chispas. Punto de quema: Varía desde 2 °C hasta 155 °C. Poder calorífico: Puede variar entre 8.500 a 11.350 calorías/gramo. En BTU/libra puede variar de15.350 a 22.000. (BTU es la Unidad Térmica Británica). Calor específico: Es la relación de la cantidad de calor requerida para elevar la temperatura de una unidad de masa de sustancia en un grado. Varía entre 0,40 y 0,52. El promedio de la mayoría de los crudos es de 0,45.
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Calor latente de vaporización: Para la mayoría de los hidrocarburos parafínicos y metilenos varían entre 70 a 90 kilocalorías/kilogramo o 130 a 160 BTU/libra. Viscosidad: La viscosidad es una de las características más importantes de los hidrocarburos en los aspectos operacionales de producción, transporte, refinación y petroquímica. La viscosidad, que indica la resistencia que opone el crudo al flujo interno, es obtenida mediante varios métodos y es designada mediante varios valores de medición. El poise o centipoise (0,01 poise) es definido como la fuerza requerida en dinas para mover un plano de un centímetro cuadrado de área, sobre otro de igual área, separado por un centímetro de distancia entre sí y con el espacio relleno del líquido investigado, para obtener un desplazamiento de un centímetro en un segundo. La viscosidad de los crudos en el yacimiento puede tener desde 0,2 hasta más de 1.000 centipoises. Es muy importante el efecto de la temperatura sobre la viscosidad de los crudos, en el yacimiento o en la superficie, especialmente concerniente a crudos pesados y extra pesados. Viscosidad relativa: Es la relación de la viscosidad del fluido respecto a la del agua. A 20 °C la viscosidad del agua pura es de 1,002 centipoises. Viscosidad cinemática: Es equivalente a la viscosidad expresada en centipoises dividida por la gravedad específica, a la misma temperatura. Se designa en Stokes o Centistokes. Viscosidad Universal Saybolt: Representa el tiempo en segundos para que un flujo de 60 centímetros cúbicos salga de un recipiente tubular por medio de un orificio, debidamente calibrado y dispuesto en el fondo del recipiente, el cual se ha mantenido a temperatura constante.
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1.1.2. EXTRACCIÓN DE CRUDO Como se mencionó anteriormente, el presente capítulo no pretende realizar la descripción de la exploración y explotación de hidrocarburos, sin embargo, para entender el comportamiento de este producto, se realizará una breve descripción de la formación y extracción de crudo. El crudo se encuentra en la naturaleza en campos o estratos en volúmenes muy variables, no suele hallarse en la misma zona en que se formó hace millones de años, sino que al ser más ligero que el agua, ha ido migrando hacia la superficie a través de estructuras porosas hasta encontrar capas impermeables que impidieron su progresión, evitando a su vez que hubiesen escapado a la atmósfera. Allí quedó atrapado segregándose por densidades, de manera que la capa más baja está ocupada por agua salada que en general contiene cloruro de sodio y otras sales, la intermedia por crudo y la superior por gas. En todos los yacimientos coexisten el petróleo y el gas natural, aunque predomine uno de ellos. Esta relación entre el crudo y el gas es uno de los datos clave de todo yacimiento, se denomina GOR (Gas Oil Ratio) y es determinante en el proceso de separación del crudo y en la presión misma del campo. Son múltiples las variables a considerar en los campos de producción que están conformados por varios pozos, los cuales suelen tener diferentes composiciones. La composición también puede variar entre zona y zona de una determinada formación, al igual que cambia la composición de la corriente en la medida que declina la presión del yacimiento. Las condiciones de presión y temperatura dentro del campo son muy variables y sufren modificaciones apreciables a medida que avanza la producción. Para que el crudo pueda llegar a la superficie, ha de vencer la presión hidráulica de la columna de líquido que tiene varios miles de metros, del orden de 4000 a 5000 m. Normalmente, al principio la propia presión del yacimiento suele ser suficiente para que el petróleo fluya a la superficie, pero con el tiempo esa presión irá disminuyendo (salvo en el caso de los campos con un GOR
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muy alto, en los que tarda mucho tiempo en descender) y será necesario un medio adicional para su extracción. Dentro de los métodos de extracción asistida o secundaria el procedimiento más utilizado actualmente es la inyección de agua bajo la capa de crudo para mantener su presión e ir empujando el crudo hacia los pozos de extracción. La densidad de la columna depende de varios factores: al ir decayendo la presión a lo largo del tubo de extracción, el gas disuelto se separa y eso hace disminuir la densidad de la mezcla, pero si aumenta la proporción de agua, aumenta también la densidad media. La inyección continua de agua puede llevar en muchos casos a un gran aumento de la relación agua – crudo (WOR). Para reducir la densidad de la columna y facilitar la ascensión del crudo, es muy corriente reinyectar una corriente de gas, que puede ser dióxido de carbono, nitrógeno o el propio gas de producción, en el fondo del tubo de extracción (lifting). Ver Figura 1.3. Figura 1.3. Extracción de crudo
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También es posible inyectar parte del gas separado del crudo para ayudar a mantener la presión y en algunos casos, en especial para crudos muy viscosos se inyecta vapor de agua. Con la presión propia del yacimiento no se suele poder extraer más de un tercio del crudo existente, pero con los procedimientos de mantenimiento de presión mencionados se puede doblar esta recuperación. Predecir el perfil de comportamiento del pozo no es tarea fácil, debido a la heterogeneidad y desconocimiento de la geometría del yacimiento, se hace necesario aprovechar la experiencia de las compañías de explotación las cuales tienen establecidos parámetros para estimar la producción inicial y final del pozo en función del tiempo y en términos de cambios de presión y caudal de recuperación de crudo. Estos estimativos son fundamentales a la hora de emprender el diseño de los equipos, incluyendo la selección de recipientes, tamaños de líneas y potencias de bombeo y compresión. Por la naturaleza de la formación el agua asociada arrastra consigo sólidos tales como arena, lodo, sales susceptibles a formar depósitos (bicarbonatos), sólidos disueltos y sólidos libres. El aumento de 1% vol. S&W reduce la gravedad del crudo en 0.3°API. Una vez terminada la perforación del pozo y comprobado que es productivo, se retira el equipo de perforación y se introduce un tubo de revestimiento de unas diez pulgadas. La cámara que queda en la pared exterior de este tubo y la interior de la perforación se recubre de cemento. A continuación se introduce por el interior de este tubo otro tubo de unas tres pulgadas, que llega hasta la capa de petróleo y que es el destinado a conducirlo hasta la superficie. Completada la colocación de elementos internos, se instala varias válvulas en la cabeza del pozo, para permitir la regulación y bloqueo de los distintos conductos. Este conjunto de válvulas se conoce como ―árbol de navidad‖.
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Para la inyección de agua y gas se perforan diferentes pozos a los de producción. Los pozos de cada campo se agrupan en puntos de recogida denominados ―satélites‖, en los cuales se ensaya periódicamente la producción de cada uno de los pozos. Las líneas colectoras hacen su recorrido hasta la unidad de separación siguiendo los accidentes del terreno, por lo tanto, ha pasado por puntos bajos donde puede hacer acumulación de depósitos corrosivos y agua salada. Debido a esto, periódicamente se recomienda hacer limpiezas con rascadores (pig), y adición de productos inhibidores de la corrosión. Un pozo de producción terminado consta de los siguientes elementos mostrados en la Figura 1.4. Figura 1.4. Pozo de producción terminado
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1.2.
ESTACIONES DE FLUJO
Una estación de flujo es donde se realiza el tratamiento del crudo que viene de las áreas o campos de explotación, para su posterior traslado a la estación de descarga más cercana y de allí al patio de tanque principal de recepción y bombeo de crudo. Existen varios métodos de producción para transportar el crudo desde los pozos hasta las estaciones (Ver Figura 1.5). El método más común para transportar el fluido desde el área de explotación a la estación es impulsarlo a través de un sistema de tuberías. Las tuberías de sección circular son las más frecuentes. Figura 1.5. Proceso de recolección de crudo en un campo petrolero
El objetivo fundamental de las Estaciones de Flujo en operaciones de producción petrolera consiste en separar a las presiones óptimas los fluidos del pozo en sus tres componentes
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básicos: petróleo, gas y agua, para el posterior tratamiento de los hidrocarburos, con el fin de optimizar el procesamiento y comercialización de ellos (petróleo y gas). Este sistema se inicia con la recolección del crudo a través del múltiple de producción, el cual está formado por uno o varios cabezales. Una vez recolectado en el tubo múltiple (Manifold), estos múltiples de producción son construidos de manera tal, que permitan desviar la corriente total de la producción de un pozo cualquiera, hacia un separador de prueba con el objeto de poder cuantificar su producción. El crudo, se envía a la etapa de separación donde se retiene un nivel de líquido específico por un tiempo determinado, bajo condiciones controladas de presión y temperatura, esto con el objeto de separar los hidrocarburos más livianos de los más pesados. Al salir de esta etapa, el crudo va a deshidratación donde el sistema de calentadores eleva su temperatura de entrada bajo un proceso de transferencia de calor, esto con el fin de lograr una separación más efectiva entre el petróleo y el agua. Al avanzar por el sistema, el crudo llega al patio de tanques donde pasa inicialmente a un tanque de separación de petróleo y agua, conocido como tanque de lavado, y de allí pasa a los tanques de almacenamiento (Figura 1.5). En los sistemas de baja presión (alrededor de 70 lpc) el gas proveniente de las estaciones de flujo se suministra a la succión de las estaciones compresoras o también se suple como combustible. Cuando el gas proveniente de los separadores posee altas presiones (por ejemplo 1000 lpc) se puede suministrar directamente a las instalaciones de gas para levantamiento artificial o para la inyección de gas a yacimientos. La ubicación deseable de los centros de recolección y almacenamiento debe considerar prioritariamente:
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El volumen de fluidos que se producen.
Las características de los pozos y las distancias que los separan.
Los programas de desarrollo.
El factor económico es esencial en la selección y ubicación de las estaciones de flujo; a medida que un campo se desarrolla, se hace necesario construir nuevos centros de recolección.
1.2.
PROCESOS DEL PETRÓLEO EN UNA ESTACIÓN DE FLUJO
El proceso mostrado en la Figura 1.6. se puede dividir en las siguientes etapas: recolección, separación, depuración, calentamiento, deshidratación, almacenamiento y bombeo. Es importante mencionar que en todas las estaciones de flujo ocurre el mismo proceso, por lo que podemos decir que estas etapas son empleadas en un gran número de estaciones; luego de pasar por estas etapas, los distintos productos pasarán a otros procesos externos a la estación. A continuación se describe cada una de las etapas por las que pasan los fluidos provenientes de los pozos: 1. Etapa de recolección: Esta es una de las etapas más importantes del proceso y consiste en recolectar la producción de los diferentes pozos de una determinada área a través de tuberías tendidas desde el pozo hasta la Estación de Flujo respectiva, o a través de tuberías o líneas provenientes de los múltiples de petróleo, encargados de recibir la producción de cierto número de pozos o clústeres. Estos múltiples de petróleo están diseñados para desviar el flujo de un pozo en específico a los separadores de prueba, que se utilizan cuando por causa de variación en los parámetros de producción de un pozo particular, se necesita someter su producción individual a medición y otras pruebas.
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2. Etapa de separación: Una vez recolectado, el petróleo crudo o mezcla de fases (líquida y gas) se somete a una separación líquido–gas dentro del separador. La separación ocurre a distintos niveles de presión y temperatura establecidas por las condiciones del pozo de donde provenga el fluido de trabajo. Después de la separación, el gas sale por la parte superior del recipiente y el líquido por la inferior para posteriormente pasar a las siguientes etapas. Es importante señalar que las presiones de trabajo son mantenidas por los instrumentos de control del separador. 3. Etapa de depuración: Por esta etapa pasa únicamente el gas que viene de la etapa de separación, y lo que se busca es recolectar los restos de petróleo en suspensión que no se lograron atrapar en el separador, además de eliminar las impurezas que pueda haber en el gas, como lo son H2S y CO2. El líquido recuperado en esta etapa es reinsertado a la línea de líquido que va hacia el tanque de lavado o de almacenamiento según sea el caso, el gas limpio es enviado por las tuberías de recolección a las plantas de compresión o mini-plantas, y otra cantidad va para el consumo interno del campo cuando se trabaja con motores a gas. 4. Etapa de medición de petróleo: El proceso de medición de fluidos y posterior procesamiento de datos, se hace con la finalidad de conocer la producción general de la estación y/o producción individual de cada pozo. La información sobre las tasas de producción es de vital importancia en la planificación de la instalación del equipo superficial y subterráneo, tales como la configuración de los tanques, tuberías, las facilidades para la disposición del agua y el dimensionamiento de las bombas. Algunas de las
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decisiones más importantes de la compañía están basadas en los análisis hechos por los ingenieros de petróleo, cuyo trabajo es ampliamente dependiente de la información de la prueba de pozos. 5. Etapa de calentamiento: Después de pasar el crudo por el separador, la emulsión agua-petróleo va al calentador u horno, este proceso de calentamiento de la emulsión tiene como finalidad ocasionar un choque de moléculas acelerando la separación de la emulsión. Este proceso es llevado a cabo únicamente en las estaciones en tierra debido a las limitaciones de espacio que existe en las estaciones que están costa fuera (mar, lago, etc.), y para petróleos que requieran de calentamiento para su manejo y despacho. 6. Etapa de deshidratación y desalación del petróleo: Después de pasar por la etapa de calentamiento, la emulsión de petróleo y agua es pasada por la etapa de deshidratación con la finalidad de separar la emulsión y extraer las arenas que vienen desde los pozos. Luego el petróleo es enviado a los tanques de almacenamiento y el agua a los sistemas de tratamiento de efluentes. 7. Etapa de estabilización: Antes de proceder con el almacenamiento y transporte a refinerías el crudo debe cumplir con especificaciones referidas a la cantidad de ligeros tal que el transporte y el almacenaje de crudo sea seguro. 8. Etapa de almacenamiento del petróleo: Diariamente en las Estaciones de Flujo es recibido el petróleo crudo producido por los pozos asociados a las estaciones, este es almacenado en los tanques de almacenamiento después de haber pasado por los procesos de separación y deshidratación y luego, en forma inmediata, es transferido a los patios de tanque para su tratamiento y/o despacho.
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9. Etapa de bombeo: Después de pasar por las distintas etapas o procesos llevados a cabo dentro de la Estación de Flujo, el petróleo ubicado en los tanques de almacenamiento es bombeado hacia los patios de tanques para su posterior envió a las refinerías o centros de despacho a través de bombas de transferencia. Figura 1.6. Diagrama del proceso
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1.2.1. MÚLTIPLES O RECOLECTORES DE ENTRADA Son arreglos mecánicos de tuberías y válvulas que consisten generalmente en varios tubos colocados en posición horizontal, paralelos uno con respecto al otro y conectados a cada una de las líneas de flujo. Su función es recolectar la producción de los pozos que llegan a las estaciones de flujo y distribuirla hacia los diferentes procesos del sistema. Sin embargo, los arreglos de válvulas, conexiones y tuberías deben ser de manera tal que, cuando sea requerido, el flujo de cada pozo individual pueda ser aislado para propósitos de prueba de pozos. Esto es que el flujo de cada pozo pueda ser llevado a un separador de prueba, para segregar y medir petróleo o productos de destilación, producción de gas y en algunos casos producción de agua. Se denomina línea de flujo (Ver Figura 1.7. y Figura 1.8), a la tubería que se conecta desde el cabezal de un pozo hasta el múltiple de producción de su correspondiente estación de flujo. Las líneas de flujo son aquellos sistemas de manejo que transportan el flujo en forma bifásica, desde los pozos hasta un punto de convergencia denominado múltiple (Manifold). Cada múltiple está conformado por secciones tubulares, cuya capacidad y tamaño dependen del número de secciones tubulares. Son fabricados en diferentes diámetros, series y rangos de trabajo y se seleccionan según el potencial de producción y presiones de flujo del sistema. En el diseño de las líneas de flujo se calcula principalmente lo siguiente:
La caída de presión a lo largo de la línea de flujo, la cual se calcula usando modelos multifásicos.
Los espesores óptimos del tipo de material a usar considerando las presiones de trabajo.
Los sistemas de limpieza y de mantenimiento.
Los sistemas de protección.
Los sistemas de anclaje.
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Figura 1.7. Líneas de flujo sección a
Figura 1.8. Líneas de flujo sección b
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1.2.2. PROCESO DE SEPARACIÓN El fluido que recibe un separador puede presentarse en tres fases: Crudo, Agua (con arena) y Gas, este fluido llega a la unidad mediante las líneas de flujo.
1.2.2.1.
CONSIDERACIONES INICIALES
La primera etapa de separación en la unidad está condicionada, entre otras cosas, por el WOR y el GOR del fluido que llega. En los casos en los que tengamos un crudo con GOR elevado, habrá que prever un recipiente pulmón o ―slug catcher‖ capaz de absorber las pulsaciones del flujo en fase Líquido-Gas. a) El contenido típico (que dependerá del número total de etapas y del WOR de entrada a la unidad) de agua en el crudo de salida para el que se dimensiona la primera etapa es del 10% en volumen. b) Si el GOR no es elevado dicho volumen pulmón necesario para absorber las pulsaciones en el flujo será menor, y este se puede incluir en la etapa de separación. c) Cuando hablamos de un WOR elevado tendremos que necesariamente dimensionar esta primera etapa de separación para un porcentaje de agua en crudo a la salida mayor que el 10% en volumen, para que la primera etapa de separación no tenga un tamaño excesivo. (Siempre existe una limitación en tamaño y peso de transporte). d) El número total de etapas de separación de crudo-agua-gas está condicionado más por el proceso de estabilización del crudo propiamente dicho que por la separación crudo-agua (salvo cuando el WOR es elevado). De manera general se puede decir que el contenido de agua en el crudo debe estar entre un 5 y10% en volumen para obtener una buena calidad de salida.
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1.2.2.2.
CONSIDERACIONES DE DISEÑO Y OPERACIÓN DE SEPARADORES
Un separador como el de la Figura 1.9 es un recipiente cerrado cuya función es la separación de los fluidos provenientes de pozos en componentes líquidos y gaseosos. Figura 1.9. Separador
Un separador posee esencialmente las siguientes características y componentes: 1. Una vasija, la cual incluye:
Un mecanismo de separación primaria.
Sección secundaria o de asentamiento
Extractor de niebla, para remover pequeñas partículas de líquido del gas.
Salida de gas
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Sección de asentamiento de líquido, para remover gas o vapor del aceite y agua si es trifásico.
Salida de aceite
Salida de agua, si es un separador trifásico
Capacidad volumétrica de líquido adecuada.
2. Diámetro, altura y longitud adecuada. 3. Medio de control de nivel: El cual incluye un controlador y una válvula controladora de nivel (LCV-Level Control Valve). 4. Un mecanismo de control de presión (controlador PCV –Pressure control Valve) 5. Mecanismos de alivio de presión. Los fluidos de pozo que ingresan a un separador son: Crudo (6 a 50 ºAPI, viscosidades de 5.0 a 90.000 cp.) Condensado (Puede existir en la formación como líquido o como vapor condensable). La licuefacción de sus gases componentes ocurre por una reducción en la temperatura del pozo a condiciones de operación de superficie. Gas Natural (Como Gas libre o como Gas en solución con gravedades específicas entre 0.55 y 0.90, viscosidades entre 0.011 a 0.024 cp. a condiciones estándar). Hidrocarburos condensables con gravedades específicas entre 0.55 a 4.91 y viscosidades desde 0.006 a 0.011 cp. a condiciones estándar. Agua (Como vapor o líquido; libre o emulsionada)
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Impurezas (Gaseosas como N2, CO2, H2S y otros diferentes a hidrocarburos. Líquidas como agua y parafinas. Sólidas como lodo de perforación, arena, cieno y sal). Las Funciones Primarias de un separador son: Remoción de Crudo del Gas, llevada a cabo generalmente por la DIFERENCIA DE DENSIDADES (para lo cual la velocidad de la corriente debe ser lo suficientemente baja para lograr un buen tiempo de retención y cumplir una buena separación) y por el uso de un mecanismo conocido como EXTRACTOR DE NIEBLA con variados diseños, el cual puede usar uno o más de los siguientes métodos: choque, cambio de dirección de flujo, cambio de velocidad de flujo, fuerza centrífuga, coalescencia, y filtración Remoción de gas del Crudo, la cantidad de gas en solución que un crudo puede contener depende de las propiedades físico-químicas del crudo y de las condiciones de presión y temperatura en las que este se encuentre, por consiguiente, el volumen de gas que un separador podrá remover al crudo en función a las propiedades físico-químicas del crudo, de la presión y temperatura de operación, del caudal que se encuentra manejando, del tamaño y configuración del separador, etc. El caudal y la profundidad del líquido, determinan el tiempo de retención del fluido, el cual es fundamental para lograr una buena separación; este debe dudar de 1 a 3 minutos, a menos que se estén fluyendo crudos espumosos, donde habría que tener tiempos de retención de 5 a 20 minutos, dependiendo de la estabilidad de la espuma y del diseño del separador. Los métodos usados en separadores para remover gas de crudo son:
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Asentamiento (tiempo de retención).
Agitación (moderada y controlada para causar la coalescencia y separación de las burbujas de gas en menos tiempo).
Baffling (deflectores en la trayectoria del crudo).
Calentamiento (reducción de la tensión superficial y la viscosidad del aceite ayudando a la liberación del gas).
Químicos (para reducción de la tensión superficial, reducción de la tendencia a formación de espuma.
Silicona (usada para este propósito en pequeñas cantidades)
Fuerza centrífuga (el aceite pesado es forzado hacia las paredes del remolino, mientras que el gas permanece en su centro, logrando la separación.)
Separación de agua del crudo, la cual se puede lograr por medio de QUÍMICOS y por SEPARACIÓN GRAVITACIONAL. Las Funciones secundarias de un separador son: Mantener una presión óptima, para garantizar la entrega de fluidos hacia otros equipos o tanques de almacenamiento. Mantener un nivel óptimo, para garantizar un sello que evite la pérdida de gas en aceite.
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Problemas especiales encontrados en la separación: Crudos espumosos: Al reducir la presión en ciertos tipos de crudos, burbujas de gas son encapsuladas en una delgada película de aceite, cuando el gas en solución trata de liberarse. En otros tipos de crudo, la Viscosidad y la Tensión superficial del aceite pueden atrapar el gas por un efecto similar al de la espuma. La espuma no debe ser estable por largos periodos de tiempo, a menos que un agente espumante esté presente en el aceite.
El crudo tiende a formar espuma cuando tiene gravedades API menores de 40º, temperaturas menores de 160ºF, aceites viscosos con valores mayores a 53 centipoises (cp.). Los crudos espumosos no pueden ser medidos apropiadamente con medidores de desplazamiento positivo o con medidores volumétricos convencionales. Para atacar el problema, se utilizan elementos desgasificadores a la entrada del separador, el cual agita el fluido removiendo el gas y rompen las burbujas de espuma. Platos rompedores de espuma son utilizados a lo largo del separador, en los cuales la parte inmersa en el aceite rompe la espuma y la parte que se encuentra sobre el aceite, atrapa las gotitas de crudo que puede llevar el gas.
Parafinas: Su presencia reduce la eficiencia de separación debido a que puede ocupar algún espacio de la vasija o taponar los espacios del extractor de niebla. Esta puede ser removida usando vapor o solventes. Arena, Cieno, Lodo, Sal, Etc.
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Corrosión: Los fluidos de pozo pueden llegar a ser muy corrosivos y causar daño al equipo. Los dos principales agentes causantes de la corrosión son le CO2 y el H2S. Estos gases pueden estar presentes desde trazas hasta 40 a 50% de gas en volumen. En cuanto a las fases a separar pueden ser bifásicos o trifásicos. Bifásicos cuando la separación que se logra es de líquido y gas. Son trifásicos cuando separamos petróleo, agua y gas; estos últimos son usados generalmente cuando se trabaja con crudos livianos y no se presentan emulsiones. En cuanto a su posición pueden ser horizontales o verticales. Los verticales son usados cuando hay una relación gas – aceite (GOR) baja y en pozos que exista producción de arena. Los horizontales pueden manejar GOR más altos. En cuanto a su utilización, una facilidad puede tener separadores de prueba, generales, de alta y de baja presión. Durante la separación se pueden presentar algunos problemas como: ARRASTRE (CARRY OVER), el cual puede ser causado por un alto caudal, nivel alto en el separador, baja presión de operación, acción de ondas generadas al interior del separador y/o por presencia de espuma. POBRE SEPARACIÓN, causada posiblemente por alta presión en el separador y/o alta viscosidad de crudo.
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1.2.2.2.1.
MECANISMOS DE SEPARACIÓN Y DISPOSITIVOS
Los mecanismos de separación son físicos y mecánicos. Los físicos son la segregación, la fuerza centrífuga y los mecánicos son dispositivos que generalmente actúan sobre la fase líquida y permiten escapar la fase gaseosa o contribuyen a una mejor separación por efecto de la gravedad o la fuerza centrífuga. Dentro de los dispositivos que facilitan la separación tenemos: 1. Centrífugos: Son difusores que someten el flujo de entrada al separador a una fuerza centrífuga, la cual permite una separación primaria del gas y del líquido por la diferencia de densidades. El líquido cae hacia la parte inferior del recipiente con alguna cantidad de gas atrapada, y el gas se dirige hacia la parte superior con algunas gotas de líquido. 2. De asentamiento: Esta es una gran sección o área de asentamiento que permite el escape o salida del gas de la parte líquida. Controlando el nivel de líquido dentro del separador, impedimos que dicho nivel suba hasta la salida de gas. 3. Eliminador de grumos: Conocido también como extractor de niebla, este se encarga de retirar las gotas de crudo que no han sido separadas del gas, por medio de unas mallas contra las cuales choca el flujo de gas causando un rompimiento que permite la acumulación de pequeñas gotas de líquido en la malla, las cuales finalmente se precipitan hacia la parte inferior del separador. 4. Drenajes: Son instalados en la parte inferior de las vasijas y controlados automáticamente por medio de flotadores. Los drenajes permiten la salida de agua, arena y algunas impurezas que entran con la fase líquida al separador. 5. Bafles, platinas y flotadores: Facilitan la separación y acumulación de las fases, así como también la operación de los controles.
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6. Visores, válvulas, reguladores, válvulas de seguridad, manhole: Son dispositivos externos. Los visores son hechos de tubos de vidrio con los cuales se puede apreciar los niveles de crudo y agua. Las válvulas controlan los diferentes flujos. Los reguladores son utilizados para el control de las presiones y flujos del separador. Las válvulas de seguridad son mecanismos que protegen el sistema de sobre presurizaciones causadas por taponamiento de válvulas o mal funcionamiento de controles. El ―manhole‖ es una compuerta lateral para facilitar el acceso, con el fin de realizar inspecciones y/o reparaciones en la parte interna del separador. 7. Ánodos de protección catódica: Son dispositivos especiales para evitar la corrosión de los separadores por efecto del oxígeno y del agua salada. Separadores verticales Los separadores verticales mostrados en la Figura 1.10. son usados para relaciones gas / aceite de bajas a medias y donde el espacio es limitado. El control de nivel no es crítico. Puede manejar sin mucho problema cantidades apreciables de arena. Más fácil de limpiar. Mayor cantidad de surgencia de líquido. Menos tendencia a la re vaporización de líquido. Están compuestos por: Sección primaria: Es la sección ubicada inmediatamente a la entrada del separador. En ella ocurre la primera separación de las fases por acción de la gravedad y la fuerza centrífuga. Sección secundaria: En esta sección el mecanismo de separación es la gravedad. Gotas de líquido que viajan con el gas caen por gravedad a la fase líquida. Sección acumuladora de líquido: El líquido al ser más pesado que el gas cae mientras el gas trata de salir por la parte superior. El líquido se va así
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acumulando en la parte inferior del separador y permanece en un periodo de tiempo reposo permitiendo que el gas atrapado en el ascienda. Este tiempo es conocido como TIEMPO DE RETENCIÓN.
En el caso de separadores trifásicos, en esta sección se presenta también la separación de agua y crudo.
Sección extractora de humedad: Esta sección se encarga de retirar las gotas de líquido que no se han precipitado en las secciones anteriores. Esta operación es llevada a cabo por unos filtros donde debido a su configuración, quedan atrapadas pequeñas gotas de líquido y liberando gas. Al irse acumulando estas gotas de líquido, su peso va aumentando hasta caer hacia la fase líquida Figura 1.10. Separadores verticales
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Separadores horizontales Usado con éxito para manejar crudos espumosos y altas relaciones gas - aceite. Es menos costoso que un separador vertical de igual capacidad. Su área de interface gas / líquido es mucho mayor, lo que permite mayores velocidades de gas. Es más fácil de transportar, es más eficiente y económico para procesar grandes cantidades de gas. Su diámetro es más pequeño para manejar una cantidad de gas dada. Los separadores bifásicos son idénticos a los trifásicos excepto por el compartimiento de agua, un control de nivel extra y válvula de drenaje. Separadores esféricos Tiene la ventaja de ser más barato que los verticales y los horizontales, más compacto que los otros tipos, de la misma forma, es más fácil de drenar y limpiar.
1.2.3 CALENTAMIENTO. El calentamiento de las mezcla crudo-agua se realiza con el fin de facilitar la deshidratación del crudo hasta la especificación deseada en la salida del tratamiento de deshidratación, en ocasiones, es también aprovechado para conseguir la estabilización del crudo. En un calentador como el mostrado en la Figura 1.11., el calentamiento se suele realizar a la entrada de la deshidratación del crudo o bien entre etapas de separación de crudo-agua por gravedad.
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En el proceso de calentamiento, cuando ya el contenido de agua en el crudo ha sido reducido de manera considerable debido a los siguientes motivos:
A mayor contenido de agua mayor gasto en calentamiento
A mayor contenido en agua mayores posibilidades de deposición de sales.
La temperatura de tratamiento estará en el rango de 50-100°C. Esta temperatura de tratamiento tendrá que ser un compromiso entre la temperatura adecuada para el tratamiento de la emulsión, la máxima aceptable para evitar pérdidas de crudo, y la máxima aceptable para evitar deposiciones de sales. El tratamiento de las emulsiones se ve favorecido por el calentamiento por las siguientes razones:
Disminución de la viscosidad del crudo
Aumento de colisiones entre gotas
Aumento en la diferencia de densidades
Distribución más uniforme de los agentes desemulsificantes
Reduce la posibilidad de formación de depósitos de agentes emulsificantes como las ceras y parafinas.
Este calentamiento puede ser realizado de manera directa o indirecta: La manera directa consiste básicamente en el calentamiento mediante un tubo en el que se produce una combustión, en unos quemadores, del propio crudo, diesel o fuel gas. Por contacto directo de dicho tubo con la emulsión se consigue el calentamiento de esta. La manera indirecta de calentamiento convencional de una corriente mediante un intercambiador de carcasa-tubos, utiliza como medio calefactor cualquier fluido térmico o el propio crudo deshidratado caliente que va al almacenamiento.
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Figura 1.11. Calentador
Los instrumentos que controlan el proceso de calentamiento del petróleo son: Válvula Térmica: Regula el flujo de gas que llega hasta los quemadores, con la finalidad de mantener la temperatura del petróleo entre los rangos requeridos. Manómetro: Mide la presión del interior del calentador. Termómetro: Mide la temperatura del petróleo contenido en el calentador. Regulador de presión: Regula el flujo del gas combustible necesario para el funcionamiento del calentador.
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1.2.4. PROCESO DE DESHIDRATACIÓN Y DESALACIÓN Como se mencionó en los párrafos anteriores, las primeras etapas de separación, se diseñan para separar el agua libre (no emulsificada) que provienen de los pozos, en principio, sin adición de químicos, calor, etc. Es decir, simplemente mediante el tiempo de residencia. En esta etapa, tendremos que alcanzar finalmente la especificación del crudo de venta para lo cual se tendrá que tratar el mismo con métodos más rigurosos con el fin de romper las emulsiones formadas. Para esto tendremos que pensar en utilizar calor, químicos desemulsificantes, y campos eléctricos para conseguir el objetivo. La comercialización del petróleo crudo tiene como destino final su destilación en refinerías. Estas para poder efectuar su proceso, en la forma más viable y económica posible, exigen determinadas condiciones de calidad del petróleo crudo, de manera especial en lo relacionado a su contenido de agua, sal y sedimentos, más conocido como BS&W. La sal causa deterioro en oleoductos y refinerías, debido a su alto poder corrosivo y los sedimentos ocasionan problemas en los procesos de destilación. Por consiguiente, es fundamental que una refinería cuente con los mecanismos y equipos que garanticen la entrega de un crudo con un mínimo de impurezas, cuyos valores son definidos por entes gubernamentales o compradores. En la mayoría de los campos de petróleo, el agua se produce asociada con el petróleo. Su producción se incrementa con la vida productiva del campo, ya que esta trata de invadir los espacios que inicialmente se encontraban con hidrocarburos. El agua así producida puede clasificarse en dos categorías: la primera como agua libre, que es la de fácil separación (por simple diferencia de densidades hay separación) y la segunda el agua en emulsión, que es aquella que no puede separase por simple decantación, sino que hay que recurrir a otros métodos de tratamiento como son tratamiento químico, térmico, eléctrico, filtración, centrífugo, y tratamientos combinados, con los cuales eliminamos las emulsiones. Las emulsiones contienen alto contenido de sal y son las causantes de la mayoría de los sedimentos.
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1.2.5. PROCESO DE ESTABILIZACIÓN Una de las especificaciones que ha de cumplir el crudo de venta es el de tener una cantidad de ligeros tal que el transporte y almacenaje del crudo sea seguro. La manera de cuantificar estos es mediante la presión de vapor Reid (RVP) del crudo. Así esta, tendrá que ser como máximo 10-12 psia. La separación de estos ligeros del crudo se puede realizar de varias maneras:
Varias etapas de separación (flashes) desde la presión de flujo de los pozos hasta presión atmosférica.
Columna de estabilización combinada con separaciones previas.
Calentamiento en algún momento de la separación para desprender ligeros.
Se tratará de separar la cantidad de ligeros necesarios y suficientes para disminuir la presión de vapor Reid a la especificación, minimizando las ―perdidas‖ de crudo final. Para esto último convendrá minimizar la pérdida de butanos y más pesados en el gas. En el caso de crudos con GOR alto y con alto contenido en H2S es posible sustituir la última etapa de separación con una columna de estabilización. Con esta columna se consigue un ajuste más fino de la RVP maximizando la producción de crudo, disminuyendo también los consumos de potencia de los compresores, puesto que entre otras cosas, la presión habitual de operación de la columna se encuentra entorno a los 100-160 psia. En cuanto al contenido de H2S es necesario mencionar que, normalmente la restricción de este en el crudo de venta está en torno a 10-60 ppmw. En el caso de crudos con alto contenido en H2S se justifica el uso de este tipo de columnas para reducir el H2S.
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Estas columnas suelen tener las siguientes características:
Número de platos reales: 20-25
Presión de Operación: 110-160 psia
Temperatura de fondos: 200-400 °F
A la hora de sustituir la última etapa de separación por estas columnas estabilizadoras, habrá que hacer un análisis de los costos de inversión frente al ahorro en compresión de gas.
1.3.
FUNCIONES PRINCIPALES DE UNA INSTALACIÓN DE PRODUCCIÓN
Las actividades que se realizan en una instalación de producción son básicamente referidas a separar la corriente del pozo en tres componentes: petrolero, gas y agua. Del mismo modo, procesar las mismas en algunos productos comerciales o disponer de ellos de una manera ambientalmente aceptable. La estación de flujo y recolección de la producción de los pozos está compuesta por un grupo de instalaciones que facilitan el recibo, la separación, medición, tratamiento, almacenamiento y despacho del petróleo. Desde el cabezal de cada pozo arranca la tubería de flujo que, tendida sobre el suelo, llega a una determinada estación de recolección, diseñada para recibir la producción de cierto número de pozos. El diámetro de cada flujo ducto corresponde al máximo volumen de producción que se planea manejar, como también las características del crudo, especialmente la viscosidad y la presión del flujo natural en el cabezal.
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Existe una variada selección de diámetros de tuberías para satisfacer todos los requerimientos. Generalmente, los diámetros nominales más utilizados están entre 50,8 y 101,6 milímetros o sea de 2 a 4 pulgadas. Diámetros mayores pueden ser requeridos para manejar altos volúmenes de producción o petróleos muy viscosos. Todos los elementos del cabezal: bridas, sellos, adaptadores, crucetas, colgadores, pernos y dispositivos adicionales como válvulas y emplazamiento de reductores o estranguladores son manufacturados según normas API y catalogados para funcionar bajo la acción de presiones cuyo rango va de 140 a 1.400 kg/cm2.
1.4.
TANQUES DE ALMACENAMIENTO
Son depósitos cilíndricos que tienen la finalidad de recibir el producto de los tanques de lavado y de esta manera albergar el crudo que será bombeado al Patio de Tanques Principal, cumpliendo con las especificaciones de calidad (% A y S), caso contrario, serán devueltos a los calentadores. Los tanques son recipientes generalmente metálicos capaces de almacenar fluidos eficientemente. El diseño y la construcción de estos tanques dependen de las características físico-químicas de los líquidos por almacenar. Este tema será ampliamente tratado en el capítulo 5 del presente texto de estudio.
1.5.
LABORATORIO.
En campos de petróleo, se lleva a cabo ciertas pruebas a los fluidos con el fin de verificar su calidad y realizar los controles pertinentes. Para determinar la calidad del crudo específicamente, se requiere tomar muestras para llevarlas al laboratorio y analizarlas. Estas muestras pueden ser tomadas en los tanques o en la línea. El muestreo en los tanques se lleva a cabo por medio de ―ladrones‖ o ―botellas‖,
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aunque algunas veces el tanque posee válvulas o grifos ubicados lateralmente para tal propósito. El ladrón es un recipiente cilíndrico de aproximadamente 15 in de longitud cuyo fondo es una especie de válvula de mariposa que puede abrirse o cerrarse completamente. El cilindro unido a una cuerda es bajado desde el techo del tanque hasta el nivel donde se desea tomar la muestra. Durante el descenso, la válvula se encuentra abierta, Una vez llegada al nivel deseado, La válvula es cerrada halando el ladrón hacia arriba y se procede a subir la muestra hacia la superficie.
1.5.1. DETERMINACIÓN DE LA GRAVEDAD ESPECÍFICA La gravedad específica es determinada con un instrumento llamado HIDRÓMETRO o Termo hidrómetro como el mostrado en la Figura 1.12. Para iniciar la determinación la muestra de crudo es depositada en un recipiente cilíndrico con un diámetro de al menos 1 pulgada mayor que el del hidrómetro y una profundidad suficiente para que la distancia de su fondo a la base del instrumento sea también de al menos 1 pulgada. Se debe tomar en cuenta que este recipiente debe estar limpio y seco antes de vaciar la muestra. El hidrómetro (limpio y seco) se introduce cuidadosamente en el recipiente, luego se suelta y se deja en reposo flotando libremente (separado de las paredes del cilindro). La gravedad API al próximo de 0.1 ºAPI es leída por la parte inferior del menisco debido a la tensión superficial del líquido, este intenta pegarse a las paredes del recipiente, dando la impresión visual de un nivel superior. Por tal razón lea el punto más bajo de la figura cóncava formada por la tensión superficial alternando la temperatura que corresponde a la ºAPI tomada.
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Finalmente, corrija el valor de ºAPI a 60ºF y repórtelo, usando tablas de corrección por temperatura, las cuales deben estar disponibles en el laboratorio. Si necesita calcular la gravedad específica, use la fórmula:
Gravedad Específica = 141.5 / (131.5 + ºAPI) Si necesita calcular la densidad del crudo, use la fórmula:
g= 62.4 * Gravedad Específica Donde g es la densidad del crudo en lb/ft3 Figura 1.12. Equipo para medir gravedad API
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1.5.2. DETERMINACIÓN
DEL
CONTENIDO
DE
AGUA
Y
SEDIMENTOS Para determinar el contenido de agua y de sedimentos, existen dos métodos: método de centrifugación y de destilación. El primero es el más usado ya que el segundo solo determina la cantidad de agua. La muestra del primer método puede ser tomada en cualquier punto de la facilidad, mientras que en el segundo caso, se recomienda que se tome después de que haya pasado por la unidad LACT en un punto de aguas debajo de los filtros.
1.5.2.1.
MÉTODO DE CENTRIFUGACIÓN
En un tubo de centrífuga aforado a 100% primeramente, introduzca 50 cc. de muestra, agregue 50 de solvente (benzol, toluol, gasolina blanca, gasolina de aviación, etc.), centrifugue por 10 minutos a 1500 RPM, lea el contenido de agua y sedimentos y finalmente, multiplique este valor por 2.
1.5.2.2.
MÉTODO DE DESTILACIÓN
Prepare una mezcla de solvente y muestra igual al método anterior. Conecte el recipiente con la mezcla a una trampa, la cual consta de dos partes, la superior que es un condensador y la inferior que es la trampa propiamente dicha. El condensador, consta de dos tubos concéntricos, el interior está conectado a la trampa y el exterior posee dos posibilidades de conexión, una en la parte superior y otra en la parte inferior. Una para la entrada de agua y otra para la salida del agua que actúa como refrigerante. Se monta este sistema sobre un calentador eléctrico. Al cabo de poco tiempo, empiezan a salir vapores los cuales al pasar por el condensador se vuelven líquidos y caen a la trampa. Este proceso puede ser apreciado en la Figura 1.13.
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Terminada la prueba, en la trampa hay un destilado que es agua e hidrocarburos. Conociendo el volumen de agua en la trampa y la cantidad de crudo que se usó, se puede determinar el BS&W de la siguiente manera:
BS&W = (Volumen de agua / Volumen de crudo) * 100 La cantidad de muestra depende del contenido de agua presente, pues en la trampa solamente se pueden medir hasta 10 cc. de agua. Figura 1.13. Equipo para determinar contenido de agua por destilación
41
1.6.
DETERMINACIÓN DEL CONTENIDO DE SAL
A partir de la cantidad de agua obtenida en la toma de BS&W, se puede encontrar la concentración de cloruros por medio de titulación y posteriormente aplicar la fórmula:
Salinidad del agua en ppm Cl- = 173 * Libras de sal por cada 1000 bbls de crudo / BSW 1.7
TRANSPORTE DE CRUDO
El crudo estabilizado y cumpliendo con las especificaciones de venta es transportado a través del oleoducto hasta el límite de batería que puede ser directamente la refinería o un terminal de almacenamiento para su posterior transferencia.
1.8
TRATAMIENTO Y MANEJO DE GAS
Como mencionamos anteriormente en la introducción del curso, el objetivo principal de una instalación de producción de crudo es de tratarlo para alcanzar las especificaciones de venta del mismo. Derivado de este tratamiento se genera gas, el cual en la mayoría de los casos ha de ser tratado y comprimido. Las razones por las que el gas debe seguir este proceso son, de manera general:
Minimización del quemado de gas en la antorcha
Generación de electricidad y utilización en sistemas de recuperación de calor
Extracción de crudo mediante bombeo neumático (Gas Lifting)
Inyección de gas en bolsa para mantener su presión
Venta del gas
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1.8.1. TRATAMIENTO DE GAS El gas generado en la separación puede ser tratado por distintas razones y de distintas maneras. De manera general, las razones por las que el gas de producción puede ser sometido a tratamiento son: 1
Evitar formación de Hidratos
2
Evitar corrosión
3
Conseguir especificación de venta
Evitar formación de hidratos: Ciertos gases como metano, etano, propano, isobutano, dióxido de carbono, etileno y acetileno, así como el gas natural, en contacto con agua pueden formar hidratos en fase sólida en determinadas condiciones. Estos compuestos sólidos provocan problemas en compresores, válvulas y en otros elementos móviles por erosión. También provocan atascos en tuberías a presión sin circulación por la bajada de temperatura durante la noche. Para que podamos tener formación de hidratos tendrán que darse dos circunstancias a la vez: Que el gas se encuentre a la temperatura y presión adecuada para la formación de hidratos. Que el gas se encuentre por debajo del punto de rocío del agua en el gas para esa presión. Para evitar la formación de estos hidratos sólidos podremos tomar las siguientes medidas:
Deshidratar el gas para que el punto de rocío del agua en el gas sea menor que la mínima temperatura posible
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Reducir la presión por debajo de la del equilibrio en la formación del hidrato a la temperatura mínima posible (incluida la temperatura ambiente nocturna).
Añadir un inhibidor de formación de hidratos como el metanol cuando sea posible, en el caso de sistemas donde la formación de hidratos pueda ser puntual. Su acción se basa en la disminución de la temperatura de formación de los hidratos para una presión determinada, de manera similar a la disminución del punto de congelación del agua.
Trabajar siempre a una temperatura por encima a la del punto de rocío del agua en el gas o de formación de hidratos a una presión dada; esto será factible en función de cuál sea la temperatura mínima posible en el lugar.
Estos tratamientos serán ampliamente estudiados en un módulo específico del presente curso.
1.8.2. CABEZA DE POZO Y MÚLTIPLE DE DISTRIBUCIÓN En la estación de flujo y de recolección, el múltiple de producción representa un sistema de recibo al cual llega el flujo ducto de cada uno de los pozos productores asignados a esa estación. El múltiple facilita el manejo de la producción total de los pozos que ha de pasar por los separadores, como también el aislamiento de pozos para pruebas individuales de producción. Por medio de las interconexiones del sistema y la disposición apropiada de válvulas, se facilita la distribución, el manejo y el control del flujo de los pozos.
1.9.
DISPOSICIÓN DE GAS
El gas producido con el petróleo, luego de ser separado y tratado preliminarmente, puede ser enviado, si es que así lo requiere, a plantas especiales de tratamiento final para su
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distribución. Este proceso es realizado mediante gasoductos a las plantas petroquímicas y refinerías; a ciudades para consumo en las industrias y servicios domésticos, o bien puede ser usado por la misma industria petrolera en sus operaciones, como combustible o para ser reinyectado en los yacimientos para la restauración y/o mantenimiento de la presión, por ende, lograr un mayor porcentaje de extracción del petróleo en sitio. En la producción, separación, recolección, transmisión y distribución del gas asociado con el petróleo es casi imposible utilizar el gas de baja presión disponible porque los aspectos económicos involucrados son prohibitivos. El volumen de gas por pozo, generalmente, es muy poco. La recolección de gas de tantos pozos requiere compresión, cuya inversión en plantas e instalaciones generalmente sobrepasa las expectativas de rentabilidad. Por tanto, las posibilidades de utilización y rentabilidad quedan circunscritas al gas de mediana y alta presión.
1.10. DISPOSICIÓN DE AGUA La cantidad de agua que acompaña al petróleo producido de los pozos puede ser de características sencillas, cuya separación por asentamiento en tanques se logra fácilmente. En ocasiones, el manejo, tratamiento y disposición del agua no requieren de instalaciones especiales. Sin embargo, se dan situaciones en las que el volumen de agua producido diariamente es muy alto. Las características del agua y del petróleo pueden facilitar emulsiones que requieren de tratamientos mecánicos, químicos, térmicos o eléctricos para lograr la adecuada separación de los dos fluidos y obtener un crudo que corresponda a las especificaciones de calidad requeridas. La presencia de sal en asociación con el agua y el petróleo es de ocurrencia natural en muchos estratos geológicos. De la concentración de sal en solución dependerá la selección del tratamiento que deba emplearse para despojar el petróleo de la sal que contiene. La sal
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es indeseable en el crudo por sus propiedades corrosivas y las implicaciones operacionales y económicas que ello significa para las refinerías. El manejo y disposición del agua asociada con la producción de petróleo es una fase que a veces puede resultar muy compleja, especialmente si el volumen de agua es muy grande y si el agua es salada o salmuera. En ocasiones, una buena opción operacional y económica es inyectar el agua al yacimiento.
1.11. CLASIFICACIÓN DE RESERVAS En la industria petrolera, las posibilidades de hallazgos, descubrimientos ciertos y la continuidad de la producción comercial son denominados reservas probadas de hidrocarburos. La práctica y la experiencia aconsejan que las reservas sean clasificadas de acuerdo al grado de certeza de los datos que avalan su existencia o posibilidad. Sin embargo, a pesar de la existencia de varias clasificaciones todas coinciden en que, con más o menos detalles, las reservas se clasifican fundamentalmente en probadas, probables y posibles. Reservas primarias probadas son las que pueden extraerse comercialmente y han sido actualmente evaluadas por medio de pozos, equipos y métodos técnicos disponibles que aseguran un régimen continuo de producción. Reservas primarias probables son aquellas que no han sido probadas directamente por medio de pruebas prolongadas de producción comercial, pero que por encontrarse dentro de los límites geológicos superiores e inferiores conocidos y los límites geográficos de un yacimiento son susceptibles de ser probadas abriendo pozos adicionales y haciendo pruebas de producción.
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Reservas primarias posibles son aquellas de posible existencia pero que por falta de información fehaciente no puede dársele una clasificación categórica. Reservas secundarias son reservas adicionales a las primarias, que pueden ser producidas comercialmente como resultado de la vigorización artificial de la energía natural original del yacimiento; a veces la vigorización puede inducir cambios en las características físicas de los fluidos en el yacimiento. Reservas secundarias probadas son las que han sido fehacientemente probadas por medio de un comportamiento satisfactorio de producción mediante ensayos pilotos o firmes de vigorización artificial del yacimiento. Reservas secundarias probables son aquellas cuya factible existencia se deriva del comportamiento satisfactorio de la producción primaria del yacimiento, pero el cual todavía no ha sido sometido cabalmente a operaciones de vigorización. Reservas secundarias posibles son aquellas que se presume puedan existir en yacimientos factibles de responder satisfactoriamente a operaciones de vigorización, pero la información disponible no avala otra clasificación más concreta. De la acumulación de datos e historias de producción se ha concluido desafortunadamente que, ningún yacimiento produce a la vez la totalidad de los hidrocarburos que contiene. El yacimiento, por la acción de su presión interna original, produce un cierto porcentaje del volumen de hidrocarburos en sitio que se le denomina producción primaria. Luego de la producción primaria, todavía queda en el yacimiento un apreciable porcentaje o volumen de hidrocarburos factible de extracción. Sin embargo, para lograr traer a la superficie un cierto porcentaje adicional de los hidrocarburos remanentes, es necesario vigorizar la energía del yacimiento para la extracción secundaria.
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Llegado el límite económico de la extracción secundaria, todavía queda un cierto volumen de hidrocarburos por producir mediante un tercer esfuerzo. Esta acometida se denomina producción o extracción terciaria. La investigación básica y aplicada, cómo extraer el máximo volumen del petróleo remanente en el yacimiento, inclina el interés y esfuerzos de los investigadores a la extracción cuaternaria, o sea un cuarto esfuerzo para lograr una cosecha más de barriles de petróleo comercial.
1.12. EJEMPLOS NUMÉRICOS Uno de los métodos más sencillos de estimación original de reservas es el volumétrico, el cual no ahonda en la complejidad y variedad de los tantos factores y datos que rigen las técnicas de evaluación y seguimiento aplicables a los mecanismos naturales primarios y secundarios de expulsión de hidrocarburos a los que puedan estar sujetos los yacimientos. Primeramente, si el área (A) y el espesor neto (En) de un yacimiento son conocidos, entonces se puede calcular su volumen. Ese volumen de roca tiene un cierto porcentaje de capacidad de almacenamiento, dado por la porosidad (ø). Además, la capacidad de almacenamiento o volumen formado por la sumatoria de los poros de la roca, generalmente está saturada de petróleo (So) y agua (Sw). Durante la producción primaria sólo un cierto porcentaje del petróleo en sitio podrá ser extraído del yacimiento, entonces es necesario considerar la aplicación de un factor de extracción (Fe). Finalmente, como un metro cúbico o barril de hidrocarburos en el yacimiento merma en volumen al llegar al tanque de almacenamiento en la superficie también es necesario tomar en cuenta este factor de merma (Fm).
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Las siguientes ecuaciones sirven entonces para calcular el volumen o reservas de petróleo en sitio y el volumen de reservas probadas, o sea el volumen producible y almacenable en la superficie.
Ejemplo: Los siguientes datos servirán para utilizar las fórmulas:
Área: 1.950 hectáreas (19,5 x 106 m2)
= A
Espesor: 65 metros
= En
Porosidad: 22 %
= ø
Saturación de agua: 30 %
= Sw
Factor de merma: 1,15
= Fm
Factor de extracción: 25 %
= Fe
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Reemplazando los datos propuestos en la ecuación para obtener las reservas en sitio, obtenemos el siguiente resultado:
(
)
A continuación se calcula las reservas producibles considerando las reservas probables y el factor de extracción.
(
)
1.13. CASO DE ESTUDIO
PRODUCCIÓN Y RECOLECCIÓN DE PETRÓLEO Y GAS NATURAL EN BRASIL – PERSPECTIVA A PARTIR DEL 2010 El gigante estatal brasileño Petróleo Brasileiro S.A., responsable de más de 95% de la producción brasileña, produjo poco más de 2 millones de barriles al día en noviembre pasado. Esto, sumado a su producción anual de gas natural y sus operaciones fuera de Brasil, aumenta la producción diaria de Petrobras a cerca del equivalente a 2,6 millones de barriles de petróleo, 5,5% más que hace un año. La tendencia es que la producción de crudo de Brasil siga subiendo, a medida que los yacimientos del PRESAL comiencen a producir. Petrobras estableció una meta de 2,25 millones de barriles por día para 2010 y 2,43 millones en 2011.
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Un año atrás, trazar perspectivas para Petrobras y el PRESAL brasileño era una tarea un tanto complicada. En el auge de la crisis y de la recesión económica, el sector petrolero enfrentaba un gran pesimismo, más aún con el precio del barril cayendo ininterrumpidamente. A partir del año 2010 intervinieron una serie de factores como la demanda y el precio internacional del petróleo, posibles cambios regulatorios, información acerca de los desarrollos en el PRESAL y el nuevo plan de capitalización de la estatal brasileña (el proyecto ya está en marcha y ocurrirá en la primera mitad del año) son sólo algunos de los elementos importantes para el presente año. La estatal posee diversas plataformas que aún no alcanzan sus picos de producción, como el P-51 (Marlim Sur), la FPSO Ciudade de Niteroi, la FPSO Frade y la FPSO Espírito Santo, cuya expansión de actividades debe repercutir positivamente en la producción de gas y petróleo de la compañía en los próximos trimestres. La incertidumbre, sin embargo, es si las inversiones redireccionadas al desarrollo de la producción en el corto plazo no fueron disminuidas en función de los esfuerzos para viabilizar el PRESAL, aunque el enorme potencial del PRESAL ya está incorporado a los papeles de la estatal. Con respecto al marco regulatorio, las nuevas propuestas buscan beneficiar al gobierno en la apropiación del petróleo extraído y fortalecer su peso decisivo en el sector, además de favorecer a Petrobras, que tendrá el espacio garantizado en la explotación de los importantes descubrimientos.
51
Figura 1.14. Proyección de la producción anual de petróleo
Sin embargo, los riesgos también existen, y por las señales, no son pocos. Por ejemplo, existe la posibilidad de que Petrobras sea la única operadora en el área, lo que podría ―forzar‖ a la empresa a operar o destinar inversiones muy grandes en proyectos poco rentables. Además, la adopción de un modelo de reparto híbrido, con cobro de royalties, puede resultar en disminución de ingresos y reducción de la rentabilidad de los proyectos. Al parecer, el reparto de la producción aún no quita el interés de empresas extranjeras en Brasil. Es por lo menos el caso de la francesa Total, que aguarda la 11ª Ronda de Licitaciones de la Agencia Nacional de Petróleo (ANP). La licitación que fue aplazada para
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inicios de 2010 debido a las dificultades de obtención, por parte del gobierno federal, de licencias ambientales. En el área de explotación, Total es socia de Petrobras y Devon en el campo Xerelete, descubierto en el bloque BC-2 de la Cuenca de Campos. Las socias aguardan la aprobación de la ANP para la unificación de esa área con el bloque BM-C-14, que tiene sólo a Petrobras y Total como socias. Las dos áreas son de la llamada Ronda Cero, cuando las asociaciones fueron negociadas directamente con Petrobras antes de la primera licitación de la ANP, en 1999. A pedido de la ANP, el Consejo Nacional de Política Energética (CNPE) aplazó para principios de 2010 la decisión sobre la realización de la 11ª Ronda de Licitación de Bloques de Petróleo y Gas Natural. La agencia pidió el aplazamiento ya que, debido de temas ambientales pendientes, la mitad del área que la agencia quería ofrecer en la subasta no podría ser colocada en disputa, pues tuvieron que ser retirados 70 mil kilómetros cuadrados en áreas de explotación de la Cuenca del Solimões. Esta superficie corresponde a la mitad de las áreas puestas en licitación. La Figura 1.14., muestra la producción anual de petróleo hasta la gestión 2015., las Figuras 1.15 y 1.16 muestran la producción anual de excedentes y la proyección anual de gas natural hasta la gestión 2015.
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Figura 1.14. Proyección de excedentes de petróleo anual
Figura 1.15. Proyección de la oferta de gas natural anual
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CAPÍTULO 2 TRANSPORTE DE HIDROCARBUROS
2.1.
INTRODUCCIÓN
Como se mencionó en el anterior capítulo, en la cadena de producción hidrocarburífera se utiliza métodos de transporte fijos que van desde las líneas de producción en campo hasta los centros de tratamiento, para luego ir a las unidades de industrialización y/o los centros de comercialización o de distribución mayorista. Las líneas de transporte, conformadas por tuberías metálicas, constituyen el medio más adecuado y económico para el traslado a cualquier distancia de los hidrocarburos líquidos y gaseosos. A pesar de realizarse altas inversiones iníciales en la construcción de tuberías metálicas, se consiguen menores costos con relación a otros medios de transporte. En esta industria, se utilizan equipos de transporte móvil como ser camiones tanques, vagones ferroviarios, barcazas y buques tanque. También se consideran los barcos de transporte de gas natural licuado (LNG) denominados metaneros o también conocidos como tanqueros.
55
En la lectura complementaria, se presenta una descripción detallada de los buques tanques (tanqueros), con ello, se pretende abarcar los más importantes medios de transporte de esta industria, sin embargo, se debe recalcar, que el transporte más utilizado actualmente para hidrocarburos es el ducto o tubería, sobre la cual, en los próximos acápites, se hará una descripción detallada de todos los aspectos referidos al mismo.
2.2.
CONCEPTOS BÁSICOS
Varios de los conceptos fundamentales se desarrollaron en el anterior capítulo, a manera de complementación, se presenta a continuación un resumen necesario para el tema actual. Se sugiere, la lectura de la norma ANSI B31.8 (presentada como recurso complementario), página 11 ―Disposiciones Generales y Definiciones‖, en la cual se resumen los principales conceptos del transporte por gasoductos y la lectura de la norma ANSI B31.4 (presentada como recurso complementario), página 15 ―Campo de acción y definiciones‖, en la cual se resume los principales conceptos del transporte por oleoductos. Líneas de transporte (Ductos): Son tuberías de acero de diámetro y longitud variables, conectadas entre sí, generalmente recubiertas de material aislante y destinado al transporte del petróleo, productos derivados de éste y gas natural. Se diferencian a estas líneas por los servicios que prestan y que en cada caso tienen particularidades de construcción, operación y control. Transporte de líquidos: A las líneas que transportan hidrocarburos líquidos, en la jerga hidrocarburífera se los conoce como ―líquidas‖, se las denomina Oleoductos (Ver Figura 2.1), y se las clasifica en:
Oleoductos de recolección de producción
Oleoductos de transporte de petróleo
Oleoductos de transporte de productos terminados o poliductos
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Figura 2.1. Oleoducto
Transporte de hidrocarburos gaseosos: Estas líneas o ductos son denominadas gasoductos (Ver Figura 2.2), y se agrupan de acuerdo al siguiente detalle:
Líneas de recolección de producción
Gasoductos principales o mayores
Gasoductos urbanos. Figura 2.2 Gasoductos
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Tensión de vapor Reid: La volatilidad de un líquido simplemente es su tendencia a vaporizarse o evaporarse, esta tendencia es conocida como Presión ó Tensión de Vapor. La norma ASTM D 323, provee información de la volatilidad de un producto bajo condiciones de temperatura, presión, etc. Esta propiedad se utiliza como indicativo de una gasolina para transportar y es utilizada en la selección de tanques de almacenamiento. Compresibilidad: Es la medida del esfuerzo que requiere una cierta
cantidad
de gas natural, para ocupar un volumen más reducido. El cambio de volumen del gas es inversamente proporcional al cambio de presión, siendo el cambio de volumen directamente proporcional al cambio de temperatura. La compresibilidad del Gas Natural hace que se deba considerar este fenómeno que modifica el comportamiento en el interior del tubo y que como consecuencia, las pérdidas y el factor de fricción tengan valores diferentes a los de los líquidos. Factor de Fricción: Es el factor de más consideración en los ductos y en especial en los de larga longitud, es el dimensionamiento tanto de la tubería como de estaciones de bombeo y compresión. Las pérdidas por fricción están dadas por el movimiento molecular en el fluido e intervienen factores como la viscosidad, densidad, velocidad, longitud de la tubería y su rugosidad interna. Trabajos experimentales han dado como resultado ábacos y gráficos que determinan el factor de fricción con precisos resultados Longitudes equivalentes: Las caídas de presión que existen en la tubería son incrementadas por la instalación de válvulas y conexiones que se consideran como longitudes adicionales o equivalentes, que deben ser agregadas a la
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longitud total de la tubería. Esta nueva longitud modificada es utilizada en los cálculos de la caída total de presión.
2.3.
SISTEMAS DE TRANSMISIÓN EN DUCTOS
2.3.1. TRANSMISIÓN Y DISTRIBUCIÓN EN TUBERÍAS DE GAS Un sistema de transmisión y distribución de gas tiene los siguientes componentes:
Sistema de procesamiento y tratamiento de gas, para remover materias primas y contaminantes.
Sistema de conjunto de tuberías.
Plantas y/o sistemas de compresión de producción.
Estaciones de recepción y medición.
Líneas laterales.
Líneas principales.
Control de válvulas de la línea principal, para regular la presión o flujo.
Sistema de compresión de la línea principal.
Estaciones de medición y despacho, transferencia de custodia y estaciones ―City Gate‖.
Sistemas de almacenaje usados para requerimientos de demanda (usualmente la misma tubería).
En el diseño de un sistema de tuberías se maneja varios criterios:
Reservas de Gas.
Mercados de Gas.
Medio ambiente.
Potencial de desarrollo futuro.
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Disponibilidad e integridad.
Costos.
Requerimientos de mantenimiento.
Tierras.
Seguridad.
Regulaciones gubernamentales (seguridad pública).
Como se podrá observar a continuación, las Figuras 2.3 y 2.4 representan los diferentes componentes de la producción, transmisión y almacenaje de gas natural, al igual que el sistema de distribución. Los componentes incluyen los pozos de producción, sistemas de líneas, campos de producción, plantas de procesamiento, líneas de transmisión, estaciones de compresión (ubicadas a lo largo de las líneas de transmisión), almacenaje y conjunto de tuberías asociadas, estaciones de medición y ―City Gate‖. En los puntos de distribución: tuberías de distribución y sitios de medición en la distribución (residencial o industrial). Figura 2.3. Componentes de la producción de gas natural, sistema de transmisión y distribución
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Figura 2.4. Sistema de distribución de gas natural (ASME, 1999)
2.3.2. SISTEMA
DE
TRANSPORTE
EN
TUBERÍAS
PARA
HIDROCARBUROS LÍQUIDOS Los sistemas de ductos para hidrocarburos líquidos, incluyen pozos de producción y conjunto de tuberías para la producción de petróleo, plantas de procesamiento y refinerías, tuberías de transmisión, estaciones de bombeo, válvulas y estaciones de medición, y facilidades de almacenaje. (Figura 2.5). Los componentes de un sistema de transmisión y distribución de hidrocarburos líquidos son los siguientes: Campos de producción. Sistema de conjunto de tuberías. Sistema de tratamiento / refinación. Terminales de tuberías (tanques y estaciones de bombeo).
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Estaciones de recepción y medición. Líneas laterales. Líneas principales. Control de válvulas de la línea principal, para regular la presión o flujo. Sistema de bombeo de la línea principal. Estaciones de despacho / transferencia de custodia y medición. Sistema de almacenaje (tanques). Regulaciones gubernamentales (seguridad pública). El crudo debe pasar por una refinación antes de que pueda ser utilizado como producto. El crudo es bombeado desde el pozo, pasa por las tuberías a la batería de tanques. Una batería de tanques típica contiene un separador, para separar petróleo, gas y agua. Figura 2.5. Componentes de la producción de crudo, transmisión y distribución
62
Como se mencionó en el anterior capítulo, el petróleo después de ser separado, usualmente es almacenado en tanques, posteriormente, es movido a través de tuberías de largas distancias y diámetros hasta las refinerías. La presión de la línea principal es iniciada y mantenida por las bombas, para contrarrestar la fricción, cambios de elevación u otros factores de la caída de presión. Las estaciones de bombeo, están localizadas al inicio de las líneas y están ubicadas a lo largo de toda la tubería según intervalos regulados y adecuados de acuerdo a la línea de transporte. Una vez refinado, tuberías de transporte de productos (poliductos), llevan los mismos a las terminales de almacenaje y distribución. Estos productos incluyen gasolinas, jet fuel, diesel, amoniaco y otros líquidos. Otras tuberías de transporte de productos, llevan el Gas Licuado de Petróleo (GLP), Gas Natural Licuado (GNL) y vapor de líquidos a alta presión como el butano y propano.
2.3.3. MEDICIÓN Un aspecto fundamental en los sistemas de transporte de hidrocarburos por ductos, es el referido a la medición y control de calidad del producto a transportar. Los componentes de las estaciones de medición de gas natural (Figura 2.6), pueden variar dependiendo el propósito de la medición, recepción, transferencia de custodia o despacho. Pero en cada caso, estos requieren componentes para aislar y controlar el flujo (válvulas), componentes para proteger los medidores contra los contaminantes (filtros de separación), elementos de acondicionamiento de flujo y los mismos medidores. En el caso de hidrocarburos líquidos, se requieren de válvulas adicionales para que los medidores funcionen correctamente para permitir el paso del flujo a través de cada una de las estaciones de medición (Figura 2.7).
63
Las estaciones de medición típicas contienen más de un sistema de medición para permitir un servicio ininterrumpido en las actividades de mantenimiento. La Figura 2.6., muestra un esquema de una estación de medición de gas natural. Figura 2.6. Esquema de estación de medición de gas natural
Figura 2.7. Esquema de estación de medición de hidrocarburos líquidos
64
2.4.
OPERACIÓN
2.4.1. PLANIFICACIÓN OPERATIVA Los elementos que influyen en las operaciones de las tuberías son:
Contratos de servicio de gas.
Abastecimiento y requerimientos de demanda.
Capacidad de las instalaciones.
Disponibilidad de líneas.
Requerimientos de combustible.
Calidad del gas de abastecimiento.
Grado de automatización.
Disponibilidad del sistema.
Las operaciones de tuberías parten del uso de compresores y válvulas de control, para asegurar la disponibilidad de los volúmenes definidos de la forma más efectiva y eficiente posible para los usuarios. La operación de gasoductos, generalmente consiste en sistemas de operación y control de ductos [incluyendo supervisión, control y toma de datos (SCADA) y detección de pérdidas], al igual que operación y mantenimiento en campo, siendo aplicados a lo largo de toda la industria de transporte tanto de hidrocarburos líquidos y gases. Sin embargo, la planeación operativa y de mantenimiento de ductos de hidrocarburos líquidos difiere de las tuberías de gas, dependiendo el número de productos hidrocarburos líquidos a ser transportados simultáneamente, el sistema de almacenaje dependiendo el usuario final.
65
El sistema de batch, transporta muchos productos por la misma tubería (entre 75 - 120) diferentes productos denominados ―commodity (material o producto)‖, incluyendo crudos (liviano, medio y pesado), condensado, productos refinados del petróleo (gasolina de motor, diesel, gasolina de aviación), crudo sintético e hidrocarburos líquidos del gas natural (propano, butano y mezcla de condensados). En la Tabla 2.1, se muestran los rangos de viscosidades de los productos hidrocarburos líquidos que son transportados por sistema de batch. Tabla 2.1. Rangos de viscosidades de hidrocarburos líquidos transportados en sistema batch Viscosidad Densidad (kg/m3)
Clasificación
100 – 350
904 – 940
Crudo pesado
20 – 99
876 – 903
Crudo medio
2 – 19
800 – 875
Crudo liviano
(mm2/s)
Productos y 0.4 – 1
600 – 799 condensados
A 0.3
a 599
NGL
En el caso de los gases, la composición típica de transporte, es mostrada en la Tabla 2.2 y en la Tabla 2.3, donde se observan
las especificaciones que debe cumplir para su
respectivo transporte por las tuberías de gas.
66
Tabla 2.2. Composición típica de transporte de gases (14.7 psia y 60 °f) Componente
Gas Liviano
Gas Pesado
CO2
0.0388
5.0199
C1
98.0276
78.4436
C2
0.2523
10.3178
C3
0.0542
3.8692
IC4
0.0171
0.6098
NC4
0.0088
0.7298
IC5
0.0060
0.1699
NC5
0.0022
0.1199
C6
0.0046
0.0599
C7+
0.0144
0.0299
Nitrógeno
1.5687
0.6198
Hidrógeno
0.0053
0.0099
Total
100.0000
100.0000
Tabla 2.3. Especificaciones típicas de transporte de gas natural Componente
Límite
Contenido de agua
< 95 mg/m3
Dew point
< - 10 °C
Temperatura
< 49 °C
Gross heating value (GVH)
> 36 mi/m3
H2S
< 5 mg/m3
S2
< 50 mg/m3
CO2
< 2 % por volumen, 0.02 ppm
O2
< 4 % por volumen, 0.04 ppm
67
En sistemas de transporte de gas natural por tuberías, independiente de la industria de consumo (generación de energía eléctrica, industrial, comercial o residencial), los volúmenes de despacho, pueden ser manejados en función del tiempo, las sesiones, dependiendo el número de usuarios definidos y de la disponibilidad de almacenaje. Veamos un claro ejemplo en la Figura 2.8. Figura 2.8. Características típicas de despacho en un sistema de tubería de gas
2.4.2. CONTRATOS Y SERVICIOS La operación de una tubería de gas, es el balance entre el abastecimiento y
los
requerimientos de demanda, en consideración de los respectivos requerimientos contractuales (entregas diarias, semanales, mensuales, anuales, al igual que los mínimos y máximos volúmenes promedios). Algunas tuberías usan un sistema establecido para el registro y control, por ejemplo, el sistema SCADA, que también controla lo que son las pérdidas.
68
Dependiendo de los acuerdos de transporte de gas en las tuberías, se llega a definir el tipo de servicios que se proporcionará (fijo, costo por servicio, etc.). Sin embargo, generalmente la industria del transporte no cuenta con gas propio, por lo que no está contractualmente envuelto, sino sólo se maneja el servicio realizado. En las compañías de servicio de transporte por tuberías de gas natural, usualmente se manejan, contratos específicos de servicio. Generalmente, estos contratos contienen los valores de volúmenes máximos a ser transportados. El acuerdo de transporte, puede también incluir otras cláusulas relacionadas al punto de recepción, punto de entrega, calidad del gas a ser transportado, términos generales del acuerdo, etc. Las compañías encargadas del control y medición del gas en las tuberías, son las responsables en la administración día a día, de los sistemas de negocio de los usuarios. Su monitoreo y balance de cada uno de los usuarios, en función del abastecimiento y demanda, son tomados de las bases diarias de los datos que manejan. Por otro lado, se puede manejar los reportes mensuales sobre los volúmenes entregados y vendidos. Cada uno de estos servicios auxiliares, de control y balance, son recargados a los costos totales que deben cancelar los diferentes usuarios. Este aspecto será ampliado en el capítulo 3, referido a medición y transferencia de custodia.
2.4.3. SISTEMAS DE CONTROL / CONTROL DEL GAS Hoy en día, las compañías de transporte de gas generalmente controlan la seguridad, confiabilidad, eficiencia de la operación a través de un sistema de monitoreo a tiempo real SCADA, que funciona las 24 horas, usualmente manejado en el Centro de Control de Gas como el de la Figura 2.9. Para este propósito se usan los controladores, que tienen como función principal realizar el balance del movimiento de gas en las tuberías, además de mantener la estabilidad del sistema.
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Figura 2.9. Control room
El controlador de gas es el responsable del monitoreo y del control remoto de operaciones de las estaciones de compresión. Un rol activo, es la toma de decisiones de los parámetros del proceso, como ajustar la velocidad de funcionamiento de los compresores de acuerdo a los diferentes requerimientos. En las operaciones de transporte de gas, el objetivo principal, es asegurar de forma continua la seguridad e integridad de las operaciones. En caso de darse circunstancias que ponen en riesgo el sistema de transporte, yendo en contra de la seguridad y operación del sistema, las compañías usualmente toman las acciones pertinentes para reducir el riesgo a un nivel aceptable y controlado. Seguridad e integridad, generalmente significa:
Mantener continuamente la seguridad de los empleados y el público en general.
Mantener la integridad física de los elementos del sistema.
Operar de manera prudente para los usuarios el sistema en general.
70
El sistema de control puede ser definido como el cumplimiento de estos objetivos sobre ciertas obligaciones definidas. Además, control es la habilidad de responder en circunstancias normales y anormales que pueden ocurrir en la tubería. El sistema de control requiere condiciones anticipadas y planeadas, en caso de presentarse situaciones normales o anormales. Los problemas del sistema de control ocurren porque el sistema de transporte de gas normalmente no tiene un régimen estable de demanda y abastecimiento, cambiando continuamente. Las situaciones normales y anormales, incluyen:
Pérdida de suministro.
Cambios en el despacho (aumento o disminución).
Fallas de los compresores.
Mantenimiento planificado de tuberías, nuevos elementos, remoción de ductos, compresión, sistemas de medición.
Emergencias, ruptura de líneas, rupturas y pérdidas.
Coordinación con otras compañías de ductos.
Las compañías de transporte por ducto, usualmente toman las decisiones a partir del Centro de Control de Gas, para manejar las operaciones complejas del sistema de transmisión de gas. El Centro de Control de Gas, puede ser también utilizado en otras actividades que afecten el sistema de operación de ductos. El uso de un sistema de operación manejado por el hombre o de forma remota por cierto software, está basado en los siguientes factores:
Medio Ambiente.
Economía.
Opción de manejo remoto.
Complejidad del sistema de tuberías y la red de gas.
Disponibilidad de personal capacitado.
71
Seguridad.
Requerimientos de mantenimiento.
El sistema de operación manejado por el hombre implica un trabajo de 24 horas continuas, en donde el personal del lugar, debe ser capaz de responder a los problemas normales de operación. En el caso de manejar un sistema automatizado, tiene la ventaja de poder coordinar de manera más fácil las diferentes operaciones; sin embargo, los operadores, técnicos y el personal de soporte, aun son requeridos en caso de responder a situaciones anormales de operación, mantenimiento, etc.
2.4.4. SUMINISTRO DE GAS Se trata de encontrar un balance entre el suministro de gas y la demanda de los usuarios, con una razonable diferencia que se acerca a cero. Esta actividad representa un gran esfuerzo diario en el sistema de tuberías de gas que tiene un alto número de puntos de suministro y despacho. El Centro de Control de Gas, monitorea el flujo para determinar un estimado en todo el sistema, de esta forma se establecen los flujos de los poderes caloríficos de los usuarios del sistema, se hacen los balances de entrada y salida, se realizan las comparaciones respectivas, todo en tiempo real. Es muy importante mantener el balance de todos los usuarios, ya que en un mercado tan competitivo, las fallas de suministro y despacho, pueden hacer la diferencia entre vender o no. Los usuarios son afectados por la capacidad operativa que tengan las empresas de transporte de gas, cuando estas no pueden recibir todo el gas que requieren todos los usuarios. La práctica de las compañías de transporte de gas se enfoca además, en establecer un sistema compartido de usuarios, en base a las demandas contractuales que se presentan.
72
En este sistema, no se permite que los clientes ingresen gas al mismo tiempo, a menos que la capacidad esté disponible. Cuando un cliente no está recibiendo el gas de un punto de fuente, puede haber la falta de entrega para el cliente. Para resolver la demanda de la entrega, se selecciona y declara a un usuario que si recibe el gas de despacho, ser la fuente de suministro para abastecer a todo el sistema de usuarios de gas natural. La determinación diaria de la energía que requiere cada usuario, usualmente se realiza de manera automatizada, dependiendo de la red de la compañía de transporte de gas. Estas compañías se basan en el Centro de Control de Gas, que generalmente usan el mejor dato disponible de cada día (usualmente a las 8:00 a.m.) y declaran un balance de gas diario previo. Los valores de volúmenes usados para el cálculo de suministro de gas son:
La cantidad nominal de gas requerido en suministro (usualmente plantas de gas).
La medida estimada más reciente, la cual puede ser modificada por cambios nominales.
Los valores estimados de gas de los productores / despachantes.
El resultado de la telemetría, el cual es convertir el gas en flujo y volumen.
El volumen de la telemetría de una computadora del lugar de operación.
La medición final del volumen.
Es una práctica acostumbrada, el re - cálculo de los valores de volumen de gas, para tener un resultado más confiable y poder usarlo como dato disponible aceptable. Cada dos meses se permite el re - cálculo de todas las porciones de los usuarios, en función del volumen que requieren.
73
La norma de la exactitud en cuanto al volumen, establece una tolerancia de + / - 1% del volumen actual contenido en el balance mensual de la transferencia de custodia. Los volúmenes son estimados a través de nominaciones y promedios de campo, y por tanto los valores del poder calorífico (determinado por análisis de laboratorio) son calculados a partir de dichos datos.
2.4.5. TRABAJOS DE CAMPO El tipo de personal que puede trabajar directamente en el mantenimiento de las tuberías y en los trabajos de campo incluye: Operadores que realizan las funciones de mantenimiento diario de las tuberías. Técnicos en corrosión, quienes monitorean la protección catódica en las líneas de transporte. Operarios de campo, para acceder al derecho de vía y sus elementos en caso de ser necesario. Otro soporte puede incluir: Especialistas en materiales e ingenieros de tuberías. Ingenieros geotécnicos. Personal encargado del medio ambiente y seguridad del personal, en particular si existen desechos de productos. El mantenimiento de las tuberías involucra trabajos de rutina en las siguientes áreas: Instalación de segmentos de tuberías. Tipo de reparaciones de pérdidas – permanente y temporal.
74
Acceso y mantenimiento del derecho de vía. Reparación en general de las tuberías. Responder a incidentes que puedan presentarse. Algunas compañías de transporte de gas por tuberías tienen un compresor móvil usado para conservar el gas en la tubería cuando una sección es removida para realizar el mantenimiento; este elemento evita las pérdidas del gas en el sistema de tuberías.
2.4.6. DETECCIÓN DE PÉRDIDAS – “LEAK” El objetivo principal de la detección de pérdidas, es evitar el escape del gas natural de la tubería. Se busca cumplir este objetivo de manera eficiente en fin de mantener la seguridad pública y el medio ambiente. Estas pérdidas de gas en las tuberías, se logran detectar mediante el uso de sistemas computarizados o programas especializados.
2.5.
TRANSPORTE DE HIDROCARBUROS LÍQUIDOS
Las operaciones de las tuberías de líquidos (hidrocarburos líquidos) son influidas por el diseño del sistema además del transporte de los productos o una combinación de los productos mediante la forma de batch. La operación de tuberías mediante batch permite el paso de múltiples productos a través de la misma línea. Hoy en día, el batching es la inyección secuencial de líquidos en la tubería, la cual depende de los siguientes factores:
Número de productos pasados como batch.
Nominaciones / contratos.
Métodos de inyección del batch.
La secuencia (cronograma) y el ciclo del batch.
75
Tamaño del batch, calidad / nivel de contaminación.
Almacenaje / capacidad disponible.
Grado de automatización.
En tuberías de líquidos, el manejo y el despacho se logran a través de sistemas de bombeo y almacenaje. Las tuberías de líquidos, también son diseñadas para transportar productos simples como el crudo, productos refinados, flujo de vapor a alta presión, agua, bitumen, condensado o una serie de productos en forma de batch. Otros incluyen mezclas de productos, los cuales son esencialmente tuberías de productos simple, pero con un diseño definido para transportar fluidos más pesados / sólidos usando agua como fluido de transporte, dióxido de carbono, aire, etc. El transporte de líquidos mediante batch, permite el paso de múltiples productos en la misma tubería. El movimiento secuencial de líquidos en el batch es una práctica muy utilizada en las refinerías y en las compañías de transporte de múltiples líquidos a través de la misma tubería. El transporte en forma de batch hoy en día, se realiza mediante la inyección del líquido en la tubería, seguido de un separador (pig – usualmente una esfera), luego inyectan el siguiente líquido a la tubería y así sucesivamente. Los diferentes batches son empujados por el sistema uno tras otro, como se puede apreciar en la Figura 2.10
76
Figura 2.10. Transporte de hidrocarburos líquidos mediante batch
Los productos típicos transportados en forma simple o por batch, al igual que sus propiedades, son mostrados en la Tabla 2.4. En el transporte de líquidos por batch al incrementar los productos a ser transportados por el sistema, pueden presentarse complicaciones en el sistema de control de las tuberías. En la Figura 2.11, se puede observar el orden de los diferentes productos a ser transportados de acuerdo a una secuencia de inyección y destino (se identifica los diferentes productos en los respectivos tanques). En la industria de transporte de líquidos, se espera que todos los productos cumplan los requerimientos físicos del sistema y generalmente que estén libres de agua e impurezas, siguiendo estas especificaciones:
Color menor a N
La presión de vapor menor a 103.425 Kpa absoluta a 37.8 °C.
Gravedad API mayor a 25 y menor a 80, a15.4 °C.
° 3 ASTM.
77
Tabla 2.4. Productos típicos transportados por tuberías
Producto
Diesel
Gasolina (leaded)
Gasolina (unleaded)
Jet A fuel
Jet B fuel
Kerosene
Condensado (sweet)
Condensado (raw)
Viscosidad (CS) Temperatura (°C)
Densidad (kg/m3)*
6.86
5
847
5.10
15
820
0.68
5
711.3
0.61
15
—
0.7
5
699
0.63
15
690 (assumed)
8
29
774
1.5
0
—
1.9
15
—
1.5
35
—
3
15
—
2.2
35
—
0.599
15
708.8
0.548
25
688.8
0.199
15
572.3
0.171
30
547.5
78
Tabla 2.4. Productos típicos transportados por tuberías (Continuación) Viscosidad
Temperatura
Densidad
(CS)
(°C)
(kg/m3)*
0.218
20
500.6
0.199
30
483.5
0.166
52
446.9
0.237
25
560.8
0.235
44
535.12
0.212
52
529
21.1
83
37.8
3.75
40
3.28
50
2.44
21.1
37
37.8
19
21.1
16.2
Crudo medio
21.1
10.2
Crudo liviano
37.8
6.25
Crudo medio
37.8
9.41
Producto Propano (@ 1,OOO Kipá)
Butano (@470 -520 Kipá)
Crudo extra pesado
Crudo pesado
79
Figura 2.11. Secuencia de productos transportados en forma de batch
2.5.1. BATCHING Las metas principales de las operaciones de transporte de líquidos por tuberías, son el costo eficiencia y la seguridad de despacho de los productos a los consumidores. Con el fin de asegurar esa eficiencia y seguridad, las operaciones son enfocadas a asegurar un flujo continuo en la tubería mediante un sistema hidráulico de cambio de elevaciones, bombeo y control de flujo. Una interface de batch, es la región en la que dos batches se juntan en una tubería y donde algunas mezclas de productos ocurren. Los batches con diferentes densidades y viscosidades al pasar por las tuberías, producen cambios significantes en el flujo y en las operaciones de las tuberías. La densidad, afecta la presión diferencial al igual que el cambio de presión por elevación. La viscosidad es la mayor causa de la pérdida de fricción en las operaciones de las tuberías. Las operaciones del sistema deben tomar en cuenta que los
80
cambios de batches, son particularmente importantes cuando las interfaces de los batches pasan a través de la estación de bombeo. Los siguientes aspectos son aplicables en el sistema: Batch: Es definido de acuerdo a los productos finales o en terminación a ser transportados. Un batch siempre empieza en la salida como un flujo continuo de producto. Puede dividirse, entregarse parcialmente o almacenarse en uno o más tanques de almacenaje antes de su entrega final. El sistema batch se maneja para la entrega y despacho de los productos líquidos requeridos. Batch fungible: Es un batch de productos de petróleo en condiciones establecidas, los cuales pueden mezclarse con otros productos de petróleo de distintas cualidades, que presentan similares especificaciones. Batch segregado: Está definido como un batch de productos de petróleo con condiciones definidas, los cuales no pueden mezclarse con otros productos de similares condiciones. El batch puede ser segregado por presentar propiedades que difieren de un batch fungible.
2.5.2. TRANSPORTE DE CRUDOS PESADOS Se considera como un crudo pesado aquel con una gravedad API baja (20 °API o menos), generalmente se comporta como un líquido Newtoniano, con lo cual su viscosidad es altamente sensible a los cambios de temperatura. Los métodos para mejorar el transporte de crudos pesados incluyen las siguientes posibilidades:
Térmico
Precalentamiento y I o transporte caliente
Línea aislada
Línea sin aislamiento
81
2.6.
Calentamiento de crudo y línea aislada
Traceado con fluido caliente
Calentamiento eléctrico
Mecánico
Envío de rascador a través de línea para reducir depósito de parafinas
Bombeo de crudo a temperaturas superiores al pour point
Químico
Dilución del crudo con solventes
Inyección de dispersantes de parafinas
MEDICIÓN
En el presente acápite, se presenta un análisis de medición desde el punto de vista operacional, debido que este tema es desarrollado en el Capítulo 4 referido a la medición y transferencia de custodia.
2.6.1. CONTROL OPERACIONAL En cualquier sistema de ductos, la medición exacta del flujo es requerida para la operación del sistema como en la transferencia de custodia. Existen diferentes tipos de estaciones de medición a través de todo el sistema de ductos como el mostrado en la Figura 2.12., sin embargo, todos manejan los mismos cuatro elementos comunes, los cuales son:
82
Figura 2.12. Estación de medición
Control: Hay muchos tipos de válvulas en las estaciones de medición, las cuales son usadas para:
Alivio de presión, para proteger la tubería y el medidor de sobrepresiones.
Aislar la estación de medición del ducto, en caso de los mantenimientos e inspecciones.
Válvulas blow-down, para mantenimiento, inspección y servicios.
Regular presiones, para acondicionar el flujo en la medición
Limpieza: Para proteger el sistema de medición de los contaminantes que puede traer el flujo, cada estación tendrá elementos de filtrado.
83
Medición: En adición al sistema primario de medición de las estaciones de medición (medidor de placa de orificio, de turbina, ultrasónico, etc.) existe un sistema adicional de medición (temperatura, presión, densidad, viscosidad, etc.) que determina las propiedades del flujo. Registro: Las estaciones de medición, tienen elementos de registro y medición para el control del ducto (computadores de flujo).
2.6.2. ELEMENTOS DE MANTENIMIENTO DE MEDICIÓN Para asegurarse la exactitud de las mediciones, cada uno de los elementos de la estación de medición deben ser inspeccionados y mantenidos tomando en cuenta: Control: Una operación incorrecta de las válvulas puede causar oscilación de flujo, distorsión en los perfiles de flujo, efectos adversos que modifiquen la exactitud de las mediciones realizadas. Limpieza: Los contaminantes que pasen a través de la tubería pueden causar mediciones erróneas, serios daños en los medidores. Se debe monitorear el estado de los filtros, reemplazarlos y limpiarlos de los elementos contaminantes. Medición - Transductores: La exactitud de las medidas de una estación de medición, depende directamente, de los transductores de medición. Se debe realizar la inspección y calibración de los mismos para asegurarse su correcto funcionamiento. Registro – Cuadros y flujos computarizados: Se realizar la inspección y calibración de los elementos de registro, para obtener valores más exactos.
84
2.7.
ORGANIZACIÓN DE OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO DE TUBERÍAS
Las tuberías son organizadas en diferentes formas, pero aún mantienen elementos comunes y funciones. El mayor reto para las tuberías desde el punto de vista organizacional es el hecho de definir la mejor distribución a lo largo de bastas distancias. Las funciones más importantes de un sistema de ductos son: Soporte al usuario, el cual es la interface entre la tubería y su destino, usuarios y tuberías interconectadas. Aspectos operacionales, los cuales incluyen control centralizado y funciones de operación. Funciones de mantenimiento, que son responsables de asegurar la disponibilidad e integridad de los equipos. Funciones de soporte general, como manejo de materiales, recursos humanos, manejo de información, seguridad, salud y medio ambiente. Los factores más importantes que influyen en la estructura de la organización son:
Infraestructura física.
Grado de automatización.
Consideraciones geográficas.
Usuarios, comunidad, requerimientos regulatorios.
Cantidad de subcontratación.
85
Una estructura típica de organización necesita:
Responsabilidades regionales para operación y mantenimiento local.
Sistema de control para SCADA y grupo de usuarios.
Soporte técnico, el cual es normalmente centralizado.
Administración corporativa y grupos de soporte.
Es importante que el mantenimiento y operación de los ductos, estén establecidos mediante códigos, estándares y reglamentaciones. La mayoría de las compañías tiene además Políticas de Operación y Procedimientos, que toman en cuenta, la seguridad, salud, medio ambiente y procedimientos de trabajo. Algunos de los tipos de documentos contenidos en ellos son:
2.8.
Guía de principios y políticas.
Documentos de los Sistemas de Procedimiento.
Políticas y procedimientos generales.
Políticas y procedimientos de operación y mantenimiento.
Instrucciones de equipos de trabajo.
Límites de equipos de operación.
Documentos de referencia, formularios.
CÓDIGOS, POLÍTICAS Y PROCEDIMIENTOS
Dentro de una compañía, la operación y el mantenimiento, son regidos por códigos, políticas y procedimientos, algunos de los cuales son regulados por agencias especializadas, y otros son definidos como estándares dentro de la industria de los hidrocarburos. Es muy importante, recalcar la importancia del conocimiento de los estándares internacionales en el diseño y operación de un sistema de ductos, observemos a continuación los más importantes:
86
La Tabla 2.5, muestra los diferentes documentos de operación y mantenimiento, aplicados a la industria, en cuanto a sistemas de ductos. Tabla 2.5. Documentos aplicados – Organizaciones Acrónimo
Organización / Tópico
AGA
American Gas Association
API
American Petroleum Institute
ASME
American Society for Mechanical Engineers
ASTM
American Society for Testing and Materials
BS
British Estándar
CAPP
Canadian Association of Petroleum Producers
CCME
Canadian Council of Ministers of Environment
CGA
Canadian Gas Association
CSA
Canadian Standars Association
DNV
Det Niorsk Veritas
IP
Institute of Petroleum
ISA
Instrument Society of America
ISO
International Standar Organization
NACE
National Association of Corrosion Engineers
NEB
National Energy Board (Canadá)
PRCI
Pipeline Research Council International
87
Normas aplicadas: API 5L "Line Pipe" API 14C, "Recommended Practice for Analysis, Design, Installation and Testing of Basic Surface Safety Systems on Offshore Production Platforms" API 14E, "Recommended Practice for Design and Installation of Offshore Production Platform Piping Systems" API 510 " Pressure Vessel Inspection Code - Maintenance inspection, Rating, Repair and Alteration" API 521, "Guide for Pressure-Relieving and De-pressuring Systems" API 574, "Inspection Practices of Piping System Components" API 570, "Inspection, Repair, Alteration and Re-rating of In-Service Piping Systems" API 572 " Inspection of Pressure Vessels" API 576 " Inspection of Pressure-Relieving Devices" API 653 Standard, "Tank Inspection, Repair, Alteration and Reconstruction" API 1104, "Welding of Pipelines and Related Facilities" API 1107, "Pipeline Maintenance Welding Practices" API 1111, "Design, Construction Operation and Maintenance of Offshore Hydrocarbon Pipelines" API 1130, "Computational Pipeline Monitoring"
88
API 2015 Standard, "Requirement for Safe Entry and Cleaning of Petroleum Storage Tanks" API 2200, "Operating Crude Oil, Liquefied Petroleum Gas and Product Pipelines" API 2350 "Overfill Protection for Storage Tanks in Petroleum Facilities" API 2610 "Design, Construction, Operation, Maintenance & Inspection of Terminal and Tank Facilities" ASME/ANSI B31.4, "Liquid Transportation Systems for Hydrocarbons, Liquid and Petroleum Gas, Anhydrous Ammonia and Alcohols" ASME/ANSI B31.8, "Gas Transportation and Distribution Piping Systems" ASME B31G, "Manual for Determining the Remaining Strength of Corroded Pipelines" CSA Standard Z662, "Oil & Gas Pipeline Systems" AWS 2-92, "Specification for Carbon and Low Alloy Steel Rods for Oxyfuel Gas Welding" BS 7910, "Guides for Methods for Assessing the Acceptability of Flaws in Metallic Structures" BS-PD 6493, "Guidance on Methods for Assessing the Acceptability of Flaws in Fusion Welded Structure" CAPP Publication 0018, " Recommended Practice for Qualifications of Technicians for Non-destructive Examination of Pipeline Full Encirclement Fitting Fillet Welds to Identify Toe Cracks" CAPP Publication 0013, "Recommended Practice for Mitigation of Internal Corrosion in Sweet Gas Gathering Systems"
89
CCME EPC-87E, "Environmental Guidelines for Controlling Emissions of Volatile Organic Compounds from Aboveground Storage Tanks" CGA OCC-1, "Recommended Practice for the Control of External Corrosion of Buried or Submerged Metallic Piping Systems‖ CGA OCC-2, "Recommended Practice for the Control of Internal Corrosion of Pipeline Systems that Transport Sour Gas" DNVOS - F101, "Corroded Pipeline" IP Part 1, "Model Code of Safe Practice, Electrical Safety Code" ISA, "Standards and Practices for Instrumentation" ISO 1027, "Radiographic Image Quality Indicators for Non-destructive Testing Principles and Identification" ISO 5579, "No Destructive Testing - Radiographic Examination of Metallic Materials by X-ray and Gamma Rays - Basic Rules" NACE RP 05-72, "Design, Installation, Operation and Maintenance of Impressed Current Deep Ground-bed" NACE RP-0169, "Recommended Practice: Control of External Corrosion of Underground or Submerged Metallic Piping Systems" NACE RP-0285, "Corrosion Control of Underground Storage Tank Systems by Cathodic Protection" NEB MH-2-95, "Stress Corrosion Cracking on Canadian Oil & Gas Pipelines" PRCI PR-03-805, "Modified Criterion for Evaluating the Remaining Strength of Corroded Pipe (RSTRENG)".
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CAPÍTULO 3 MANTENIMIENTO, COMPRESIÓN Y BOMBEO
Un sistema de transporte de gas o hidrocarburos líquidos por ductos, debe contar, necesariamente con un sistema de mantenimiento que garantice la operación continua del mismo. Algunos trabajos en las tuberías, son muy extensos y tienen una gran cantidad de componentes interrelacionados, que llegan a ser esenciales para trasladar gas o hidrocarburos líquidos a través de las tuberías. Estos componentes necesitan un servicio regular para mantener su confiabilidad e integridad. Con la finalidad de acomodar dichos servicios de todos los componentes del sistema, se necesita coordinar de manera adecuada un plan de mantenimiento con un cronograma establecido.
91
3.1.
ELEMENTOS DE MANTENIMIENTO
Las tuberías de gas y líquidos tienen los mismos objetivos de mantenimiento y programación. “El propósito de todo programa de mantenimiento de ductos, es maximizar y prolongar el tiempo de vida del sistema, mientras se toma en cuenta la seguridad pública y del medio ambiente”. Hay dos tipos de actividades de mantenimiento; mantenimiento rutinario y actividades de emergencia. El mantenimiento de rutina consiste en actividades planeadas que no envuelven ningún incidente, mientras que, las actividades de emergencia usualmente resultan de algún tipo de incidente como una ruptura o pérdida, y a menudo envuelve el reemplazo de un segmento de la tubería o su totalidad. Existen además algunas situaciones que pueden pasar de un mantenimiento de rutina a actividades de emergencia. Las actividades de mantenimiento incluyen:
Sistema de protección ambiental.
Mantenimiento en sitio.
Mantenimiento superficial o profundo de los ductos.
Inspección y detección de pérdidas.
Estabilización y control de erosión.
Protección catódica.
Inspección de la integridad de los ductos.
Modificaciones y reparaciones de los ductos.
Examen operativo de los equipos (como las válvulas).
Restauración del paisaje.
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Las actividades de mantenimiento que no son de rutina por naturaleza, pero que son producto de la falta de un mantenimiento rutinario, incluyen: Zanjeo y Excavaciones. Colocación de ductos. Reubicación de tuberías. Soldaduras, incluyendo:
Calificación de soldadores.
Mantenimiento y reparación de soldaduras.
Cutting.
Manejo seguro, incluyendo:
Prácticas de trabajo seguras.
Permitir trabajo seguro.
Entrada a espacios confinados.
Protección contra fuego.
Manejo de materiales peligrosos.
Equipos seguros/vehículos/operaciones con herramientas.
Equipos de protección personal.
Entrenamiento.
93
Muchos elementos del programa de mantenimiento de ductos, tienen como meta prevenir cualquier actividad no regulada, para tal efecto, se enfatiza en las siguientes actividades: Inspecciones. Mantener limpio el derecho de vía. Mantenimiento de las señales y marcas permanentes. Los procedimientos más comunes para un mantenimiento interno de las tuberías son una limpieza mecánica usando los ―pigs‖ y el tratamiento químico.
3.2.
GESTIÓN DE MANTENIMIENTO
En el contexto actual, el mantenimiento no se puede limitar sólo a la simple disminución de las fallas a partir de acciones de mantenimiento seleccionadas en función de un registro histórico de fallas, este concepto ya no tiene vigencia, por lo cual, el rol del mantenimiento dentro de este nuevo contexto se puede describir de la siguiente forma: “Preservar la función de los equipos, a partir de la aplicación de estrategias efectivas de mantenimiento, inspección y control de inventarios, que permitan minimizar los riesgos que generan los distintos modos de fallas dentro del contexto operacional y ayuden a maximizar la rentabilidad del negocio”. En base a la definición anterior, se puede mencionar, que el realizar un mantenimiento, no implica reparar un equipo roto tan pronto como se pueda sino mantener el equipo en operación a los niveles especificados.
3.2.1. DEFINICIONES IMPORTANTES 1. Funciones: Fases de un trabajo distinguible de las demás. 2. Estructuras: Relaciones entre grupos que combinan las distintas unidades de responsabilidad.
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3. Mantenimiento: Comprende todas aquellas actividades necesarias para mantener los equipos e instalaciones en una condición particular o volverlos a dicha condición. 4. Finalidad del Mantenimiento: Conservar la planta industrial con el equipo, los edificios, los servicios y las instalaciones en condiciones de cumplir con la función para la cual fueron proyectados con la capacidad y la calidad especificadas, pudiendo ser utilizados en condiciones de seguridad y economía de acuerdo a un nivel de ocupación y a un programa de uso definidos por los requerimientos de producción. 5. Equipo: Elemento que constituye el todo o parte de una máquina o instalación que, por sus características, tiene datos, historial y programas de reparación propios. 6. Criticidad: La incidencia que tiene cada equipo o máquina dentro de la operación de la empresa. 7. Mantenimiento Correctivo: Se lleva a cabo con el fin de corregir una falla en el equipo. Se clasifica en: i. No Planificado: Es el mantenimiento de emergencia, debe efectuarse con urgencia ya sea por una avería imprevista a reparar lo más pronto posible o por una condición imperativa que hay que satisfacer (problemas de seguridad, de contaminación, etc.). ii. Planificado: Se sabe con antelación que es lo que debe hacerse, de modo que cuando se pare el equipo para efectuar la reparación se disponga del personal, repuestos y documentos técnicos necesarios para realizarla correctamente.
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8. Mantenimiento Preventivo: Cubre todo el mantenimiento programado que se realiza con el fin de: i. Prevenir la ocurrencia de fallas. Se conoce como Mantenimiento Preventivo Directo o Periódico (FTM) por cuanto sus actividades están controladas por el tiempo. Se basa en la Confiabilidad de los Equipos (MTTF) sin considerar las peculiaridades de una instalación dada: Ejemplos: Limpieza, lubricación, recambios programados. ii. Detectar las fallas antes de que se desarrollen en una rotura u otras interferencias en producción. Está basado en inspecciones, medidas y control del nivel de condición de los equipos. También conocido como Mantenimiento Predictivo, Preventivo Indirecto o Mantenimiento por Condición (CBM). A diferencia del mantenimiento Preventivo Directo, verifica muy de cerca la operación de cada máquina operando en su entorno real. Sus beneficios son difíciles de cuantificar ya que no se dispone de métodos tipo para el cálculo de los beneficios o del valor derivado de su aplicación. En resumen, ambos Mantenimientos Preventivos no están en competencia, por el contrario, el Mantenimiento Predictivo permite decidir cuándo hacer el Preventivo. 9. Control de Condición: Es la medida e interpretación periódica o continúa de un componente para determinar las condiciones de funcionamiento y la necesidad de mantenimiento de los equipos. El control del nivel de condición de los equipos puede ser subjetivo (basado en los sentidos) y objetivo (mediante medidas periódicas o continuas de uno o varios parámetros). Entre estas últimas, se destacan análisis vibracional (equipos rotativos), análisis de aceites (detección de partículas metálicas residuales), medidas de pulsos de choque
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(rodamientos), termografía (detección de ―zonas calientes‖ en planta), y varias técnicas de ensayos no destructivos (ultrasonido, rayos X) para ubicar fisuras y fallas. 10. Mantenimiento de Mejora (DOM): Consiste en modificaciones o agregados que se pueden hacer a los equipos, si ello constituye una ventaja técnica y/o económica y si permiten reducir, simplificar o eliminar operaciones de mantenimiento. 11. Mantenimiento de Oportunidad: Aprovechando la parada de los equipos por otros motivos y según la oportunidad calculada sobre bases estadísticas, técnicas y económicas, se procede a un mantenimiento programado de algunos componentes predeterminados de aquellos. 12. Confiabilidad: Característica de un equipo, instalación o línea de fabricación que se mide por el tiempo promedio en que puede operar entre fallas consecutivas (MTTF) 13. Mantenibilidad: Es el tiempo promedio requerido para reparar la falla ocurrida (MTTR), está influenciada por el diseño del equipo y el modo en que se encuentre instalado. 14. Eficiencia de la Organización de Mantenimiento: Es el tiempo promedio que se espera por la llegada de los recursos de mantenimiento cuando ocurre una parada (MWT). Está influenciada por la organización y estrategias usadas por producción y mantenimiento. 15. Disponibilidad (Availability) (A): Característica de un equipo, instalación que expresa su habilidad para operar sin problemas. Depende de los atributos del sistema técnico y de la eficiencia y eficacia de la gestión de mantenimiento.
A = MTTF x 100/(MTTF + MWT + MTTR)
97
16. Pedido de trabajo: Es la solicitud verbal o escrita de una tarea a ser ejecutada por mantenimiento, requerida por operaciones, calidad, ingresada al sistema para su posterior concreción. 17. Orden de trabajo: Es el instructivo por el cual se indica a los sectores operativos de mantenimiento ejecutar una tarea. 18. Datos técnicos: Es la suma de información referida a los datos de fabricación, operación, repuestos o planos de cada equipo y/o instalación de la planta. 19. Rubros: Son los temas en que es posible dividir la ficha técnica de cada equipo, para facilitar su consulta. 20. Talleres: Son los sectores internos o externos de la empresa que efectúan el mantenimiento. 21. Tipo de Cargo: Es la imputación que tiene cada gasto efectuado. Por lo general son cinco, a saber: mano de obra propia, mano de obra contratada, existencia de materiales en almacenes, otros cargos y ajustes. 22. Zonas: Son los sectores de producción de la empresa en donde la incidencia de un desperfecto afecta significativamente en volumen y/o en calidad a la misma producción. 23. Planificación y Control: Es el sector interno que recibe, procesa y emite información relativa a datos técnicos, fallas, solicitudes y órdenes de trabajo, mano de obra ocupada y materiales utilizados en las tareas de mantenimiento y, eventualmente en los servicios de Producción. 24. Auditoría: Es una actividad documentada que se realiza para determinar mediante investigación, examen y evaluación de evidencias objetivas, el cumplimiento de procedimientos establecidos, instrucciones, especificaciones,
98
códigos, normas y otros documentos aplicables, así como la efectividad de su implementación. 25. Propósito del Mantenimiento: Es el medio que tiene toda empresa para conservarse operable con el debido grado de eficiencia y eficacia su activo fijo. El mantenimiento incide, por lo tanto, en la cantidad y calidad de la producción. Este engloba al conjunto de actividades necesarias para: i. Mantener una instalación o equipo en funcionamiento. ii. Restablecer el funcionamiento del equipo en condiciones predeterminadas. 26. Objetivo del Mantenimiento: Asegurar la disponibilidad planeada al menor costo dentro de las recomendaciones de garantía y uso de los fabricantes de los equipos e instalaciones y las normas de seguridad.
3.2.2. MANUALES DE CALIDAD Toda empresa, independientemente de su tamaño, es una organización formal cuya función es producir un producto o prestar un servicio a satisfacción completa de los consumidores o usuarios, y al nivel más económico. Para cumplir dicho propósito, cada empresa debe desarrollar una gama amplia de políticas y de procedimientos de trabajo, así como establecer los flujos de mando y definir las responsabilidades de los distintos integrantes de la organización. En resumen, toda empresa moderna debe contar con un ―Manual de Gestión‖. Para facilitar su elaboración e implementación se recomienda consultar la norma ISO 10013 intitulada “Lineamientos para elaborar Manuales de Calidad”.
99
3.2.3. PLANIFICACIÓN Y PROGRAMACIÓN DE MANTENIMIENTO En base a lo señalado en los puntos anteriores, la planificación y programación del mantenimiento se basa en la Política y estrategias establecidas por la Gerencia de Mantenimiento de cada empresa en particular. Normalmente y de acuerdo a estándares internacionales, anualmente se emiten programas de mantenimiento de equipos principales, equipos auxiliares, instalaciones eléctricas y otros, de los cuales se generan:
Programas anuales
Programas Trimestrales
Programas Mensuales
La programación se genera en base a la política, objetivos y estrategias de cada compañía en particular, utilizando diversas metodologías. Algunas metodologías se basan principalmente en recomendaciones del fabricante del equipo y manuales de fabricación, otra que es utilizada actualmente en muchas compañías petroleras, es el Mantenimiento Basado en La Confiabilidad – RCM2. A modo de ejemplo se presenta a continuación, la estrategia de mantenimiento a equipos principales de estaciones de bombeo y compresión, basada principalmente en recomendaciones del fabricante del equipo y manuales de los equipos aplicadas actualmente en varias compañías petroleras.
100
3.2.4. MANTENIMIENTO PREVENTIVO 3.2.4.1.
MANTENIMIENTO PREVENTIVO CLASE 1 (MPC1)
Comprende todas las tareas de inspección y limpieza de los equipos.
3.2.4.2.
MANTENIMIENTO PREVENTIVO CLASE 2 (MPC2)
Comprende tareas de mantenimiento que buscan preservar al equipo (Reemplazo de aceite y filtros). Las tareas de mantenimiento se realizan por horas de servicio y tiempo fijo. Se ejecuta cada 1300 a 1500 horas de funcionamiento en unidades base con motores a gas natural (Unidades de bombeo). Se ejecuta cada 1500 o 2000 horas de funcionamiento en unidades base con motores a gas natural (Unidades de compresión). Se ejecuta cada 2200 horas de funcionamiento en unidades base con motores de 2 tiempos a gas natural (Unidades de compresión). Se ejecuta cada 1500 o 1700 horas de funcionamiento en unidades base con motores a gas natural (Grupos Electrógenos). Se ejecuta cada 1050 horas de funcionamiento en unidades base con motores a diesel. (Unidades de bombeo y grupos electrógenos).
3.2.4.3.
MANTENIMIENTO PREVENTIVO CLASE 3 (MPC3)
Este mantenimiento incluye todas las tareas que se ejecutan en un MPC2, más tareas de reemplazo de repuestos de mayor desgaste y ejecución de tareas de calibración de los distintos sistemas.
101
Se ejecuta cada 4550 horas de funcionamiento en unidades base con motores a gas (unidades de bombeo). Se ejecuta cada 4000 o 4500 horas de funcionamiento en unidades base con motores a gas (unidades de compresión). Se ejecuta cada 3950 horas de funcionamiento en unidades base con turbina a gas (unidades de compresión). Se ejecuta cada 5250 horas de funcionamiento en unidades base con motores a gas (Grupos Electrógenos). Se ejecuta cada 3000 horas de funcionamiento en unidades base con motores a diesel (unidades de bombeo y grupos electrógenos).
3.2.4.4.
MANTENIMIENTO PREVENTIVO CLASE 4 (MPC4)
Comprende tareas de mantenimiento que buscan restaurar las condiciones originales del equipo mediante reemplazo y/o reparación de las piezas con mayores desgastes. En compresores integrales de 2 tiempos se prevé su ejecución a partir de las 22.500 hrs. de operación normal. En unidades de bombeo (con motores de 4 tiempos), el mantenimiento de motores es similar a motores a gas de compresores alternativos. El mantenimiento de las bombas se realiza en base a monitoreo por condición (predictivo).
3.2.4.5.
MANTENIMIENTO PREVENTIVO CLASE 5 (OVER
HAUL) Este mantenimiento incluye todas las tareas que se ejecutan en un MPC4, más reparaciones profundas que en su caso, en base a estudios económicos, se establece la posibilidad de cambio de la pieza por una idéntica o similar que realice las mismas funciones.
102
En compresores integrales de 2 tiempos se prevé su ejecución a partir de las 50.000 hrs. de operación. En moto compresores alternativos (con motores de 4 tiempos), si las marcas de los motores son Caterpillar y Waukesha a partir de las 50.000 horas de operación. En Turbocompresores se prevé su ejecución 30.000 hrs. de funcionamiento (Turbina). El compresor centrífugo se interviene en base a monitoreo por condición (predictivo). En unidades de bombeo (con motores de 4 tiempos), el mantenimiento de motores similar a motores a gas de compresores reciprocantes. El mantenimiento de las bombas se realiza en base a monitoreo por condición (predictivo). En las Figuras 3.1, y 3.2, se muestran algunos ejemplos de motores, y en la Figura 3.3. se muestra un ejemplo de compresor. Figura 3.1. Motor a gas Cat-3512TA
103
Figura 3.2. Motor a gas – Waukesha F18GL
`
Figura 3.3. Compresor integral – AJAX DPC 800
104
3.2.5. MANTENIMIENTO
BASADO
EN
LA
CONDICIÓN
(PREDICTIVO) La implementación de un Sistema de Mantenimiento por condición (predictivo) aplicado a los equipos principales de estaciones de compresión y bombeo, tiene por objeto mejorar la disponibilidad de la maquinaria, reducir los costos de mantenimiento, maximizar el ciclo de vida mediante un análisis óptimo del estado de la maquinaria y programar los trabajos de mantenimiento mayores basándose en el estado real de la maquinaria. Tabla 3.1. Mantenimiento predictivo (Equipos rotativos)
Compresores
Cada
Cada
Alternativos
2050 Hrs
MPC2
Compresores Centrífugos
Cada
Cada
2050
2050
Hrs
Hrs
Gases de Escape
Ultrasonido
Estadística Consumo Aceite
Proyección Válvulas
Compresión Cilindros
Análisis de Blow By
Análisis Reciprocante
Análisis de Aceites
EQUIPOS
Vibración
VARIABLES DE DIAGNÓSTICO
A req.
Cada Bombas Alternativas
A req.
2050 Hrs
Bombas Centrífugas
Cada 2050 Hrs
Motores C.I. 2
Cada
Tiempos
MPC2
Cada
Cada
Cada
2050
2050
MPC2
Hrs
Hrs
Motores C.I. 4
Cada
Cada
Cada
Cada
Tiempos
MPC2
MPC2
MPC2
MP2
105
Mensual
Cada MPC3
El alcance del mantenimiento por condición (predictivo), aplicado en equipos mayores se resume en la Tabla 3.1:
3.3.
ANÁLISIS DE LAS ACTIVIDADES DE MANTENIMIENTO DE TUBERÍAS.
A pesar que las tuberías estén bien diseñadas, construidas y operadas correctamente, estas están sujetas al deterioro externo o interno, directa y/o indirectamente. Por consiguiente, para asegurarse una operación exitosa continua, se debe realizar las actividades base de mantenimiento. Por otro lado, existen actividades que intervienen situaciones de emergencia como el caso de la ruptura de tuberías o daños en los elementos del sistema de transporte. Las actividades de mantenimiento pueden ser dividas en dos grupos: mantenimiento de rutina y actividades que responde a emergencias. Existen algunas situaciones que sobrepasen el mantenimiento de rutina que pueden convertirse en mantenimiento de emergencia. El mantenimiento de rutina consiste en estas actividades planificadas mediante un cronograma establecido, que no involucran ningún tipo de incidente. Las actividades de emergencia usualmente resultan de algún tipo de incidente, como una ruptura o pérdida, y a menudo involucra el reemplazo de la sección de tubería involucrada. El mantenimiento de tuberías consiste en: Monitoreo de rutina, como:
Patrullaje del sistema.
Protección del medio ambiente, incluido el manejo de vegetación.
Protección catódica.
106
Profundidad de la cubierta.
Etiquetas e identificación de equipos.
Estética del sitio.
Revisión de la integridad de los equipos, para enfocar el mantenimiento en las áreas problemáticas. Mantenimiento del derecho de vía (ROW). Las reparaciones de emergencia, resultan de:
Falla o ruptura de la tubería
Actividades geotécnicas
Existen algunas actividades de mantenimiento que usualmente no son de rutina por naturaleza, pero son llevadas a cabo por consecuencia de no realizar el mantenimiento de rutina, como la excavación para acceder al daño externo por corrosión en la tubería. Esto incluye: Zanjeo y excavación Instalación de tuberías Reubicación de tuberías Manejo de la integridad de la tubería Reparación y modificación de las tuberías Soldadura, incluyendo:
Calificación de soldadores
Mantenimiento y reparación de soldaduras
Cortes.
107
Manejo de seguridad, incluyendo:
Prácticas de trabajo seguras
Manejo de equipos de forma segura
Ingreso a espacios confinados
Protección contra el fuego
Manejo de materiales y desechos
Equipos de seguridad/vehículos/operación de herramientas
Equipos de protección personal
Registros de incidentes
Entrenamiento
3.3.1. CÓDIGOS REQUERIDOS PARA EL MANTENIMIENTO DE TUBERÍAS 3.3.1.1.
ESTÁNDARES
Las regulaciones de tuberías, las actas, al igual que los códigos son requeridos por los operadores para mantener dentro de los estándares las actividades que se aplican a las diferentes líneas de transporte. Por ejemplo, el mantenimiento de rutina incluye inspección de todos los derechos de vía de las tuberías, por lo menos una vez al año. Adicionalmente, dentro de las prácticas de la industria de transmisión por tuberías de gas natural que contienen más de 10 moles de H2S por kilo – mol, son sometidas a inspecciones mensuales, bimensuales o semanales, dependiendo la clase de locación de la tubería (ASME B31.8, 1999; CSA Z662, 2003). Estas inspecciones son recomendadas en orden de reducir las interferencias en las tuberías. Una buena planificación es esencial para todos los trabajos de mantenimiento y reparación de tuberías. Esto asegura que el trabajo se realizó de manera segura, según cronograma y con el mínimo impacto ambiental.
108
El diseño de cronogramas y la preparación son importantes para el tiempo del mantenimiento y operaciones seguras. Esto cubre lo siguiente:
3.3.1.2.
Preparación del Cronograma de Mantenimiento
Disponibilidad de herramientas y equipos en buen estado
Disponibilidad de recursos para el trabajo
Entrenamiento del personal antes de realizar el trabajo
Disponibilidad de seguridad y equipos contra fuego
Medidas necesarias para la protección ambiental
Permisos de trabajo
FRECUENCIA
La Tabla 3.2 muestra un resumen de las actividades del mantenimiento rutinario que son requeridas para el funcionamiento de las diferentes tuberías. Tabla 3.2. Cronograma del mantenimiento rutinario de los elementos de las tuberías Actividad de
Mantenimiento
Mantenimiento
Cronograma/ Frecuencia
Requisitos / Especificaciones CSA Z 622: (2003) Gas agrio (> 10 moles H2S/ k-mole gas natural)
Inspección de Derecho de Vía
requerido mensualmente / bi mensual
Anual
- HVP / condensado agrio: bimensual
/
semanalmente
dependiendo la clase de locación Inspección de Tubería / detección de pérdidas / corrosión (gas)
Mensual (gas) Bi-semanal (líquidos): Línea de GLP/NH3 < 1 semana
109
Norma de la industria B31, periodos definidos ASME B31.4 (1998)
Tabla 3.2. Cronograma del mantenimiento rutinario de los elementos de las tuberías (Continuación). Actividad de
Mantenimiento
Mantenimiento
Cronograma/ Frecuencia
Requisitos / Especificaciones
Clase 1,2: Anual Inspección de Tuberías de gas
Clase 3: 6 meses
ASME B31.8 (1999)
Clase 4: 3 meses Monitoreo de CP Monitoreo de la corrosión interna Tubería Expuesta: Monitoreo Externo
Anual, no excederse de 15 meses
ASME B31.1 (1999)
< 6 meses
ASME B31.4 (1998
< 3 años
ASME B31.4 (1998)
Anual
ASME B31.8 (1999)
Manejo de la Clase de Locación (Tubería de Gas) Inspección / Operación de Válvulas Prueba de válvulas Mecanismo de Cierre por Control Remoto Válvulas de alivio (líquidos)
ASME B31.4 y B31.8, requisitos de
Anual
operación
Anual B31
Anual
:
Para
prueba
de
funcionamiento
< 5 años
ASME B31.4 (1999): GLP/CO2/NH3 Líneas / Almacenaje
3.3.2. DERECHO DE VÍA Y MANTENIMIENTO DEL LUGAR Es una sección de terreno usualmente entre 10 a50 metros de ancho (Figura 3.5), que contiene a la tubería de transporte, equipos, válvulas, etc., que tiene las siguientes características:
110
Permite el acceso del personal a la tubería, para realizar inspecciones, mantenimientos, pruebas o acciones de emergencia Mantiene una vista despejada para una vigilancia continua Identifica un área que restringe ciertas actividades para proteger a la zona aledaña y a la tubería en si Figura 3.4. Derecho de vía
En los manuales de ASCE y reportes de prácticas de ingeniería (ASCE 1998) sobresalen varios requisitos del derecho de vía que deben ser tomados en cuenta en función de sus dimensiones. El mantenimiento de la integridad del Derecho de Vía como el de la Figura 3.4, es un componente crítico para el cumplimiento de las operaciones y mantenimiento de las tuberías de transporte. Los procedimientos específicos de operación y el mantenimiento (O & M) del Derecho de Vía, inspecciones y servicios son esenciales para mantener la
111
integridad de las tuberías y proteger el medio ambiente y a la población que vive en las zonas aledañas. El cuidado del Derecho de Vía (Ver Figura 3.5.), ayuda a asegurar una operación eficiente y continua, al igual que el abastecimiento por tubería a los usuarios. Figura 3.5. Derecho de vía de la tubería (ASCE, 1998)
3.3.2.1.
PATRULLAJE DE LAS TUBERÍA
Según los códigos y regulaciones, se necesitan periódicamente los patrullajes del derecho de vía de las tuberías, dependiendo de los productos que transportan.
3.3.2.2.
PATRULLAJE AÉREO
Compañías con redes extensas de tuberías ubicadas en largas distancias, generalmente realizan el patrullaje mediante helicópteros o mediante aeroplanos para verificar las
112
condiciones en las que se encuentran las tuberías y observa si existe algún tipo de actividad que ponga en riesgo las líneas principales o secundarias. Mientras que se realiza el patrullaje aéreo, se revisan los reportes anteriores para verificar el estado de las medidas correctivas que se han podido implementar en caso de presentarse algún peligro o riesgo de las distintas tuberías. El patrullaje aéreo que se realiza, incluye la observación de los siguientes aspectos:
Colinas / Montañas
Cruces de ríos
Señales de erosión
Zonas de válvulas, estaciones de medición
Zonas de bombas y compresores
Cuando algo es crítico o determinante en cuanto al funcionamiento de la tubería, se comunica inmediatamente a la base para que se tomen las acciones pertinentes. Se usan ciertas referencias como cercanías a los ríos, estaciones de medición, estaciones de bombeo/compresión, bloque de válvulas, etc. para identificar las diferentes zonas que presentan problemas. El reporte presentado después de realizar el patrullaje aéreo, presenta un ―checklist‖ de las condiciones en las que se encuentra el derecho de vía y las acciones requeridas para mitigar cualquier problema que se ha podido presentar.
3.3.3. PROTECCIÓN DEL MEDIO AMBIENTE Esto incluye la inspección y el monitoreo del Derecho de Vía de la tubería, al igual que las facilidades superficiales y debe ser generalmente asumido como parte de la inspección de rutina y mantenimiento.
113
La protección del medio ambiente será requerida para nuevas facilidades superficiales recién construidas, incluyendo aquellas que son incluidas a causa de la construcción de nuevas facilidades, como por ejemplo: instalación de un nuevo loop, al igual que el monitoreo del medio ambiente con propósito de cumplir ciertos requisitos. Los objetivos de la inspección, monitoreo y seguimiento del medio ambiente, son presentados a continuación: Asegurar el cumplimiento continuo de las regulaciones, permisos, normas, etc. Asegurar el cumplimiento de los planes, procedimientos, diseños y estándares. En caso de nuevas facilidades, asegurar que las tierras vuelvan a sus condiciones originales lo más pronto posibles después de la terminación de su construcción. Identificar los problemas ambientales que afectan la operación de las tuberías al igual que los impactos en las zonas adyacentes. Medir los mayores efectos ambientales, como el movimiento de tierras, asentamiento de equipos, etc., para confirmar cualquier impacto en el diseño y operación. Durante la construcción de nuevas instalaciones, la inspección del medio ambiente es requerida para asegurar el cumplimiento de las metas y compromisos con el medio ambiente y el trabajo de los expertos sobre problemas que se pueden presentar. La inspección del medio ambiente puede además incluir el monitoreo de impactos durante la construcción para determinar la efectividad de las medidas de mitigación empleadas.
114
Por otro lado, el monitoreo post – construcción, se enfoca generalmente en los siguientes aspectos:
Re – vegetación
Control de erosión
Sistemas de drenaje
Estabilidad del Derecho de Vía
Cruce de caminos
Manejo del impacto en la vida salvaje
Impacto en áreas medioambientales sensibles, como reservas de agua
3.3.3.1.
GUÍA DE SEGUIMIENTO
Generalmente, las compañías dueñas de las tuberías manejan la siguiente guía de aplicación sobre el control del medio ambiente:
Establecer las necesidades y extensión del asesoramiento ambiental
Diseminación de información y entrenamiento
Registro y mantenimiento de reportes
Presencia y asesoramiento continuo
Necesidades de la comunidad involucrada
Monitoreo
De la guía definida anteriormente, el monitoreo ambiental es también aplicado después de la post – construcción para el mantenimiento de tuberías. Los siguientes aspectos proveen factores importantes de los programas aplicados por las compañías de tuberías.
115
Establecer un programa de monitoreo donde el potencial impacto es alto Inspeccionar frecuentemente las rutas y las facilidades del sitio, para identificar cualquier área que requiere rehabilitación o remediación Evaluar y analizar los datos recogidos y toda información disponible Iniciar un programa de monitoreo de suelos destinados a la agricultura, para evaluar los efectos sobre las características y la capacidad de la tierra para este fin Implementar acciones de mitigación apropiadas para corregir cualquier impacto ambiental si fuera necesario
3.3.4. SÍMBOLOS Y SEÑALES Las tuberías y las facilidades superficiales son señalizadas de la mejor forma posible (Figura 3.6), de acuerdo a los requerimientos del diseño original, para reducir la posibilidad de daño o interferencia de los equipos o de las actividades. Estas señales también ayudan al momento del patrullaje realizado para la inspección de líneas. Para mantener el derecho de vía, las compañías de tuberías, usualmente marcan el sitio y las zonas adyacentes, utilizando los siguientes elementos (Ver Figura 3.7):
Postes/letreros de señalización
Señales de precaución de las tuberías
Señales colocadas a cierta altura
Carteles de información
116
Figura 3.6.Señalización de líneas de transporte
Las marcas y señales indican la ubicación de las tuberías. Estas ayudan a localizar las tuberías y usualmente sus diseños hacen que sean fácilmente visibles a grandes distancias. Figura 3.7. Símbolos y señales
117
Las tuberías enterradas, no requieren de los símbolos y señales antes definidos, dichas tuberías son las siguientes: Tuberías localizadas en offshore, o cubiertas por cuerpos de agua En caso de tuberías de gas natural de Clase de Localización III o Clase IV, las señalizaciones serían imprácticas ya que tienen otro tipo de cuidados al momento de su ubicación.
3.4.
“PIGGING” O “CHANCHEO” EN DUCTOS
El objetivo principal del ―pigging‖, es la limpieza y la inspección interna;
a la vez
mediante el ―pigging‖ se puede realizar las siguientes tareas:
Prueba hidrostática
Remoción de Aire / Nitrógeno de la tubería
Separación de los baches de productos de petróleo
Pre – inspección y certificación de las nuevas tuberías instaladas
Verificación de la integridad de líneas
Trampas de ―pigs‖ son usadas para enviar y recibir a los ―pigs‖ de las tuberías. Las trampas de los ―pigs‖ deben presentar instalaciones especialmente diseñadas para el envío y recepción de los ―pigs‖ de manera segura y controlada. Estas instalaciones consisten de un acceso de cierre rápido, una sección de apertura ancha para la colocación del ―pig‖ y un cuello reducido para la conexión a la línea de transporte. En la Figura 3.8 (a) y 3.9 (b), se muestra un arreglo de envío y recepción de ―pigs‖ en la tubería.
118
Figura 3.8. (a) Estación de recepción y envío de “pigs” en la tubería
119
Figura 3.9. (b) Estación de recepción y envío de “pigs” en la tubería
3.4.1. TIPOS DE “PIGS” La mayoría de las tuberías requiere la presurización del fluido para incrementar la capacidad y contrarrestar las caídas de presión. Esto se logra mediante el uso de estaciones de bombeo para las tuberías de líquidos y estaciones de compresión en el caso de tuberías de gas. Las siguientes categorías de ―pigs‖ están disponibles para limpieza interna de tuberías y otras funciones descritas a continuación: “Pigs” utilitarios: Usados para la limpieza de tuberías, separar contenidos y quitar el agua de las líneas. Estos incluyen: “Pigs” de limpieza: Su fin es remover sólidos y demás suciedades que se han acumulado en las paredes de la tubería con el paso del tiempo. En la Figura 3.10, se pueden observar los ―pigs‖ típicos de limpieza.
120
Figura 3.10. (a) “Pigs” Típicos de Limpieza
“Pigs” de sello: Son utilizados para realizar las pruebas hidrostáticas, remoción de agua y condensado. Los ―pigs‖ de sello pueden ser de forma esférica, de cuerpo sólido o de tipo mandril (Figura 3.11). Figura 3.11. (b)
“Pigs” típicos de limpieza
121
“Pigs” de inspección en línea: El objetivo principal es determinar la pérdida de metal en las paredes de la tubería y detectar la presencia de corrosión en las líneas; mediante estos accesorios también se puede establecer la geometría de las tuberías, temperaturas de operación, fracturas y un mapeo en general de las líneas de transporte de hidrocarburos. Cuando están en operación, estos ―pigs‖ pueden estar localizados vía GPS o por simples transmisores, requiriendo de softwares especializados para realizar los registros. Las herramientas de inspección en línea incluyen los siguientes tipos:
3.5.
Determinación en línea de la geometría de las tuberías
―Pigs‖ de caliper.
Geometría x, y, z de las tuberías
Control de pérdida de material de las paredes de las líneas
Flujo magnético
Inspección de corte transversal
Ultrasonido
Control de estrés de la tubería
Control de corrosión de las paredes
PROTECCIÓN DE DUCTOS / CONTROL DE CORROSIÓN
El control de corrosión en el sistema de tuberías es necesario para asegurar los siguientes aspectos: Seguridad: Los daños por corrosión en las tuberías, pueden ocasionar pérdidas en las líneas, las cuales pueden colocar en riesgo a los empleados y al público en general. Regulaciones
Gubernamentales:
Existen
una
serie
de
regulaciones
gubernamentales que rigen el control de corrosión como el registro de pruebas.
122
Costos: Los daños de las tuberías a causa de la corrosión, pueden resultar en pérdida de fluidos, ruptura de tuberías, costos materiales, y de reparación. Existen varios métodos de control de corrosión externa usados en la actualidad, como ser: la protección catódica, recubrimientos especiales, etc. El sistema de protección catódica, se basa en el paso de corriente a través de la tubería, que evita la generación de corrosión en las líneas, en la Figura 3.12, se puede observar el funcionamiento de este tipo de control de corrosión. Figura 3.12. Principio de protección catódica
123
3.6.
COMPRESIÓN Y BOMBEO
La mayoría de las tuberías requiere la presurización del fluido para incrementar la capacidad y contrarrestar las caídas de presión. Esto se logra mediante el uso de estaciones de bombeo para las tuberías de líquidos y estaciones de compresión en el caso de tuberías de gas. En el caso de tuberías de líquidos, se instalan en la entrada y la salida del mismo, tanques de almacenaje, al igual que en locaciones intermedias, esto con el fin de manejar los diferentes líquidos que necesitan ser transportados por baches. Las bombas son utilizadas para compensar la fricción y las diferencias de elevación. Las estaciones de compresión, sirven para comprimir el gas, para contrarrestar las caídas de presión y permitir la transmisión de un mayor flujo a través de la tubería. Por otro lado, el gas al ser compresible, no necesita tanques para las tuberías de gas, a no ser que se tengan en localidades de alto consumo, para cumplir con la demanda. Las estaciones de compresión (Figura 3.13) y bombeo (Figura 3.14) son similares, ya que ambos cuentan con tuberías, válvulas que separan la línea principal. Estos elementos permiten una operación más flexible como por ejemplo, el arranque, apagado y aislamiento en caso de mantenimiento o emergencia. A menudo múltiples unidades son instaladas en serie, en paralelo o en configuraciones combinadas para cumplir los requerimientos de operación. En las estaciones de compresión existen los enfriadores de descarga, para proteger las uniones de la tubería contra las altas temperaturas, además de mejorar la eficiencia de flujo en las tuberías. Los scrubbers son utilizados en las estaciones de compresión, para capturar los líquidos que pueden dañar el compresor y los filtros son además utilizados en las estaciones de bombeo. Existe una variedad de tecnologías y equipos usados para el bombeo y compresión, entre los más usados están:
124
Turbinas de gas (tanto para bombeo como para compresión). Motores eléctricos (usados principalmente para bombeo, también aplicados para compresión). Máquinas reciprocantes (tanto para bombeo como para compresión). Los equipos más comunes consisten en:
Compresores centrífugos (sólo para compresión).
Bombas centrífugas (sólo para bombeo).
Compresores reciprocantes (sólo para compresión).
Casi todas las combinaciones posibles de tecnologías y equipos han sido utilizadas en un punto u otro, sin embargo, las más comunes son:
Turbina de gas y compresor centrifugo.
Motor eléctrico y bomba centrífuga.
Máquina reciprocante y compresor.
Por otro lado, varios sistemas auxiliares son necesarios como soportes a los diferentes equipos, tales como:
Sistema de lubricación.
Sistema de sellado (mecánico, sellos secos y sellos húmedos).
Sistema de control para la estación y unidades individuales.
Sistema eléctrico (entrega de alto voltaje, frecuencias variables).
Sistema de enfriamiento de maquinarias.
Sistema magnético.
Sistema de combustibles.
Sistema de toma de aire.
125
Figura 3.13. Estación de compresión
Figura 3.14. Estación de bombeo
126
En estas estaciones, es crucial el uso de unidades de instrumentación y control de bombas y compresores, terminales de crudo y sistemas auxiliares. En las estaciones modernas, casi todas las funciones han sido automatizadas, como resultado, las estaciones de bombeo y compresión pueden ser controladas de forma remota y requieren muy poca intervención humana.
3.6.1. DISEÑO DE ESTACIONES DE COMPRESIÓN Y BOMBEO Las estaciones de bombeo y compresión no son entidades independientes y deberían ser vistas siempre como una parte del sistema total de tuberías. En el diseño de las etapas se utilizan las mejores condiciones de operación requeridas, entre dichas condiciones se tiene la presión de succión y descarga, flujo máximo y mínimo y composición y propiedades del fluido. Esto cambia a menudo durante la vida de la estación, y puede ser necesario modificar la bomba o el compresor a nuevos requerimientos del sistema o considerar mayores modificaciones como adjuntar una nueva bomba o compresor. Una estación de compresión o bombeo consiste de un número de unidades (equipos y accesorios) que son conectados por tuberías y válvulas a la línea principal. Las tuberías de líquidos tienen terminales en cada terminación de la línea, con tanques para controlar el despacho de productos a la tubería y manejar los batches que son requeridos. El diseño en general de una estación de compresión o bombeo es dependiente de:
Tipo, tamaño, y configuración de accesorios, bombas o compresores
Condiciones climáticas, incluyendo temperatura, humedad, contaminantes
Localización relacionada a recursos disponibles
Regulaciones, requerimientos ambientales y de seguridad
Proximidad a áreas inhabilitadas
127
Las estaciones de bombeo o compresión pueden estar configuradas en serie, paralelo o en una combinación de ambos; siendo el resultado de decisiones de diseño del tipo de accesorios, bombas o compresores. Si los requerimientos de flujo incrementan, la adhesión de nuevas unidades pueden causar retos adicionales, como por ejemplo una turbina / compresor centrífugo es sumado a un compresor reciprocante. Tabla 3.3. Cuadro de controladores y equipos según aplicación APLICACIÓN
CONTROLADOR
Bombeo línea principal
Inducción eléctrico
del –
motor
EQUIPO Bomba centrífuga
velocidad
COMENTARIOS Tamaño común entre 1 a 3 MW
constante o VFD Bombeo
Alta / media velocidad del
Bomba centrífuga
motor reciprocante
Mw
Bombeo de volúmenes más
Velocidad constante de
bajos
inducción
del
Rango de 500 Kw a 10
Bomba centrífuga
Arriba de 1MW
Bomba
Rango mayor a 500 Kw
motor
eléctrico Bombeo de impulsión en
Motor eléctrico
terminal. Compresión
centrífuga
vertical de
línea
Turbina de gas
Compresor centrífugo
Rango de 3 a 25 Mw
de
línea
Sincronización del motor
Compresor centrífugo
Rango de 10 a 30 Mw
motor
Compresor centrífugo
Rango de 1 a 15 Mw
motor
Compresor centrífugo
Rango de 5 a 22 Mw,
eléctrico con VFD
integrado con motor
libre de aceite
Baja velocidad del motor
Compresor
En la mayoría de los
relación de compresión
reciprocante
reciprocante
compresores
Bajo volumen/ alta relación
Alta / media velocidad del
Compresor
Rango de 500 kw a 8 Mw
de compresión
motor reciprocante
reciprocante
Más bajo volumen / alta
Velocidad constante de
Compresor
Rango de 500 Kw a 8
relación de compresión
inducción
reciprocante
Mw
principal Compresión principal
eléctrico con VFD
Compresión
de
línea
principal
del
eléctrico con VFD
Compresión
de
línea
principal Gran
Inducción
volumen
/
baja
Inducción
del
del
motor
eléctrico
128
En la Tabla 3.3, se muestra las diferentes combinaciones de accesorios y equipos que son utilizados en las operaciones de las tuberías. En adhesión a las bombas y compresores, una estación de bombeo o compresión normalmente incluye un número de otros componentes y sistemas, incluyendo:
―Scrubber‖ o separador de líquidos (sólo en las estaciones de compresión)
Filtros para remover contaminantes (sólo en estaciones de bombeo)
Gas ―coolers‖ (Sólo en estaciones de compresión)
Heaters and coolers (estaciones de bombeo)
Sistema de gas combustible para filtrar y calentar el gas usado como combustible (sólo en estaciones de compresión)
Estaciones de medición de flujo usando elementos como la placa de orificio, ultrasónicos, etc.
Unidad auxiliar de poder o energía de respaldo
Sistemas de aire comprimido
Sistemas eléctricos de alto voltaje para motores eléctricos
Sistemas de seguridad
En la actualidad existe una gran variedad de bombas y compresores de alta tecnología que cuentan diseños específicos para cada tipo y rangos de operación, presentando un mayor rendimiento en cuanto al sistema en general.
3.6.2. SELECCIÓN DE LA UNIDAD La aplicación exitosa de cualquier unidad de bombeo o compresión depende del cumplimiento de los requerimientos relacionados al desempeño, costos de operación y vida esperada del equipo
129
La selección de una unidad de bombeo o compresión para cualquier aplicación específica dependerá de ciertos factores como:
Desempeño de rangos y ciclos esperados
Requerimientos de instalación y medidas como ancho y tamaño
Opciones de configuración
Tipo de fuente de energía disponible
Soporte de mantenimiento disponible
Costo del ciclo de vida (capital, operación y mantenimiento)
Requerimiento de ruido y emisiones
Para una nueva tubería, se considera un rango completo de equipos disponibles, pero para adhesión a sistemas existentes, es más conveniente para la operación y mantenimiento, la selección de equipos similares a los ya antes instalados. El soporte de mantenimiento deberá ser tomado en consideración antes de realizar la selección final. Esto incluye la disponibilidad de habilidades técnicas, partes y accesorios, y otros requerimientos generales. Cuando se hace la selección de equipos, es muy importante consultar con la compañía que construye los equipos para obtener recomendaciones para la aplicación óptima de los equipos y las diferentes configuraciones.
3.6.3. “LAYOUT” DE LAS TUBERÍAS DE UNA ESTACIÓN DE COMPRESIÓN El ―Layout‖ básico de una estación de compresión consiste en: Una válvula block de la estación, además de una válvula de bola o de compuerta, que controla el flujo hacia la estación de compresión.
130
Válvulas de succión y descarga de la estación, junto a válvulas de bola o compuerta, que permiten aislar la estación de la línea principal en caso de emergencia o mantenimiento de la estación. Un ―scrubber‖ para prevenir la entrada de líquidos a la entrada del compresor. Una válvula ―blowdown‖ de la estación, normalmente una válvula de bola, para permitir la evacuación de las tuberías. Una válvula de alivio para reducir la presión del gas en caso de sobrepresiones. Una línea de bypass de la estación con una válvula ―check‖ en caso de que las unidades de compresión no estén operando. Gas ―coolers‖ para reducir la temperatura de descarga e incrementar la eficiencia de la tubería. Figura 3.15. “Layout” básico de las tuberías de una estación de compresión: a) Operación normal; y b) Estación fuera de servicio
131
La Figura 3.15, muestra la posición de las válvulas durante una operación normal y cuando la estación no está en servicio. En la compresión del gas, se instalan múltiples unidades, siendo las más usada en forma paralela, ya que las unidades de compresión en serie requieren un procedimiento de encendido especial. En la Figura 3.16, se muestra una configuración en paralelo estándar. Cada unidad de compresión tiene sus propias válvulas de succión y descarga, válvula de reciclo y válvula ―check‖. Existe también una válvula de reciclo opcional, la cual es una mejor solución en situaciones donde se necesita un mayor reflujo desde que el gas reciclado pasa a través del ―cooler‖. En la Figura 3.17, se puede observar una configuración en serie, pudiendo observar que es más complicada desde que se requiere el bypass para permitir operaciones individuales o combinadas de las unidades de compresión. Figura 3.16. Configuración en paralelo de la estación de compresión
132
Figura 3.17. Configuración en serie de la estación de compresión
3.6.4. “LAYOUT” DE LAS TUBERÍAS DE UNA ESTACIÓN DE BOMBEO El ―layout‖ de una estación de bombeo presenta ciertas diferencias en comparación con una unidad de compresión; no existe una válvula de reciclo y ―blowdown‖ pero existe una válvula de control de presión (VCP) para controlar la presión de descarga. Por otro lado, un sistema de alivio y antorcha son requeridos para aliviar la presión para fines de mantenimiento o control de emergencias. En una estación de bombeo típica, el producto es recibido de la estación aguas arriba (―upstream‖); se realiza el monitoreo de la presión y la temperatura, al igual que la recepción de los pigs para posteriormente fluir a través de la línea de filtro en su camino a las bombas respectivas. La Figura 3.18(a), muestra el ―layout‖ general cuando las bombas están en operación. Cuando el mantenimiento debe ser hecho a altas presiones de tubería o componentes, o
133
cuando condiciones peligrosas son detectadas, la válvula block de la estación se abre y la válvula de succión y descarga se cierran (Figura 3.18 (b)). El sistema de conexiones incluye una válvula ―check‖ de la estación para prevenir el regreso del flujo hacia el sistema. Existe además una línea de bypass que pasa alrededor de la VCP para permitir su mantenimiento y continuar con las operaciones continuas. Una configuración en serie es la más común en las estaciones de bombeo. El ―layout‖ puede ser además simple como se muestra en la Figura 3.18(a), donde se observa una situación normal de operación con todas las unidades funcionando. La válvula del bypass está cerrada y las válvulas de succión y descarga de la estación están abiertas. Cuando las bombas están funcionando, las válvulas de la unidad están abiertas y la válvula ―check‖ permite el flujo normal; la VCP controla la presión de flujo de descarga. Operaciones en series son aplicables cuando el objetivo principal es sobrepasar la fricción de la línea. Normalmente, más de 3 bombas son usadas en serie, lo que provee flexibilidad, particularmente para bombas con velocidades de motor constantes. Existe además menos dificultad desde el punto de encendido y apagado en comparación con un sistema en paralelo. Si existe un incremento sustancial en la elevación de la descarga, el uso de sistemas en paralelo son más apropiados, ya que la cabeza de las bombas ya está predeterminada. Cada unidad por lo tanto requiere válvulas separadas de descarga. Si se necesita mayor flexibilidad, el mejor diseño de la estación puede ser una combinación entre serie y paralelo. (Figura 3.19)
134
Figura 3.18. Configuración básica de una estación de bombeo: a) Operación normal; b) Estación fuera de servicio
Figura 3.19. Configuración combinada en serie / paralelo de una estación de bombeo
135
3.6.5. SISTEMA DE UNIDAD DE CONTROL En los sistemas modernos de control, el desempeño de los equipos y accesorios, son controlados por ―softwares‖ especializados que van controlando los parámetros de operación. Algunos proveedores de equipos instalan su propia ―caja negra‖ pero la computadora de control, es usualmente programada por los controladores lógicos (PLC). El PLC es programado con algoritmos lógicos especializados, los cuales describen las instrucciones necesarias para el desempeño de los equipos con las secuencias establecidas. Esto reemplaza el uso de sistemas neumáticos, ―relays‖ y sistemas de control analógicos usados en los últimos tiempos. Estructura del Sistema de Control Un ―layout‖ típico general de las redes de los sistemas modernos de control está ilustrado en la Figura 3.20. Una interface del PLC con la instrumentación y las conexiones a través de tarjetas input / output (I/O), consiste de lo siguiente:
Entradas analógicas como presiones y temperaturas
Salidas analógicas como la posición de la válvula de fuel gas
Entradas digitales como el nivel de aceite cuando la bomba está funcionando
Salidas digitales como la señal de encendido de las bombas
Entradas de frecuencia como la velocidad del rotor
136
Figura 3.20 Red de un Sistema Típico de Control
Algunos sistemas de control incorporan múltiples procesadores para doble e incluso triple redundancia de señal. Estos pueden usar dos salidas de tres respuestas lógicas para señales críticas de entrada como la velocidad para asegurar el mejor funcionamiento y la protección del equipo para evitar incrementos de velocidad que dañen el sistema.
137
Instrumentación La siguiente lista son acrónimos estándares utilizados para los diagramas de instrumentación que se presentan en las figuras posteriores. FE
= ―Flow element‖
FR
= ―Flow recorder‖
FT
= ―Flow transmitter‖
I
= ―Undefined logic‖
LCV
= ―Level control valve‖
LI
= ―Level indicator‖
LSL
= ―Level switch, low‖
LSH
= ―Level switch, high‖
LSHH
= ―Level switch, high – high‖
LCL
= ―Level control, low signal‖
LCH
= ―Level control, high – signal‖
PC
= ―Pressure controller‖
PCV
= ―Pressure control valve‖
PDI
= ―Pressure differential indicator‖
PDSH
= ――Pressure differential switch, high‖
PDSHH
= ―Pressure differential switch, high – high‖
PDT
= ―Pressure differential transmitter‖
PI
= ―Pressure indicator‖
PSH
= ―Pressure switch, high‖
PSL
= ―Pressure switch, low‖
138
PSLL
= ―Pressure switch, low – low‖
PT
= ―Pressure transmitter‖
PSV
= ―Pressure safety valve‖
SE
= ―Speed element‖
SV
= ―Solenoid valve‖
TE
= ―Temperature element‖
TI
= ―Temperature indicator‖
TT
= ―Temperature transmitter‖
TCV
= ―Temperature control valve‖
TSH
= ―Temperature switch, high‖
TSHH
= ―Temperature switch, high – high‖
ZE
= ―Position element‖
ZI
= ―Position indicator‖
ZS
= ―Position switch‖
ZT
= ―Position transmitter‖
VT
= ―Vibration transmitter‖
Sistema de Gas a Alta Presión Este sistema consiste en todas las tuberías que contienen el gas a una presión determinada. La Figura 3.21, muestra un ejemplo típico de los componentes relacionados a la estación en general. El sistema de gas a alta presión, comienza en la válvula block de la línea principal. Existen posiciones de los switch en la válvula block que mandan una señal lógica al sistema mostrando que la válvula está abierta. Además existen indicadores en la actuador de la
139
válvula al igual que en el panel de la estación de control que muestra el estado de dicha válvula (abierta / cerrada). En el bypass, que está alrededor de la válvula de succión de la estación, se instala un manómetro a la salida de la válvula de purga y despresurización, para proveer al operador un accesorio de control de la presión de las líneas del sistema. Figura 3.21. Esquema del Sistema de Gas a Alta Presión
La siguiente pieza principal es el ―scrubber‖ de la estación de succión, que esta agua abajo de la válvula de succión. Este ―scrubber‖ extrae cualquier sólido o líquido que pueda transportar el gas antes de entrar a las líneas del sistema de compresión. Cuatro elementos sensitivos de control son instalados para el monitoreo y control. Los niveles de control modulan el nivel de la válvula para mantener el control del sistema. La válvula del sistema de control que se
140
muestra en la Figura 3.21, es de tipo electrónico, pero podría ser del tipo neumático dependiendo la aplicación. Sistema de gas combustible y gas de arranque En la Figura 3.22, se presenta el esquema del sistema de combustible y gas de arranque, que proveen gas de combustible a las unidades de compresión y presurizan el gas para varias unidades de poder auxiliar, al igual que a una serie de equipos auxiliares. Figura 3.22 Esquema del Sistema de Gas Combustible y Gas de Arranque.
141
Por otro lado, se requiere un sistema de gas de potencia (gas power), como se muestra en la Figura 3.23, que parte desde la línea principal, pasa a través de deshidratador con metanol, alimenta el sistema utilitario con gas y los actuadores de potencia de las válvulas. Figura 3.23 Esquema del Sistema de Gas de Potencia
Otro sistema de gran importancia que se tiene en este tipo de estaciones, son los sistemas de aire comprimido Figura 3.24, básicamente manejan dos sub-sistemas: aire de reserva y aire de los instrumentos. El aire que se manda a los respectivos instrumentos es secado y limpiado para evitar problemas de taponamiento. Este aire es usado para enviar señales a los instrumentos, y activar las diferentes posiciones de las válvulas. Las presiones típicas de
142
señales van desde 20 a 103 Kpa, mientras que los actuadores típicos requieren entre 690 a 1000 Kpa para presionar los pistones y diafragmas. El aire de reserva tiene líquidos removidos y es usado para los accesorios como herramientas a aire o motores de aire. Figura 3.24 Esquema del Sistema de Aire de Instrumentación.
143
3.6.6. SISTEMA DE LA ESTACIÓN DE BOMBEO 3.6.6.1.
SISTEMA DE CONTROL DE LA ESTACIÓN
El sistema de control de la estación de bombeo, está integrada con el sistema general de control del sistema de tuberías. Este sistema de control de la estación de bombeo, tiene tres partes principales:
Secuencias de las válvulas de la estación y de las unidades
Posición de la válvula de control de la estación
Monitoreo / Control eléctrico de la estación
La válvula de control, es similar a las que se encuentran en las estaciones de compresión. Las válvulas de operación del motor, requieren seguros especiales, que aseguran que sean operadas en las condiciones apropiadas en relación a otras válvulas. Algunos cambios se pueden presentar en las posiciones de las válvulas, dependiendo las secuencias establecidas.
3.6.6.2.
OPERACIÓN DE TURBINAS DE GAS Y SISTEMAS AUXILIARES
Las turbinas de gas se han convertido en la mayor fuente de energía para la mayoría de las aplicaciones industriales Existe un amplio rango de diseños y configuraciones disponibles para cada una de las necesidades de la industria. La turbina de gas de ciclo simple, presenta una buena eficiencia y capacidad de operación, la cual puede ser mejorada con la combinación de recuperación de calor de los gases de salida u otros métodos. Existen dos tipos básicos de turbinas de gas usadas en las aplicaciones de la industria: turbinas de tipo aeroderivada, que manejan tecnología de los motores de los ―aircrafts‖ y las de tipo ―heavy-duty‖ que son utilizadas en algunas aplicaciones. Es muy útil diferenciar
144
que las turbinas ―heavy-duty‖, presentan dos sub-tipos, de acuerdo a su diseño: uso en aplicaciones ligeras y las usadas en las aplicaciones de alto rendimiento. Cada una de las turbinas presenta sus respectivas ventajas y desventajas, algunas de las cuales hacen que sean más utilizadas en ciertas aplicaciones. En el caso de las tuberías, se usan las dos clases de turbinas, de acuerdo a los rangos de operación. En general, las ventajas del uso de las turbinas de gas para aplicaciones en las tuberías, son:
Bajo peso, lo cual favorece a su uso en locaciones alejadas, donde el peso es importante
Fácil mantenimiento, re-ubicación y retiro, lo cual maximiza su disponibilidad
Encendido rápido
Alta eficiencia
Puede utilizar gas natural, como combustibles líquidos, e incluso algunas turbinas están diseñadas para funcionar con ambos.
Las turbinas aeroderivadas, son motores de aviones, adaptadas para el uso industrial, sumándole una turbina de potencia para modificar las propiedades del turbo del motor. Un ejemplo de este tipo de turbinas se muestra en la Figura 3.25 (Construida por la empresa Rolls Royce RB 211 – 24C).
145
Figura 3.25 Rolls Royce RB 211
Un ejemplo de turbina de aplicación industrial ligera se muestra en la Figura 3.26, en la que se puede observar el corte del equipo, con todos sus respectivos accesorios internos. Figura 3.26 Solar “Centaur” 50
146
En cuanto al control del sistema de turbina, se incluyen las siguientes funciones básicas:
Secuencia de encendido y apagado
Control de combustible
Control de la válvula de inyección de combustible
Control del sistema de aceite
Monitoreo de alarmas
Alarmas de seguridad y apagado cuando se exceden los límites
Monitoreo de las condiciones y parámetros como la vibración, temperatura del aceite, temperatura de los gases de salida, velocidad, etc.
Control de Emisiones.Hoy en día existe una mayor cantidad de requerimientos de reducción de emisiones de las turbinas de gas, ya que en ciertas áreas de aplicación, dichas emisiones son legisladas y reguladas por entes de control. Esto ha llevado a cambios en cuanto al diseño de las turbinas en los últimos 10 años. Las emisiones típicas de las turbinas de gas, son listadas en la Tabla 3.2; donde son divididas en dos grupos, especies mayores y especies menores. Las especies mayores, son medidas en porcentajes mientras que las especies menores, son medidas en partes por millón. Los contaminantes específicos, son producidos de acuerdo a las condiciones de operación de la turbina de gas, especialmente por las características de combustión y el tipo de combustible utilizado. Los focos más importantes de control de emisiones se basan en los esfuerzos sobre los óxidos de nitrógeno o los que se refieren a los NOX (NOX = NO + NO2). Los óxidos de
147
nitrógeno son formados por la oxidación de nitrógenos libre del aire cuando pasan por el sistema de combustión a altas temperaturas. Tabla 3.2 Tabla de emisiones típicas de las turbinas de gas Concentración Especies Mayores
Típica
Fuente
(% volumen) Nitrógeno (N2)
66 – 72
Aire de entrada
Oxígeno (O2)
12 – 18
Aire de entrada
1–5
Oxidación del combustible
1–5
Oxidación del hidrógeno
Dióxido de Carbono (CO2) Vapor de Agua (H2O)
Concentración Especies Menores
Típica
Fuente
(PPMV) Monóxido de Nitrógeno (NO) Dióxido de Nitrógeno (N2O) Monóxido de Carbono (CO)
20 – 220 2 – 20 5 – 330
Oxidación del Nitrógeno Atmosférico Oxidación del Nitrógeno Orgánico Oxidación incompleta del combustible
Dióxido de Azufre (SO2)
Trazas – 100
Oxidación del Azufre Orgánico
Trióxido de Azufre (SO3)
Trazas – 4
Oxidación del Azufre Orgánico
Hidrocarburos no quemados
5 – 300
Oxidación incompleta del combustible o intermedios Alimentación, Gases Calientes,
Partículas de humo
Trazas – 25
Oxidación incompleta de los combustibles
148
En general, la formación del NOX puede ser manejado por la reducción de la temperatura de la flama. Existen tres métodos de control del NOX:
Inyección de agua o vapor
Diseños de quemadores con emisiones secas de NOX
Reducción catalítica
149
CAPITULO 4 MEDICIÓN Y TRANSFERENCIA DE CUSTODIA
La medición y transferencia de custodia (custodio), es un aspecto fundamental, que se halla involucrado en todos los procesos de la cadena hidrocarburífera, desde la producción en pozo hasta la entrega al usuario final, al mismo tiempo es el proceso de mayor atención pues involucra un intercambio económico que implica muchos aspectos que derivan en un solo concepto, medir bien. La industria petrolera es un negocio en el que existen movimientos económicos sumamente elevados, al intercambiar gas o hidrocarburo líquido de una compañía a otra (transferencia de custodia), existe una transferencia de dinero, por lo que, la mejor forma de medir el flujo transferido es muy importante, de tal forma que ambas partes deben quedar satisfechas en la transferencia.
150
Para lograr dicho objetivo, sería conveniente contar con una exactitud en la medición de flujo del 100% correcto, lo cual no es posible ya que no hay medida absolutamente exacta. Cualquier diferencia en la medición se traducirá en +/- unidades monetarias para las empresas involucradas. La responsabilidad de esta medida, entonces, es reducir todas las inexactitudes a un mínimo para poder convenir en una cantidad medida para intercambiar custodia. A modo de ejemplo y para recalcar la importancia de contar con un sistema en base a norma, se visualiza en la siguiente tabla, la incidencia del costo de incertidumbre, suponiendo un sistema de transferencia de custodia donde el flujo de crudo es de 100.000 Bs/día y el costo del crudo es de $us. 20/barril (actualmente llega a $us. 100/barril).
4.1.
CONCEPTOS BÁSICOS 1. TRANSFERENCIA DE CUSTODIA: Operación en la cual la posesión de un producto es entregada por una parte a otra bajo un determinado contrato o acuerdo. En ese punto se realiza el pago por el producto entregado. 2. UNIDAD LACT: Siglas de LEASE AUTOMATIC CUSTODY TRANSFER. Sistema diseñado para medir de forma automática la cantidad y calidad de hidrocarburos entregados según un acuerdo o contrato. 3. ERROR: Toda medición posee un error asociado. El error (Ver Figura 4.1.) es la diferencia entre el valor de la medición realizada y el valor verdadero. a. El valor verdadero es el resultado de una medición perfecta la cual no puede ser realizada. Por tanto, se usa el valor convencionalmente verdadero.
151
b. El error total de una medición tiene dos componentes:
El error sistemático
El error aleatorio Figura 4.1. Tipos de errores
4. INCERTIDUMBRE: Parámetro asociado con el resultado de una medición que caracteriza la dispersión de un valor que podría razonablemente ser atribuido al mesurando. (Ver Figura 4.2.) El cálculo de incertidumbre permite determinar un valor que indica la calidad de la medición. Mientras menor sea el número mejor será la medición. Típicamente: Mediciones operacionales < ± 5% Mediciones para control < ± 2% Transferencia de custodia < ± 1%
152
A la evaluación de la incertidumbre por medio del análisis estadístico de una serie de observaciones, se le denomina Evaluación de la Incertidumbre Tipo A. La evaluación de la incertidumbre por otros medios que no sean el análisis estadístico de una serie de observaciones se denomina Evaluación de la Incertidumbre Tipo B. Figura 4.2. Evaluaciones estadísticas de incertidumbre
153
5. EXACTITUD (“Accuracy”): La exactitud caracteriza la capacidad del instrumento para dar indicaciones aproximadas al valor verdadero, con errores sistemáticos y aleatorios cercanos a cero. Un porcentaje de la lectura:
Un porcentaje de la escala completa:
Directamente en unidades
154
6. PRECISIÓN: La precisión caracteriza la capacidad de instrumento para dar Indicaciones aproximadas al valor verdadero, con errores aleatorios cercanos a cero. Como se muestra en la Figura 4.3. Figura 4.3. Precisión
7. PATRÓN: Un patrón es una medida materializada, un instrumento de medición, un material de referencia o sistema de medición desatinado a definir, conservar o reproducir una unidad o uno o más valores de una magnitud para servir de referencia como ser:. Masa patrón de 1 Kg. Resistencia patrón de 100 Ohm Amperímetro patrón Gas de composición patrón 8. CALIBRACIÓN: Comparar la medición de un instrumento con la indicación de otro instrumento considerado como Patrón o Referencia con el propósito de determinar la desviación.
155
El procedimiento para eliminar la desviación detectada se conoce como Ajuste. Los instrumentos patrones deben poseer una exactitud de 3 a 10 veces mejor que el instrumento a calibrar. 9. TRAZABILIDAD: Propiedad por la cual el resultado de una medición o el valor de un patrón puede ser relacionado a los patrones de referencia a través de una cadena ininterrumpida de comparaciones como en la Figura 4.5. Figura 4.5. Trazabilidad
10. CONDICIONES ESTÁNDAR: Se refiere a 60 °F (15° C) de temperatura y Presión atmosférica (0 psig).En el caso de líquidos con una presión de equilibrio superior a 0 psig a 60 °F, las condiciones estándar serán 60° F y la presión de equilibrio del líquido a 60 °F.
156
11. VOLUMEN BRUTO: Es el volumen indicado por el medidor ya multiplicado por el factor del medidor, MF.
12. VOLUMEN BRUTO ESTÁNDAR: Es el volumen bruto corregido a la temperatura y presión estándar. El factor de corrección por T se conoce como CTL El factor de corrección por P se conoce como CPL
VOLUMEN NETO ESTÁNDAR: Es el volumen bruto estándar del cual se ha deducido él % de agua y sedimento presente. El factor de corrección por agua y sedimento, CSW, viene dado por:
157
4.2.
TRANSFERENCIA DE CUSTODIA
4.2.1. LEYES Y NORMAS 4.2.1.1.
CARACTERÍSTICAS
Una norma es un documento escrito que establece las bases técnicas asociadas a un dispositivo o procedimiento. Las normas son el producto de la experiencia acumulada y el conocimiento presente de la humanidad. Establecen y definen la terminología; aseguran la funcionalidad de las especificaciones y la intercambiabilidad de partes; definen y cuantifican los factores que afectan el desempeño de los equipos y procedimientos. Las normas deben ser utilizadas como la columna vertebral para la elaboración de los contratos de transferencia de custodia.
4.2.1.2.
NORMAS DE INTERÉS
El Manual de Estándares de Medición de Petróleo (MPMS) de API presenta una excelente guía en Transferencia de Custodia: Capítulo 1, ―Vocabulary‖ Capítulo 4, ―Proving System‖ Capítulo 5, ―Metering‖ Capítulo 6, ―Metering Assemblies‖ Capítulo 7, ―Temperature Determination‖ Capítulo 8, ―Sampling‖
158
Capítulo 9, ―Density Determinación‖ Capítulo 10, ―Sediment and Water‖ Capítulo 12, ―Calculación of Petroleum Quintitas‖ Capítulo 14, ―Natural Gas Fluids Measurement‖ Capítulo 4: Sección 1: ―Introducción‖ Sección 2: ―Probadores convencionales‖ Sección 3: ―Probadores de pequeño volumen‖ Sección 4: ―Probadores tipo recipientes‖ Sección 5: ―Probadores master-meter‖ Sección 6: ―Interpolación de pulsos‖ Sección 7: ―Patrones de campo‖ Sección 8: ―Operación de probadores‖ Capítulo 5: Sección 1: ―Consideraciones Generales‖ Sección 2: ―Medición de hidrocarburos líquidos por medidores de desplazamiento‖ Sección 3: ―Medición de hidrocarburos líquidos por medidores de turbinas‖ Sección 4: ―Accesorios para medidores de líquidos
159
Sección 5: ―Fidelidad y seguridad de los sistemas de transmisión de pulsos en medidores de flujo‖
4.2.1.3.
APLICACIÓN
A pesar que las normas presentan las mejores prácticas recopiladas en el tiempo, su cumplimiento no es estrictamente obligatorio. Cuando las partes lo consideren necesario, justificable y sea acordado, algunos aspectos podrían diferir de la norma. El contrato define y establece cada una de las actividades involucradas en la operación de entrega y debe contemplar y cumplir con lo indicado en: Leyes y regulaciones locales Disposiciones fiscales y tributarias Disposiciones ambientales
4.2.2. EL CONTRATO 4.2.2.1.
DEFINICIÓN
Documento escrito y acordado que tiene como objetivo proteger los intereses de cada una de las partes involucradas. En términos generales establece: Características del producto entregado Requerimientos de medición Pagos asociados Contingencias
160
4.2.2.2.
REQUERIMIENTOS CONTRACTUALES
El último lugar al cual un conflicto en la medición de flujo debe llegar es a una corte para decidir sobre el caso. El contrato debe prever y definir todos los posibles conflictos que podrían presentarse y las soluciones que serían tomadas en cada caso.
4.2.2.3.
MEDICIONES
Se debe establecer de manera clara y sin posibilidad de confusiones la unidad utilizada en la entrega (galones, galones UK, barriles, barriles netos a condiciones estándar, MMSCFD, MMACFD, etc.). En el caso de medición y entrega en unidades de masa solo es necesario establecer la unidad correspondiente. En términos generales, los términos masa y peso son usados intercambiablemente pero debe ser indicado. En el caso de medición de volumen las condiciones bases de presión y temperatura deben ser indicadas.
4.2.2.4.
VOLUMEN DEL PRODUCTO
El volumen máximo y mínimo aceptado en el periodo de tiempo acordado debe ser establecido. También es necesario acordar las acciones y medidas a tomar en caso de incumplimiento. Se debe considerar que el incumplimiento podría ser por causas atribuibles tanto al productor como al receptor.
161
4.2.2.5.
CALIDAD DEL PRODUCTO
Las características aceptables que definen la calidad del producto deben ser establecidas. Ej: °API, % AyS, % H2S, BTU/ft3. Estos valores de calidad deben ser definidos como rangos y no como valores fijos. Ej.: % AyS< 1%, °API> 28°, BTU/pie3> 950 Las acciones a tomar en caso del incumplimiento de los límites establecidos deben ser claramente definidas. Ej.: rechazo del producto; pago inferior al acordado.
4.2.2.6.
PUNTO DE ENTREGA
El contrato debe establecer el punto de entrega del producto en el cual la propiedad o custodia cambia de responsable. Se recomienda que el punto de entrega se establezca en el punto de medición. Si el punto de entrega y el punto de medición son diferentes, debe establecerse un acuerdo para definir las responsabilidades de las partes entre los dos puntos.
4.2.2.7.
CONDICIONES DE OPERACIÓN
El contrato debe establecer los límites de operación permitidos en variables como Presión, Temperatura, Flujo, y las acciones a tomar en caso de incumplimiento. Se debe considerar que el incumplimiento podría ser por causas atribuibles tanto al productor como al receptor.
162
4.2.2.8.
FACTURACIÓN, PAGO Y AUDITORÍAS
En esta sección se establece los lapsos límites para el cálculo de la cantidad entregada y las condiciones para la realización de auditorías, reclamos y la corrección de errores. Se debe especificar los procedimientos para facturación (responsables de entrega y aceptación, documentos de entrega, soportes, etc.), periodos de pagos y penalidades por retrasos de los mismos.
4.2.2.9.
CONTINGENCIAS
Es necesario prever y definir la ocurrencia de posibles fallas y conflictos para acordar anticipadamente las medidas y soluciones a tomar. Estas continencias incluyen, entre otras: Falla de energía Falla del medidor de flujo Falla del computador de flujo Falla del sistema toma muestra Falla de los transmisores de presión y temperatura Pérdida de datos o de algún documento soporte
4.2.2.10.
LA ESTACIÓN DE MEDICIÓN
La propiedad y responsabilidades para el diseño, instalación, operación y mantenimiento de la estación de medición deben ser establecidas para cada una de las partes. El método y nivel de acceso de cada una de las partes a la estación de medición así como las acciones a tomar por su violación deben ser establecidas. De la misma forma, la frecuencia y tipo de certificaciones y verificaciones deben ser definidas.
163
4.2.3. REQUERIMIENTOS GENERALES 4.2.3.1.
CONDICIONES DE ENTREGA
El volumen transferido debe ser calculado a condiciones estándar de presión y temperatura como se muestra en la Figura 4.6. El producto entregado será calculado considerando el volumen neto estándar. En el caso de hidrocarburos líquidos, el producto medido debe ser estable para evitar pérdidas anormales por evaporaciones posteriores. Figura 4.6. Condiciones de entrega de los productos hidrocarburiferos
164
4.2.3.2.
CERTIFICACIONES
La frecuencia y métodos de las certificaciones dependerán de las condiciones del proceso y del tipo de medidores utilizados y debe ser establecido y acordado entre las partes. La certificación es el ―procedimiento por el cual una tercera parte asegura por escrito que un producto, proceso o persona está conforme con los requisitos especificados‖. La certificación de un medidor supone la emisión de un documento que demuestra que el medidor cumple con los requisitos de exactitud exigidos y establecidos en el contrato. Dicha certificación debe ser realizada utilizando patrones que posean trazabilidad a patrones nacionales o internacionales y debe ser emitida por un organismo acreditado. Siendo la acreditación el procedimiento por el cual un organismo autorizado otorga reconocimiento formal a un organismo competente para efectuar tareas específicas.
4.2.3.3.
AUDITORÍAS
La realización de auditorías es fundamental para asegurar la transparencia en las actividades de transferencia de custodia. Se recomienda realizar una auditoría dirigida por un ente independiente, como mínimo, una o dos veces por año. Toda la información correspondiente a las entregas, labores de mantenimiento y certificaciones, debe estar disponible para cada una de las partes; así mismo, se debe mantener un registro de todos y cada uno de los conflictos y desacuerdos que se hayan presentado y por consiguiente, de sus soluciones.
165
Durante la realización de una auditoría se consideraran los siguientes aspectos: Inspección visual de la estación de medición para asegurar que todos los equipos están operando adecuadamente y que no existen modificaciones no autorizadas del diseño. Verificación de la marca, modelo y serial de los equipos instalados. Verificación de la certificación de los equipos de prueba. Presenciar cualquier actividad de mantenimiento o certificación que se esté ejecutando y verificar la correcta aplicación de los procedimientos. Revisar los registros de mantenimiento y certificaciones. Verificar los parámetros de operación y configuración del computador de flujo.
4.3.
LA UNIDAD LACT O ESTACIÓN DE MEDICIÓN
4.3.1. ESPECIFICACIONES GENERALES Una unidad LACT como el de la Figura 4.7., es un sistema compuesto por varios equipos y accesorios diseñada para una aplicación particular cuya función principal es medir automáticamente y con mínima intervención humana la cantidad neta y la calidad del producto entregado. La unidad LACT puede ser diseñada para medición de líquido o la medición de gas; el diseño y equipos utilizados serán diferentes en cada caso. El sistema debe cumplir con las exigencias y requerimientos establecidos en las leyes, regulaciones y en el contrato.
166
La incertidumbre máxima permitida en el cálculo del volumen neto estándar no debe exceder el valor acordado en el contrato. El sistema debe ser diseñado bajo los criterios de falla segura (―fail-safe‖) y a prueba de manipulaciones (―tamper-proof‖). La unidad debe poseer tantos trenes de medición como sean necesarios para garantizar la operación de los medidores de flujo dentro del rango recomendado por el fabricante. Para garantizar la continuidad del servicio, se recomienda que la unidad cuente con un tren de medición adicional bajo la configuración N-1. El sistema de medición no debe poseer ―by-passes‖ que permitan la transferencia del producto inadvertidamente. Caso contrario, éste deberá ser bloqueado y su manipulación deberá ser asegurada. El flujo a través de cada medidor debe mantenerse por encima del flujo mínimo recomendado por su fabricante y no exceder el 80-90% de su rango máximo. La salida de cada medidor será procesada por un computador de flujo dedicado. El computador de flujo debe estar constituido por una unidad dedicada y diseñada para esta aplicación. La implantación de la función de computador de flujo en equipos de uso general tales como PLCs, computadores personales, etc. no es recomendable. La muestra del producto debe ser tomada de manera proporcional al flujo. En el caso de líquidos, la calidad y contenido de AyS debe ser determinado mediante análisis de laboratorio de una muestra representativa del producto entregado. En el caso de líquidos, el uso de analizadores de % de agua en línea se recomienda solo para funciones de control y supervisión.
167
En el caso de gas, la composición puede ser determinada por análisis de laboratorio o utilizando cromatógrafos. Figura 4.7. Estaciones de medición para transferencia de custodia
4.3.2. COMPONENTES PRINCIPALES 4.3.2.1.
MEDICIÓN DE LÍQUIDOS
El diagrama anterior, muestra una estación de medición de hidrocarburos líquidos típica para transferencia de custodia, en los párrafos siguientes se hará una referencia a los elementos más importantes de este sistema.
4.3.2.2.
BOMBA DE TRANSFERENCIA (CARGA)
Inicia la transferencia del producto desde el vendedor al comprador. Típicamente se utilizan bombas centrifugas para garantizar flujo estable y sin pulsaciones.
168
Se recomienda diseño a baja presiones (ANSI 150) para reducir los costos de construcción y mantenimiento. Se recomienda la instalación de un filtro en la succión de la bomba para reducir la presencia de sedimentos que podrían causar daños a sus internos.
4.3.2.3.
FILTRO
Un filtro como se muestra en la Figura 4.8., evita que los sólidos presentes ocasionen daños al medidor y/o al probador del medidor. Para facilitar las labores de mantenimiento, se recomienda el uso de filtros tipo canasta con malla metálica y tapa apernada. Para garantizar la continuidad del servicio, típicamente se utiliza un sistema de filtros dobles en paralelo. Cada filtro debe poseer un indicador de presión diferencial para indicar la necesidad de su limpieza. Figura 4.8. Filtro
169
4.3.2.4.
ELIMINADOR AIRE/GAS
Permite liberar el aire/gas que pudiera existir en el sistema evitando problemas en la medición. Se ubica en la parte más alta del sistema. Puede formar parte integral del filtro o ser un componente separado. La salida debe poseer una válvula cheque con asientos suaves para evitar la entrada de aire cuando el sistema está fuera de servicio.
4.3.2.5.
SISTEMA TOMA MUESTRA
Un sistema toma muestra como el de la Figura 4.9., está formado por: Una sección para la homogenización de la muestra Una probeta para extraer la muestra de línea Un medidor de flujo para controlar el muestreo Un extractor para controlar el volumen de cada muestra Un recipiente para recolectar y almacenar la muestra Un dispositivo para mezclar la muestra en el recipiente API MPMS 8.2 presenta los requerimientos para el diseño, instalación y operación de sistemas toma muestras. ISO 3171 presentan requerimientos similares. La muestra debe ser tomada de manera proporcional al flujo. La frecuencia de muestreo debe determinarse para maximizar el número de muestra considerando el volumen del recipiente y el periodo de cierre. Generalmente, se considera el 80% del volumen del recipiente como el volumen disponible. El volumen total de las muestras extraídas debe ser suficiente para la realización de los análisis. El volumen de cada muestra debe ser constante. Valores con exactitudes de ± 5 % son aceptables.
170
La muestra debe ser mantenida en el recipiente sin alterar su composición. Existen dos tipos básicos de sistemas toma muestra: Muestra extraída de la línea principal Muestra extraída de una línea en derivación Ambos sistemas pueden producir muestras representativas si son adecuadamente diseñados e instalados. La velocidad del flujo en la derivación debe ser cercana a la velocidad del flujo en la línea principal y como mínimo 8 ft/s. Las muestras son tomadas de manera proporcional al flujo medido en la línea principal. Figura 4.9. Sistema toma muestra
171
4.3.2.6.
ACONDICIONAMIENTO DE LA MUESTRA
El muestreo del producto debe realizarse en un punto donde la mezcla agua-crudo sea homogénea para garantizar que la muestra sea representativa. Se recomienda realizar el muestreo en una tubería vertical para minimizar la posibilidad de estratificación. Según la velocidad del flujo en la tubería, la homogenización de la mezcla puede ser realizada por diferentes elementos: Elementos de tubería (codos, válvulas, T) ―U‖ invertida Mezclador estático Mezclador dinámico
4.3.2.7.
MEDIDOR DE FLUJO
Determina la cantidad de flujo bruto a las condiciones de operación y controla la operación del toma muestra. Su señal es totalizada por el computador de flujo. Tradicionalmente se han utilizado medidores tipo PD y turbinas, API MPMS 5. Sin embargo, el uso de medidores tipo Coriolis y ultrasónicos ha aumentado considerablemente. La exactitud típica para estos medidores es de 0.25 %. El medidor debe operar por encima del flujo mínimo recomendado por el fabricante y seleccionado para no exceder el 80-90 % de su rango máximo. La instalación debe operar adecuadamente bajo todas las condiciones de flujo, presión y temperatura esperadas. El uso de coladores, filtros y eliminadores de aire debe ser considerado para prolongar la vida útil de los medidores. La presión de operación debe mantenerse por encima de la presión de vapor del líquido para evitar posibles vaporizaciones que afectarían la medición y al
172
medidor. La instalación como muestra la Figura 4.10., debe contar con las facilidades necesarias para la prueba de los medidores. Figura 4.10. Instalación típica medidor de flujo
4.3.2.8.
MEDIDOR DE TURBINA
Un medidor de turbina como en la Figura 4.11., está compuesto por un rotor montado sobre unos cojinetes. El flujo a ser medido hace girar al rotor con una velocidad rotacional proporcional a la velocidad del flujo. La instalación típica del medidor de turbina se detalla en la Figura 4.12.
173
Figura 4.11. Medidor de turbina
Figura 4.12. Instalación típica medidor de turbina
Características principales: Elevada exactitud Amplio rango de flujo Tamaño pequeño y ligero
174
Amplio rango de operación de presión y temperatura Necesita de acondicionamiento de flujo No recomendable para líquidos de alta viscosidad Sensible a los cambios de viscosidad Susceptible a la presencia de depósitos Requiere energía para los componentes electrónicos Aplicación: Gases y líquidos limpios. Normalmente usada para medir productos refinados de baja viscosidad: gasolina, Kerosén, diesel y gases. Principales características: Exactitud típica: ± 0.15 % de la lectura Repetibilidad: ± 0.025 % Rangoabilidad: 10:1 Flujo máx. : Hasta 35.000 BPH – 25 Macfm Diámetros: > ½
4.3.2.9.
MEDIDOR TIPO CORIOLIS
El medidor de Coriolis mostrado en la Figura 4.13., está formado por un tubo que vibra a su frecuencia natural impulsado por bobinas electromagnéticas. La vibración del tubo sin flujo presente ocurre en fase. El paso del flujo ejerce una fuerza opuesta al movimiento del tubo
175
en el lado de entrada del sensor y a su favor en el lado de salida. Esto produce una torcedura del sensor. El lado de entrada del sensor se retrasa en relación al lado de salida. Este tiempo de retraso es proporcional a la masa del flujo. Figuras. 4.13. Medidor tipo coriolis
176
Características principales: Elevada exactitud Independiente de las variaciones de P y T Fácil de seleccionar Bajo mantenimiento Medidor multivariable Alta caída de presión en fluidos viscosos Limitaciones para altos flujos Susceptible a la presencia de depósitos Requiere energía para los componentes electrónicos Aplicación: Líquidos limpios, sucios, corrosivos y abrasivos. Presenta limitaciones para fluidos muy viscosos. Principales características: Exactitud típica : ± 0.25 % de la lectura Repetibilidad : ± 0.05 % Rangoabilidad : 20:1 Flujo máx. : Hasta 3.800 BPH (10 Ton/min.) Diámetros : 1/16 - 6‖
177
4.3.2.10.
MEDIDOR ULTRASÓNICO
Los medidores ultrasónicos como el de la Figura 4.14., utilizan ondas acústicas o pulsos que son enviados por el medio para establecer el caudal volumétrico de flujo. Un transductor emite una señal a favor del caudal. Un segundo transductor transmite una señal contra el caudal a lo largo de la misma trayectoria, una onda sonora a favor de la corriente viaja más rápido que una propagada contra corriente. Figura 4.14. Medidor ultrasónico
178
El tiempo que los pulsos acústicos tardan en viajar, a favor y contra de la corriente, es medido con mucha exactitud. La diferencia es directamente proporcional a la velocidad del caudal medido. El flujo volumétrico es el producto de la velocidad promedio multiplicada por la sección transversal de la tubería.
Características principales: Elevada exactitud Independiente de la viscosidad Sin obstrucciones al flujo Bajo mantenimiento Medidor bidireccional Aplicable solo para líquidos limpios y gases Afectado por el perfil del flujo Aplicación: Líquidos limpios, corrosivos y gases. Recomendable para grandes caudales. Principales características: Exactitud típica : ± 0.25 % de la escala Repetibilidad : ± 0.05 % Rangoabilidad : 20:1
179
Flujo máx. : Hasta 178.000 BPH Diámetros : 4‖ - 40‖
4.3.2.11.
MEDICIÓN DE PRESIÓN Y TEMPERATURA
La medición de presión y temperatura es utilizada para determinar el volumen a las condiciones estándar. Los transmisores de presión y temperatura se encuentran instalados aguas abajo del medidor, se recomienda el uso de RTD P-100 como sensor de temperatura instalado en un termo pozo. La exactitud requerida del lazo de temperatura es como mínimo de 0.5° F. Se recomienda la instalación de un termo pozo adicional para verificación de la medición con un termómetro patrón, se recomienda la instalación del transmisor de presión con válvula de conexión de tres vías para facilitar su despresurización y verificación. Se recomienda disponer de una conexión adicional para la verificación de la presión con un manómetro patrón.
4.3.2.12.
COMPUTADOR DE FLUJO
El Computador de flujo de la Figura 4.15., recibe la información de caudal, P, T, ρ y % AyS para calcular el volumen neto a condiciones estándar. El computador de flujo debe estar constituido por una unidad diseñada específicamente para tal fin. La configuración del computador debe ser restringida mediante palabras claves (―password‖) y/o llave. El computador debe generar reportes de auditorías que permitan detectar los cambios de configuración realizados. Los valores de densidad y % de agua son ingresados manualmente al computador de flujo al final de cada periodo de entrega una vez analizada la muestra recopilada por el sistema toma muestra. El computador también controla la operación de la toma muestra y la del probador. Con los valores ingresados, el computador recalcula el volumen total entregado y genera el informe de entrega. El cálculo de volumen debe ser realizado según lo establecido en API MPMS 12.2.
180
Las Tablas A aplican a crudo. Las Tablas B aplican a productos refinados. Las Tablas 5/6 usan Gravedad API @ 60 °F. Las 23/34 usan SG @ 60 °F. Las Tablas 53/54 usan densidad (Kg/m3) @ 15 °C. Figura 4.15. Computador de flujo
181
4.3.3. MEDICIÓN DE GAS 4.3.3.1.
SISTEMA TOMA MUESTRA
El sistema toma muestra tiene como función entregar una muestra representativa de gas para su análisis. El análisis puede ser en línea o fuera de línea. (Ver Figura 4.16). Los resultados del análisis son utilizados, entre otros, para determinar: Densidad Viscosidad Factor de compresibilidad, Z El flujo volumétrico Poder calorífico Punto de rocío Contaminantes presentes. Las muestras pueden ser tomadas: Manualmente a intervalos regulares de tiempo Automáticamente para ser almacenadas y analizadas posteriormente Automáticamente para su análisis en línea. Las muestras y análisis puntuales no pueden ser representativas de una corriente de gas de composición variable en el tiempo. En un sistema automático, las muestras deben ser tomadas de manera proporcional al flujo.
182
Figura 4.16. Sistema toma muestra para gas
Elementos como válvulas, medidores, codos, etc., pueden crear remolinos en la corriente de flujo que presenta una composición diferente a la composición general. La probeta (Ver Figura 4.17) debe estar ubicada 8Φ aguas abajo de cualquier elemento en la tubería que cause perturbaciones en el flujo. La probeta debe ser instalada en la parte superior de tuberías horizontales, minimizando la captación de líquidos. Como mínimo, la longitud de inserción debe ser 1/3 del Φ de la tubería. La longitud máx. no debe sobre pasar las 10‖.
183
Figura 4.17. Probeta
4.3.3.2.
MEDIDORES DE FLUJO
Medidores típicamente utilizados: Placas de orificio Turbinas Medidores de desplazamiento positivo Medidores ultrasónicos
4.3.3.3.
PLACA DE ORIFICIO
La placa de orificio es el medidor de flujo más ampliamente utilizado con extensa cantidad de datos experimentales.
184
Existen dos formas básicas (Ver Figura 4.18): Con Asa: usada en tuberías con bridas RF Universal para bridas RTJ y cajas porta placas. Figura 4.18. Placa de orificio
185
Características principales: Construcción simple Sin partes móviles Bajo mantenimiento Bajo costo relativo Afectada por el número de Reynolds Requiere de tramos rectos de tubería Aplicación: Líquidos y gases incluyendo vapor. Existen versiones para altas viscosidades y fluidos sucios. Principales características: Exactitud típica : ± 0.6 % de la escala Repetibilidad : ± 0.05 % Rangoabilidad : 4:1 Flujo máx. : N/A Diámetros : >1‖
186
4.3.3.4.
OPERACIÓN EN TRANSFERENCIA DE CUSTODIA
Los medidores operan adecuadamente dentro de determinados límites. El operador debe reconocer y conocer los límites máximos y mínimos de operación de los medidores, ningún medidor debe ser operado en valores extremos de su intervalo de medida, las variaciones en el flujo afectan la calidad de la medición. En lo posible, estas variaciones deben ser minimizadas. Se deben disponer de tablas y procedimientos que contemplen, como mínimo: Valores normales., mín. y máx. de Q, P y T Ubicación y registro de los precintos Registros del factor del medidor, MF Volumen esperado en el recipiente toma muestra Procedimiento para el inicio y cierre de la transferencia Procedimiento para la prueba de los medidores Procedimiento en caso de falla o contingencia Previo al inicio de cada transferencia se debe verificar: La correcta posición de las válvulas de bloqueo Descartar la presencia de fugas Estado e identificación de los precintos Estado y operación del sistema toma muestra Estado y operación de los transmisores de P y T Estado y operación del computador de flujo
187
4.3.3.5.
BOLETA DE ENTREGA
La boleta de entrega constituye el documento oficial de la transferencia del producto. El reporte generado por el computador de flujo puede ser aceptado como boleta. Se debe verificar que todas las copias de las boletas de entrega sean legibles. Los procedimientos acordados deben prohibir las realización de enmiendas en las boletas de entrega. En casos excepcionales y por acuerdo de las partes, si una boleta es corregida esta debe ser inicializada por todas las partes involucradas. En caso de presentarse un error, la boleta debe ser marcada como NULA y será necesario la elaboración de una nueva, si no es posible mantener la numeración, la boleta anulada debe ser anexada a la nueva boleta. Los cálculos deben ser realizados bajo un procedimiento acordado, p. Ej.: API MPMS 12.2, de manera que todas las partes puedan obtener los mismos resultados.
4.3.4. MANTENIMIENTO Un personal de mantenimiento adecuadamente adiestrado que comprende la importancia de los equipos que ellos mantienen es la clave para una medición correcta y precisa. La diferencia más importante entre una estación de medición destinada a la transferencia de custodia y una de propósito operacional radica en la frecuencia de las rutinas de mantenimiento y certificaciones. El tipo y frecuencia de los mantenimientos/certificaciones dependerá de las condiciones operacionales, del tipo de medidores utilizados y de los requerimientos contractuales. Las partes involucradas deben participar en las pruebas y certificaciones.
188
Todas las labores de mantenimiento deben ser notificadas, registradas y avaladas por las partes involucradas. Las certificaciones realizadas deberán ser soportadas por un ―certificado‖ emitido por un organismo acreditado. Los equipos utilizados durante las pruebas y certificaciones deberán ser aprobados por las partes y poseer sus certificados de calibración vigentes. La mejor herramienta para un buen mantenimiento es un registro completo y preciso de todas las pruebas y fallas ocurridas. Generalmente, la elaboración de gráficos permitirá visualizar el desarrollo del problema como se muestra con el siguiente ejemplo.
4.3.5. SISTEMA DE PRUEBA DEL MEDIDOR La prueba del medidor es el procedimiento seguido para obtener el factor del medidor, MF. El propósito del MF es corregir la indicación del medidor de flujo.
189
La prueba del medidor es necesaria para verificar si las variaciones en las propiedades del fluido, las condiciones operacionales o el uso del medidor han producido un corrimiento en su calibración original. La prueba del medidor puede ser realizada con dos objetivos diferentes: Ajustar la lectura del medidor para obtener un MF tan cercano a 1.0000 como sea posible y práctico. Aplicar el MF al volumen indicado por el medidor. El procedimiento de ajuste del medidor generalmente se utiliza en medidores que operan de forma intermitente como los llenaderos. La aplicación del MF se utiliza en las operaciones de producción y transporte. Durante las pruebas del medidor, las causas más comunes que impiden obtener la repetibilidad son: Presencia de aire o gas: Abrir los venteos hasta eliminar el aire o gas. Sobre / sub inflado o deterioro de la esfera: Inspeccionar / calibrar / ajustar o reemplazar la esfera. Variaciones apreciables/ pulsaciones de flujo: Controlar / estabilizar el flujo.
4.4.
DISEÑO
DE
UNA
ESTACIÓN
DE
MEDICIÓN
DE
HIDROCARBUROS LÍQUIDOS Una estación de medición de cantidad y calidad para transferencia de custodia es un conjunto de equipos e instrumentación asociada, los cuales guardan una perfecta armonía con la operación, el mantenimiento preventivo, y operan confiablemente en condiciones estables de proceso, con uno o más brazos de medición.
190
Cuando un sistema de medición para oleoducto es diseñado, el objetivo es obtener una exactitud óptima de la medición para transferir en custodia, independiente de la cantidad de producto. La exactitud de la medición de un sistema depende de los medidores, probadores, válvulas y otros equipos seleccionados para el sistema de medición. Otras consideraciones para el diseño de la estación de medición incluyen estipular una futura expansión y actualización tecnológica, accesibilidad a los equipos para mantenimiento preventivo, y verificación de exactitud.
4.4.1. ALGUNAS CONSIDERACIONES EN EL DISEÑO Los sistemas de medición dinámica a ser usados para transferencia de custodia deben poseer linealidades menores o iguales a 0.25% y tener para su calibración un probador. Los sistemas de medición dinámica para transferencia de custodia con medidores tipo turbina, desplazamiento positivo y ultrasónica (tiempos de tránsito) deben contar con densitómetros en línea y se sugiere adicionalmente como respaldo gravitógrafos, los cuales requieren verificarse cada 180 días y calibrarse cada año de no presentar inconvenientes. Los sistemas de medición dinámica para transferencia de custodia que emplee medidores tipo coriolis no requieren tener densitómetros en línea. La misma tecnología ofrece la medición de densidad con una linealidad que cumple con los estándares API MPMS. En las estaciones que contabilicen productos recibidos en tanques y despachos de los mismos a otra estación, la muestra debe ser tomada directamente de los tanques y analizada en laboratorios certificados y/o acreditados. Se deben colocar sellos de control sobre equipos, instrumentación asociada, válvulas de seguridad, válvulas sobre bypass, cajas de conexionado, tableros de control de instrumentación, acceso a conexión con computadores de flujo y demás sistemas que
191
puedan afectar la fidelidad del sistema de medición de cantidad y calidad para transferencia de custodia, como elemento de prevención y control. Todo terminal marítimo, con sistema de medición dinámica debe contar con muestreador automático en línea, densitómetro en línea, medidores y probadores dedicados certificados en línea, transmisores de temperatura y presión calibrados, indicadores de temperatura y presión calibrados, válvulas manuales y de control sin pase; sellos de control y adicionalmente deben tenerse lecturas inicial y final en los tanques de almacenamiento de donde se despacha el producto. Se debe realizar periódicamente ―Loss Control‖ a los cargamentos despachados y/o recibidos por los terminales. El control de perdidas debe ser liderado con personal de certificado en esta actividad con una periodicidad de una vez por mes tomando al azar el terminal escogido para dicho monitoreo. con el fin verificar el cumplimiento de los estándares internacionales.
4.5.
PROCESO
DE
CONFIRMACIÓN
METROLÓGICA
INDUSTRIAL Cuando solicitamos o realizamos la calibración de nuestro instrumento de medición, debemos: observar que el proceso de calibración es con el cual inicia la confirmación metrológica de nuestro sistema de medición; darnos cuenta que un proceso de confirmación metrológica confiable, no se asegura solo con la calibración. Sino que debemos complementarlos con los procesos de: verificación metrológica de resultados de la calibración y toma de decisiones y acciones; en base a los resultados de la evaluación de la conformidad de los resultados, contra los requisitos de nuestro proceso, requisitos que se obtienen mediante la evaluación de consistencia. El proceso de confirmación metrológica, debe ser definido e implementado, por el responsable de gestión metrológica de la organización, con la funciones sobre el sistema de control de las mediciones. Este proceso puede interrelacionar e involucrar a diferentes
192
proveedores, como: laboratorios de calibración/prueba, centros de servicio para reparación/mantenimiento, suministro de instrumentos; proveedores que deben ser seleccionados en base a requisitos de sistemas de calidad como: ISO 17025 (1999), ISO 10012 (2003) e ISO 9001 (2000). De acuerdo con ISO 10012 (2003), el proceso de confirmación metrológica se define de acuerdo con el diagrama de flujo mostrado en la página 2, el cual describiremos en cada uno de sus conceptos, procesos, documentos y decisiones.
4.5.1. CONFIRMACIÓN METROLÓGICA De acuerdo con ISO 9000 (2000) e ISO 10012 (2003), el proceso de confirmación metrológica se define como: Conjunto de operaciones necesarias para asegurar que el equipo de medición cumple con los requisitos para su uso previsto. Notas: La confirmación metrológica generalmente incluye calibración y /o verificación, cualquier ajuste necesario o reparación y posterior re calibración, comparación con los requisitos metrológicos para el uso previsto del equipo de medición, así como cualquier sellado y etiquetado requerido. La confirmación metrológica no se consigue hasta que se demuestre y documente la adecuación de los equipos de medición para la utilización prevista. Los
requisitos relativos a la utilización
prevista pueden incluir
consideraciones tales como el alcance, la resolución, los errores máximos permisibles, etc.
193
Los requisitos de confirmación metrológica normalmente son distintos de los requisitos del producto y no se encuentran especificados en los mismos.
4.5.2. CALIBRACIÓN De acuerdo con el Vocabulario Internacional de Metrología (VIM) (OIML V 2, 1993), el concepto de calibración es: Conjunto de operaciones que establecen bajo condiciones específicas, la relación entre los valores de una magnitud indicados por un instrumento o sistema de medición, o los valores representados por una medida materializada y los valores correspondientes de la magnitud, realizados por los patrones. Notas: El resultado de una calibración permite atribuir a las indicaciones, los valores correspondientes del mensurando o determinar las correcciones que se deben aplicar a las indicaciones. Una calibración puede también determinar otras propiedades metrológicas tales como los efectos de magnitudes de influencia. El resultado de una calibración puede ser consignado en un documento, algunas veces llamado Certificado de Calibración o Informe de Calibración. Es importante no confundir la calibración con los procesos de: ajuste, inspección, verificación, validación, evaluación de conformidad, mantenimiento o reparación. El proceso de calibración normalmente es realizado por laboratorios de calibración reconocidos (acreditados) y que trabajen de acuerdo a los requisitos del sistema de calidad ISO 17025 (1999).
194
4.5.2.1.
INFORME DE CALIBRACIÓN (CERTIFICADO)
El Informe de Calibración (certificado) es el documento en el cual se reportan los resultados de la calibración de los equipos de medición. Los resultados mínimos de todo Informe de Calibración que cumpla con los requisitos de ISO 17025 (1999), son: Resultados cuantitativos, como son errores o correcciones, e incertidumbre de calibración, Evidencia de la trazabilidad a laboratorios nacionales que representan la magnitudes del Sistema Internacional de unidades (SI), Condiciones durante la calibración. El Informe de Calibración puede ir acompañado de etiquetas y u o sellos que identifiquen el estado de calibración o confirmación del equipo, como: ―CALIBRADO‖.
4.5.3. VERIFICACIÓN METROLÓGICA El proceso de verificación metrológica implica la evaluación objetiva de: las características metrológicas del equipo de medición obtenidas como resultado de la calibración, contra los requisitos metrológicos establecidos para el proceso. El proceso de verificación normalmente es realizado por el usuario, y podrá ser realizado por el laboratorio de calibración solo a solicitud expresa del usuario, estableciendo previamente los requisitos metrológicos del proceso.
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4.5.3.1.
REQUISITO
De acuerdo con la ISO 9000 (2000), el requisito relativo a la calidad se define como: ―Necesidad o expectativa establecida, generalmente implícita u obligatoria‖. En el proceso de confirmación metrológica, el requisito se refiere a las necesidades metrológicas del proceso, dichas necesidades son conocidas como la capacidad medición requerida (Ver Figura 4.19). La capacidad de medición requerida se obtiene mediante el proceso de evaluación de consistencia metrológica sugerido por ISO 9001 (2000). Figura 4.19. Ilustración de capacidad de medición
196
4.5.3.1.1.
EVALUACIÓN DE CONSISTENCIA
De acuerdo con ISO 9001 (2000), la organización deberá establecer procesos (confirmación metrológica) para asegurarse de que el monitoreo y medición puede realizarse y se lleva a cabo de tal manera que es consistente con los requisitos de monitoreo y medición (del proceso). El proceso de evaluación de consistencia (La Guía MetAs, 2002-octubre), permite determinar los requisitos de metrológicos del proceso en base a la variabilidad y riesgo del mismo.
4.5.3.1.2.
VERIFICACIÓN
De acuerdo con ISO 9000 (2000), la verificación relacionada con los conceptos de examen, se define como: Confirmación mediante la aportación de evidencia objetiva de que se han cumplido los requisitos especificados. Notas: El término ―verificado‖ se utiliza para designar el estado correspondiente. La confirmación puede comprender acciones tales como: La elaboración de cálculos alternativos, La comparación de una especificación de un diseño nuevo con una especificación de un diseño similar probado, La realización de ensayos/pruebas y demostraciones, y La revisión de los documentos antes de su liberación.
197
4.5.3.1.3.
INSPECCIÓN
De acuerdo con ISO 9000 (2000), la inspección relacionada con los conceptos de examen, se define como: Evaluación de conformidad por medio de observación y dictamen, acompañada cuando se apropiado por: medición, ensayo/prueba o comparación con patrones.
4.5.3.1.4.
EVALUACIÓN DE CONFORMIDAD
De acuerdo con ISO 14253-1 (1998), la organización deberá determinar si los resultados de la calibración (errores e incertidumbres) del equipo de medición cumplen o no cumplen con los requisitos metrológicos (capacidad de medición requerida) establecidos para el proceso mediante la evaluación de consistencia. La declaración de conforme o no-conforme de los resultados de la calibración se realiza mediante el proceso de evaluación de la conformidad (La Guía MetAs, 2003-junio).
4.5.3.1.5.
DECISIONES Y ACCIONES
El proceso referente a la toma de decisiones y acciones con respecto a los resultados de la confirmación metrológica incluye: Ajuste, reparación/ mantenimiento, Informe de Inspección, sellado y etiquetado de identificación del estado de confirmación, análisis de intervalo de calibración/confirmación. Estas decisiones y acciones, normalmente deberán ser evaluadas y autorizadas por el usuario, y podrán ser ejecutadas por proveedores internos o externos como: laboratorios de calibración/prueba o centros de servicio para reparación/mantenimiento.
198
4.5.3.1.6.
AJUSTES
De acuerdo con el VIM (OIML V 2, 1993), se definen dos tipos de ajuste a instrumentos de medición, el llamado ―ajuste‖ y el ―ajuste usual‖, al primero se le conoce comúnmente como ―ajuste mayor‖. Ajuste (mayor): Operación de llevar un instrumento de medición a un estado de funcionamiento adecuado para su uso. Nota: El ajuste puede ser automático, semiautomático o manual. Ajuste usual: Ajuste que se realiza utilizando únicamente los medios a disposición del usuario. Algunos procesos de ajuste requieren de servicios previos de reparación y u o mantenimiento.
4.5.3.1.7.
REPARACIÓN
De acuerdo con ISO 9000 (2000), la reparación relacionada con los conceptos de conformidad, se define como: Acción tomada sobre un producto no conforme para convertirlo en aceptable para su utilización prevista. Notas: La reparación incluye las acciones reparadoras adoptadas sobre un producto previamente conforme para devolverle su aptitud al uso, por ejemplo, como parte del mantenimiento.
199
Al contrario del reproceso, la reparación puede afectar o cambiar partes de un producto no conforme. Referente al proceso de medición y confirmación metrológica, el producto se refiere al equipo de medición.
4.5.3.1.8.
INFORME DE INSPECCIÓN
El Informe de Inspección es un documento que complementa los resultados técnicos de un Informe (Certificado) de Calibración. En el Informe de Inspección se reportan los resultados de la verificación metrológica y de las decisiones y acciones llevadas a cabo en el proceso de confirmación metrológica, como son: Inspección inicial, describiendo el estado de recepción de los instrumentos: estado físico y operacional del instrumento, Detalles de servicios de mantenimiento y/o reparación, Ajuste mayor y los resultados de calibración o verificación iniciales anteriores al ajuste (cuando son solicitados y están disponibles), Declaración de conformidad con respecto a los requisitos metrológicos del usuario (en base a la variabilidad de su proceso o las especificaciones metrológicas del instrumento), Opiniones e interpretaciones respecto al uso del instrumento, informes y sus resultados, Análisis de intervalo de calibración, para determinar la fecha de la próxima calibración o confirmación. El Informe de Inspección puede ir acompañado de etiquetas y u o sellos que identifiquen el estado de confirmación del equipo, como: ―Confirmado‖, ―Verificado‖, ―Conforme‖, ―Cumple‖, ―No Conforme‖, ―No Cumple‖, ―Próxima Calibración‖.
200
4.5.3.1.9.
ANÁLISIS DE INTERVALO DE CALIBRACIÓN
El proceso de confirmación metrológica recomendado por ISO 10012 (2003), nos dice, que un sistema que mantenga intervalos de calibración/confirmación sin revisar, determinados únicamente por intuición ingenieril (por ejemplo, 1 año), no es confiable. ISO 10012 (2003) recomienda observar el documento OIML D 10 (1984) para determinar el intervalo de re calibración, el intervalo de calibración/confirmación debe ser analizado para optimizar el compromiso del riesgo de falla entre calibraciones con intervalos amplios y el costo de operación por calibraciones frecuentes en intervalos cortos (La Guía Metas, 2002-febrero).
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CAPÍTULO 5 DISTRIBUCIÓN Y ALMACENAMIENTO DE HIDROCARBUROS
5.1.
INTRODUCCIÓN
En el caso de hidrocarburos líquidos, estos productos, una vez obtenidos en las refinerías son trasladados mediante oleoductos a tanques de almacenamiento, de ahí, mediante diversos medios de transporte como ser cisternas y otros, son trasladados a los puestos de comercialización (gasolineras, etc.), por lo tanto, la distribución de estos productos se limita a la venta mediante intermediarios. En el presente capítulo se analizará el almacenamiento de hidrocarburos para luego tratar específicamente el proceso de distribución de gas natural, debido a que este producto, una vez tratado (gas en condiciones de ser comercializado), debe ser trasladado por una serie de redes de distribución que conlleva el trasporte del mismo, desde el lugar de procesamiento hasta el usuario final, que puede ser una industria o un domicilio particular.
202
5.2.
DEFINICIONES
Muchos de los términos técnicos, empleados en el presente capítulo, pueden ser consultados en la lectura complementaria, en la norma ASMB 31.8 y ASMB 31.4, respectivamente, sin embargo, adjuntamos a continuación otros adicionales, considerados muy importantes y obtenidos de la reglamentación Boliviana. Acometida: Conjunto de tuberías y accesorios que conforman la derivación del servicio, desde un punto en la red o línea de transporte, hasta la válvula de corte del inmueble. Área unitaria: Porción de terreno que, teniendo como eje longitudinal la tubería de gas, mide 1500 metros de largo por 400 metros de ancho. Clase de Trazado: Área unitaria clasificada de acuerdo a la densidad de población para el diseño y la presión de prueba de las tuberías localizadas en esa área. La clase de trazado (área unitaria), queda determinada por la cantidad de edificios dentro de la unidad de clase de trazado. Para los propósitos de esta Sección, cada unidad habitacional en un edificio de múltiples viviendas deberá ser contada como edificio separado destinado a ocupación humana. Gabinetes: Son todos aquellos espacios cubiertos, destinados en forma exclusiva para la instalación de sistemas de regulación y/o medición o artefactos de gas, que por sus dimensiones no permite el normal ingreso de una persona. Concesionario u Operador: Toda persona individual o colectiva, nacional o extranjera, a la que se le otorga una Concesión administrativa para prestar el servicio público de distribución de Gas Natural por redes. Distribución: Es el servicio público que tiene como actividad el proveer Gas Natural a todos los usuarios del área de concesión además de construir, administrar y operar el sistema de distribución.
203
Estación Distrital de Regulación: Instalaciones que de acuerdo a su ubicación se denominan centrales, periféricas o combinadas y están destinadas a la regulación del caudal y la presión del Gas Natural, proveniente del sistema primario para suministrar el fluido a media presión al sistema secundario. Gas natural: Mezcla de hidrocarburos, en estado gaseoso, compuesta principalmente por metano. Instalación Interna: Conjunto de tuberías, accesorios y demás elementos que componen el sistema de suministro del domicilio, a partir del medidor. Línea municipal: Línea que deslinda la propiedad privada de la vía pública actual o la línea señalada por la Municipalidad para las futuras vías públicas. MAPO: Máxima presión admisible de operación. cuando se trate de tuberías de polietileno, se determinara de acuerdo con la siguiente fórmula:
Donde: MAPO
: Máxima presión de operación en bar.
MRS
: Tensión máxima circunferencial en Mpa.
SDR
: Cociente entre el diámetro nominal y el espesor nominal mínimo de pared.
C
: Coeficiente de seguridad.
204
Máxima presión de prueba admisible: Es la máxima presión interna del fluido que se admite para probar los materiales y las ubicaciones comprendidas. Máxima tensión circunferencial admisible: Es la máxima tensión periférica admitida para el diseño de un sistema de cañerías. Esta depende del material utilizado, la ubicación del conducto y las condiciones de operación. Ver también Tensión circunferencial. Medidor para clientes: Es un aparato o dispositivo que mide el consumo de gas entregado a un cliente, de acuerdo a condiciones preestablecidas. Nodo: Toda intersección de tubería que modifique la continuidad de la misma. Plástico termoestable: Es un plástico capaz de ser transformado en un producto sustancialmente infusible o insoluble mediante tratamiento con calor o procedimientos químicos. Presión máxima real de operación: La presión máxima que se registra en la operación normal durante un período de un (1) año. Poder Calorífico (PC): Cantidad de calor liberado en la combustión de un metro cúbico de dicho gas (o unidad de volumen). Poder Calorífico Inferior (PCI): Cantidad de calor de gas liberado en el proceso de combustión. Poder Calorífico Superior (PCS): Cantidad de calor de gas liberado en el proceso de combustión cuando los productos de la combustión son enfriados hasta el punto que resulte condensado el vapor de agua que contiene. Índice de Wobbe (W): Cociente entre el PCS del gas y la raíz cuadrada de su densidad relativa respecto al aire (r). Dos gases que tengan el mismo Índice de Wobbe proporcionan el mismo poder calorífico y por tanto son intercambiables.
205
Puesto de Regulación y Medición: Conjunto de equipos, instrumentos y accesorios desde la válvula de corte hasta el medidor inclusive, que son utilizados para el control y la reducción de la presión y la medición del consumo del Gas Natural. Punto de Entrega: Es el punto de transferencia de la propiedad y el control del Gas Natural que además define el límite entre las responsabilidades y obligaciones del Concesionario y el Usuario. Físicamente, el punto de entrega es el medidor. Redes: Conjunto de cañerías o ductos interconectados entre sí cuya diversa configuración geométrica en forma anular, radial, paralela, cruzada o combinada, conforma los sistemas de distribución destinados al suministro de Gas Natural. Red Primaria: Conjunto de cañerías o ductos de acero u de otro material que conforman la matriz del sistema de distribución a partir de la estación de recepción y despacho, cuya presión de operación supera los 6,9 bar (100 PSIG) por lo cual también se denominan Sistemas de Alta Presión. Red Secundaria: Conjunto de cañerías o ductos de acero, polietileno u de otro material que conforman sistemas reticulares a partir de los puestos de regulación distrital y operan a una presión entre los 500 mbar (7,25 PSIG) y hasta los 7 bar (100 PSIG) por lo cual también se denominan Sistemas de Media Presión. Resistencia a la presión hidrostática a largo plazo: Es la tensión circunferencial, estimada en Mpa (mega pascales), en la pared de una cañería de polietileno, capaz de provocar rotura cuando está sometida a una presión hidrostática constante en las condiciones determinadas en la normas aceptadas en esta especificación. Sistema de Distribución: Comprende el conjunto de redes primarias, redes secundarias, estaciones distritales de regulación, acometidas y puestos de regulación y medición.
206
SDR (Standard Dimensión Ratio): Está definido como la relación entre el diámetro exterior y el espesor de la cañería de polietileno, y es la forma usual de expresar el espesor en este tipo de tuberías. Tapada: Es la altura que media entre la parte superior de la cañería de polietileno o de acero revestida, una vez asentada perfectamente, y la superficie libre del terreno, vereda o pavimento, según corresponda. Tensión: Es la fuerza interna por unidad de área resultante que resiste el cambio de tamaño o forma de un cuerpo sobre el que actúan fuerzas externas. Tramo de Tubería: Porción continúa de tubería entre nodos. Tubería o cañería: Significa todas las partes de las instalaciones físicas a través de las cuales el gas es transportado, incluyendo tubos, válvulas y otros accesorios fijos al tubo, estaciones compresoras, estaciones de medición, regulación y derivación, recipientes, y conjuntos prefabricados. Usuarios: Todas las personas naturales o jurídicas que reciben el servicio público de Distribución de Gas Natural por redes. Válvula de Corte: Dispositivo de suspensión del suministro, que constituye el primer elemento del puesto de regulación y medición.
5.3.
ALMACENAJE Y TRANSPORTE DE HIDROCARBUROS
La necesidad de almacenar los recursos energéticos para controlar mejor su producción, su transporte, su distribución y su utilización es evidente en la medida en que, se desea asegurar un abastecimiento abundante y regular de las industrias y de los consumidores. Ahora bien, la industria del petróleo como la del gas, está sometida a riesgos de toda especie, cuyo origen puede ser debido a deficiencias técnicas, como las averías de las máquinas en las refinerías, a bordo de los buques o en los oleoductos; a causas naturales
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imprevisibles, como la incertidumbre en la prospección de los yacimientos, las tormentas en el mar y en la tierra o los incendios; y también a problemas políticos, económicos y comerciales, como por ejemplo, crisis políticas que afectan periódicamente las relaciones entre países productores y países consumidores. Como se mencionó en el capítulo 1, en los tanques de producción se produce la primera recolección y el primer procesamiento de separación. Este primer paso en la manipulación, previo al envío a la refinería o a un sistema de procesamiento de gas, se da en una batería de tanques o batería colectora localizada cerca del cabezal del pozo, o en un lugar donde es tratada la producción de varios pozos a la vez. Una batería tipo cuenta con: colector para la entrada de 30 pozos, separador de gas, calentadores, tanques de producción general (160 m3) y de control (40 m3), bombas, caudalímetros, separadores de líquidos, etc. En este primer juego de tanques y separadores, el petróleo crudo, el agua y el gas natural fluyen y son separados. Los tanques de almacenamiento están diseñados para el almacenamiento y manipulación de grandes volúmenes de petróleo y gas, y son generalmente más grandes y considerados como más permanentes. El almacenamiento constituye un elemento de sumo valor en la explotación de los servicios de hidrocarburos ya que actúa como un pulmón entre producción y/o transporte para absorber las variaciones de consumo.
5.3.1. TANQUES DE LAVADO (WASH TANK) Son aquellos equipos mecánicos (recipientes), sometidos a una presión cercana a la atmosférica que reciben un fluido multifásico y son utilizados en la industria petrolera para completar el proceso de deshidratación de crudo dinámicamente, es decir, en forma continua; para la separación del agua del crudo. Por lo general, antes de entrar a un tanque de lavado, las emulsiones son sometidas a un proceso de separación gas - líquido en separadores convencionales. Durante este proceso se
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libera la mayor parte del gas en solución. Esto permite que la cantidad de gas que se libera en un tanque de lavado sea relativamente pequeña. El agua contenida en el crudo se puede separar en el tanque de lavado mediante gravedad. Sin embargo, cuando el agua y el crudo forman emulsiones, es necesario comenzar su tratamiento antes de que ingresen al tanque de lavado. Esto se hace generalmente mediante el uso de calor y/o química desemulsificante. Uno de los parámetros más importantes en el análisis de un tanque de lavado, es el tiempo de retención. Este se define como el tiempo que debe pasar la emulsión en el tanque, para que el petróleo y el agua se separen adecuadamente. Usualmente se requiere que el petróleo a su salida del tanque de lavado posea un promedio de agua igual o inferior a 1 %. Los tiempos de retención varían entre 4 y 36 horas. En pruebas pilotos se ha demostrado que la emulsión se canaliza en el tanque si existe una ruta directa entre su entrada y su salida. Cuando esto ocurre, la emulsión no pasa por ciertas regiones del tanque denominadas zonas muertas. En tanques de diámetros apreciables, aún con problemas de canalización, es posible obtener los tiempos de retención requeridos para una deshidratación adecuada. No obstante, para tanques de diámetros menores es necesario construir, en el interior del tanque, sistemas deflectores para solucionar el problema de la canalización. De esta forma se obtienen las mejoras en los tiempos de retención de asentamiento para que el grado de deshidratación sea el requerido.
5.3.2. ALMACENAJE DE HIDROCARBUROS LÍQUIDOS El almacenaje de hidrocarburos líquidos tales como petróleo, nafta, fuel oil, diesel oil, kerosene u otros derivados petroquímicos que se pueden conservar a presión y temperatura ambiente, se efectúa normalmente en tanques cilíndricos de fondo plano, techo abovedado, esférico o elipsoidal, y algunas veces flotante, a fin de evitar la acumulación de gases inflamables dentro de los mismos, que pueden o no tener incorporado algún sistema de calefacción. (Ver Figura 5,1).
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Figura 5.1 Tanques de almacenamiento de hidrocarburos líquidos
Para la construcción de los mismos se emplean láminas de acero de distintos espesores conforme su posición relativa en la estructura del tanque. Estas piezas se sueldan entre sí de acuerdo a normas de construcción que garantizan la integridad y posterior funcionamiento del almacenaje. Los tanques soldados están diseñados para soportar presiones internas del orden de 0,175 a 0,350 Kg/cm2 y se han construido de hasta 240.000 m3 de capacidad. A efectos de prever el daño que pudiera ocasionar la rotura o rebalse de los mismos, se construye un dique de contención alrededor de cada tanque instalado en el sitio.
210
Cuando se trata del almacenamiento de gases licuados u otros derivados que deben conservarse a presión y temperatura distintas a la atmosférica normal, la construcción, como así también los materiales a emplear, requieren para cada caso de un prolijo estudio técnico. Por ejemplo el almacenaje de gas natural licuado (GNL) requiere una temperatura de –160ºC y el de gas licuado de petróleo (GLP-propano/butano), una temperatura que debe mantenerse dentro de los –42ºC a –12ºC. Para el caso en que se pueda almacenar el producto a presión atmosférica (propano/butano) pero de baja temperatura de burbujeo (-42ºC) se utilizan tanques cilíndricos de fondo plano, refrigerados, con una doble envolvente (pared), doble fondo (en algunos casos), aislamiento externa, y deben estar soportados por una estructura flexible que absorba las variaciones de tamaño generadas por llenado, vaciado y eventuales cambios de la temperatura. Además del dique de contención mencionado para los tanques en general, en algunos casos también se rodea el tanque de una pared de concreto de similar altura.
5.3.3. CLASIFICACIÓN
DE
LOS
RECIPIENTES
SEGÚN
SUS
DISEÑOS La clasificación de los recipientes según sus diseños se asocia fundamentalmente con la presión de operación de ellos. Por lo tanto, basándose en este criterio se pueden clasificar en los tipos siguientes:
Atmosféricos
Adaptados para presiones bajas
Adaptados para presiones medianas
Adaptados para presiones altas
Recipientes atmosféricos Como su nombre lo indica, estos recipientes se diseñan y se construyen con el fin de almacenar crudos y productos a presión atmosférica. Generalmente, los diseños se hacen
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en un rango que comprende desde presión atmosférica hasta 0.5 lpcm. Los ejemplos más comunes de recipientes atmosféricos utilizados en la industria petrolera y petroquímica lo constituyen los tanques cilíndricos verticales. Estos, generalmente se clasifican en los tres grupos siguientes: Tanques de techo fijo: Normalmente almacena crudos y productos poco volátiles. El techo, normalmente de forma cónica, está fijado en el tope del tanque. Estos tanques no son recomendables para el almacenamiento de productos volátiles, en cuyos casos las pérdidas por evaporación son apreciables. Tanques de techo flotante externo: Estos tipos de tanques poseen un techo móvil que flota encima del producto almacenado. Se usan para minimizar las mermas o pérdidas por evaporación. Estas pérdidas se incrementan apreciablemente cuando el producto almacenado es relativamente volátil. Tanques de techo flotante interno: Este tipo de tanque consiste en un tanque de techo fijo que a su vez contiene un techo flotante interno (Figura 5.2). El techo fijo externo protege al flotante interno de la lluvia y otros agentes externos. Figura 5.2 Tanques con techo flotante
212
Los tanques de paredes apernadas: Se utilizan cuando la capacidad requerida es relativamente pequeña. En cambio, para capacidades considerables es deseable utilizar paredes soldadas, lo que reduce los costos de mantenimiento debido a filtraciones por las paredes. En algunos casos también puede llegar a usarse tanques rectangulares soldados. Recipientes adaptados para presiones bajas Los diseños de estos recipientes se hacen en un rango de presión que va desde 0.5 lpcm hasta 2.5 lpcm. Los techos de estos recipientes poseen forma de domo. Una de las aplicaciones más comunes de este tipo de tanque la constituye el almacenaje de productos refrigerados obtenidos del fraccionamiento de LGN (líquidos del Gas Natural). En estos casos se requiere el uso de chillers para mantener temperaturas cercanas y por debajo del punto de ebullición. Por ejemplo, las temperaturas de almacenamiento a 0.5 lpcm, son las siguientes:
Propano -43°F
Isobutano 11.5°F
Normal butano 32°F
Los tanques refrigerados se clasifican en: tanques de pared sencilla y tanques de pared doble. Por lo general los tanques refrigerados no están sometidos a un esfuerzo apreciable y descansan sobre una base que actúa como aislante térmico. La base transmite el peso del tanque y de su contenido a la fundación y al terreno; además, sirve como una barrera de vapor. En algunos casos, cuando se almacenan productos por debajo de 32°F, se usan sistemas de calentamiento de fondo. Estos sistemas son de dos clases: uno a base de resistencias eléctricas y el otro que utiliza serpentines de calentamiento con vapor. Estos sistemas se
213
usan con el fin de evitar el congelamiento de la humedad contenida en el suelo; lo cual puede causar daño a la fundación o a la estructura del tanque. El aislamiento térmico del fondo del tanque se construye con capas de arena y capas de vidrio celular, al cual se le agrega una capa de asfalto que sirve como barrera de vapor. En los tanques refrigerados de pared sencilla se usa poliuretano y bloques de vidrio celular en sus paredes. Este aislante se recubre con una chaqueta de aluminio. Del techo de estos tanques se suspenden una plataforma y sobre la plataforma se coloca lana mineral o fibra de vidrio que permite aislar térmica el techo. En los tanques de pared doble, se utiliza comúnmente como aislante térmico la perlita expandida, a la cual se le agrega una capa interna de fibra de vidrio. Es muy importante que la perlita se mantenga seca, para ello se utiliza un gas de purga que fluye a través del aislante.
En los tanques de pared doble se utilizan sistemas de
aislamiento térmico. En el techo y en el fondo estos sistemas son parecidos a los utilizaos en los tanques de pared sencilla. Recipientes adaptados para presiones medianas Los diseños de estos recipientes se hacen en un rango de presión que comprenden desde 2.5 lpcm hasta 15 lpcm. La principal función de los recipientes adaptados a presiones medias es el almacenaje de productos que poseen volatilidades relativamente altas y que por lo tanto no se pueden almacenar en recipientes de presión baja. Los recipientes de presión mediana más comunes son de forma cilíndrica con piso plano y techo en forma de domo.
214
Recipientes adaptados para presiones altas En esta clasificación se incluyen una gran variedad de recipientes que operan a presiones superiores a los 15 lpcm. A estos recipientes también se les conoce con el nombre de ―recipientes a presión o envases a presión‖.
5.3.4. CLASIFICACIÓN
DE
LOS
RECIPIENTES
SEGÚN
SUS
FORMAS La clasificación de los recipientes según sus formas se asocia fundamentalmente con su forma geométrica; pero en algunos casos también incluye las dimensiones del recipiente. Basándose en estos criterios, los recipientes se pueden clasificar de la siguiente manera:
Tanques cilíndricos
Tanques esféricos
Cilindros presurizados
Cilindros combinados
Cilindros esbeltos
Tanques cilíndricos En esta clase se incluyen los tanques cilíndricos verticales. Por lo general, estos tanques no constituyen parte de un proceso sino que se usan para el almacenaje de un producto o materia prima. Ejemplos típicos de tanques cilíndricos verticales son los siguientes:
Tanques de techo fijo
Tanques de techo flotante externo
Tanques de techo flotante interno
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Tanques refrigerados de pared simple y de pared doble
Tanques abiertos
Tanques de lavado
Tanques esféricos También se les conoce con el nombre de esferas. Generalmente, se usan para almacenar productos muy volátiles en plantas fraccionadoras de LGN y crudos. Se usan igualmente en plantas petroquímicas y para el almacenamiento de LPG a temperatura ambiente y a una presión de 5 lpcm. En este caso es deseable, por razones económicas, que la capacidad del tanque no exceda los 20000 barriles.
5.3.5. CILINDROS PRESURIZADOS Estos recipientes se caracterizan por poseer un cuerpo cilíndrico y dos cabezales soldados. De acuerdo con la función que desempeñan pueden ser colocados en posición vertical u horizontal. Entre los ejemplos más comunes de este tipo de recipientes se pueden citar los siguientes:
Separadores y depuradores verticales
Separadores y depuradores horizontales
Balas de almacenaje de GLP y LGN
Cilindros presurizados para la separación de crudo-agua. Estos recipientes son usados en la fabricación de la orimulsión en Venezuela.
216
5.3.6. CILINDROS COMBINADOS. Estos recipientes se fabrican mediante la combinación de cilindros verticales de varios diámetros. Como ejemplo de esta clase de recipientes se pueden citar los siguientes:
Reactores utilizados en procesos de desintegración catódica
Algunos reactores utilizados en procesos petroquímicos
En estos recipientes es fundamental la colocación de los componentes internos; por esta razón se requiere una gran flexibilidad en cuanto a los diámetros a fin de optimizar los procesos.
5.3.7. CILINDROS ESBELTOS. Por definición, un cilindro se clasifica como esbelto cuando se cumple la relación (longitud del cilindro/diámetro del cilindro) > 5. Ejemplos típicos de esta clase de recipientes lo constituyen las torres de fraccionamiento de crudo y LPG. En estos casos se requiere un proceso óptimo de separación de productos. Por lo tanto, es necesario que el fraccionamiento se realice en torres de gran altura (en algunos casos mayores de 200 pies de altura) Otros ejemplos de cilindros esbeltos son las torres contactoras y despojadoras usadas para la deshidratación del gas natural con glicol en plantas de extracción de LGN.
5.3.8. CLASIFICACIÓN DE LOS RECIPIENTES SEGÚN SU USO La clasificación de los recipientes según su uso se basa fundamentalmente en el tipo de aplicación dada al recipiente. De acuerdo a este criterio, los recipientes se pueden clasificar en las dos categorías siguientes: recipientes adaptados para el almacenamiento y recipientes adaptados para los procesos (recipientes presurizados).
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Recipientes adaptados para el almacenamiento: Estos recipientes se diseñan y se construyen con el fin de almacenar: crudo, gasolina, lubricantes, residual, LPG presurizado, propano refrigerado, isobutano refrigerado y normal, butano refrigerado, agua (potable, cruda, contra-incendios), químicos y otros. Recipientes adaptados para los procesos: En este tipo de recipientes se incluyen una amplia variedad de equipos utilizados en los diferentes procesos de la industria petrolera y petroquímica. Estos recipientes se pueden agrupar a su vez en las categorías siguientes:
Torres (de platos o empacadas): fraccionadoras, contactoras de glicol, recuperadoras, estabilizadoras, tamices moleculares.
Separadores y depuradores: Separadores bifásicos (gas-líquido) en las estaciones de flujo de campos petroleros, depuradores a la entrada de contactoras, compresores y turbinas., reflujo en torres fraccionadoras, separadores de liberación instantánea en plantas de extracción de líquidos, tambor separador de mechurrios.
Acumuladores: Propano refrigerante, LGN para planta de proceso, pulmón para aire de instrumento, acumulador de aceite caliente en el sistema.
Reactores: Reactores catalíticos.
Otros recipientes presurizados: intercambiadores de carcasa y tubos, filtros y trampas de vapor entre otros.
5.3.9. MEDIDA DEL CONTENIDO DE LOS TANQUES A continuación, se describen los métodos que habrán de utilizarse para medir el contenido de los tanques, siendo utilizadas para llenar la forma: CERTIFICADO DE MEDIDAS DE TANQUES, o la forma: SHIP’S ULLAGE REPORT.
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Estos métodos se basan en la designación ASTM: D-1085; API Standard 2545.
5.3.9.1.
MÉTODO DE MEDICIÓN DIRECTA
El método consiste en bajar una cinta de medida directa con plomada, al interior del tanque hasta que la punta de la plomada apenas toque el fondo del tanque, o la placa de nivel cero fijada en el fondo. El nivel de petróleo se determina por la cantidad de cinta mojada, cuya lectura se llama la medida directa. El uso de este método, se limita al aforo de tanques de techo flotante, a la medición de pequeñas cantidades de agua o residuos en cualquier tanque o comportamiento de buquetanques y a la obtención de aforos aproximados no oficiales en cualquier clase de tanques. El sistema de medición directa es susceptible de tres fuentes de error que deben evitarse: La cinta puede bajarse demasiado, lo cual permite que la plomada se incline dando por resultado una lectura en exceso. La presencia de sedimentos muy pesados puede hacer difícil o imposible alcanzar el fondo del tanque. Si ocurre esto, la lectura de cinta resultará baja. Si la plomada atina a descansar en una cabeza de remache, o en una irregularidad de una lámina del fondo, o en cualquier cuerpo extraño, la lectura de cinta resultará baja.
5.3.9.2.
MÉTODO DE MEDICIÓN INDIRECTA
El método consiste en bajar una cinta de medida directa con plomada al interior del tanque, hasta que una parte de la cinta quede en el seno del líquido, deteniéndose se observa la lectura de cinta al nivel del punto de referencia. Restando la lectura de la cinta en el punto de referencia, de la profundidad de referencia y agregando al residuo la cantidad de cinta mojada, se obtiene el nivel de líquido en el
219
tanque. Este método se usa en todos los tipos de tanques, menos en los equipados con techos flotante. Con excepción de los errores aritméticos posibles, el método de medición indirecta es de gran precisión. Punto de referencia: El punto de referencia consiste en una marca fijada situada en la boca de aforo o en un tubo de medida de un tanque de techo fijo, en la cual se sostiene la cinta mientras se practica un aforo. Profundidad de referencia: La profundidad de referencia es la distancia vertical entre el punto de referencia y las láminas del fondo, o la placa de nivel cero de un tanque de techo fijo. Esta cifra debe marcarse al troquel en una placa fija (o con pintura) al techo del tanque, cerca de la boca de aforo. Indicación de la cinta: La indicación de la cinta, es la cantidad de cinta mojada (bien sea en la cinta o en la plomada) y está determinada por la marca que deja el nivel del líquido que se mide. Aforo de apertura: El aforo de apertura es la medida tomada en un tanque antes de un recibo o una entrega de petróleo o refinado. Aforo de cierre: El aforo de cierre es la medida tomada en un tanque después de un recibo o una entrega de petróleo o refinado. Aforo directo: El aforo directo es la altura del líquido en el tanque, medida desde la superficie de nivel hasta el fondo del tanque, o hasta la placa fija de nivel cero. Aforo Indirecto: Aforo indirecto es la distancia vertical desde el punto de referencia hasta la superficie de líquido en el tanque.
220
Asiento en los tanques: El asiento en los tanques (acumulaciones), consiste en un material sólido o semisólido que se ha precipitado en el fondo de un tanque, y el cual no se puede extraer en operaciones habituales de bombeo. Estas acumulaciones consisten ordinariamente de arena, limo, cera y emulsión agua-petróleo. Agua de fondo: El agua de fondo es el agua que se encuentra con frecuencia en el fondo de los tanques a un nivel sensible, bien sea por encima o por debajo de las acumulaciones de fondo. Cuando se mantiene cierta cantidad de agua en el fondo de un tanque con el propósito de obtener una lectura más precisa del petróleo, o para evitar que éste se escape por roturas de las láminas del piso, se le llama ―colchón de agua‖. Un término sinónimo de agua de afondo es ―Agua y Sedimentos Libres‖. Pasta detectora de agua: Es una pasta que cambia de color al contacto del agua. Cubriendo la plomada y una parte de la cinta con ella, y practicando un aforo directo, se obtiene la altura del agua en el fondo del tanque. Pasta detectora de gasolina: Es una pasta que cambia de color al contacto de la gasolina u otro destilado transparente del petróleo. Cubriendo una parte de la cinta con ella y bajando esta porción cubierta dentro del producto a medir, se encuentra la medida exacta. Boca de aforo: Apertura a través de la cual se hacen mediciones. Tiene una tapa con bisagras que deberá ser cerrada excepto durante la operación de aforar.
221
Tubo de Medidas: Es un tubo perforado que se extiende desde el fondo del tanque, al cual se le suelda hasta la boca de aforo dentro de la cual no está pegado. El tubo tendrá un diámetro de 4‖ y será hecho de acero salvo las 4‖ del extremo superior que será fabricado de bronce o cobre, o de otro material sin chispas. El borde superior del tubo deberá ser nivel para que todas las partes del borde se encuentren equidistantes de aquella parte del fondo del tanque a la cual se le suelda el tubo. Así, el borde superior se convierte en el punto de referencia del tanque. El propósito del tubo es permitir la medida del nivel de líquido en el tanque sin la interferencia de espuma o de ondas.
5.3.9.3.
PROCEDIMIENTOS DE MEDICIÓN
5.3.9.3.1.
MÉTODO DE MEDICIÓN DIRECTA
Este método debe usarse para el aforo de tanques de techo flotante y para la medición de los residuos en los tanques de un buque antes de la carga y después de la descarga. De la misma forma, puede utilizarse para determinar la altura del agua de fondo en cualquier tipo de tanque o compartimento de tanque, siempre y cuando los residuos sean lo suficientemente fluidos para permitir el paso de la plomada hasta el fondo del tanque o hasta la placa de nivel cero. Baje la cinta y su plomada dentro del líquido, manteniendo siempre en contacto con el borde de la boca de aforo la cara lisa de la cinta (sin graduaciones), hasta que la plomada se encuentre a corta distancia del fondo. Luego baje lentamente la cinta hasta que la plomada apenas toque el piso. Saque la cinta y lea la cantidad de cinta mojada con aproximación de 1/8‖. Asiente esta lectura en la hoja de control, usando la línea ―Nivel de Líquido‖, bajo ―1ª. Medida‖. Repita la operación y asiente la lectura en la misma hoja, usando la misma línea ―Nivel de Líquido‖, pero bajo el encabezamiento ―2ª Medida‖. Si las dos cifras no resultan iguales, repítase la operación hasta que dos lecturas coincidan exactamente y estás últimas deben ser los aforos enviados a la oficina de control en la hoja respectiva. Las medidas que mostraron diferencias se desechan.
222
5.3.9.3.2.
MÉTODO DE MEDICIÓN INDIRECTA
Este método se usará para el aforo de tanques con techo fijo y para el aforo de buques después de la carga y antes de la descarga. También debe usarse para obtener los niveles de los residuos y agua de fondo en los tanques. Baje la cinta y su plomada lentamente dentro del tanque manteniendo siempre en contacto con el borde de la boca de aforo o del tubo de medidas, la cara lisa de la cinta (sin graduaciones), hasta que la plomada penetre el líquido. Sostenga la cinta en reposo hasta que la plomada cese de oscilar, luego baje la cinta muy lentamente deslizándola sobre el punto de referencia hasta que una porción se moje. Continúe bajando la cinta con mucho cuidado hasta que la misma pulgada y fracción de pulgada que aparece marcada en la profundidad de referencia, aparezca en la cinta en perfecta coincidencia con el punto de referencia. Asiente esta lectura de la cinta. Extraiga la cinta y asiente su lectura mojada con aproximación de 1/8‖. Ambos asientos se hacen en la hoja de control, usando las líneas previstas bajo ―1ª Medida‖. Limpie la cinta y efectúe una segunda operación completa de medida. Para esta operación baje la cinta como antes hasta que una porción de ella se moje, pero ahora continúe bajando la cinta lentamente hasta que la marca de una pulgada entera coincida con el nivel de referencia. Asiente esta lectura de la cinta. Extraiga la cinta y asiente su lectura mojada con aproximación de 1/8‖. Ambos asientos se hacen en la hoja de control, usando las líneas previstas bajo ―2ª Medida‖. El medidor ahora deberá completarlos cálculos exigidos en la hoja de control, para asegurarse de que el nivel de líquido es igual en la ―1ª Medida‖ y ―2ª Medida‖. Si no se obtiene este resultado, deben practicarse nuevos aforos hasta que el nivel de líquido sea el mismo en ambas medidas, siendo éstos los que deben enviarse a la oficina en la hoja de control. Las medidas que mostraron diferencias se desechan.
223
5.3.9.4.
MEDICIÓN
DE
AGUA
DE
FONDO
(AGUA
Y
SEDIMENTO LIBRES 5.3.9.4.1.
RAZONES PARA MEDIR EL AGUA DE FONDO
Para corregir la cantidad de producto medido en el tanque, a fin de compensar el cambio de capacidad del tanque que resulta de la flexión de las láminas del fondo. Esta flexión puede ocurrir cuando el tanque está situado sobre tierra esponjosa. En estos casos debe mantenerse en el tanque una cantidad de agua suficiente para cubrir el fondo y subir algunas pulgadas en las paredes. Para corregir la cantidad de producto medido en el tanque, a fin de compensar el cambio de volumen del agua de fondo como consecuencia de: Agua precipitada del crudo o refinado durante los movimientos o entre ellos. Escape sin control del agua por las paredes o en el fondo durante los movimientos, o entre ellos o la remoción intencional de agua por medios mecánicos o manuales.
5.3.9.4.2.
CUANDO MEDIR EL AGUA DE FONDO
El agua de fondo debe medirse a diario como un procedimiento de rutina, en todos los movimientos que implican fiscalización, venta o compra de crudo y productos refinados cuando: Se sepa o se sospecha que hay aguas en el fondo del tanque. Se mantenga un colchón de agua por las razones enumeradas en el parágrafo 3.3.1, aun cuando el uso de la pasta detectora de agua no sea satisfactorio y debe recurrirse al uso.
224
5.3.10.
ALMACENAJE DE GAS NATURAL
En el caso del gas natural, los problemas del transporte y del almacenaje son más acentuados, que con otras formas de energía comunes, tales como carbón y petróleo o productos derivados de mismo, porque la densidad de energía del gas natural es muy baja a condiciones de presión y temperatura ambiente. Para un volumen igual a presión y temperatura ambiente, el contenido en energía de la gasolina es aproximadamente 1.000 veces mayor que el del gas natural. El mismo volumen de carbón (antracita), con un valor calorífico 13.500 Btu/lb (31 MJ/kg), contiene 700 veces más energía como combustible. Esta diferencia grande en la densidad de energía comparada con el gas natural destaca dos problemas graves con el gas natural: Primero, se requiere relativamente de alta presión para aumentar la densidad del gas y para levantar el contenido en energía por unidad de volumen, para poder transportar el gas económicamente factible, por la ductos (las presiones comunes son aproximadamente 800 a 1.500 psig). En segundo lugar, grandes cantidades de gas natural no se pueden almacenar en instalaciones sobre suelo directo, relativamente simples y baratas, similares a las usadas para los hidrocarburos líquidos. Cabe destacar que para el metano, el componente primario del gas natural, la temperatura crítica es −118°F (−83°C), y, por lo tanto, ninguna cantidad de presión puede convertir el metano en un líquido a 60°F (15°C). El gas natural puede ser tratado para obtener ―Gas Natural Líquido (LNG)‖, del mismo se comentara posteriormente. El gas natural como se explicó en capítulos anteriores, se almacena en la misma línea como un stock permanente del gasoducto.
225
Como referencia, del poder calorífico de diferentes fuentes de energía, se presenta en la Tabla 5.1, un cuadro comparativo de GN frente a otras fuentes de energía. Tabla 5.1 Propiedades físicas y de combustión de diferentes gases combustibles
226
En este sentido, el gas natural como se explicó en capítulos anteriores, se almacena en la misma línea como un stock permanente del gasoducto. En el capítulo 2, se estableció que en una nominación programada, se debe considerar una parte para almacenar, es decir, para contar con un stock en la línea, que se utilizaría en caso de algún imprevisto en la operación del gasoducto. Ahora bien, esta es la forma más utilizada de almacenar, lo que no significa de que exista otros métodos, como la utilización de cavernas, re-inyectar al pozo, utilización de gasómetros, etc. Dependiendo de la función de la planta de gas, cualquiera de varias corrientes posibles de gas comercial, se transportan de la planta a los clientes. Aunque algunas plantas tengan un solo cliente dedicado para la venta de gas, la mayoría de este producto va a una red extensa de la tubería dedicada al servicio de gas natural. Debido a que la calidad del producto esta normada internacionalmente, diversos procesadores del gas utilizan las mismas tuberías principales, y muchas plantas de gas están conectadas con otras mediante tuberías múltiples y similares. En los Estados Unidos para 2004 se tenían 212.000 millas de gasoductos de un estado a otro (Energy Information Administration 2005a), mantenidas por más de 1.200 estaciones de compresión, y con capacidad de transporte de 32 Tcf (910 Bm3) de gas natural por año (Smith y otros, 2005). La figura 5.3 muestra la distribución de la línea por diámetros para 2006 en los Estados Unidos y el mundo; sin embargo, la información sobre las presiones de operación para las líneas no estaba disponible. Las líneas con un diámetro pequeño son normalmente utilizadas para distribución de gas a nivel domiciliara (redes primarias y secundarias). Las líneas más grandes son generalmente utilizadas en líneas de transmisión interurbanas diseñadas para trasladar el gas comercial a los clientes.
227
Las líneas más grandes y más largas se construyen normalmente con un diámetro nominal de 30 pulgadas o más (75 cm). Por ejemplo, un gasoducto de Alaska que pasa por 48 estados, se halla diseñada con un diámetro de 48 pulgadas (120 cm) que funciona con 2.500 PSI de presión de operación. El gasoducto más grande de Sudamérica se encuentra en Bolivia y transporta gas natural desde la ciudad de Santa Cruz (Bolivia) hasta San Pablo (Brasil) con una extensión de 1600 km aproximadamente y con un diámetro nominal de 32 pulgadas cuya presión de operación llega a 1400 psi para mover 32 MM MCSD. Figura 5.3. Distribución de diámetros por ductos para EEUU y el mundo para 2006
Ahora bien, para poder transportar GN (gas natural), se requiere hacer un análisis de costos por compresión, como ejemplo se menciona que en EEUU fueron incorporadas treinta estaciones del compresión de gaseoducto para 2003 (True and Stell, 2004), y 13 fueron construidos en 2004 (Smith y otros, 2005). Los costos de capital llegaron a un promedio de $1,200/hp (dólares americanos por caballo en fuerza de potencia), pero este puede ser engañoso porque los costos se extendieron de $748/hp a $3,436/hp en muchos casos.
228
La variación grande, se debe a que en estos datos no fueron considerados, factores de costos importantes, tales como localización y tipo de compresor usados. Estas figuras de costo incluyen los materiales, el trabajo, la tierra, y artículos misceláneos. En la figura 5.4 se muestra una relación entre el costo total y el tamaño de la estación de compresión. Según estudios realizados en EEUU, un costo aproximado para nuevas estaciones de compresión de gasoducto puede ser resuelto mediante la siguiente ecuación:
Figura 5.4. Costo total de estación de compresión (millones de dólares) como función de potencia en caballos fuerza (HP)
Fuente: True & Stell: 2004
229
5.4.
CÓDIGOS Y ESTÁNDARES
Los principales códigos, estándares y regulaciones gubernamentales de elaboración, diseño, instalación y pruebas para gas natural, son los siguientes: 1. ANSI Z223.1/NFPA 54 (National Gas Code) 2. ANSI Z83.3 (Standard for Gas Utilization Equipment in) 3. Large Boilers 4. AGA (American Gas Association) Las mencionadas anteriormente que representan ser las más importantes ASME 31.8 y ASME 31.4.
5.5.
ESPECIFICACIÓN DE GN PARA VENTA
Considerando que el gas es una mezcla de varios componentes cuya concentración varía considerablemente, las especificaciones del gas de venta no se limitan a los componentes individuales de la mezcla. En su lugar, las especificaciones describen propiedades físicas del gas de venta, de forma tal que pueda ser transportado por tubería a alta presión y grandes distancias a la temperatura de la tierra, sin que se formen líquidos, los cuales pueden causar corrosión e hidratos dentro de los equipos aguas abajo. Por consiguiente, las especificaciones del gas de venta son típicamente como siguen, cabe destacar que estas ya fueron descritas anteriormente y se encuentran bajo normas internacionales, lo que hace posible exportar o importar este producto.
Temperatura máxima de punto de rocío por hidrocarburo (dewpoint) = 15°F (-10°C).
Máximo contenido permisible de CO2 = 2% Vol.
Máximo contenido permisible de H2S = 5 ppmv
230
5.6.
Máximo contenido permisible de vapor de agua = 7 lbs./MMPCN
Temperatura máxima del gas saliendo de la planta = 120°F
Presión de operación = 900 psig
Mínimo poder calorífico = 950 BTU/pc (en base a contrato)
Máximo poder calorífico = 1150 BTU/pc (en base a contrato).
TIPOS DE SERVICIOS Y CONTRATOS EN GN
El gas natural se puede comprar, generalmente, de dos fuentes: El primero, restringido a los usuarios muy grandes, formado generalmente por compañías de transporte de gas y/o empresas industriales, donde éste es adquirido directamente por la facilidad del punto donde se origina el gas, normalmente este método es utilizado por compañías que utilizan este gas como combustible, tal el caso de empresas termoeléctricas, industria cementera, etc. El segundo, corresponde a un servicio público obligado a proporcionar el gas a cada cliente que pida este servicio. Como parte de este servicio, la empresa suministra e instala generalmente la línea troncal de servicio gratuitamente, para uso general, además de proporcionar, también sin ningún costo, el montaje de un regulador/medidor dentro o adyacente al edificio. Los requisitos de varias empresas de servicio público se diferencian con respecto a la colocación del montaje del medidor, dependiendo de la ubicación de los edificios, normalmente esta instalación se halla regulada por normas gubernamentales para este rubro.
231
Un aspecto muy importante a considerar, son los tipos de servicio(contratos) que se utilizan en el transporte de GN en general, los cuales dependen de la normativa gubernamental de cada país, a continuación se describen los más utilizados: Servicio en firme: Este tipo de servicio proporciona una fuente constante de gas bajo las condiciones de contrato, sin ninguna excepción, por ejemplo, si se cuenta con un contrato de provisión de 20 M MCSD, la empresa de servicio se ve obligada a entregar esta cantidad obligatoriamente. Servicio ininterrumpido: Este tipo de servicio permite que la empresa de servicio público pare el suministro de gas a la facilidad bajo condiciones predeterminadas, y lo comience otra vez cuando existen estas condiciones, en ningún momento se ve obligada a cumplir con lo propuesto. Servicio de proceso ligero o pesado: Este tipo de servicio se proporciona para las grandes cantidades usadas para las instalaciones industriales o de proceso. Servicio comercial/industrial: Este tipo de servicio se proporciona para las cargas del sistema de la calefacción y de enfriamiento para instalaciones grandes. Servicio de gas del transporte: Se refiere a la compra directa de una compañía otra. Antes de realizar un contrato de provisión de GN, se recomienda solicitar a la empresa de servicio público los siguientes datos: Contenido del BTU (Poder Calorífico) del gas proporcionado. Presión mínima del gas en la conexión al medidor.
232
Grado del trabajo de la instalación realizado por la empresa de servicio público, y el punto de la conexión por el contratista de construcción de la facilidad La localización de la fuente para uso general principal y el funcionamiento propuesto del servicio en el sitio de la empresa de servicio público Unas localizaciones preferencial para el medidor y/o el montaje del regulador, y cualquier trabajo requerido por el dueño para permitir que los equipos sean instalados (por ejemplo un hoyo o una losa). Tipos de servicio disponibles y del costo de cada uno. Para que la empresa de servicio público proporcione estos datos, requiere de la siguiente información: La cantidad de carga conectada total. Requisitos mínimos y máximos de la presión para el dispositivo más exigente. Plan de sitio que indica la localización del edificio propuesto en el sitio, el punto de la entrada deseado (si es conocido), y el área específica del edificio donde el servicio propuesto del GN será instalado. Localización preferida del montaje del medidor/regulador. Requisitos de combustible firmes o duales. Fecha prevista del comienzo de la construcción.
233
5.7.
SISTEMAS DE DISTRIBUCIÓN
5.7.1. FLUJO DE FLUIDOS POR TUBERÍAS El caudal transportado por una tubería está en función del diámetro de la tubería, la presión que se le imponga al fluido para moverlo por la tubería y la densidad y viscosidad del fluido. Entre los regímenes de flujo monofásico se tienen los siguientes: a.- Flujo Estacionario: Si en cualquier punto del espacio donde circula el fluido no varía con el tiempo, ni su velocidad ni su presión, se dice que es estacionario. b.- Flujo Transitorio: Si en cualquier parte del espacio de la tubería, por donde circula el fluido varía con el tiempo la velocidad y la presión, se habla de un régimen transitorio. O sea, contrario al régimen estacionario. c.- Flujo Uniforme: Si en cualquier sección transversal a la corriente, la velocidad en puntos homólogos es igual en magnitud y dirección, aunque dentro de una misma sección transversal varíe de un punto a otro, se denomina régimen uniforme. d.- Flujo No uniforme: Si en cualquier sección transversal a la corriente, la velocidad en puntos homólogos es diferente en magnitud y dirección, se denomina flujo no uniforme. e.- Flujo Laminar: Se denomina flujo laminar cuando el flujo de fluido es perfectamente ordenado de manera que el fluido se mueva en láminas paralelas o en placas cilíndricas coaxiales. Este fluido se caracteriza por el movimiento suave de las capas del fluido desplazándose una sobre otra sin mezclarse, la velocidad en un punto dado es constante y sigue un perfil parabólico. f.- Flujo Turbulento. Este tipo de flujo se caracteriza por el intercambio y mezcla del fluido en la dirección radial de una parte de fluido a otra; la velocidad en un punto dado fluctúa alrededor de un valor promedio y sigue un perfil paraboloide achatado.
234
Como se mencionó anteriormente, entre los gasoductos o sistemas troncales de transporte y los consumidores se encuentran redes de tuberías, las cuales son manejadas en las ciudades por empresas de servicio público. Dichas empresas compran el gas y lo suministran a cada cliente (residencial, comercial o industrial) como en la Figura 5.6, previa medición y emiten facturas periódicamente cobrando el valor del servicio prestado. Figura 5.6. Instalación de GN
Durante el proceso de transferencia se reduce la presión del gas y se mide mediante estaciones de regulación y medición, procediendo a su distribución mediante tuberías de diámetro decreciente. Los niveles de presión que se manejan en una red de distribución normalmente se encuentran entre los siguientes rangos:
Alta presión: Rango entre 60 psig y 250 psig
Media presión: Rango entre 1 psig y 60 psig
Baja presión: Rango menores a 1 psig
Ahora bien, la presión de funcionamiento máxima permitida del sistema del gas de combustible cuando se está instalado dentro de un edificio, es regulada generalmente por
235
NFPA 54, a menos que los códigos locales o los portadores de seguro tengan requisitos más rigurosos. En los sistemas de GN no se permite exceder 5 psig (Kpa 34.5). Para fines didácticos y prácticos en la tabla 5.2, se resume una tabla de conversiones de presiones bajas en el sistema internacional y el sistema inglés, que normalmente no se encuentran en bibliografía o en un software común. Tabla 5.2. Conversión de presiones de gas a 60°F
236
5.8.
COMPONENTES
IMPORTANTES
DEL
SISTEMA
DE
DISTRIBUCIÓN A continuación se detallan los siguientes componentes del Sistema de Distribución: FILTROS EN LA LÍNEA DE GAS Los filtros para GN se pueden requerir en el servicio del sitio para proteger el regulador y el medidor contra lesión u obstrucción de partículas y el daño al equipo dentro del edificio. Estos se requieren cuando: Se percata la presencia de suciedad, o el moho. Cuando se suministra gas sucio que se obtiene de una compañía de la transmisión Cuando se recibe gas ―húmedo‖ que se puede presentar, por ejemplo, cuando el medidor se halla después de varios reguladores. El filtro consiste en una cubierta y un elemento filtrante. La selección de la cubierta se basa en el flujo, la presión más alta esperada, el tamaño del servicio constructivo propuesto y un grado del filtro de 10 micrones a condiciones normales de operación. MEDIDORES DE GAS Los medidores de gas (Ver Figura 5.7), forman una parte importante en el montaje global, que consiste en los filtros, las válvulas, los reguladores, y las válvulas de descarga. La empresa de servicio público es la encargada de suministrar e instalar todo el kit mencionado.
237
Figura 5.7. Medidor
REGULADORES DE PRESIÓN Los reguladores de presión de gas como el de la Figura 5.8 son dispositivos manorreductores usados para reducir una alta presión de entrada variable a una presión más baja constante de la acometida. Dos tipos de reguladores se hallan disponibles; de actuación directa (direct-acting) y operado por piloto (pilot-operated). Las válvulas operadas por piloto, son más exactas. Es práctica común definir la capacidad de un regulador cerca de 15 por ciento más de la capacidad total, de manera de proporcionar un margen de seguridad para la regulación exacta.
238
Figura 5.8. Regulador
5.8.1. PLANEACIÓN Y DIMENSIONAMIENTO DE UN SISTEMA DE DISTRIBUCIÓN La responsabilidad de un distribuidor es la de suministrar un flujo continuo de gas sin interrupción de una forma segura y rentable. Para lograr este objetivo debe prever las demandas presentes y futuras del cliente. Planear la demanda de un gas en un sistema de distribución es complicado, por lo que se debe investigar sobre tendencias de consumo recientes, el potencial para futuros clientes, el valor de coincidencia lo que nos determina una demanda máxima. El tamaño de las tuberías es una consideración importante en la fase de planeación del sistema.
239
La presión en la tubería disminuye en la dirección del flujo donde la caída de presión es una función de la rata de flujo, diámetro, rugosidad de la tubería y turbulencia. La ecuación para transporte en gasoductos, así como las ecuaciones de Spitzglass, Panhandle y Mueller se aplican para el diseño de sistemas de distribución. La aplicación de las ecuaciones de diseño de redes de distribución se presenta como lectura complementaria a este tema. Debido a la complejidad de sistemas de distribución de gas con muchos lazos de diferentes diámetros y velocidades de flujo se usa un Software para calcular las caídas de presión en el sistema. Como se mencionó previamente, el tamaño del ducto del servicio se calcula, considerando la máxima presión en la línea, la caída de presión seleccionada, y el flujo máximo probable de GN. Para el diseño de la línea, considerando los aspectos anteriores, se presenta la tabla 5.3 para una presión de 50 psig. y una caída de presión de 5 psig. La caída de presión utilizada, generalmente depende del profesional y de las normas locales de diseño, pero se mantiene generalmente aproximadamente a un 10 por ciento de la presión disponible. Las fotografías de la Figura 5.9 muestran los trabajos de distribución de gas natural en una red pública .
240
Figura 5.9. Trabajos en redes de distribución de gas natural
241
Tabla 5.3. Tamaño de ducto con presión inicial de 50 psig y una caída de presión de 5 psig.
242
5.9.
PROCEDIMIENTO PARA EL DIMENSIONAMIENTO DE TUBERÍAS AL INTERIOR DE EDIFICIOS
De acuerdo al dimensionamiento del ducto del sistema principal, la siguiente información debe ser calculada o establecida: Presión mínima disponible aprovisionada por la compañía de servicios públicos después del regulador. Pérdida por fricción permisible a través del sistema de la tubería de gas Longitud equivalente para el sistema de tuberías de gas Demanda máxima probable Métodos de dimensionamiento aceptables de acuerdo a normas locales
5.9.1. PRESIÓN DISPONIBLE DE LA COMPAÑÍA DE SERVICIO PÚBLICO La presión mínima que la empresa de servicio público garantizará después del medidor, debe ser proporcionada a petición. Esto se basa en la presión disponible en las cañerías para uso general de la fuente adyacente a la facilidad bajo diseño. Si hay un requisito específico para el equipo que necesita una presión más alta, tal como para una caldera, la empresa de servicio público debe ser notificada de este requisito y garantizar esta presión.
243
5.9.2. PÉRDIDA POR FRICCIÓN PERMISIBLE A TRAVÉS DEL SISTEMA DE LA TUBERÍA DE GAS La presión garantizada mínima suministrada por la empresa de servicio público después del montaje del regulador y/o medidor podía ser tan baja como 4 a 7 columna de agua (WC) o 1.0 a 1.7 Kpa. Esto se considera presión baja. Debido a ello, la pérdida de fricción de GN a través del sistema de tuberías, debe ser muy baja, para tener suficiente presión para funcionamiento correcto del equipo terminal ubicado al final de toda la instalación. Se considera un rango comprendido entre 0.2 a 0.5 WC (0.5 a 1.2kPa) como valores generalmente aceptados, dependiendo de la presión real disponible. En la mayoría de los países se admite que la pérdida de carga o caída de presión entre el artefacto y el medidor, funcionando la totalidad de los artefactos a instalar, no debe exceder de 10 mm de columna de agua.
5.9.3 LONGITUD
EQUIVALENTE
PARA
EL
SISTEMA
DE
TUBERÍAS DE GAS Para calcular el diámetro de los distintos tramos que constituye una instalación, la longitud a considerar va a depender del trayecto a recorrer por el gas, desde el medidor hasta el artefacto más alejado que alimenta. La longitud, así determinada, se debe incrementar con la longitud equivalente de los distintos accesorios que la componen. Por lo tanto, la longitud equivalente de un accesorio, es la longitud de caño recto, del mismo diámetro que éste, que ofrece igual resistencia al paso de gas, es decir, que provoca igual caída de presión.
244
De esta manera, la longitud de cálculo será la suma de la longitud real de la canalización, y la longitud equivalente por los distintos accesorios que la componen. A continuación se presenta la tabla 5.4, en la cual aprecia lo mencionado previamente. Tabla 5.4. Longitudes equivalentes para diversos tamaños de válvulas y accesorios
5.9.4 DEMANDA
MÁXIMA
PROBABLE
(FACTOR
DE
SIMULTANEIDAD) Para algunos tipos de edificios, tales como edificios de departamentos y laboratorios, la carga conectada total no se utiliza para dimensionar el ducto, puesto que se considera que no todos los equipos serán conectados al mismo tiempo.
245
Para propósitos del diseño, un factor de la diversidad, denominada factor de simultaneidad, puede utilizarse para reducir la carga conectada total. La demanda probable máxima es calculada multiplicando la carga conectada total por el factor de simultaneidad. El factor de simultaneidad, no es más que la relación de la demanda máxima probable con la demanda máxima posible. Esta relación depende del uso de la instalación y la característica del proyecto. Para uso doméstico se fija en 1 dicha relación, lo que implica calcular la instalación como si todos los artefactos estuvieran conectados, funcionando simultáneamente. En el caso de edificios y otras instalaciones, este cálculo primero requiere el listado de cada dispositivo que utilizara gas en el edificio y la demanda en el BTU por hora (Btu/h) o los millijoules por hora (mJ/h) para cada uno de ellos. En los manuales de cada artefacto a gas, el fabricante especifica el consumo de cada gas. Ahora bien, los valores medios de la demanda de gas para los dispositivos típicos se enumeran en la Tabla 5.5. Para las viviendas múltiples, una lectura directa de la cantidad de gas usada para cocinar basada en el número de apartamentos se presenta en Figura 5.10 para edificios hasta 50 apartamentos y Figura 5.11 para edificios con más de 50 apartamentos, utilizando el factor de simultaneidad correspondiente. El tamaño de canalizaciones verticales individuales, puede ser observado en la Figura 5.12 para una lectura directa del tamaño del ducto por piso. En los laboratorios se utilizan diferentes factores de diversidad, observados en la Tabla 5.6.
246
Tabla 5.5. Demanda aproximada de gas para artefactos comunes
247
Figura 5.10. Demanda de GN para 50 departamentos
248
Figura 5.11. Demanda de GN para múltiples viviendas
249
Figura 5.12 Canalización vertical de tubería de gas
250
Tabla 5.6. Factores de diversidad utilizados en laboratorios
5.10. MATERIALES DE CONSTRUCCIÓN Los materiales como los de la Figura 5.13 frecuentemente usados para la fabricación de tuberías en la industria del petróleo y gas natural son los siguientes: Acero al Carbón, polietileno de alta densidad (PEAD), Cobre, Acero inoxidable, Acero galvanizado. Para cada uno de ellos se pueden realizar las siguientes observaciones: MATERIAL
OBSERVACIONES GENERALES Ampliamente utilizadas en transporte de petróleo y gas, en
Acero al carbono
las redes de ciudad para 4” en adelante para las redes principales.
Polietileno de alta densidad (PEAD)
Cobre Acero inoxidable Acero galvanizado
Se utiliza en instalaciones domiciliarias para diámetros de 2” o menores atractivas por su costo. No instalar en lugares riesgosos. Se recomienda para las instalaciones domiciliarias, su costo es más elevado que el PEAD. Instalaciones especiales, generalmente costosas. No se recomienda su uso por elevada sensibilidad a la corrosión por acidez.
251
Figura 5.13 Tuberías y accesorios de cobre
Algunos códigos y normas de utilización de tuberías son los siguientes: Diseño y construcción (Canadá)
CSA/CAN Standard Z183-M86 Sistemas de transporte de petróleo por tubería.
CSA/CAN Standard Z184-M86 materiales para sistemas de transporte de gas por tubería.
Materiales
CSA Z-245.1-95 requerimientos de tubería en acero.
CSA Z-245.20-M92. soldaduras de tubería en acero.
CSA Z-245.21-M92. Soldaduras de tubería en PEAD.
ANSI/ASME B31.8 sistemas de transmisión y distribución de gas. API 5L especificaciones API, edición 1995. para líneas de tubería.
252
5.11. REDES CONCEPTUALES DE GAS NATURAL El sistema de redes de gas esta conceptualizado en grupos genéricos, la clara diferenciación de las mismas es vital para el desarrollo de proyectos de expansión, así como en la minimización de los cuellos de botella y la correcta aplicación de los recursos económicos en el desarrollo. Se clasifican en tres grupos: Redes de Producción, Redes de Transporte o Transmisión y Redes de Distribución. La Figura 5.14 muestra un esquema detallado de las mismas. Figura 5.14. Redes conceptuales de gas natural
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Las redes de producción: comprenden el sistema de explotación que es vertebrado por las redes de recolección, las que transportan el gas desde los pozos del yacimiento a las instalaciones de separación de hidrocarburos líquidos y agua (tratado en el capítulo 1). Las instalaciones de tratamiento comprenden los procesos de endulzamiento y deshidratación y las de procesamiento de gas comprenden los procesos de extracción de líquidos y fraccionamiento. Opcionalmente el gas seguirá la ruta del transporte para la venta o para las plantas de producción de GLP y como materia prima para las industrias petroquímicas, donde el gas se puede usar para efectuar los procesos petroquímicos a partir del metano como ser: GTL gasolina y diesel sintéticos, Metanol, plásticos, fertilizantes y reducción de hierro como en el caso del Mutún. Si el gas no se usa como materia prima se dirige al transporte . Luego el gas tratado y procesado es dirigido a las redes de transporte o transmisión. Redes de transporte o transmisión: En estas redes, el gas es transportado a regiones lejanas, y es impulsado regularmente por plantas de compresión de gas, ubicadas en tramos adecuados para elevar la presión del gas y conducirlo por los gasoductos que componen la red. La llegada a los centros de consumo es precedida por las instalaciones de regulación de presión, medición y tratamiento secundario llamadas ―City Gate‖ o puerta de la ciudad, luego se dirige a la red de distribución que comprende la red primaria o de alta presión de la cual se desprenden varias redes secundarias o de media presión que vertebran las ciudades y pueblos para luego ingresar a las redes de baja presión que abastecen de gas a las redes domiciliarias, industriales y comerciales. El abastecimiento industrial se puede efectuar a través de las redes secundarias o primarias de acuerdo a su consumo neto.
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Redes de distribución: Como se mencionó anteriormente, debido a la complejidad del diseño y cálculo de redes de distribución, este tema se presentará en la lectura complementaria. Sin embargo, se considera muy importante contar con un conocimiento claro y definido en lo referido a los conceptos que involucra las redes de distribución de GN mostrada en la Figura 5.15. Figura 5.15 Red de distribución de GN
Por lo general los sistemas de distribución poseen tuberías interconectadas, las cuales en conjunto forman lo que es una red. La gran ventaja de una red es que debido a la existencia de esa interconexión entre cada tramo, el fluido puede transportarse desde un punto o nodo de suministro hasta los puntos o nodos de consumo, usando diferentes vías y tasas de flujo diferentes, de allí
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que se hace necesario especificar el cálculo del caudal en cada tramo y la presión correspondiente en cada nodo. Existen redes abiertas y redes cerradas, las primeras son usualmente llamadas redes en forma de espina de pescado (Figura 5.16) En un sistema formado por una red natural se dice que: Nodo: Punto donde pueden existir elementos diferentes o punto de unión de dos tuberías o punto de entrada o salida de caudal. Tramo: Elementos que unen nodos. Malla: Conjunto de tramos y nodos. Para todo sistema formado por una red ya sea abierta o cerrada se debe cumplir que:
N M T 1 o (N - 1) M T Donde: N = Número de nodos M= Número de mallas T = Número de tramos en la red.
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Figura 5.16. Redes abiertas
C
X A
Y
F
B
Los métodos de solución de redes cerradas están basados teóricamente en la teoría general de Hardy Cross que al mismo tiempo, proviene de una aplicación directa de las Leyes de Kirchoff, las cuales establecen que: En todo nodo, la sumatoria algebraica de los flujos que entran y salen deben ser igual a cero. En una red cerrada, la suma algebraica de las pérdidas de carga es igual a cero. En la actualidad existen los siguientes métodos de solución de redes: Método de Hardy Cross
Sencillo o simple
Modificado
Renouard (método analítico)
Demallaje
Método de balance de presión (análisis nodal) Método de la teoría lineal (combinación de las 2 anteriores)
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El procedimiento utilizado para cerrar redes se basa en el cálculo de un ajuste (Qo) para un caudal de flujo (Qo) previamente asignado, de tal manera que la nueva tasa de flujo, en el tramo referido, será:
Q n Q o ΔQ o Donde: Qn
= Caudal corregido
Qo
= Corrección
Qo
= Caudal original asignado al tramo
En la lectura complementaria se presenta un análisis detallado de estos cálculos.
5.11.1.
DISEÑO
Y
CONSTRUCCIÓN
DE
REDES
DE
DISTRIBUCIÓN DE GN Los criterios a utilizar en el diseño y construcción de las redes de distribución están contemplados en las normas técnicas de cada país, normas que deben ser de obligatorio cumplimiento, que especifican los requerimientos de seguridad, salud y eficiencia de los sistemas de distribución. En la construcción de redes se utilizan materiales de acero y polietileno. El proceso de construcción comprende una serie de etapas que se inicia con el permiso ambiental por parte de las entidades reguladoras (si existiesen), una vez definido el ruteo de las líneas de distribución, se inicia la apertura de las zanjas para el tendido de la tubería previo cumplimiento de las exigencias técnicas de protección. Los tramos de tubería se extienden a lo largo de las excavaciones, se alinean y luego se sueldan en el caso del acero y mediante unión térmica o fusión para la tubería plástica. Previo al relleno de la zanja se coloca una
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cinta de prevención a lo largo de la tubería para facilitar la ubicación de la línea en el futuro. Pruebas de presión son realizadas a la tubería para determinar la presencia de fugas en la tubería las cuales son detectadas por pérdidas de presión en el sistema durante la prueba. En la Figura 5.17 se muestra una red de distribución de gas construida para un edificio. Figura 5.17. Red de tuberías de gas
5.11.2.OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO DE LAS REDES DE DISTRIBUCIÓN Una operación eficiente de una red de distribución está centrada en una entrega confiable, segura y oportuna del gas al consumidor. De igual manera manejar entre límites óptimos la diferencia entre el gas que se recibe del gasoducto y el gas vendido a los consumidores, esta diferencia puede ser debida a errores de medición por diferencia de temperatura,
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variaciones en las lecturas, baja presión de los medidores o ratas de flujo reducidas y fugas en el sistema. Una cantidad menor al 1 % es la diferencia que se considera razonable. Las fugas no solo representan pérdidas sino situaciones de riesgo e inseguridad, por lo que se requiere realizar rastreos para localizarlas y por ello se debe poseer estadísticas donde se han presentado el mayor número de fugas para iniciar por dichas áreas el rastreo. Los equipos utilizados para detectar fugas son analizadores de gases tipo infrarrojo. Para facilitar la detección de fugas en el sistema de distribución se le adiciona al gas un compuesto químico odorizante (mercaptanos) que le confiere al gas un olor nauseabundo fácil de identificar cuando se presenta una fuga o un escape de gas. Un elemento clave en la operación del sistema de distribución es la correcta selección y adecuada operación de los reguladores de presión y válvulas de escape, los reguladores aseguran la presión de entrega del gas y las válvulas de escape previenen sobre presiones en el sistema ante la ocurrencia de fallas en el regulador. Las compañías de distribución deben prever el servicio permanente al usuario para investigar y/o solucionar fugas de gas natural. Las actividades de mantenimiento están generalmente dirigidas a la reparación de fugas, mantenimiento de derechos de vía y trabajo a equipos tales como instalaciones de regulación y medición, sistemas de odorización, válvulas seccionadoras, estaciones de control y equipos de comunicaciones.
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