I
UNIVERSIDAD TECNOLÓGICA EQUINOCCIAL
CARÁTULA
FACULTAD DE CIENCIAS DE LA INGENIERÍA
CARRERA DE INGENIERÍA EN PETRÓLEOS
CONTROL Y ANÁLISIS TÉCNICO DEL SISTEMA DE UNIDAD
LACT EN LA TERMINAL DE PRODUCTOS LIMPIOS EL
BEATERIO DE EP PETROECUADOR
TRABAJO PREVIO A LA OBTENCIÓN DEL TÍTULO DE INGENIERO EN
PETRÓLEOS
SOSA CARRERA FREDDY DAVID
DIRECTOR: ING. IVÁN ANDRADE
Quito – Ecuador, Abril 2015
II
DERECHOS DE AUTOR
© Universidad Tecnológica Equinoccial. 2015
Reservados todos los derechos de reproducción
III
DECLARACIÓN
Yo FREDDY DAVID SOSA CARRERA, declaro que el trabajo aquí descrito
es de mi autoría; que no ha sido previamente presentado para ningún grado
o calificación profesional; y, que he consultado las referencias bibliográficas
que se incluyen en este documento.
La Universidad Tecnológica Equinoccial puede hacer uso de los derechos
correspondientes a este trabajo, según lo establecido por la Ley de
Propiedad Intelectual, por su Reglamento y por la normativa institucional
vigente.
_________________________
Freddy David Sosa Carrera
C.I. 171885024-9
IV
CERTIFICACIÓN
Certifico que el presente trabajo que lleva por título “Control y Análisis Técnico
del Sistema de Unidad LACT en la Terminal de Productos Limpios El
Beaterio de EP PETROECUADOR”, que, para aspirar al título de Ingeniero en
Petróleos, fue desarrollado por Freddy David Sosa Carrera, bajo mi dirección
y supervisión, en la Facultad de Ciencias de la Ingeniería; y cumple con las
condiciones requeridas por el reglamento de Trabajos de Titulación artículos 18
y 25.
___________________
Ing. Iván Andrade
DIRECTOR DEL TRABAJO
C.I. 1001507860
VI
DEDICATORIA
El presente trabajo de titulación se lo dedico a mis padres Edison, Ena,
Manuel y Piedad por saberme guiar y formarme como una persona de
provecho y de bien.
También se lo dedico a mi amado hermano Paúl y su hermosa familia por su
cuidado, apoyo y atención constante.
Este trabajo está dedicado a mi familia y amigos que en el tiempo que llevo
de vida me sostuvieron en mi grandeza.
FREDDY DAVID SOSA CARRERA
VII
AGRADECIMIENTO
Mi mayor agradecimiento es a Dios por haberme permitido llegar con bien a
esta etapa de mi carrera estudiantil y profesional.
Agradezco de corazón al Ingeniero Iván Andrade por el apoyo y la guía en
todo el proceso de elaboración del trabajo de titulación y en mi carrera
universitaria, gracias por su profesionalismo y su dedicación. Agradezco a la
Universidad Tecnológica Equinoccial por darme los criterios y la enseñanza
que será de mi beneficio en mi vida profesional.
Agradezco a un grupo de personas maravillosas llamado Ingeniería de lo
Imposible Quito IDI, por abrirme muchas puertas en mi vida.
Un agradecimiento especial a mis padres, familia y amigos que están de
cerca viéndome crecer en todos los aspectos de mi vida.
FREDDY DAVID SOSA CARRERA.
VIII
ÍNDICE GENERAL
CARÁTULA ..................................................................................................... I
DERECHOS DE AUTOR ............................................................................... II
DECLARACIÓN ............................................................................................ III
CERTIFICACIÓN .......................................................................................... IV
CARTA DE LA INSTITUCIÓN ........................................................................ V
DEDICATORIA ............................................................................................. VI
AGRADECIMIENTO .................................................................................... VII
ÍNDICE GENERAL ...................................................................................... VIII
ÍNDICE DE CONTENIDO ............................................................................. IX
ÍNDICE DE FIGURAS ................................................................................. XIII
ÍNDICE DE ECUACIONES .......................................................................... XV
ÍNDICE DE TABLAS .................................................................................. XVII
ÍNDICE DE ANEXOS ................................................................................ XVIII
RESUMEN ................................................................................................... XX
SUMMARY................................................................................................. XXII
IX
ÍNDICE DE CONTENIDO
CAPÍTULO I ................................................................................................... 2
1.- INTRODUCCIÓN ...................................................................................... 2
1.1. PROBLEMA ...................................................................................... 4
Preguntas de Investigación ........................................................................ 4
1.2. JUSTIFICACIÓN ............................................................................... 5
1.3. OBJETIVOS DEL PROYECTO ......................................................... 6
1.3.1. OBJETIVO GENERAL ............................................................... 6
1.3.2. OBJETIVOS ESPECÍFICOS ...................................................... 7
1.4.- METODOLOGÍA ................................................................................. 8
1.4.1.- MÉTODOS DE INVESTIGACIÓN: ............................................... 8
1.4.2.- TÉCNICAS DE INVESTIGACIÓN ................................................ 8
1.5.- HIPÓTESIS ........................................................................................ 8
CAPÍTULO II ................................................................................................ 10
2.- MARCO TEÓRICO ................................................................................. 10
2.1.- TERMINAL DE PRODUCTOS LIMPIOS EL BEATERIO .................. 10
2.2.- MEDICIÓN DE HIDROCARBUROS ................................................. 11
2.3.- TIPOS DE MEDICIONES EN LA INDUSTRIA PETROLERA ........... 12
2.3.1.- MEDICIÓN ESTÁTICA ............................................................... 12
2.3.1.1.- Tanques de Almacenamiento. ............................................. 13
2.3.1.2.- Tipos de Medición Estática: ................................................. 14
2.3.1.2.1.- Medición a Vacío: .......................................................... 14
2.3.1.2.2.- Medición a Fondo. ......................................................... 15
2.3.2.- MEDICIÓN DINÁMICA ............................................................... 16
2.3.2.1.- Medidores Volumétricos....................................................... 17
X
2.3.2.1.1.- Medidores Volumétricos Directos. ................................. 17
2.3.2.1.1.1.- Medidor de Desplazamiento Positivo ...................... 17
2.3.2.1.2.- Medidores Volumétricos Indirectos: ............................... 23
2.3.2.1.2.1.- Medidor Tipo Turbina .............................................. 23
2.3.2.1.2.2.- Medidores Ultrasónicos. .......................................... 28
2.3.2.1.2.3.- Medidores Electromagnéticos ................................. 28
2.3.2.1.2.4.- Medidores Vórtice y Torbellino. ............................... 29
2.3.2.1.2.5.- Medidores de Flujo de Área Variable ...................... 30
2.3.2.1.2.6.- Medidores de Presión Diferencial. ........................... 30
2.3.2.1.2.6.1.- Medidor Placa Orificio. ...................................... 31
2.3.2.1.2.6.2.- Tubo Venturi ...................................................... 32
2.3.2.1.2.6.3.- Tobera de Flujo ................................................. 32
2.3.2.1.2.6.4.- Tubo pitot .......................................................... 33
2.3.2.2.- Medidores Másicos .............................................................. 33
2.3.2.2.1.- Medidor Másico de Coriolis............................................ 34
2.3.2.2.2.- Medidores Térmicos ...................................................... 36
2.3.3.- VARIABLES QUE INCIDEN EN LA MEDICIÓN DINÁMICA ...... 37
2.3.3.1.- Presión ................................................................................. 37
2.3.3.1.1.- Tipos de Presión. ........................................................... 38
2.3.3.1.2.- Principales Medidores de Presión. ................................ 39
2.3.3.2.- Temperatura ........................................................................ 40
2.3.3.3.- Viscosidad ............................................................................ 42
2.3.3.3.1.- Viscosidad Dinámica. .................................................... 43
2.3.3.3.2.- Viscosidad Cinemática. ................................................. 44
2.3.3.4.- Presión de Vapor ................................................................. 45
2.3.3.5.- Régimen de Flujo ................................................................. 45
XI
2.3.3.5.1.- Flujo Laminar ................................................................. 46
2.3.3.5.2.- Flujo Turbulento ............................................................. 47
2.3.3.5.3.- Flujo Transitorio ............................................................. 47
2.4.- TIPO Y CARACTERÍSTICAS DE LOS COMBUSTIBLES O FLUIDOS
EN LA TERMINAL DE PRODUCTOS LIMPIOS EL BEATERIO. ............. 48
2.4.1.- GASOLINA SÚPER .................................................................... 48
2.4.2.- GASOLINA EXTRA. ................................................................... 51
2.4.3.- DIESEL 2 ................................................................................... 52
2.4.4.- DIESEL PREMIUM..................................................................... 54
2.4.5.- JET FUEL (JP1) ......................................................................... 55
2.5.- TRANSFERENCIA DE CUSTODIA .................................................. 56
2.6.- UNIDAD LACT.................................................................................. 57
2.6.1.- SAMPLER – MUESTREADOR .................................................. 59
2.6.2.- MEDIDOR .................................................................................. 60
2.6.3.- PROBADOR ............................................................................... 61
2.6.4.- PRINCIPIO DE OPERACIÓN CONVENCIONAL. ...................... 62
2.6.5.- ACCESORIOS Y OTROS EQUIPOS DE LA UNIDAD LACT ..... 63
CAPÍTULO III ............................................................................................... 69
3.- UNIDAD DE RECEPCIÓN EN LA TERMINAL DE PRODUCTOS
LIMPIOS EL BEATERIO. ............................................................................. 69
3.1.- DESCRIPCIÓN GENERAL .............................................................. 69
3.2.- DESCRIPCIÓN DEL PROCESO DE MEDICIÓN Y OPERACIÓN. .. 70
3.3.- EQUIPOS E INSTRUMENTACIÓN DE LA UNIDAD DE RECEPCIÓN.
................................................................................................................. 76
3.4.- SISTEMA DE CONTEO DE HIDROCARBUROS: ............................ 80
3.5.- DESPACHO A TANQUES DE ALMACENAMIENTO. ...................... 85
CAPÍTULO IV ............................................................................................... 88
XII
4.- SISTEMA AUTOMÁTICO DE TRANSFERENCIA DE PRODUCTOS EN
CUSTODIA (LACT) EN LA TERMINAL DE PRODUCTOS LIMPIOS EL
BEATERIO. .................................................................................................. 88
4.1.- DESCRIPCIÓN GENERAL .............................................................. 88
4.2.- DESCRIPCIÓN DEL PROCESO DE MEDICIÓN Y OPERACIÓN ... 96
4.3.- EQUIPOS E INSTRUMENTACIÓN UNIDAD LACT. ...................... 101
4.4.- SISTEMA DE CONTEO DE HIDROCARBUROS UNIDAD LACT. 108
4.4.1.- MODELO MATEMÁTICO BASADO EN LA NORMA API – MPMS
CAPÍTULO 12 SECCIÓN 2. ................................................................... 108
4.4.2.- MODELO MATEMÁTICO EMPLEADO EN EL SOFTWARE DE
CÁLCULO DEL COMPUTADOR DE FLUJO UNIDAD LACT TERMINAL
EL BEATERIO. ....................................................................................... 116
CAPÍTULO V.............................................................................................. 122
5.- ANÁLISIS Y COMPARACIÓN DE DATOS ENTRE UNIDAD DE
RECEPCIÓN (DATOS POR CONTADORES) Y DATOS UNIDAD LACT. 122
5.1.- NORMA OIML R117 (ORGANIZACIÓN INTERNACIONAL DE
METROLOGÍA LEGAL) .......................................................................... 123
5.2.- CÁLCULO DEL MF DEL MEDIDOR MÁSICO DE CORIOLIS DE LA
UNIDAD LACT EL BEATERIO ............................................................... 125
CAPÍTULO VI ............................................................................................. 134
6.- PROCEDIMIENTO DE CALIBRACIÓN Y MANTENIMIENTO DE LA
UNIDAD LACT. .......................................................................................... 134
6.1.- MANTENIMIENTO UNIDAD LACT ................................................. 134
6.2.- CALIBRACIÓN UNIDAD LACT ...................................................... 135
6.2.1.- PROCEDIMIENTO DE CALIBRACIÓN Y OBTENCIÓN DE
DATOS ................................................................................................ 139
CAPÍTULO VII ............................................................................................ 141
7.1.- CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES ................................. 141
XIII
7.1.1.- CONCLUSIONES ..................................................................... 141
7.1.2.- RECOMENDACIONES ............................................................ 143
7.2.- BIBLIOGRAFÍA GENERAL ............................................................ 144
7.3.- GLOSARIO DE TERMINOS ........................................................... 148
7.4.- ANEXOS ........................................................................................ 153
ÍNDICE DE FIGURAS
FIGURA 1: Clasificación de tanques de almacenamiento por su forma ...... 13
FIGURA 2: Clasificación de tanques por el producto almacenado. ............. 14
FIGURA 3: Medición a vacío. ...................................................................... 15
FIGURA 4: Medición a fondo. ...................................................................... 16
FIGURA 5: Partes Medidor de Desplazamiento Positivo. ............................ 20
FIGURA 6: Funcionamiento Medidor de Desplazamiento Positivo .............. 22
FIGURA 7: Partes medidor de turbina ......................................................... 25
FIGURA 8: Funcionamiento Medidor de Turbina ......................................... 27
FIGURA 9: Medidor de flujo de área variable .............................................. 30
FIGURA 10: Funcionamiento Medidor placa-orificio .................................... 31
FIGURA 11: Tubo Venturi ............................................................................ 32
FIGURA 12: Tobera de Flujo ....................................................................... 32
FIGURA 13: Tubo Pitot ................................................................................ 33
FIGURA 14: Medidor de Coriolis ................................................................. 35
FIGURA 15: Clasificación Medidores Mecánicos. ....................................... 39
FIGURA 16: Clasificación Elementos Electromecánicos ............................. 40
FIGURA 17: Movimiento de partículas en flujo lineal. .................................. 46
FIGURA 18: Movimiento de partículas en flujo Turbulento .......................... 47
XIV
FIGURA 19: Unidad LACT ........................................................................... 59
FIGURA 20: Tuberías de ingreso a la Terminal de Recepción. ................... 70
FIGURA 21: Trampa de Rascadores Unidad de Recepción Beaterio. ........ 71
FIGURA 22: Manifold de Válvulas Terminal Beaterio .................................. 74
FIGURA 23: Diagrama de flujo Unidad de Recepción Terminal El Beaterio 75
FIGURA 24: Transmisor de Presión. 503 Unidad de Recepción Beaterio ... 76
FIGURA 25: Transmisor de Presión. 506 Unidad de Recepción Beaterio ... 77
FIGURA 26: Transmisor de Presión. 507 Unidad de Recepción Beaterio ... 77
FIGURA 27: Transmisor de Temperatura. 506 Unidad de Recepción Beaterio
..................................................................................................................... 78
FIGURA 28: Transmisor de Densidad. 502 Unidad de Recepción Beaterio 78
FIGURA 29: Unidad de Conteo de Hidrocarburos 502. Beaterio ................. 79
FIGURA 30: Válvula de control de Presión 503 Unidad de Recepción
Beaterio ....................................................................................................... 79
FIGURA 31: Válvula de Control de Caudal 505 Unidad de Recepción
Beaterio ....................................................................................................... 80
FIGURA 32: Diagrama PI&D Unificado Unidad LACT Terminal Beaterio .... 90
FIGURA 32.1: Diagrama PI&D Parte 1 Unidad LACT Terminal Beaterio .... 91
FIGURA 32.2: Diagrama PI&D Parte 2 Unidad LACT Terminal Beaterio .... 92
FIGURA 32.3: Diagrama PI&D Parte 3 Unidad LACT Terminal Beaterio .... 93
FIGURA 32.4: Diagrama PI&D Parte 4 Unidad LACT Terminal Beaterio .... 94
FIGURA 33: Diagrama de Flujo Unidad de Recepción con Unidad LACT
Terminal el Beaterio. .................................................................................... 95
FIGURA 34: Medidor de Presión 02-08A. Unidad LACT Terminal Beaterio
................................................................................................................... 102
FIGURA 35: Medidor de Presión 02-08B. Unidad LACT Terminal Beaterio
................................................................................................................... 102
XV
FIGURA 36: Medidor de Coriolis Unidad LACT Terminal Beaterio ............ 103
FIGURA 37: Variador de Caudal 02-08A Terminal Beaterio ...................... 104
FIGURA 38: Variador de Caudal 02-08D Terminal Beaterio ..................... 105
FIGURA 39: Muestreador Unidad LACT Terminal Beaterio ...................... 106
FIGURA 40: Bomba centrifuga para unidad LACT. ................................... 106
FIGURA 41: Probador. Unidad LACT Terminal Beaterio ........................... 107
FIGURA 42: Ejemplo factor de medición promedio. .................................. 115
FIGURA 43: Formato de Reporte de Prueba Unidad LACT Terminal Beaterio
................................................................................................................... 119
FIGURA 44: Registro de Datos Computador de Flijo Unidad LACT Terminal
Beaterio ..................................................................................................... 120
FIGURA 45: Reporte de Prueba Medidor FIT 02-08B ............................... 126
FIGURA 46: Reporte de Calibración de un Medidor Dinámico…………. 137
ÍNDICE DE ECUACIONES
ECUACIÓN 1: Ecuación Clásica de Continuidad ........................................ 28
ECUACIÓN 2: Número de Strouhal ............................................................. 29
ECUACIÓN 3: Caudal Volumétrico .............................................................. 29
ECUACIÓN 4: Presión ................................................................................. 37
ECUACIÓN 5: Presión Relativa ................................................................... 38
ECUACIÓN 6: Volumen a Temperaturas de Medición. ............................... 42
ECUACIÓN 7: Viscosidad Dinámica ............................................................ 43
ECUACIÓN 8: Viscosidad Cinemática ......................................................... 44
ECUACIÓN 9: Presión de Vapor en una Mezcla ......................................... 45
XVI
ECUACIÓN 10: Número de Reynolds. ........................................................ 46
ECUACIÓN 11: Factor de Corrección por Temperatura. (CTLm) ................ 81
ECUACIÓN 12: Factor de Corrección por Presión (CPLm) ......................... 81
ECUACIÓN 13: Volumen Neto de Hidrocarburos (Vm) ............................... 82
ECUACIÓN 14: Densidad en el Instrumento de Medición. .......................... 83
ECUACIÓN 15: Coeficiente de Expansión Volumétrico a Condiciones
Estándar ...................................................................................................... 83
ECUACIÓN 16: Factor de Compresibilidad Isotérmico de los Hidrocarburos.
..................................................................................................................... 83
ECUACIÓN 17: Densidad sin Factores de compensación. ......................... 84
ECUACIÓN 18: Densidad Compensada por Temperatura .......................... 84
ECUACIÓN 19: Densidad Compensada por Presión. ................................. 84
ECUACIÓN 20: Volumen Neto Estándar en el Probador .......................... 109
ECUACIÓN 21: Factor de Corrección por Temperatura en el Probador. .. 109
ECUACIÓN 22: Factor de Corrección por Temperatura en el Probador para
Volúmenes pequeños. ............................................................................... 109
ECUACIÓN 23: Factor de corrección por Presión en el Probador. ............ 110
ECUACIÓN 24: Factor de Corrección por Temperatura del Líquido en el
Probador. ................................................................................................... 111
ECUACIÓN 25: Factor de Compresibilidad del Líquido a condiciones de
probador. ................................................................................................... 112
ECUACIÓN 26: Volumen Estándar Indicado por el Medidor. .................... 112
ECUACIÓN 27: Cantidad de Pulsos emitidos en un proceso de Medición 113
ECUACIÓN 28: Factor de Corrección por Compresibilidad del Líquido en el
Medidor. ..................................................................................................... 114
ECUACIÓN 29: Factor de Medición Intermedio. ........................................ 114
ECUACIÓN 30: Cálculo de Repetibilidad. ................................................. 115
XVII
ECUACIÓN 31: Factor de Medición. MF ................................................... 115
ECUACIÓN 32: Factor de Medición Compuesto ....................................... 115
ECUACIÓN 33: Rata de Flujo Indicada (Cálculo Computador de Flujo). .. 116
ECUACIÓN 34: Tasa de Flujo Másico Corregida…………………………... 117
ECUACIÓN 35: Cálculo Caudal Volumétrico Bruto……………………….. 117
ECUACIÓN 36: MF del prover, Medidor Másico de Coriolis…………….. 118
ECUACIÓN 37: Cálculo de Diferencias Volumétricas…………………….. 131
ECUACIÓN 38: Factor de Medición General……………………………….. 136
ÍNDICE DE TABLAS
TABLA 1: Unidades de Presión .................................................................. 37
TABLA 2: Escalas de Temperatura. ............................................................ 41
TABLA 3: Clasificación de los regímenes de flujo ....................................... 47
TABLA 4: Propiedades Físicas y Químicas Gasolina Súper ....................... 49
TABLA 5: Compuestos Peligrosos Gasolina Súper .................................... 50
TABLA 6: Compuestos Peligrosos Gasolina Extra ...................................... 51
TABLA 7: Propiedades Físicas y Químicas Gasolina Extra ........................ 52
TABLA 8: Compuestos Peligrosos Diesel 2 ................................................ 53
TABLA 9: Propiedades Físicas y Químicas Diesel 2 ................................... 53
TABLA 10: Compuestos Peligrosos Diesel Premium .................................. 54
TABLA 11: Propiedades Físicas y Químicas Diesel Premium .................... 55
TABLA 12: Capacidades Operativas de Tanques Terminal El Beaterio .... 86
TABLA 13 Características Operacionales del Muestreador LACT .............. 98
TABLA 14 Condiciones de Servicio Válvulas Operadas por Motor ........... 104
XVIII
TABLA 15: Coeficiente de expansión térmica del acero Gc ..................... 110
TABLA 16: Factor de Elasticidad del acero. (E) ........................................ 111
TABLA 17: Clases de precisión según el campo de aplicación. ............... 123
TABLA 18: Errores Máximos Permisibles para volúmenes mayoras a 2 litros.
................................................................................................................... 124
TABLA 19: Comparación de datos mes de Enero ..................................... 127
TABLA 20: Comparación de datos mes de Febrero .................................. 127
TABLA 21: Comparación de datos mes de Marzo .................................... 128
TABLA 22: Comparación de datos mes de Abril ....................................... 128
TABLA 23: Comparación de datos mes de Mayo ..................................... 128
TABLA 24: Comparación de datos mes de Junio .................................... 129
TABLA 25: Comparación de datos mes de Julio ....................................... 129
TABLA 26: Comparación de datos mes de Agosto ................................... 129
ÍNDICE DE ANEXOS
ANEXO # 1: Hoja de Seguridad MSDS Gasolina Súper ............................ 153
ANEXO # 2: Producción Nacional Gasolina Súper año 2012. ................... 154
ANEXO # 3: Hoja de Seguridad MSDS Gasolina Extra. ............................ 155
ANEXO # 4: Hoja de Seguridad MSDS Diesel 2. ...................................... 156
ANEXO # 5: Características Diesel 2 Norma INEM. .................................. 157
ANEXO # 6: Hoja de Seguridad MSDS Diesel Premium. .......................... 158
ANEXO # 7: Características Diesel Premium Norma INEM. ..................... 159
ANEXO # 8: Diagrama de flujo convencional de Unidad LACT. ................ 160
ANEXO # 9. Reporte Diario de Movimiento en Tanques y Contadores en
Terminal de Productos Limpios El Beaterio. .............................................. 161
XIX
ANEXO # 10. Cambio de Tubería de 8 a 12 pulgadas .............................. 162
ANEXO # 11. Lámina de Seguridad del Medidor de Coriolis Unidad LACT,
Terminal El Beaterio .................................................................................. 163
ANEXO # 12. Lámina de Seguridad del Muestreador Unidad LACT, Terminal
El Beaterio ................................................................................................. 164
ANEXO # 13. Tabla 6 A, Determinar el Factor de Corrección por
Temperatura, Norma API – MPMS Capítulo 11. ........................................ 165
ANEXO # 14. Tabla 6 B, Determinar el Factor de Corrección por
Temperatura, Norma API – MPMS Capítulo 11. ........................................ 166
ANEXO # 15. Hoja de Cálculo para Establecer los Ingresos Mensuales de
Producto a la Terminal El Beaterio Mes de Enero ..................................... 167
ANEXO # 16. Hoja de Control Volumétrico 2 y 22 de Enero, Terminal El
Beaterio .................................................................................................... 169
XX
RESUMEN
El presente proyecto de titulación tuvo como finalidad encontrar las
diferencias volumétricas de hidrocarburos líquidos derivados del petróleo,
basado en comparación de datos registrados por la Unidad de Recepción
anterior de la Terminal de Productos Limpios El Beaterio de EP
PETROECUADOR y la unidad LACT instalada recientemente.
Anterior al análisis volumétrico se realizó una descripción de los equipos que
incluyen los sistemas de medición, empezando por los sistemas de medición
dinámica y estática; siguiendo un hilo continuo hasta llegar a los análisis
volumétricos.
En base a visitas técnicas de campo se elaboró diagramas de flujo que
ayudan a la descripción del principio de medición de cada uno de los
sistemas de medida.
Se procedió al análisis de normas importantes en la Industria Petrolera como
la norma API – MPMS, con base a esta norma se obtuvo los procedimientos
para cálculos volumétricos, obtención del factor de medición (MF),
descripción de equipos y del sistema de unidad LACT; así como múltiples
recomendaciones para procesos de calibración de los instrumentos de
medida.
Se realizó un análisis detallado de los combustibles más importantes de La
Terminal El Beaterio, los cuales son Gasolina Súper, Gasolina Extra, Diesel
2, Diesel Premium y Jet Fuel; este estudio fue basado en las Hojas de
Seguridad para productos peligrosos MSDS realizados por la Empresa
Pública PETROECUADOR. Los datos de medición volumétrica de estos
combustibles fueron obtenidos de los formatos de registro volumétrico diario
que disponen los operadores en la Unidad de Recepción, dichos formatos
son llenadas manualmente, por lo que se realizó una hoja de cálculo para
obtener las sumatorias de los ingresos de los meses analizados.
XXI
Adicional a esto también se tomó en cuenta el sistema de medida por aforo
en los tanques, y se realizó una comparación de datos registrados en el
contador volumétrico de la Estación Reductora Beaterio, con el fin de
establecer la exactitud de medida de cada uno de los procesos, de esta
manera, se dedujo que las mediciones con menor margen de diferencias son
las producidas por la Unidad LACT, luego las medidas por contadores.
La comparación de datos y la obtención de diferencias, se realizó con base a
las recomendaciones de la Norma OILM R117 (Organización Internacional
de Metrología Legal), estableciendo un margen de error permisible del %0.3,
dejando en claro que las medidas obtenidas por medio del sistema de
unidad LACT son más precisas.
Para finalizar se realizó un estudio de un procedimiento de calibración de
una forma detallada y ejemplificada, basado en la Norma API – MPMS, que
facilitará la obtención del factor de medición (MF).
XXII
SUMMARY
The present project had as a main objective to find the volumetric differences
in liquid hydrocarbons derived from petroleum. These values were based on
the comparison of data given by the Reception Unit for the Clean Products
Terminal El Beaterio of EP PETROECUADOR and the Unit LACT that was
recently installed.
Before a volumetric analysis was done, a description of the equipment was
carried out which included the measurement system equipment, starting by
the dynamic and static measurement systems. This way, a steady path was
followed until a volumetric analysis was reached.
Based on various field technics, flux diagrams were made to help with the
description and explanation of the measurement principles of each one of the
measurement systems.
Important norms in the Petroleum industry were analyzed, such as API-
MPMS. Based on this norm, the volumetric calculations, and the
measurement factor (MF) were found. This norm was also used to describe
the equipment, and the Unit System LACT, and it was also used to make
multiple recommendations for the calibration processes for the measurement
tools.
The most important fuels from the Terminal El Beaterio were deeply
analyzed. These fuels were Super gasoline, Extra gasoline, Diesel 2, Diesel
Premium and Jet Fuel. This study was based on the Security Sheets for
dangerous products MSDS, written by the Public Company
PETROECUADOR. The volumetric measurement data of these fuels were
obtained from the daily volumetric registry, which were written down by the
workers in the Reception Unit. Such registries are manually written, and
which is why calculations have to be done in order to be able to obtain a sum
of the entries from the months analyzed.
XXIII
Additionally, the measurement system for the tanks capacity was considered,
and a comparison between the registered data in the volumetric counter from
the Reduction Station El Beaterio was done. The purpose of this was to
establish the exact measurement of each of these processes. This way it was
deduced that the measurements with a minor margin difference are the ones
produced by the LACT unit, and after the measurements by counters.
The comparison of data and the differences obtained, was based on the
recommendations of the Norm OILM R117 (International Organization of
Legal Metrology), establishing an error margin of 0.3%, and showing that the
measurements obtained by the LACT system are more precise.
Finally, a detailed and exemplified study for the calibration procedure was
done, and it was based on the norm API - MPMS, which facilitated obtaining
the measurement factor (MF).
2
CAPÍTULO I
1.- INTRODUCCIÓN
El Terminal de Productos Limpios el Beaterio inició sus operaciones en el
año de 1980, desde ese momento la terminal ha tenido un papel
fundamental en las operaciones hidrocarburíferas de transporte,
almacenamiento y comercialización; los combustibles derivados del petróleo
que son almacenados generalmente son: gasolina súper, gasolina extra,
diesel 2, diesel Premium, jet fuel etc., consta con una capacidad total de
almacenamiento de aproximadamente 620.000, barriles de derivados
dispuesto en tanques de almacenamiento indistintamente según el tipo de
combustible.
El Terminal de Productos Limpios el Beaterio se encuentra ubicado al sur de
la ciudad de Quito en el Km 13 de la Panamericana Sur, en la Provincia de
Pichincha, la ubicación geográfica es 00º 19`20``E y 78º 32`20``. El Terminal
de Productos Limpios el Beaterio recibe productos derivados desde los
poliductos Esmeraldas - Quito, Santo Domingo – Beaterio - Ambato y
Shushufindi - Quito; tiene un horario de trabajo de 6H00 a 17H00 en lo que
corresponde a despachos, la demanda diaria ha aumentado con respecto al
promedio de despachos diarios actuales tomando en cuenta transferencias
internas que son las distribuciones o el transporte de combustible de terminal
a terminal, e incluso la distribución al nuevo aeropuerto de la ciudad de
Quito que también lleva gran cantidad de combustible Jet Fuel; y también el
transporte vía auto-tanque de Nafta de Alto Octano a las refinería de
Shushufindi y Esmeraldas para mejorar sus productos.
En la actualidad la industria petrolera se ha visto en la necesidad de
implementar nuevas tecnologías de medición de hidrocarburos, que permitan
reducir el margen de error en la contabilización de combustibles en el
Terminal de Productos Limpios El Beaterio, considerando que se instalará
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una unidad LACT (Lease Automatic Custody Transfer) que constituye un
conjunto de equipos determinan la cantidad y calidad de los productos
transportados por el poliducto Esmeraldas - Quito.
La unidad LACT es un sistema de Transferencia Automática de Productos
en Custodia que registra de una forma instantánea y exacta la cantidad de
producto que se ingresa a través del ducto, este sistema de medición
dinámico, se ha diseñado para trabajar con caudales, en un determinado
tiempo, su configuración depende de la cantidad y clase productos
(combustibles derivados de petróleo) que se recibirán por el poliducto;
entonces se considera una unidad de gran ayuda para la contabilización de
productos limpios, reduciendo el margen de diferencias volumétricas en los
medidores actuales encargados de contabilizar los volúmenes recibidos.
El propósito del trabajo de titulación es un control y un análisis técnico de la
unidad de transferencia automática de la terminal, con este trabajo se
pretende encontrar las diferencias volumétricas producidas por los errores
de medición que se derivan de la inexactitud de los equipos de tren de
medición anteriores en comparación con la unidad LACT, el propósito es
hacer una comparación para determinar la variación del antes y el después
de las mediciones utilizando la unidad LACT.
En resumen, en el trabajo de titulación se va a describir desde las bases de
medición estática y dinámica, características de los fluidos medidos en la
terminal, caudales, temperaturas, presiones y demás características que
influyen en las mediciones de la unidad LACT, para obtener mayor exactitud
en la comparación de datos. Es importante mencionar que los análisis de
cada una de las características serán cuantificadas y justificadas con base
en las Normas utilizadas por la Industria petrolera y la EP
PETROECUADOR.
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1.1. PROBLEMA
Preguntas de Investigación
¿Cuál es porcentaje de desviación de los datos
obtenidos con el sistema de medición actual versus los
datos calculados por el sistema de unidad LACT?
¿Qué procedimientos de medición se deben tomar para
obtener mediciones con un rango de error bajo?
¿Cuál es la diferencia y las ventajas del sistema de
unidad LACT con el sistema de medición anterior?
¿Cuál es la diferencia entre los mecanismos de medición
por aforo, contadores y unidad LACT?
En la actualidad la industria petrolera ha implementado sistemas
automatizados en casi todos sus procesos operativos, de tal manera que ha
incrementado su exactitud y ha mejorado las operaciones reduciendo el
tiempo que antes era necesario para que el personal realice las mediciones,
por esta razón, los sistemas de medición convencionales están quedando en
una eficiencia inferior a la de la unidad LACT, pero la razón más importante
es en la variación de volúmenes medidos que se tiene entre uno y otro
método de medición, ya que en el momento que se realice una comparación
económica puede existir una importante pérdida de dinero.
El problema radica en que hoy en día es necesario un sistema de medición
más exacto y actualizado, con un sistema más eficiente que mejore el
análisis cuantitativo para la fiscalización y la transferencia de custodia de los
productos que llegan y son despachados de la terminal vía poliducto, con
este trabajo de titulación se busca analizar y encontrar las diferencias
cuantificables de los datos obtenidos por contadores en comparación con la
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unidad LACT instalada en la Terminal de Productos Limpios El Beaterio de
EP PETROECUADOR.
1.2. JUSTIFICACIÓN
La unidad LACT representa un sistema de equipos para transportar y medir
automáticamente el producto en custodia, La Terminal de Productos Limpios
El Beaterio contará con este sistema para medir la cantidad y la calidad de
los productos provenientes de otra estación, de la misma manera para
despachar los productos, con el afán de tener datos satisfactorios que estén
acorde con la transferencia de custodia y la fiscalización.
El sistema de unidad LACT consta principalmente de los siguientes equipos:
Medidor de Flujo.
Bomba para el desplazamiento de los fluidos.
Dispositivos para realizar muestreo.
Indicadores de presión y temperatura.
Sistema de probadores.
En el trabajo de titulación se implementará los fundamentos básicos de
medición de flujo adoptados por el equipo encargado de medición, ya sea un
medidor de desplazamiento positivo, tipo turbina o coriolis, etc., tomando en
cuenta las variables de temperatura, presión, tipo de fluido que ingresan a la
terminal, así como también, las caídas de presión y pérdidas dadas por la
tubería del poliducto y la estación.
Se tomará en cuenta los cálculos volumétricos, másicos o de velocidad
según indiquen las normas vigentes para concordar con las mediciones
realizadas por la unidad LACT.
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En la actualidad la Terminal de Productos Limpios el Beaterio tiene una
distribución importante en el sector hidrocarburífero del país, se toma en
cuenta la distribución interna, el transporte de NAO a refinerías e incluso la
distribución al nuevo aeropuerto de Quito, generalmente la terminal tiene
despachos de Gasolina extra de 650.000 gal/día, Gasolina Súper 250.000
gal/día, Diesel Premium aproximadamente 610.000 gal/día, Jet fuel con
180.000 gal/día, Diesel 2 con aproximadamente 180.000 gal/día.
Los datos de distribución de combustibles son registrados diariamente, lo
que se buscará es que por medio de comparación de datos entre los
contadores anteriores y la unidad LACT, permita determinar las diferencias
volumétricas mensuales producidas por la inexactitud de los contadores por
falta de calibraciones en márgenes de tiempo cortos.
También se comparará la diferencia volumétrica que se produce en el
cálculo con el sistema de medición actual y el arrojado por la unidad LACT, y
las medidas estándar por aforo de los tanques.
1.3. OBJETIVOS DEL PROYECTO
1.3.1. OBJETIVO GENERAL
Analizar los volúmenes contabilizados en la recepción
de productos limpios por la unidad LACT y los datos
registrados por el sistema anterior para determinar las
diferencias entre los dos trenes de medición.
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1.3.2. OBJETIVOS ESPECÍFICOS
Obtener una comparación de datos volumétricos
medidos entre la unidad LACT, contadores y medición
por aforo de tanques, para establecer el margen de error
y de exactitud de cada uno de los procedimientos de
medida.
Analizar el marguen de diferencia volumétricas
obtenidas entre las cantidades bombeadas desde
Esmeraldas y recibidas en el Terminal Beaterio,
ajustando con los requerimientos permisibles con la
norma OIML R117.
Realizar los cálculos basados en la norma API – MPMS,
para determinar si se trabaja dentro del margen
permitido por la norma.
Contabilizar el producto que ingresa al terminal por día,
estableciendo el volumen de hidrocarburo que se
necesitaría para satisfacer la demanda actual de
combustible despachado por la terminal.
Realizar un procedimiento cuantificable detallado de la
recepción de volúmenes de productos limpios que
entran al terminal para determinar las perdidas
obtenidas por tubería, variaciones de presión y
temperatura, inexactitud de medidores y falta de
calibración.
Establecer un procedimiento operativo de calibración de
medidores por medio del probador de la unidad LACT:
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1.4.- METODOLOGÍA
1.4.1.- MÉTODOS DE INVESTIGACIÓN:
En el trabajo de titulación se emplearon los siguientes métodos:
El método de Observación Científica basado en constantes visitas
técnicas a La terminal de Productos Limpios El Beaterio con el fin de
adquirir los datos y conocimientos necesarios para desarrollar el
trabajo de titulación.
El método Deductivo que consiste en la compilación de información
científica adquirida por diferentes medios de información.
1.4.2.- TÉCNICAS DE INVESTIGACIÓN
La Técnica de Campo que consiste en el desarrollo de la tesis en la
Terminal de Productos Limpios El Beaterio, con información
actualizada diaria.
1.5.- HIPÓTESIS
Si se realizaría una comparación entre los datos volumétricos contabilizados
obtenidos por la unidad de recepción anterior y la unidad LACT, se podría
establecer un margen de diferencias volumétricas de hidrocarburos en la
transferencia de custodia.
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CAPÍTULO II
2.- MARCO TEÓRICO
2.1.- TERMINAL DE PRODUCTOS LIMPIOS EL BEATERIO
El Terminal de Productos Limpios el Beaterio inició sus operaciones en el
año de 1980, desde ese momento ha tenido un papel fundamental en las
operaciones hidrocarburíferas de transporte, almacenamiento y
comercialización; los derivados del petróleo que son almacenados
generalmente son: gasolina súper, gasolina extra, diesel 2, diesel Premium,
jet fuel etc., consta con una capacidad total de almacenamiento de
aproximadamente 620.000 barriles de derivados dispuesto en tanques de
almacenamiento indistintamente según el tipo de combustible.
El terminal de Productos Limpios el Beaterio se encuentra ubicado al sur de
la ciudad de Quito en el Km 13 de la Panamericana Sur en la Provincia de
Pichincha, la ubicación geográfica es 00º 19`20``E y 78º 32`20``. El Terminal
de Productos Limpios el Beaterio recibe productos derivados desde los
poliductos Esmeraldas - Quito, Santo Domingo – Beaterio - Ambato y
Shushufindi - Quito; tiene un horario de trabajo de 6:00 a 17:00 horas en lo
que corresponde a despachos, la demanda diaria ha aumentado con
respecto al promedio de despachos diarios actuales tomando en cuenta
transferencias internas que son las distribuciones o el transporte de
combustible de terminal a terminal, e incluso parámetros como distribución al
nuevo aeropuerto de la ciudad de Quito que también lleva gran cantidad de
combustible Jet Fuel, y también el transporte vía auto-tanque de Nafta de
Alto Octano a las refinería de Shushufindi y Esmeraldas para mejorar sus
productos.
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2.2.- MEDICIÓN DE HIDROCARBUROS
Los sistemas de medición en la industria petrolera han tenido un papel muy
importante en la determinación de la cantidad y calidad de los productos
operados, desde los procesos de producción, transporte y refinación; los
sistemas de medición son requeridos para determinar la cantidad de
producto que pasa por determinado punto o la cantidad del producto que se
encuentra en reposo en el interior de un tanque, la medición de
hidrocarburos es un requisito impuesto en La Ley de Hidrocarburos con el
control y fiscalización de la Dirección Nacional de Hidrocarburos, con el fin
de determinar el cumplimiento en todas las fases de la industria petrolera.
Los sistemas de medición de la cantidad y calidad deberán tener
características operacionales que garanticen en todo momento el registro
exacto y preciso de todo tipo de flujo o volumen, reduciendo la variación
volumétrica producida por la inexactitud de los equipos medidores y
detectando el fluido que no cumple con requisitos de calidad para la venta.
Por esta razón son empleadas normas de medición como el Manual de
medición de petróleo API, normas ASTM, entre otras.
Los sistemas de medición deberán cumplir los requisitos impuestos por las
normas vigentes de medición, estando acordes con las características del
proceso efectuado; el régimen de medición convencional según las normas
se encuentra representado por tres elementos importantes, un elemento
primario, la parte instrumental y el sistema de cálculo de volúmenes
confiable para elaboración de informes y fiscalización.
Los sistemas de medición se han clasificado en dos importantes áreas:
Medición Estática.
Medición Dinámica.
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2.3.- TIPOS DE MEDICIONES EN LA INDUSTRIA PETROLERA
2.3.1.- MEDICIÓN ESTÁTICA
La medición estática de hidrocarburos comprende la obtención de la
cantidad de fluido que se encuentra en reposo.
La medición estática es prácticamente la medida de los líquidos que se
encuentran en reposo en el interior de los tanques de almacenamiento.
Existen variables importantes que se deben tomar en cuenta para efectuar la
medición, estas son:
- Temperatura.
- Densidad relativa de los fluidos.
- Nivel del fluido.
- Colchón de agua en el interior del tanque.
- Tablas de calibración.
- Puntos de referencia.
El objetivo de la medición estática es obtener cifras sobre los volúmenes,
temperaturas y mediciones que den un margen de confiabilidad alto, ya que
este método es el referencial para el procedimiento de transferencia de
custodia; para efectuar este tipo de medición por lo general se realizan
capacitaciones para al personal encargado de los procesos de medición de
los hidrocarburos almacenados, el aforo se realiza antes y después de los
procesos de entrega, despacho o transferencia, con el fin de que todas las
partes beneficiadas en este proceso no salgan perjudicadas.
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El proceso de medición estática requiere de grandes instalaciones de
almacenamiento debido al alto volumen que se dispone, por esta razón, se
ocupan depósitos o contenedores que en la industria son llamados Tanques
de Almacenamiento.
El objetivo de los tanques de almacenamiento es contener los hidrocarburos
de una forma segura y eficiente, evitando la contaminación de los
combustibles.
2.3.1.1.- Tanques de Almacenamiento.
Un tanque de almacenamiento es un depósito para guardar un líquido o un
gas, su principal objetivo es evitar que el elemento almacenado se
contamine y también promueve la reducción de pérdidas de combustible por
los diferentes factores climáticos. La construcción de los tanques de
almacenamiento deben estar acordes con el tipo de material y condiciones
de trabajo del proceso; con el tipo de construcción se controla el desgaste
interno y externo debido a la corrosión producida, así como también, las
condiciones de presión y temperatura variables.
Los tanques de almacenamiento se clasifican de la siguiente manera:
- Por su forma
- Por su producto almacenado.
FIGURA 1: Clasificación de tanques de almacenamiento por su forma
(FUNDAECUADOR; 2012)
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FIGURA 2: Clasificación de tanques por el producto almacenado.
(FUNDAECUADOR; 2012)
La construcción y tipo de tanque a utilizar son seleccionados de acuerdo a
parámetros de proceso, como la presión y la temperatura, de igual manera
se toma en cuenta las características físicas y químicas del, existen normas
que regulan la selección de los tanques de almacenamiento, en las que
tenemos:
Normas ANSI (American National Standards Institute).
Normas ASME (American Society of Mechanical Engineers)
Normas ASTM. ( American Society for Testing Materials)
Normas API. ( American Petroleum Institute)
2.3.1.2.- Tipos de Medición Estática:
Existen dos tipos de medición estática:
2.3.1.2.1.- Medición a Vacío:
La medición al vacío se la realiza por deducción o de forma indirecta, es
decir, la altura del líquido en el tanque se obtiene a partir de la medida
existente entre la superficie del líquido y un punto de referencia, a esta
medida se la conoce como altura de referencia. La principal condición es que
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altura de referencia sea la misma en todos los casos, de esto depende la
exactitud de las mediciones.
FIGURA 3: Medición a vacío.
(Fundación PRODESARROLLO, 2004)
2.3.1.2.2.- Medición a Fondo.
La medición a fondo determina el volumen del líquido de una forma directa,
consiste en obtener la medida desde el plato de medición ubicado en el
fondo del tanque hasta la marca de la cinta donde se ubica la superficie del
líquido, es decir en el punto de corte.
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FIGURA 4: Medición a fondo.
(Fundación PRODESARROLLO, 2004)
2.3.2.- MEDICIÓN DINÁMICA
La medición dinámica se encarga de registrar volúmenes o caudales de
fluidos que se encuentran en movimiento. Este método sirve para determinar
la cantidad de producto derivado de petróleo que va a atravesar una parte de
la sección de la tubería en un determinado tiempo.
Existen dos tipos de medidores y métodos para determinación del caudal,
estos son:
Medidores Volumétrico
Medidores Másicos.
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2.3.2.1.- Medidores Volumétricos
La medición volumétrica registra directamente la cantidad de fluido que pasa
por determinado punto, en la industria petrolera es medida en Barriles (BLS)
o metros cúbicos, existen medidores de flujo volumétrico como el medidor de
desplazamiento positivo que incide mucho en el sistema de la unidad LACT,
la principal desventaja, es que el volumen se ve afectado por las variaciones
de temperatura existentes, por lo que se debe tener los valores de
corrección para este tipo de cálculos.
Los medidores volumétricos también pueden ser clasificados de acuerdo al
procedimiento que usan para medir, es decir, podemos tener medidores que
obtengan el volumen de un fluido de una forma directa, y existen equipos
que permiten determinar los resultados por deducción, en otras palabras,
con base a la medición de una variable de flujo diferente se puede obtener el
volumen. Por lo dicho anteriormente los medidores volumétricos se pueden
clasificar en:
Medidores Volumétricos Directos.
Medidores Volumétricos Indirectos.
2.3.2.1.1.- Medidores Volumétricos Directos.
Son aquellos que pueden obtener una medición de volumen de una forma
directa entre los que tenemos:
2.3.2.1.1.1.- Medidor de Desplazamiento Positivo
Los medidores de desplazamiento positivo tienen como principio medir el
caudal y transformarlo a volumen, miden volúmenes por partes, es decir,
tiene un conteo de volúmenes separados.
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Una de las principales características del medidor de desplazamiento
positivo es su alta precisión, debido a que el fluido no es alterado por índices
de turbulencia mientras es medido.
Los medidores de desplazamiento positivo son idóneos para fluidos muy
viscosos, debido a que tienen una mayor resistencia a la acumulación de
sedimentos, lo cual evita que el equipo se deteriore a corto plazo, esto en
comparación a otros equipos de medición.
Las mediciones dependen de ciertos parámetros que influyen en la
obtención de un rango de error bajo, entre los cuales tenemos:
- Es necesario que el volumen que ingresa al interior del equipo donde
está situada la cámara de medición sea constante.
- El fluido que ingresa a la cámara de medición tiene que pasar una
sola vez.
- Es necesario que la cámara de medición también mantenga su
volumen constante, ya que pueden existir variaciones por depósitos
de cera o residuos de material viscoso.
- No debe existir filtración dentro del equipo por lo que todo el fluido
deberá ingresar a la cámara de medición.
- Llevar un correcto mantenimiento del equipo medidor ya que, el
desgaste normal de los equipos móviles que actúan en la cámara de
medición produce un aumento en el volumen registrado, provocando
una variación en el rendimiento.
- Cuando se trabaja con fluidos altamente viscosos, la medición es más
exacta que cuando se trabaja con fluidos de menor viscosidad, debido
a que hay mayor filtración de fluido entre los álabes y las paredes de
la caja, este efecto es conocido como ¨resbalamiento¨.
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Las principales ventajas y desventajas son las siguientes:
Ventajas:
- La operación es muy sencilla.
- No requiere potencia externa para realizar la medida.
- Puede funcionar con líquidos muy viscosos.
- Puede medir volúmenes bajos.
Desventajas:
- Requiere un mayor mantenimiento.
- La medición resulta costosa cuando se maneja altísimos caudales o
volúmenes.
- Es susceptible a la corrosión de sus partes internas.
- Requiere un filtro.
Las partes principales de un medidor de desplazamiento positivo son:
- Elementos de medición interna.
- Partes móviles.
- Caja.
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FIGURA 5: Partes Medidor de Desplazamiento Positivo.
(Ramos, 2009)
En la figura N° 5 se presentan las partes de un medidor de desplazamiento
positivo tipo aspas deslizantes, el tipo de construcción de cualquier medidor
de desplazamiento positivo no influye en el principio de funcionamiento del
mismo.
A continuación se describen cada una de las partes que integra un equipo de
medición de desplazamiento positivo de aspas deslizantes, ya que es una de
las configuraciones más usadas.
Caja:
Esta parte del equipo de desplazamiento positivo consta de una caja exterior
y caja interior, o también denominadas cáscara interna y cáscara externa, su
principal función es proteger las partes móviles y contener los líquidos
presurizados dentro del equipo, sin que se produzcan fugas, la cáscara
externa consta de conexiones de entrada y salida de fluido, los materiales de
elaboración son el hierro fundido, acero al carbono, entre otros.
Las características y capacidades de funcionamiento provee el fabricante, y
el tipo de flujo en el sistema.
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En algunos casos los equipos de desplazamiento positivo constan de doble
carcaza, las principales ventajas de esta configuración son:
El elementó de medición podrá tener una mejor manipulación en caso que
se requiera un mantenimiento.
El elemento de medición no recibe la tensión provocada por la tubería.
Elementos de medición interna y partes móviles:
Las partes móviles y los elementos de medición interna son los encargados
de realizar la medición volumétrica, separando el fluido en volúmenes más
pequeños para su contabilización. Consta de:
- Álabes (aspas)
- Leva
- Balineta del medidor.
- Rotor.
Hay que tomar en cuenta que la fuerza con la que el fluido ingresa a la
cámara de medición ayuda al desplazamiento de las aspas eliminando la
fricción interna y la fuerza ejercida por el contador, provocando un
movimiento rotacional en ciclos.
Principio de funcionamiento:
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FIGURA 6: Funcionamiento Medidor de Desplazamiento Positivo
(Ramos, 2009)
El principio de funcionamiento de los equipos de medición de
desplazamiento positivo consiste, en que el fluido pase a través del medidor,
de esta manera el rotor y los álabes giran sobre una leva fija, provocando un
desplazamiento de los álabes hacia fuera.
En la figura N° 6 se muestra el principio de funcionamiento desde que
ingresa el fluido hasta su salida, así:
A: El fluido ingresa a la cámara de medición hasta el primer álabe.
B: El fluido desplaza el álabe de izquierda a derecha (se desplazó 1/8 de
revolución).
C: El fluido llena la cámara de medición dejando al primer y cuarto álabe en
la parte externa y el segundo y tercer álabe en la parte interna.
D: El fluido empieza a salir y se registra el volumen de revolución
desplazado, impulsando el volumen que ingresa al interior de la cámara de
medición.
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En los pasos descritos anteriormente se muestra un ciclo de medición, de
esta manera, se puede deducir que los medidores de desplazamiento
positivo son de medición directa, es decir, miden el flujo volumétrico
segmentándolos en partes muy pequeñas según los ciclos que cumpla el
rotor.
2.3.2.1.2.- Medidores Volumétricos Indirectos:
Los medidores volumétricos Indirectos registran el volumen por deducción,
es decir, midiendo una variable que es asociada o corregida a valores
volumétricos, estos medidores pueden ser:
Medidores de turbina.
Medidores ultrasónicos.
Medidores electromagnéticos.
Medidores vórtice y torbellino.
Medidores de Flujo de área variable.
Medidores de diferencial de presión.
2.3.2.1.2.1.- Medidor Tipo Turbina
El medidor de tipo turbina tiene como principio medir la velocidad de
desplazamiento del fluido por el interior de sus paletas, haciéndolas girar de
tal manera que el movimiento de las mismas sea proporcional a la velocidad
del flujo o a alguna propiedad dinámica de la corriente.
El funcionamiento mecánico empieza cuando el fluido ingresa a la caja
donde se encuentra el rotor, el fluido desplaza las paletas que posee el rotor
haciéndolo girar, se produce un movimiento de rotación donde se mide la
velocidad tangencial, esta velocidad es proporcional al caudal que ingresa al
rotor y es transmitido al tablero de control.
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Los medidores de tipo turbina son más precisos y exactos cuando se maneja
productos ligeros como gasolinas, diésel y gas licuado GLP, debido a su flujo
continuo. Tienen preferencia en comparación a los medidores de
desplazamiento positivo en procesos, donde las tasas de medición de
presión y las velocidades son altas.
Los medidores de tipo turbina deben cumplir con algunas condiciones
importantes que influyen en la exactitud de las mediciones, entre las que
tenemos:
El área de flujo a ser medido debe ser constante.
La velocidad del líquido debe tener una relación constante con la
velocidad angular del rotor.
Reducción del área de flujo producida por depósitos, por el espesor
de la capa límite, cavitación o basura acumulada en las partes
internas del rotor.
Condiciones de presión y temperatura de la operación.
Cambios en la velocidad del rotor pueden provocar variaciones en la
exactitud de las mediciones, estos cambios pueden darse por la
fricción del rodamiento, por una mala configuración del alabe del
rotor, por fricción viscosa.
Tipos de medidores de turbina:
Existen varios tipos de medidores que emplean el principio de
funcionamiento con base a los equipos de turbina entre los cuales tenemos:
Medidores de turbina convencional.
Medidores con turbina helicoidal
Los medidores de turbina poseen las siguientes partes:
Carcasa.
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Mecanismos internos.
Conjunto de detección.
FIGURA 7: Partes medidor de turbina
(FUNDAECUADOR, 2012)
Carcasa:
La carcasa es la parte externa del equipo, constituye una sección de
tuberías con bridas, y una sección de acople para el detector. El tubo está en
contacto con el fluido, y en combinación con algunos elementos internos del
mismo material ayuda a que el flujo no afecte, dañe ni deteriore al rotor.
El material de la carcasa del elemento de medición debe estar elaborado de
acuerdo a requisitos acordes con las características físicas y químicas del
fluido, así como también, los parámetros de operación. El tipo de material no
debe ser paramagnético, para tener una generación confiable de señales.
Mecanismos internos:
El equipo móvil más importante del medidor de turbina es el rotor de aspas,
que es receptor del flujo y por su movimiento rotacional genera el índice de
velocidad efectuando la medición a través de la bobina, encargada de
detectar el movimiento giratorio.
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Entre los elementos del mecanismo interno del medidor tenemos:
Rotor con su respectivo eje.
Estator.
Deflector
Rodamientos
Botones paramagnéticos.
Los botones paramagnéticos ayudan a receptar la señal generada por el
rotor; son instalados desde la parte interna del medidor y asegurados con la
carcasa, el deflector ayuda a receptar el flujo sin variaciones, evitando que
choque con las paredes internas del rotor.
Conjunto de detección:
Este conjunto de mecanismos de detección consta de dos partes
importantes:
Una bobina de detección.
Caja de empalmes.
Las partes más importantes de la bobina son un carrete y un imán
permanente, la bobina de detección está acoplada en la parte interna del
equipo, en la carcasa, directamente alineado con el rotor, su función es
detectar el campo magnético producido por el rotor.
De igual manera el medidor tipo turbina posee las siguientes ventajas y
desventajas:
Ventajas
- Tiene un alto rango de temperatura y presión de funcionamiento.
- Es nivel de exactitud alto.
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- Poco mantenimiento o daño de sus partes móviles.
- Maneja grandes volúmenes
- Funciona perfectamente con hidrocarburos livianos o poco viscosos.
Desventajas
- Se ve afectado por algunas condiciones de flujo.
- No es recomendable medir a crudos muy viscosos.
- Necesita de un filtro y una válvula de contrapresión para prevenir
problemas como cavitación.
Principio de funcionamiento:
FIGURA 8: Funcionamiento Medidor de Turbina
(FUNDAECUADOR, 2012)
El fluido ingresa por el medidor de tipo turbina llegando hasta el rotor de
aspas, la velocidad con la que ingresa el fluido permitirá que el rotor gire a
determinado número de ciclos, esta velocidad es captada por el conjunto de
elementos de detección que se encuentran en la parte superior del equipo,
llegando a la bobina que se encarga de emitir la señal captada por el rotor.
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2.3.2.1.2.2.- Medidores Ultrasónicos.
Poseen sensores instalados en la tubería de la que se conoce el área y el
perfil de velocidades, los medidores ultrasónicos registran el caudal por
intermedio de las velocidades del sonido producidas por la rata de flujo en
ambas direcciones.
Debido a que recepta ondas sonoras, son muy utilizados transductores
piezoeléctricos para la emisión y recepción de las mismas, los medidores
ultrasónicos son sensibles a los procesos donde hay muchos cambios en la
densidad del líquido, ya que varían la velocidad del sonido y reduce la
exactitud de la medición. Estos equipos emplean muchas técnicas o
principios de medición, entre la más usadas tenemos la medición de la
diferencia de frecuencias provocada por las ondas de sonido que circulan
por la rata de flujo en ambos sentidos.
Los medidores de velocidad, registran la velocidad del fluido al atravesar un
área determinada, los principales equipos que emplean este principio son
los medidores de tipo turbina y los medidores ultrasónicos.
Formulando lo anteriormente dicho el caudal se mide de la siguiente manera:
𝑄 = 𝐴 ∗ 𝑉 EC. [ 1 ]
Dónde:
A = Área de la sección transversal de la tubería.
V = Velocidad del fluido.
2.3.2.1.2.3.- Medidores Electromagnéticos
El Medidor Electromagnético consta de dos elementos principales, el primero
un transmisor encargado de proveer electricidad a las bobinas del medidor,
la característica más importante del transmisor es su baja sensibilidad a los
perfiles de velocidad, provocando que los equipos de indicación y control
recepten la señal adecuada; el otro elemento importante es el tubo de
caudal, que costa de un tubo fabricado con un material no conductivo,
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electrodos detectores de voltaje y bobinas generadoras de un campo
magnético.
Los medidores electromagnéticos son usados con líquidos sucios y
contaminados, no generan una caída de presión; su principio de medición
está basado en la Ley de Inducción Electromagnética de Faraday, que dice
que el voltaje inducido en un conductor que se mueve en un campo
magnético es proporcional a la velocidad del conductor.
2.3.2.1.2.4.- Medidores Vórtice y Torbellino.
Este medidor consta de una hélice estática dentro de la tubería, el paso del
fluido provoca la formación de un torbellino; el principio de medición se basa
en medir la frecuencia del torbellino formado por el flujo cuando pasa la
hélice, ya que es proporcional a la velocidad del fluido.
Existe una ecuación para determinar la proporcionalidad entre la frecuencia
del torbellino y la velocidad:
𝑆𝑡 =𝑓 . 𝑑
𝑣 EC. [ 2 ]
Dónde:
St: Número de Strouhal
f: Frecuencia del torbellino
d: ancho del torbellino
v: Velocidad de fluido.
Para obtener una ecuación acorde con el caudal volumétrico se dice que, el
caudal volumétrico es igual a la sección de tubería (s), por la velocidad de
flujo; reemplazando lo dicho con la fórmula del número de Strouhal tenemos:
𝑄 =𝑓 . 𝑑 . 𝑠
𝑆𝑡 EC. [ 3 ]
30
Dónde:
Q: Caudal Volumétrico
s: sección de tubería.
La detección de las variables causadas por el torbellino son captadas por
elementos piezoeléctricos, estos elementos de medida son adecuados para
líquidos y gases.
2.3.2.1.2.5.- Medidores de Flujo de Área Variable
También llamados Rotámetros, son instrumentos de medida flotadores, que
miden el caudal en un área variable de un tubo vertical, cuando se produce
un cambio de posición del rotámetro se deduce que es proporcional a la rata
de flujo. Los flotadores pueden tener varios tipos de configuración y los tubos
pueden ser de vidrio o metálicos donde viene expresada la escala.
FIGURA 9: Medidor de flujo de área variable
(CREUS, 2010)
2.3.2.1.2.6.- Medidores de Presión Diferencial.
Estos equipos utilizan el Teorema de Bernoulli para su principio de medición,
es decir, la variación de presión en diferentes puntos dentro de una sección
de tubería con diferentes diámetros; dicha variación de diámetro de tubería
31
por donde pasa el fluido provoca un cambio en la velocidad de flujo,
producto de las fuerzas resultantes del fluido en movimiento.
Para aclarar el principio de funcionamiento de los equipos de presión
diferencial, se toma en cuenta variables como la masa, presión, velocidad y
flujo; se dice que la masa y el flujo antes y después del medidor de presión
diferencial son constantes, la presión antes del medidor es mayor que la
presión al pasar el medidor, es decir, hay una reducción de presión, y la
velocidad antes del medidor es menor que después del medidor, hay un
incremento de velocidad aguas arriba.
Existen diferentes equipos de medición de tipo presión diferencial, entre los
más importantes e utilizados en la industria petrolera tenemos:
2.3.2.1.2.6.1.- Medidor Placa Orificio.
El medidor de placa orificio crea una variación de presión, antes y después
del equipo, es una placa perforada instalada en la tubería, su orificio puede
ser concéntrico, excéntrico o segmental; el principio de medición es que las
tomas de medida se realizan aguas arriba y aguas abajo del medidor, la
variación de presión medida es proporcional al cuadrado del caudal.
FIGURA 10: Funcionamiento Medidor placa-orificio
(CREUS, 2010)
32
2.3.2.1.2.6.2.- Tubo Venturi
El tubo Venturi emplea el mismo principio de medición diferencial, es un tubo
que empieza con un diámetro normal y se va haciendo más pequeño hasta
llegar a un diámetro mínimo, para luego retomar el diámetro normal de la
tubería; se emplea el mismo procedimiento de toma de datos, la primera
toma cuando el diámetro es normal, y la segunda toma cuando se reduce el
diámetro.
FIGURA 11: Tubo Venturi
(CREUS, 2010)
2.3.2.1.2.6.3.- Tobera de Flujo
Este mecanismo empieza con el diámetro nominal, y se reduce
progresivamente, requiere ser instalando entre dos bridas. El método de
toma de datos de presión es similar al del Tubo Venturi.
FIGURA 12: Tobera de Flujo
(CREUS, 2010)
33
2.3.2.1.2.6.4.- Tubo Pitot
Es menos exacto que los anteriores, consiste en medir la diferencia entre la
presión total y la presión estática, la cual es proporcional al cuadrado de la
velocidad; al ser un elemento menos exacto requiere de más mediciones en
distintos puntos para sacar un promedio de datos. Tiene la desventaja de ser
sensible a la velocidad del fluido dentro del mecanismo de medición.
FIGURA 13: Tubo Pitot
(CREUS, 2010)
2.3.2.2.- Medidores Másicos
Los medidores másicos son muy utilizados en la industria petrolera ya que
tienen como característica ser muy precisos, tienen la capacidad de medir
propiedades como el caudal, densidad, temperatura, flujo másico de los
fluidos en tránsito; requieren de una constante y muy exacta calibración
debido a su alto grado de precisión.
Su principio de funcionamiento se basa en aprovechar la aceleración de los
cuerpos en movimiento, su principal característica es que aprovechan las
propiedades medibles de la masa de los fluidos trabajados, por ejemplo, la
obtención de una medida de volumen se la puede realizar a partir de un dato
obtenido de densidad o un dato de unidad de masa de determinado flujo.
Entre los medidores másicos más importantes tenemos:
34
Medidor Másico de Coriolis
Medidores Másicos Térmicos
2.3.2.2.1.- Medidor Másico de Coriolis.
Los Medidores Másicos de Coriolis como su nombre lo indica usan el
principio de Coriolis para efectuar su proceso de medición, se dice que
cuando una partícula de un cuerpo rota, se genera una fuerza inercial,
moviéndose en relación al cuerpo, en dirección anterior o posterior al centro
de rotación.
Para que este principio se cumpla se requieren de tres requisitos
fundamentales, el primero una masa que se desplaza por el sistema, un
sistema vibrante o rotacional y el movimiento de la masa de adentro hacia
afuera del centro de rotación.
Para la obtención de una medición de caudal con el instrumento de medición
de Coriolis, el equipo emite una señal que es directamente proporcional al
caudal másico, independiente de las propiedades de fluido como presión,
temperatura, viscosidad. La amplitud de la fuerza de Coriolis depende de la
masa que se está desplazando, caudal másico y la velocidad que tiene en el
sistema.
Una de las principales ventajas que posee este medidor es no verse
afectado por propiedades como la presión, temperatura, flujos multifásicos,
viscosidades entre otras características.
35
FIGURA 14: Medidor de Coriolis
(CREUS, 2010)
Principio de medición.
Los medidores Másicos de Coriolis constan de dos tubos que adquieren un
movimiento oscilante producto de la energización cedida por las bobinas del
medidor, en el momento que ingresa el fluido al medidor, toma un
movimiento vertical producto de la oscilación de los tubos del equipo, las
fuerzas provocadas por el fluido causan el efecto Coriolis ya que dichas
fuerzas son contrarias al movimiento de los tubos, mientras el tubo asciende,
la fuerza del fluido va hacia abajo, provocando una deformación del tubo,
por esta razón, se produce un desfase que es captado por los sensores
electromagnéticos instalados en el equipo, con dicho desfase de tiempo se
adquiere datos que son proporcionales al flujo de masa.
Una vez obtenidos los datos de masa; luego con un proceso similar, los
sensores electromagnéticos obtienen valores de la densidad del fluido por
intermedio de la medición de la frecuencia.
La obtención del volumen se produce por la relación a los datos de masa y
densidad dichos anteriormente.
Las principales ventajas y desventajas son:
36
Ventajas:
- Los medidores de Coriolis no se ven afectados por variables de
temperatura, presión, densidad y viscosidad.
- No poseen partes móviles.
- Pueden medir simultáneamente la densidad de los fluidos.
- Registran flujos por unidad de masa.
Desventajas:
- Su utilización es limitada en tuberías con un diámetro mayor a 8 pul
porque sus instrumentos de medición son pequeños.
- Posee constantes vibraciones que pueden ocasionar daños en las
soldaduras.
2.3.2.2.2.- Medidores Térmicos
Los Medidores Másicos Térmicos tienen como principio registrar las
variaciones de temperatura, estas medidas son proporcionales a cálculos
másicos; generalmente estos medidores utilizan los siguientes principios
físicos, la reducción de calor de un cuerpo caliente introducido en un fluido y
la elevación de temperatura de un fluido al atravesar un cuerpo a elevada
temperatura.
La medida es registrada por sondas de resistencia que miden la variación
del fluido que pasa por un cuerpo caliente, de esta manera, se toman dos
mediciones, la primera antes de que el fluido sea sometido a variaciones de
calor, y la segunda cuando el fluido atraviesa el cuerpo caliente.
37
2.3.3.- VARIABLES QUE INCIDEN EN LA MEDICIÓN DINÁMICA
2.3.3.1.- Presión
La presión es un factor importante que se debe tomar en cuenta en los
cálculos dinámicos volumétricos, ya que a mayor presión las moléculas del
combustible se compactan y varía su volumen.
Hay que mencionar que los medidores de flujo volumétrico como el medidor
de desplazamiento positivo y el de turbina se ven afectados por efecto de la
presión.
La presión está representada como una fuerza que actúa sobre un área; así:
𝑃 =𝐹
𝐴 EC. [ 4 ]
Las unidades más importantes de presión y las utilizadas en la industria
petrolera son: psi (libras sobre pulgada cuadrada), mm Hg (milímetros de
mercurio), etc., a continuación en la TABLA 1 se presentan las unidades de
presión utilizadas con sus respectivas conversiones:
TABLA 1: Unidades de Presión
(CREUS, 2010)
38
2.3.3.1.1.- Tipos de Presión.
Presión Absoluta.- Es la presión medida sobre el cero absoluto de
presión.
Presión Atmosférica.- Esta presión también denominada Presión
Barométrica por el hecho de ser medida con un barómetro, es la
medida ejercida por la atmósfera terrestre. La presión atmosférica a
nivel del mar tiene un valor de 14,7 psi (libra sobre pulgada cuadrada)
y es denominada como la presión estándar. Hay que mencionar que
dicha presión siempre es representada en presión absoluta.
Presión Relativa.- Esta presión es también denominada presión
manométrica, por ser medida con un manómetro, la presión relativa
es la diferencia entre la presión absoluta y la presión atmosférica
medidas en un mismo punto.
𝑃𝑟𝑒𝑠𝑖ó𝑛 𝑅𝑒𝑙𝑎𝑡𝑖𝑣𝑎 = 𝑃. 𝐴𝑏𝑠𝑜𝑙𝑢𝑡𝑎 − 𝑃. 𝐴𝑡𝑚𝑜𝑠𝑓é𝑟𝑖𝑐𝑎 EC. [ 5 ]
Presión de trabajo.- Es la presión de línea tomada a las condiciones
normales de operación en un proceso.
Presión diferencial.- Es la diferencia entre dos presiones.
Presión de línea.- Es la presión ejercida por un líquido que fluye en
una superficie de tubería.
Presión estática.- Es la presión ejercida por el peso de un líquido
sobre una columna de área transversal determinada y extendida hacia
arriba a una altura conocida.
Presión de vacío.- Es la presión medida por debajo de la presión
atmosférica.
39
2.3.3.1.2.- Principales Medidores de Presión.-
Los principales medidores de presión se clasifican en los siguientes grupos:
Medidores Mecánicos.
Medidores Neumáticos.
Medidores Electromecánicos y Electrónicos.
Medidores Mecánicos.- Los elementos de medición de presión mecánica
pueden clasificarse en otros dos grupos, los elementos primarios elásticos,
los cuales, sufren una deformación por efectos de la presión ejercida por el
fluido. El segundo grupo tiene que ver con los elementos primarios de
medida directa, que miden la presión comparándola con la de un líquido de
altura y densidad conocida.
A continuación se detallan los grupos y equipos más importantes de los
medidores mecánicos:
FIGURA 15: Clasificación Medidores Mecánicos.
(CREUS, 2010)
40
Medidores Electromecánicos.- Son la combinación de un elemento de
medición mecánico más un transductor eléctrico encargado de emitir una
señal eléctrica.
A continuación se expone una lista de los medidores electromecánicos más
importantes:
FIGURA 16: Clasificación Elementos Electromecánicos
(CREUS, 2010)
2.3.3.2.- Temperatura
La temperatura es uno de los parámetros más importantes para la
determinación de la cantidad de hidrocarburos a medir, ya que a mayor
temperatura hay un mayor volumen debido a la expansión de las moléculas
de combustible.
La temperatura representa la magnitud del movimiento de los átomos y
moléculas de un material, de esta manera un cero absoluto se produce
cuando no hay evidencia de un movimiento molecular.
La Temperatura es una magnitud física estrechamente relacionada con la
sensación del frio y calor. A continuación en la TABLA 2, se presentan las
escalas de temperatura conocidas:
41
TABLA 2: Escalas de Temperatura.
°𝐶 = 5
9(°𝐹 − 32)
°𝐹 =9
5(°𝐶 + 32)
°𝐾 =5
9(°𝐹 + 460)
°𝐾 = °𝐶 + 273
°𝐾 =°𝑅
1,8
°𝑅 = °𝐹 + 460
(Fundación PRODESARROLLO, 2004)
Dónde:
°R: Grado Rankine
°F: Grado Fahrenheit
°C: Grado Centigrado
°K: Grado Kelvin.
Las limitaciones para una correcta medición se dan por muchos aspectos
como la velocidad de captación de temperatura, la distancia entre el aparato
receptor y el elemento de medida, por la precisión del instrumento; es así
que se ha considerado clasificar a los instrumentos medidores de
temperatura según el principio de funcionamiento o de acuerdo al fenómeno
que se aplique para realizar la medición, de esta manera podemos tener los
siguientes equipos de medición de temperatura:
Termómetro de vidrio.- Fenómeno de variación de volumen de un
sólido, líquido o gas.
42
Termómetro Bimetálico.- Fenómeno de coeficiente de dilatación de
dos metales.
Termómetro de bulbo y capilar.- Fenómeno Expansión de presión.
Termómetro de resistencia.- Fenómeno de variación de resistencia de
un conductor.
Termistores.- Fenómeno de la variación de resistencia de un
semiconductor.
Termopares.- Fenómeno creado por la unión de dos metales distintos.
Pirómetros de radiación.- Creada por la emisión de radiación de un
cuerpo.
El cálculo volumétrico se realiza con correcciones de temperatura
referenciadas a tablas o fórmulas, una de ellas es determinada así:
𝑉 = 𝑉′ ∗ (1 + 𝐴 𝑇 − 𝑇′) EC. [ 6 ]
Dónde:
V’: Volumen a temperatura de referencia. (60 F y 14 psia)
A: Coeficiente de dilatación térmica.
V: Volumen a la temperatura a medir.
Cuando los cambios de temperatura no son drásticos no se toma en cuenta
los factores de corrección de temperatura, se debe visualizar en base a
muestreo y a cambios de velocidad de los productos si la temperatura afecta
directamente a la fluidez del combustible.
2.3.3.3.- Viscosidad
La viscosidad es la resistencia del fluido a fluir, es decir que a mayor
viscosidad el fluido pierde movilidad, dicha resistencia es producida cuando
las moléculas que componen un material quieren deslizarse unas sobre
43
otras; existen factores que pueden llegar a afectar directamente las medidas
de viscosidad de los fluidos como la temperatura, la presión y la cantidad de
trabajo que se ejerza sobre el material.
Existen dos tipos de viscosidad:
Viscosidad Dinámica o Absoluta.
Viscosidad Cinemática o Relativa.
2.3.3.3.1.- Viscosidad Dinámica.-
La viscosidad dinámica es una medida de fuerza de cohesión intermolecular
del fluido, que provoca una resistencia en el flujo en determinado tiempo. Su
unidad de medida es el Poise representadas con la siguiente ecuación:
𝜇 =𝐹
𝐴𝑉
𝑒
= 𝐷𝑖𝑛𝑎𝑠
𝑐𝑚2𝑐𝑚𝑠𝑒𝑔
𝑐𝑚
= 𝐷𝑖𝑛𝑎.𝑠𝑒𝑔
𝑐𝑚2 = 𝑔
𝑐𝑚.𝑠𝑒𝑔= 𝑃𝑜𝑖𝑠𝑒 EC. [ 7 ]
Dónde:
F: Fuerza (Dinas)
A: Área (centímetro cuadrado)
V: Velocidad (centímetro por segundo)
e: Espesor (centímetros)
Como se puede ver en la ecuación anterior la viscosidad dinámica es la
relación entre una fuerza en determinada área y el movimiento en
determinado espesor de tubería; la viscosidad puede ser medida con
viscosímetros.
44
2.3.3.3.2.- Viscosidad Cinemática.-
La viscosidad cinemática es el cociente entre la viscosidad dinámica y la
densidad, tomando en cuenta que las dos son propiedades del fluido; las
unidades de trabajo de la viscosidad cinemática se presentan a
continuación:
𝜈 =𝜇
𝜌=
𝑔
𝑐𝑚.𝑠𝑒𝑔𝑔
𝑐𝑚3
=𝑐𝑚2
𝑠𝑒𝑔= 𝑆𝑡𝑜𝑘𝑒 EC. [ 8 ]
Dónde:
µ: Viscosidad Dinámica.
ᵖ: Densidad del fluido.
Se debe señalar que el efecto de viscosidad también afecta a los equipos de
medición, ya que si el fluido es poco viscoso el equipo con medidor de
turbina sería el más eficiente.
Para medir la viscosidad de los fluidos se emplean equipos llamados
viscosímetros.
Viscosímetros.- Un viscosímetro es un equipo que determina la dureza o
viscosidad de un fluido, su principio de funcionamiento es medir el
desplazamiento del fluido en relación al tiempo, debido a que el tiempo de
flujo es directamente proporcional a la viscosidad cinemática del fluido, en
relación a lo dicho, se puede obtener los valores de viscosidad con factores
de conversión según la unidad con la que esté funcionando el equipo.
Los principios de funcionamiento más utilizados son:
Mediante un par de torsión necesario para hacer girar un elemento en
el fluido.
Un rotámetro con flotador sensible a la viscosidad.
45
Mediante una caída de presión producida por un tubo capilar y la
fuerza ejercida por el fluido.
Mediante vibraciones ultrasónicas.
2.3.3.4.- Presión de Vapor
La presión de vapor es la mínima presión que necesita un fluido para
empezar a cambiar a estado de vapor, está relacionada con la temperatura,
por esta razón, el fluido adopta la presión de vapor según la temperatura a
la que se encuentre el proceso.
En una mezcla de hidrocarburos la presión de vapor se puede determinar
con la siguiente ecuación:
𝑃𝑣𝑚𝑒𝑧𝑐𝑙𝑎 = ∑ 𝑃𝑣 ∗ 𝑀 EC. [ 9 ]
Dónde:
Pv: Presión de vapor de cada compuesto.
M: Fracción molar de cada compuesto en la mezcla.
2.3.3.5.- Régimen de Flujo
El régimen de flujo es determinado cuando existen variaciones de velocidad
en los fluidos en movimiento, este efecto produce fuerzas tangenciales que
provocan una variación en las partículas del fluido.
Según las fuerzas tangenciales provocadas se crean dos regímenes de flujo,
el laminar y el turbulento.
La determinación del tipo de régimen de flujo que predomine es importante,
para obtener el cálculo de las velocidades de los fluidos al desplazarse por
un punto.
46
El tipo de régimen de flujo es calculado por el Número de Reynolds. Así:
𝑅𝑑 =∅𝑡𝑢𝑏𝑜∗ 𝜌∗𝑉
𝜇 EC. [10 ]
Dónde:
Θ tubo: Es el diámetro del tubo.
V: Velocidad.
µ: Viscosidad dinámica.
ᵖ: Densidad del fluido.
2.3.3.5.1.- Flujo Laminar
El flujo laminar se produce cuando las partículas se desplazan pero no rotan,
en otras palabras, las partículas siguen una misma trayectoria en forma de
capas o láminas rectas y concéntricas, este movimiento se crea cuando las
fuerzas de inercia son mayores que las fuerzas de fricción, la velocidad
máxima del fluido se ejecuta en el centro, mientras tanto a los costados
disminuye hasta alcanzar un valor de cero.
La condición para que el flujo sea laminar se determina cuando el Número
de Reynolds es menor a 2000 (Re ˂ 2000).
FIGURA 17: Movimiento de partículas en flujo lineal.
47
2.3.3.5.2.- Flujo Turbulento
El flujo turbulento es producido cuando el movimiento de las partículas es
irregular e indeterminado, de tal manera que las moléculas adquieren una
rotación representativa y una movilidad diferente, en otras palabras, las
moléculas no siguen la misma trayectoria y se produce un movimiento
desordenado de las partículas del fluido, esto porque se produce un
incremento en el gradiente de velocidad, eliminando los efectos de la
viscosidad en los extremos del flujo.
La condición para que el flujo sea turbulento se determina cuando el Número
de Reynolds es mayor a 4000 (Re ˃4000)
FIGURA 18: Movimiento de partículas en flujo Turbulento
2.3.3.5.3.- Flujo Transitorio
Es el flujo intermedio donde las moléculas adquieren un movimiento laminar
y a la vez turbulento.
De tal manera que según el número de Reynolds se puede determinar el
régimen de flujo de acuerdo a la TABLA 3:
TABLA 3: Clasificación de los regímenes de flujo
Régimen de Flujo Número de Reynolds
Flujo laminar Menor a 2000
Flujo turbulento Mayor a 3000
Flujo en transición. Entre 2000 - 3000
(Fundación PRODESARROLLO, 2004)
48
2.4.- TIPO Y CARACTERÍSTICAS DE LOS COMBUSTIBLES O
FLUIDOS EN LA TERMINAL DE PRODUCTOS LIMPIOS EL
BEATERIO.
2.4.1.- GASOLINA SÚPER
La gasolina súper es un derivado del petróleo que se extrae producto de la
refinación del mismo, es una mezcla de hidrocarburos olefínicos y
aromáticos compuesta en su mayor parte por fracciones de hidrocarburos
que van desde C5 a C10 átomos por molécula, en este caso la gasolina
súper en nuestro país se diferencia de la gasolina extra por el octanaje, con
el octanaje se representa la cantidad de energía que un combustible provee
en el momento que se produce una detonación en los motores de
combustión interna, hoy en día se dispone de gasolina súper con un
octanaje de 92 octanos, anteriormente se disponía de una gasolina súper de
90 octanos, el cabio se produjo por normativas internas de EP
PETROECUADOR, la cual importa gasolina de 95 octanos para mezclar en
refinería; la gasolina súper está bordeando los $ 2.15 por galón.
El cambio de octanaje de 90 a 92 octanos fundamentalmente fue establecido
para reducir la contaminación del medio ambiente, ya que se reduce el
porcentaje de emisión de azufre de 2000 a 600 partes por millón (ppm).
La gasolina súper cuenta con un grado API de 60 y el contenido de azufre es
de 0.2 % en peso, el contenido de plomo orgánico de 0.045 g/l, contenido de
aromáticos de 20 % en volumen, contenido de benceno de 1 % en volumen
y contenido de olefinas de 20 % en volumen. Las características físicas y
químicas son establecidas por las hojas de seguridad MSDS emitidas por la
terminal, como se muestra a continuación en el ANEXO # 1 y la TABLA 4:
49
TABLA 4: Propiedades Físicas y Químicas Gasolina Súper
(EP PETROECUADOR, 2014)
La obtención de la gasolina en refinería se produce por medio de procesos
como el Craqueo catalítico y térmico, craqueo catalítico, reformado catalítico,
entre otros procesos químicos que pueden proveer distintos tipos de
gasolinas.
Los métodos de obtención de gasolinas en refinerías pueden ser por:
Destilación directa.
Reforming.
Polimerización.
A partir del gas natural.
La gasolina súper presenta los siguientes compuestos peligrosos
establecidos en la TABLA 5:
50
TABLA 5: Compuestos peligrosos Gasolina Súper
(EP PETROECUADOR, 2014)
La terminal de Productos Limpios el Beaterio comercializa aproximadamente
250.000 galones al día de Gasolina Súper; en el ANEXO # 2 se muestra la
comercialización de Gasolina Súper en el año 2012, estableciendo el
incremento en los últimos años.
La Terminal de Productos Limpios el Beaterio tiene 3 brazos de carga ventral
y 2 brazos de carga atmosférica dentro de su isla de carga para proveer a
los auto-tanques de gasolina súper.
La información citada en cada uno de los combustibles está relacionada a
las siguientes normativas:
Norma INEM 2266:2013 Transporte y almacenamiento de materiales
peligrosos.
Norma PETROECUADOR SH-013 Disposiciones de Seguridad
Industrial para Transporte, Carga y Descarga de combustibles en
Auto tanques.
DNH Dirección Nacional de Hidrocarburos. Acuerdo ministerial Nº
184. Reglamento de Operación y Seguridad del Transporte Terrestre
de Combustibles.
51
2.4.2.- GASOLINA EXTRA.
La gasolina extra es un derivado del petróleo que se extrae producto de los
procesos refinación, es una mezcla de hidrocarburos olefínicos y aromáticos
compuesta en su mayor parte por fracciones de hidrocarburos que van
desde C5 a C10 átomos por molécula, este tipo de combustible se diferencia
de la gasolina súper por el grado de octanaje, en nuestro país se distribuye
gasolina extra de 87 octanos debido a que se mejoraron los sistemas de
tratamiento en refinerías, anteriormente se distribuía gasolina extra de 81
octanos; el costo de la gasolina extra es de $ 1.50 por galón de combustible.
Los procedimientos para la extracción de este combustible en refinería son
el craqueo catalítico, destilación atmosférica o la ruptura por alquilación. Los
compuestos más peligrosos de este combustible son los establecidos en la
TABLA 6.
TABLA 6: Compuestos Peligrosos Gasolina Extra
(EP PETROECUADOR, 2014)
La gasolina extra cuenta con un API de 58 y el contenido de azufre es de 0.2
% en peso, el contenido de plomo orgánico de 0.045 g/l, contenido de
aromáticos de 30 % en volumen, contenido de benceno de 1.0 % en
volumen y contenido de olefinas de 5 % en volumen. Las características
físicas y químicas son establecidas por las hojas de seguridad MSDS
emitidas por la terminal, como se muestra a continuación en la TABLA 7 y
ANEXO # 3:
52
TABLA 7: Propiedades Físicas y Químicas Gasolina Extra
(EP PETROECUADOR, 2014)
La terminal de Productos Limpios el Beaterio cuenta con 6 brazos de carga
ventral y 2 brazos de carga atmosférica dentro de su isla de carga, para
proveer a los auto-tanques de Gasolina extra.
La terminal de Productos Limpios el Beaterio comercializa aproximadamente
650.000 galones al día de Gasolina extra.
2.4.3.- DIESEL 2
Este tipo de combustibles se obtiene en procesos de refinación a
temperatura que abarcan entre los 180 y 300 ºC, como sabemos los
combustibles diesel no poseen octanaje porque su composición molecular
tienen hasta 16 carbonos formando cetanos.
El diesel 2 es una mezcla compleja de hidrocarburos, el proceso de
refinación que es utilizado para extraer este producto es la destilación
atmosférica; el combustible está compuesto en su mayor parte de fracciones
desde C12 a C20 átomos por molécula, a continuación se presenta la
TABLA 8 indicando los compuestos más peligrosos del Diesel 2:
53
TABLA 8: Compuestos Peligrosos Diesel 2
(EP PETROECUADOR, 2014)
En nuestro país el API del diesel 2 es de 34, el precio que tiene un galón de
diesel es de $ 1.037 las características químicas están dadas según la
norma INEN para la distribución en nuestro país y se establece en la ANEXO
# 5.
La terminal de Productos Limpios el Beaterio comercializa aproximadamente
180.000 galones al día de Diesel 2.
Las características físicas y químicas son establecidas por las hojas de
seguridad MSDS emitidas por la terminal, como se muestra a continuación
en la TABLA 9 y ANEXO # 4.
TABLA 9: Propiedades Físicas y Químicas Diesel 2
(EP PETROECUADOR, 2014)
La terminal de Productos Limpios el Beaterio cuenta con 2 brazos de carga
ventral y 2 brazos de carga atmosférica dentro de su isla de carga para
proveer a los auto-tanques de Diesel 2.
54
2.4.4.- DIESEL PREMIUM
El Diesel Premium es una mezcla compleja de hidrocarburos, el proceso de
refinación utilizado para extraer este producto es la destilación atmosférica;
este combustible está compuesto en su mayor parte de fracciones desde
C12 a C20 átomos por molécula, la característica de este combustible son
las ventajas en relación al diesel 2; hoy en día en nuestro país debido al
plan de mejoramiento de la calidad de combustibles dispuesto por la EP
PETROECUADOR, se distribuye Diesel Premium con una cantidad de 500
partes por millón (ppm) de contenido de azufre en relación a las 7000 partes
por millón que tiene el Diesel 2.
Este plan de mejoramiento promueve la reducción de las emisiones de
gases contaminantes, producto del azufre que contienen los combustibles,
se está optimizando los procesos de refinación como cambios de tuberías y
mejorar la eficiencia de los equipos para seguir reduciendo el contenido de
ppm de azufre del combustible. A continuación se presenta la TABLA 10
indicando los materiales peligrosos del Diesel Premium.
TABLA 10: Compuestos Peligrosos Diesel Premium
(EP PETROECUADOR, 2014)
El Diesel Premium se extrae a partir de la Hidrodesulfuradora (HDS) de
diesel, mecanismo localizado en la Refinería Estatal Esmeraldas, este tipo
de combustibles también es regido por las normas INEN como veremos a
continuación en el ANEXO # 7.
La terminal de Productos Limpios el Beaterio comercializa aproximadamente
610.000 galones al día de Diesel Premium.
55
Las características físicas y químicas son establecidas por las hojas de
seguridad MSDS emitidas por la terminal, como se muestra a continuación
en la TABLA 11 y ANEXO 6.
TABLA 11: Propiedades Físicas y Químicas Diesel Premium
(EP PETROECUADOR, 2014)
La Terminal de Productos Limpios el Beaterio cuenta con 4 brazos de carga
ventral y 2 brazos de carga atmosférica dentro de su isla de carga para
proveer a los auto-tanques de Diesel Premium.
2.4.5.- JET FUEL (JP1)
Es un derivado que se obtiene a partir de la refinación del petróleo crudo,
este tipo de fluido es usado para combustible de avión, La Terminal de
Productos Limpios El Beaterio es la encargada de comercializar este
combustible al nuevo aeropuerto de la ciudad de Quito con un promedio de
120.000 galones al día.
Las características del combustible es que suelen estar entre 12 y 16
carbonos, son compuestos parafínicos y nafténicos teniendo un bajo
porcentaje de aromáticos; y por ejemplo el bajo punto de congelación ya que
56
a elevadas altitudes a las que van los aeroplanos el combustible no debe
sufrir ningún cambio físico por estos aspectos.
En nuestro país el galón de JP1 esta aproximadamente a $ 3. 68, la
Terminal El Beaterio comercializa aproximadamente 180.000 galones al día
de JP1.
La terminal de Productos Limpios el Beaterio cuenta con 1 brazo de carga
ventral y 1 brazo de carga atmosférica dentro de su isla de carga para
proveer a los auto-tanques de JP1.
2.5.- TRANSFERENCIA DE CUSTODIA
En la industria petrolera la Transferencia de Custodia es uno de los procesos
más importantes que se utilizan para satisfacer las necesidades de
compradores y vendedores, desde la extracción del crudo hasta el final de
todos los procesos o fases a escala industrial, la custodia de un producto
quiere decir la responsabilidad que tiene la empresa sobre dicho producto.
La Transferencia de Custodia es el cambio de responsabilidad o custodia de
una empresa o entidad a otra. Para este proceso son requeridos los
procesos de medición y caracterización de los productos transferidos; la
medición de los productos tiene un papel sumamente importante en la
transferencia, ya que si existen errores de medición las perdidas deben ser
reconocidas por la empresa encargada del poliducto.
La trasferencia de custodia está inmersa en todas las fases de la industria
petrolera, desde la producción del crudo hasta la refinación y
comercialización de productos derivados, los puntos más importantes donde
se emplea el proceso de transferencia son:
Inyección de productos limpios al poliducto.
Recepción del crudo a los sistemas de almacenamiento.
Despacho del producto a refinería.
57
Despacho de productos refinados a las unidades de almacenamiento
para comercialización.
La medición en la transferencia de custodia es efectuada por la empresa
encargada de los poliductos, son realizadas en los puntos de transferencia
citados anteriormente y en las unidades de almacenamiento, por esa razón,
la empresa encargada del poliducto debe tener un constante monitoreo y
medición de los volúmenes exactos que ingresan y son despachados, así
como también, de las características que influyen en las variaciones de
volumen como la presión, temperatura, densidad, entre otros.
Es recomendable generar las mediciones en volumen absoluto, existen
factores de corrección para general los datos arrojados en relación a
condiciones de temperatura y presión estándar, esta medición es llamada
Volumen Estándar Neto.
2.6.- UNIDAD LACT
La unidad LACT que quiere decir Lease Automatic Custom Transfer, es un
sistema de equipos montados en un patín, encargado de medir la calidad y
la cantidad de productos que pasan a través de la unidad de medida.
La unidad LACT que es un sistema de transferencia automática de
productos en custodia, hoy en día se ha implementado en casi todos los
procesos en la industria petrolera, ya que ayuda a recuperar el tiempo que
antes era necesario para la medición de los fluidos de forma manual, así
como también incrementa la precisión de medida. La unidad LACT tiene la
capacidad de controlar y prevenir el envío de combustibles que no se
encuentren en los parámetros de calidad establecidos por la empresa,
también es el equipo encargado de monitorear y transferir la información a
los técnicos encargados de la fiscalización de los combustibles.
La unidad LACT está constituida por un sistema de toma muestras, un
medidor y probador, con el fin de presentar datos exactos de las cantidades
58
y calidades del hidrocarburo que se encuentran en custodia y que llega a la
terminal.
Las variables que inciden directamente en el sistema de medición de la
unidad LACT y variables que se toman en cuenta para la instalación son las
siguientes:
Las características del fluido medido determinan el tipo de equipos y
materiales de construcción, el objetivo es incrementar la durabilidad y
satisfacer las condiciones de trabajo, para aumentar la eficiencia y exactitud
del sistema de medición, ya que se podrían presentar problemas de
corrosión y pérdidas de los hidrocarburos.
La temperatura de operación es importante, ya que se producen variaciones
de mediciones volumétricas debido a los cambios de temperatura; la
temperatura de fluido es tomada en cuenta para la construcción de los
equipos en el sistema de unidad LACT, ya que se usaran sellos o
dispositivos fabricados con aleaciones especiales para su durabilidad.
El diámetro de la tubería se toma en cuenta para producir la mínima caída
de presión en la unidad LACT y manejar la mayor cantidad de volúmenes.
La tasa de flujo determina las características operacionales de los equipos
que conforman la unidad de medición, su tamaño y capacidades. La
configuración básica de la unidad LACT se indica en el ANEXO # 8.
La localización de la unidad es importante para la accesibilidad del operador
a la toma de muestras, también influye en el cuidado y protección del equipo
evitando el deterioro producido por el medio ambiente.
La presión de operación determina la capacidad operativa de los equipos, y
el material y tipo de tubería que se debe utilizar en la unidad de medición.
La viscosidad de los fluidos es estudiada para la selección del medidor.
59
El Sistema de Unidad LACT está distribuido en diferentes patines, cada uno
con sus respectivas características, el sistema de medición consta de los
siguientes elementos principales:
El Muestreador, SAMPLER.
El Medidor
Probador
Unidad de Rechazo.
FIGURA 19: Unidad LACT
(FUNDAECUADOR, 2012)
2.6.1.- SAMPLER – MUESTREADOR
Este equipo es usado para registrar continuamente la calidad del
hidrocarburo que pasa por la unidad LACT, generalmente son instrumentos
que se encuentran registrados por las normas ASTM, el muestreador consta
de una sonda de muestreo, recolector de muestras, un medidor de flujo y un
controlador. Las muestras tomadas pueden ser utilizadas para objeto de
60
análisis de laboratorio con el fin de presentar al comprador y vendedor del
hidrocarburo.
El muestreador tiene la característica de medir BSW, la gravedad API de los
fluidos, el contenido de azufre, viscosidad, densidad; en la unidad LACT se
puede obtener datos automáticos de presión, temperatura, densidad entre
otros. Con la toma de muestras manual se podría obtener mayor cantidad de
información mediante el análisis del laboratorio.
2.6.2.- MEDIDOR
El medidor de la Unidad LACT es el encargado de medir el volumen de
hidrocarburo, catalogado como el elemento más importante; según el
tamaño del medidor se procede a la instalación del probador dependiendo
de los caudales y capacidades de operación. Se pueden instalar varios
medidores pequeños con el beneficio de que si un medidor falla los otros
compensan el procedimiento.
La unidad LACT puede utilizar los siguientes tipos de medidores:
Medidores tipo turbina.
Medidores de desplazamiento positivo.
Medidores Másicos de Coriolis.
Medidores Ultrasónicos.
El momento que ingresa el fluido al medidor se transmite la medida del
volumen por medio de un registrador instalado en la parte superior del
equipo, también se debe contar con un compensador automático de
temperatura producto de las variaciones de volumen que se transmiten a
diferentes temperaturas, hay que mencionar que para efectuar la medición
se compensa la temperatura a 60°F que es considerada como la
temperatura estándar.
61
Los medidores de desplazamiento positivo y coriolis son los más utilizados
en los sistemas de unidad LACT.
El medidor tiene un dispositivo de impresión que facilita al operador generar
las boletas con los respectivos volúmenes medidos.
2.6.3.- PROBADOR
El probador de la unidad LACT es el encargado de calibrar los equipos de
medición volumétrica, con el probador se adquiere el dato del factor de
medidor, que determina el margen de desviación de las medidas; los
equipos de medición sufren cambios en los procesos, y estos fallos son
difíciles de detectar; está establecido que los medidores deben calibrarse
cada 24 horas durante el mes de prueba, luego cada 3 días los primeros tres
meses con motivos de monitoreo, luego cada 15 días.
El probador también está instalado sobre un patín, ya que es un sistema de
válvulas y dispositivos que verifican la precisión del medidor de la unidad
LACT.
El prover consta de dos detectores que están separados a determinada
distancia de manera fija, esta separación alberga un determinado volumen
que se considera como estándar, una vez conectado el medidor al probador,
existe un tiempo de espera hasta la igualdad de presión y temperatura en
ambos equipos, de lo contrario se deberán hacer las correcciones de presión
y temperatura.
El procedimiento empieza con el probador registrando en función del tiempo
las mediciones de velocidad de flujo y densidad promedio, con los datos
registrados se obtienen los valores de volumen con presión y temperatura
estandarizadas en probador y medidor. Este proceso se repite según el
número de corridas requeridas.
62
En cada sección medida el procedimiento de calibración consiste en
desplazar una bola a lo largo del probador activando indicadores para el
inicio y fin de la medición, el encargado de rastrear el flujo es el contador que
se activa y desactiva cuando la bola pasa por los indicadores. Para finalizar
el procedimiento se comparan los valores del medidor con el del probador.
2.6.4.- PRINCIPIO DE OPERACIÓN CONVENCIONAL.
El proceso empieza con el crudo que se encuentra en custodia en los
diferentes tanques de almacenamiento de la terminal, por medio de
interruptores automáticos el combustible derivado de petróleo es bombeado
a la unidad LACT; el crudo bombeado de los tanques de almacenamiento
puede pasar por un filtro para eliminar la cantidad de sedimentos contenidos
en el hidrocarburo, el diseño y tamaño del filtro depende de la calidad de
fluido disponible.
El fluido es desplazado por medio de bombas de transferencia que tienen la
característica de enviar flujo con una rata y presión constante, en relación al
tamaño de la bomba y rotor. El combustible bombeado a su vez pasa por un
analizador de gas y aire, por medio de un monitor se representa si el rango
del gas y aire es adecuado para que el fluido sea medido, caso contrario es
rechazado.
Si el fluido a medir lo ameritara, puede pasar por un eliminador de aire y gas,
ya que los datos medidos por la unidad LACT pueden perder exactitud
producto de estos elementos.
El hidrocarburo es enviado al sistema de toma muestras que se instala en el
sistema, consta de la sonda de muestreo y el recolector de muestras, las
sondas de muestreo y el recolector se encargan de capturar pequeños
volúmenes de hidrocarburo en tránsito durante periodos de tiempo
constantes, la cantidad de muestras es proporcional a la rata de flujo que
ingresa al medidor. Las muestras captadas por las sondas y el recolector
pasan a un contenedor que almacena el hidrocarburo que debe ser
63
analizado, el contenedor dispone de indicadores que determinan las
características de presión.
El hidrocarburo almacenado en la unidad de muestreo, específicamente en
el contenedor debe ser sometido a pruebas de laboratorio y análisis que
determinen la calidad del crudo medido.
El hidrocarburo que no cumple con los requisitos de calidad es reenviado a
los sistemas de tratamiento para corregirlo, este procedimiento se lo realiza
por medio de una válvula de tres vías que tiene conexión con los sistemas
medidores de calidad que de forma automática se activa una vez detectada
la disconformidad de calidad del hidrocarburo.
Luego que el fluido cumple con los requisitos establecidos de calidad ingresa
al medidor, por lo general el medidor se determina con base a las
características y capacidades de fluido disponible, por esta razón, los
sistemas de unidad LACT utilizan frecuentemente los medidores de
desplazamiento positivo, turbina o medidores de coriolis; según el tipo de
medidor, el fluido es contabilizado con un contador instalado en la parte
superior del medidor registrando el volumen total del hidrocarburo.
Los volúmenes medidos están ajustados a condiciones de temperatura
estándar por medio de un compensador de temperatura. El volumen
registrado es impreso en las boletas.
Cada determinado tiempo es utilizado el último elemento de la unidad LACT,
el probador es el encargado de calibrar y determinar si las medidas
volumétricas arrojadas por el medidor son exactas.
2.6.5.- ACCESORIOS Y OTROS EQUIPOS DE LA UNIDAD LACT
Filtro
El filtro es el encargado de remover la basura y partículas sólidas que se
encuentran en el hidrocarburo, la instalación del filtro se determina según el
tipo de medidor, por lo general el filtro (strainer) es de tipo canasta, el
64
tamaño de orificio del filtro es dimensionado de acuerdo al tipo de fluido que
se encuentra en el sistema.
Los filtros de las unidades LACT deben equiparse con los siguientes
elementos:
Transmisores o indicadores de presión diferencias.
Tapas de apertura rápida.
Válvulas.
Líneas de drenaje.
Eliminador de aire.
Conexiones del probador
Las conexiones del probador son elementos que tienen la función de alinear
al medidor con el probador para su respectiva calibración, las conexiones de
probador se encuentran separadas a una distancia fija, constan de válvulas
que permiten el paso del fluido, estas pueden ser de paso completo o paso
reducido; también se pueden instalar válvulas de bloqueo y purga, esto con
el fin de evitar una caída de presión el momento que ingresa el fluido al
probador.
Bombas de transferencia
Son bombas encargadas de inpulsar el fluido desde los tanques de
almacenamiento del producto en custodia al sistema de unidad LACT, la
velocidad de flujo depende del tamaño de la bomba y el motor.
Analizador y monitor de agua y gas
Son equipos encargados de medir el contenido de agua y de gas que se
encuentran en el hidrocarburo, el analizador se encuentra conectado al
65
monitor transmitiendo los índices de agua para la aceptación y el rechazo del
producto.
Si el fluido es rechazado se lo reenvia a la unidad de tratamiento para su
corrección, estos equipos deben ser instalados en lugares donde el flujo sea
homogéneo para evitar errores de medición.
Válvulas y Bridas
Todas las válvulas constan con un actuador de tipo neumático, eléctrico,
hidráulico o manual, debido a que el sistema es automatizado y requiere
emitir señales de ubicación y funcionamiento de cada una de las válvulas.
Las válvulas instaladas en el sistema de unidad LACT son las siguientes:
Válvula de tres vías: Esta válvula es instalada después del medidor de
aire y gas, mediante una señal eléctrica producida por el medidor, la
válvula se activa cuando las propiedades del hidrocarburo no cumple
con el requisito de calidad, direccionando al fluido a la unidad de
tratamiento.
Válvula de cuatro vías: Es instalada en el sistema de muestreo con el
fin de permitir al operador extraer las muestras sin posibilidad de
derramamientos del hidrocarburo.
Válvula de seguridad: También llamadas válvulas de control de flujo,
son encargadas de mantener la contra-presión del líquido, estas
válvulas están instaladas entre el medidor y el probador, manteniendo
el flujo constante.
Válvulas de purga: Estas válvulas son ubicadas en los sistemas de
venteos y drenajes del probador y el medidor.
Válvulas de bloqueo: Son las encargadas de suspender el flujo.
Válvulas tipo Check: Son válvulas de seguridad encargadas de evitar
que el fluido regrese al sistema.
66
Válvula de alivio térmico: Esta válvula especial es instalada cuando
existe una sobrepresión por expansión térmica del producto, este
efecto puede provocar error en la medición y daño de los equipos de
la unidad.
Las bridas son implementadas cuando se requiere un mantenimiento de la
unidad LACT, por lo general, el material de construcción es de acero forjado,
pero el uso y construcción de las bridas esta normado y son seleccionas
según las características del sistema.
Transmisores e indicadores
Estos elementos son los encargados de emitir una señal al panel de control,
con las respectivas mediciones de presión y temperatura, el objetivo es
generar los cálculos volumétricos del hidrocarburo, estos indicadores deben
ser de fácil manejo y de mucha exactitud y precisión; los medidores de
presión deben instalarse en conjunto con una válvula para su monitoreo,
revisión y calibración. Los indicadores térmicos se deben montar en termo
pozos en la mitad del tubo.
Desaireadores y Venteos
Son dos equipos completamente distintos, el objetivo de los desaireadores
es remover el gas del fluido y de esta manera prevenir el daño de los
equipos y error en los datos arrojados. Mientras tanto los Venteos son los
encargados de aliviar el aire y el gas contenidos en los puntos más altos de
la unidad LACT.
Medidor de densidad
Es el encargado de medir la densidad del fluido, los datos arrojados de
densidad son en tiempo real y se utilizan para el cálculo de volumen de los
hidrocarburos.
67
Panel de control de la unidad LACT.
Es un panel automatizado encargado de monitorear, controlar y receptar los
datos medidos por el sistema.
Patín Estructural
Son las estructuras donde se encuentra montado el sistema de unidad
LACT, pueden ser desplazables para mayor comodidad.
69
CAPÍTULO III
3.- UNIDAD DE RECEPCIÓN EN LA TERMINAL DE
PRODUCTOS LIMPIOS EL BEATERIO.
3.1.- DESCRIPCIÓN GENERAL
La unidad de recepción en la Terminal de Productos Limpios El Beaterio, es
un conjunto de equipos especializados que se encargan del reconocimiento
cualitativo y cuantitativo de los productos que ingresan a la terminal, la
unidad de recepción efectúa uno de los procedimientos más importantes, ya
que en base al conteo de hidrocarburos entrantes se procede a una
fiscalización y posteriormente a un despacho. Cada uno de los equipos del
proceso cumple con una función específica y mediante la automatización de
estos equipos facilita a los operadores el desarrollo de los registros
volumétricos diarios.
La unidad de recepción de la Terminal el Beaterio recibe los combustibles
provenientes de los Poliductos Shushufindi - Quito y Esmeraldas - Quito, los
formatos de control de volúmenes recibidos son llenadas por los operadores
monitoreando los software del proceso que se encuentra automatizado, la
constante comunicación con cada una de las estaciones del poliducto y los
resultados emitidos por los equipos de control volumétrico del proceso,
permiten un registro exacto de los derivados del petróleo y la distribución a
cada uno de los tanques de almacenamiento de la terminal.
70
3.2.- DESCRIPCIÓN DEL PROCESO DE MEDICIÓN Y
OPERACIÓN.
El proceso de recepción será descrito con un diagrama de flujo proveniente
del software utilizado en la estación que se encuentra en la FIGURA 20.
Los combustibles derivados del petróleo llegan de los poliductos
Shushufindi - Quito y Esmeraldas - Quito, anterior a esto, los operadores de
las estaciones del poliducto se comunican con el operador de la Estación
Reductora Beaterio encargada del monitoreo de la entrada de producto a la
Terminal.
A un kilómetro de distancia de la Terminal se encuentra ubicado el equipo
encargado de la medición de densidad del fluido, esta medida permite que
los operadores aperturen el tanque destinado para recibir el producto, y
continúe el registro volumétrico y posterior la fiscalización de hidrocarburos
en los equipos de medición.
La llegada del producto a la unidad de recepción empieza por tuberías de 8¨
para Esmeraldas y 4¨ para productos que llegan de Shushufindi, es
importante mencionar que para cada uno existe un tren de medición y un
proceso aislado.
FIGURA 20: Tuberías de ingreso a la Terminal de Recepción Beaterio.
71
El hidrocarburo ingresa por las tuberías de 8`` a la primera sección del
proceso, en este punto los operadores ya conocen que tipo de producto
están midiendo, en esta sección el combustible atraviesa un medidor de
presión (PT – 501) cuya medida se ve reflejada en el software que disponen
los operadores, las variaciones de presión se registran por las válvulas
instaladas en la unidad reductora, estas presiones de operación pueden
variar entre 90 psi a 1100 psi.
El combustible ingresa a la válvula que regula la velocidad del fluido (MOV –
501), después de dicha válvula se encuentran instalados una serie de
equipos y válvulas denominado trampa para rascadores.
La trampa para rascadores sirve para receptar los rascadores (chanchos
inteligentes) que son enviados desde otra estación, para la evaluación y
monitoreo de la tubería, este proceso se lo realiza una o dos veces al mes,
con el fin de obtener un análisis para preparar un mantenimiento preventivo
y limpieza de las tuberías.
FIGURA 21: Trampa de Rascadores Unidad de Recepción Beaterio.
La configuración de válvulas y tuberías en esta sección de la unidad permite
un flujo continuo, aun cuando se recepta los equipos inteligentes de
monitoreo y limpieza de tubería.
72
A continuación el hidrocarburo ingresa al elemento de medición de presión
(PT – 503), en este punto la presión aún se mantiene con respecto a la
medición anterior.
La siguiente sección es la reductora de presión. Existe una ramificación de
tuberías, es decir, hay una división en dos tuberías cada una con 8¨ y con
similitud en número de equipos de medición y válvulas.
Generalmente un tren de medición está en funcionamiento y el otro en
reposo. El fluido atraviesa dos válvulas, la primera es de seguridad, mientras
tanto la segunda se encarga de la variación de la presión en el proceso.
La válvula reguladora de presión (PCV – 503 ó PCV - 504) está
automatizada, por esta razón, los operadores tienen la capacidad de variar la
presión de 0% a 100% según las necesidades del proceso. Estas
variaciones se realizan por medio del software en las oficinas de monitoreo
de la estación reductora, emitiendo señales a los actuadores de las válvulas
A continuación el fluido atraviesa por un elemento de medición de presión
(PT – 506 ó PT – 505), el trasmisor de presión registra valores reducidos por
efectos del variador de presión anterior.
El flujo ingresa a un variador de flujo (FCV – 506 ó FCV – 505), de igual
manera que el variador de presión consta con una válvula de seguridad
posterior al variador, se puede manipular el flujo de 0% a 100% siguiendo
los principios de hidráulica, es decir, con la presión reducida con el variador
anterior, el flujo debe ser mayor en porcentajes.
A continuación el fluido atraviesa un medidor de presión (PT- 507)
reflejando mediciones reducidas producto de la unidad reductora.
La tercera sección del proceso consta de dos secciones de tuberías del
mismo diámetro, al igual que la unidad reductora de presión, consta con
igualdad número de equipos y válvulas en cada una de las tuberías.
Generalmente funciona un tren de medición, por motivos de seguridad y
respaldo.
73
El fluido ingresa por la primera válvula de seguridad para dirigirse a un
contador de fluido (FT- 501 ó FT – 502), este contador registra datos en
unidades de Barriles por hora (BPH) y barriles totales; es un medidor de tipo
turbina que contabiliza el hidrocarburo, los resultados se muestran en el
software debido a la automatización de los equipos. Una vez que los
combustibles son contabilizados el fluido pasa por una segunda válvula de
seguridad para continuar su proceso.
La última sección del proceso de recepción de combustibles contiene tres
medidores muy importantes; el combustible atraviesa por el primer medidor
(TT – 506) encargado de arrojar datos de temperatura, los rangos de
medición de los equipos están determinados en base al proceso y tipo de
combustible. Las unidades de medición del medidor de temperatura son
grados Fahrenheit (F).
El fluido continúa y atraviesa un último medidor de presión (PT – 508)
registrando datos de la presión reducida por el tren de reducción de presión,
los datos se presentan en oficina en libra sobre pulgada cuadrada (psi).
Para terminar el fluido atraviesa un medidor de densidad (DT – 502),
anterior a una válvula de seguridad, en este equipo se puede obtener
muestras para un análisis en laboratorio de los fluidos en tránsito.
El fluido se dirige hacia un Manifold de Válvulas donde se direcciona los
combustibles a su respectivo tanque de almacenamiento en la terminal. De
esta manera finaliza el proceso de recepción y registro volumétrico de
combustibles recibidos, los datos son presentados en un formato de reporte
diario emitido por EP PETROECUADOR en el ANEXO # 9.
76
3.3.- EQUIPOS E INSTRUMENTACIÓN DE LA UNIDAD DE
RECEPCIÓN.
La descripción de los equipos se la realiza con base al diagrama de flujo del
proceso, con cada una de las numeraciones de los equipos.
Medidores de Presión:
PT-501. (PT: Transmisor de Presión)
PT-503. (PT: Transmisor de Presión)
PT-505. (PT: Transmisor de Presión)
PT-506. (PT: Transmisor de Presión)
PT-507. (PT: Transmisor de Presión)
PT-508. (PT: Transmisor de Presión)
FIGURA 24: Transmisor de Presión. 503. Unidad de Recepción Beaterio
77
FIGURA 25: Transmisor de Presión 506. Unidad de Recepción Beaterio
FIGURA 26: Transmisor de Presión 507. Unidad de Recepción Beaterio
Medidor de Temperatura:
TT-506: (TT: Transmisor de Temperatura)
78
FIGURA 27: Termómetro (Transmisor de Temperatura 506). Unidad de
Recepción Beaterio.
Medidor de densidad:
DT-502: (DT: Transmisor de Densidad)
FIGURA 28: Transmisor de Densidad 502. Unidad de Recepción Beaterio.
Contadores de fluido:
FT-501: (FT: Transmisor de caudal)
FT-502: (FT: Transmisor de caudal)
79
FIGURA 29: Unidad de conteo de Hidrocarburos 502. Beaterio.
Variadores de Presión:
PCV-503: (PCV: Válvula de control de Presión)
PCV-504: (PCV: Válvula de control de Presión)
FIGURA 30: Válvula de control de Presión 503. Unidad de Recepción
Beaterio
Variadores de flujo:
FCV-505: (FCV: Válvula de control de caudal)
FCV-506: (FCV: Válvula de control de caudal)
80
FIGURA 31: Válvula de Control de Caudal 505. Unidad de Recepción
Beaterio.
3.4.- SISTEMA DE CONTEO DE HIDROCARBUROS:
Los contadores de hidrocarburos que funcionan en la unidad de recepción
son de tipo turbina, a continuación se presenta los principios de medición por
medio de fórmulas y procedimientos.
Es importante mencionar que hoy en día la mayor parte de los procesos de
medición están completamente automatizados, por esta razón, los modelos
matemáticos para el cálculo de volúmenes manual, a pesar de tener una
importancia fundamental en ingeniería, cada vez están quedando obsoletos
en la recepción y medición de derivados de petróleo y solamente son
requeridos en los procesos de diseño de equipos, software e instalación de
los mismos.
A continuación se presenta el siguiente modelo matemático, que determina
la cantidad de fluido que contabiliza el medidor de turbina:
Las condiciones estándar según las normas API están establecidas a una
temperatura de 60 ºF y 14,7 psi de presión.
81
El líquido medido presenta cambios en su densidad por motivo de variación
de temperatura, por esta razón, se emplea un factor de corrección de
temperatura en función de la densidad del fluido:
𝐶𝑇𝐿𝑚 = 𝜌𝑚
𝜌60º𝐹 EC. [ 11 ]
Dónde:
ρm: Densidad del fluido a temperatura del medidor.
ρ@60ºF: Densidad del fluido a condición estándar.
CTLm: Factor de corrección por temperatura.
Debido a que la presión es otra de las variables importantes, también se
emplea un factor de corrección por presión:
𝐶𝑃𝐿𝑚 =1
1−[𝑃𝑚+(𝑃𝑏−𝑃𝑒)]𝐹𝑚 EC. [ 12 ]
Dónde:
CPLm: Factor de corrección por presión.
Pm: Presión manométrica en el medidor. (Psi)
Pb: Presión a condición estándar. (14,7 Psi)
Pe: Presión de vapor a temperatura de operación. (Psi)
Fm: Factor de compresibilidad del líquido. (1/Psi)
Para la medida del volumen en un medidor de turbina se emplea la siguiente
ecuación, considerando que han sido añadidos los factores de corrección de
presión y temperatura, de esta manera:
𝑉𝑚 =𝑁
𝐾(𝐹𝑀)(𝐶𝑃𝐿𝑚)(𝐶𝑇𝐿𝑚)
Reemplazando los factores de corrección por presión y temperatura tenemos
la siguiente ecuación:
82
𝑉𝑚 =𝑁
𝐾(𝐹𝑀) (
𝜌𝑚
𝜌60º𝐹) (
1
1−[1+(𝑃𝑏−𝑃𝑒)]𝐹𝑚) EC. [ 13 ]
Dónde:
Vm: Volumen neto de hidrocarburo (pies cúbicos)
N: Total de pulsos emitidos por el medidor (Pulsos)
K: Constante de medidor. (Pulsos / pies cúbicos)
FM: Factor de Medición.
Los datos son extraídos de pruebas de laboratorio tomadas con el fluido que
está siendo medido, la constante K es un dato del equipo de turbina que nos
da el fabricante, el meter factor es tomado de la última calibración realizada
al equipo de medición. Se toma en cuenta el tiempo de la medición.
Los modelos matemáticos son calificados por las normas API:
Norma API – MPMS. Capítulo 12. Sección 2. Cálculo de Cantidades
de Hidrocarburos.
Norma API 2540. Determinación de densidades.
Norma ASTM D1250, para encontrar valores de corrección.
Como se mencionó anteriormente la mayoría de los datos para la aplicación
del modelo matemático son obtenidos de las siguientes maneras:
Pruebas de laboratorio realizadas a los combustibles.
Datos del equipo determinados por el fabricante.
Tablas de densidades de las normas API - MPMS Capítulo 11.
Registros de datos de calibraciones anteriores.
Medidores de variables en línea (manómetros, termómetros).
Para la aplicación del modelo matemático también se requieren las
siguientes ecuaciones que proveen datos de densidades a condiciones de
trabajo.
83
Para determinar la densidad en el equipo de medición se aplica las
siguientes ecuaciones:
𝜌𝑇
𝜌60 𝐹= 𝑒[−𝛼60℉(𝑇𝑇−60 ℉)(1+0,8.𝛼60 ℉(𝑇𝑇−60 ℉))] EC. [ 14 ]
Para extraer el coeficiente de expansión volumétrico se emplea la siguiente
ecuación:
𝛼60℉ =𝐾0
𝜌60℉+
𝐾1
𝜌60℉ EC. [ 15 ]
Dónde:
ρT: Densidad del fluido a temperatura TT. (Kg/mc)
ρ60ºF: Densidad del fluido a condición estándar. (Kg/mc)
α 60ºF: Coeficiente de expansión volumétrico del fluido a
condiciones estándar (1/ºF).
K0 y K1: Constantes de cada combustible.
TT: Temperatura conocida arrojada por el indicador de
temperatura. (ªF).
También es empleado el siguiente modelo matemático para determinar el
factor de compresibilidad isotérmico de los hidrocarburos:
𝐹𝑚 = 0,001. 𝑒
[𝐴+𝐵.𝑇𝑚+𝐶
(𝜌60℉1000
)2+
𝐷.𝑇𝑚
(𝜌60℉1000
)2]
EC. [ 16 ]
Dónde:
Tm: Temperatura del fluido. (ºF)
Fm: Factor de compresibilidad isotérmico (1/Psi)
A;B;C;D: constantes del hidrocarburo.
84
Los valores de densidad son obtenidos en base a equipos de medición
denominados densitómetros, en algunos equipos especialmente los
antiguos, es requerida una corrección por efectos de temperatura y presión,
en base a esta aclaración se puede utilizar el siguiente modelo matemático:
La densidad sin factores de compensación se expresa por la siguiente
ecuación:
𝜌𝑇 = 𝐾0 + (𝐾1. 𝑡) + (𝑡2. 𝐾2) EC. [ 17 ]
Dónde:
ρT: Densidad del fluido sin corregir. (Kg/mc)
K0;K1;K2: Constantes dadas por fabricante del densitómetro.
t: Periodo temporal de oscilación del densitómetro.
La densidad compensada por temperatura de trabajo se expresa con la
siguiente ecuación:
𝜌𝑚 = 𝜌𝑇[1 + 𝐾18(𝑇𝑇 − 60℉) + 𝐾19(𝑇𝑇 − 60 ℉)] EC. [ 18 ]
Dónde:
ρm: Densidad compensada por temperatura.
K18; K19: Constantes del densitómetro.
TT: Temperatura en el densitómetro. (ºF).
La densidad compensada por presión y temperatura se determina con la
siguiente ecuación:
𝜌𝑃𝑇 = 𝜌𝑚 + (1 + 𝐾20. 𝑃𝑇) + 𝐾21. 𝑃𝑇 EC. [ 19 ]
𝐾20 = 𝐾20𝐴 + 𝐾20𝐵. 𝑃𝑇
85
𝐾21 = 𝐾21𝐴 + 𝐾21𝐵. 𝑃𝑇
Dónde:
K20; K21: Son constantes del densitómetro.
PT: Presión obtenida en el densitómetro.
ρPT: Densidad corregida por presión y temperatura.
3.5.- DESPACHO A TANQUES DE ALMACENAMIENTO.
Una vez terminado el proceso de recepción cada combustible debe
distribuirse a su respectivo tanque de almacenamiento, a continuación se
realiza un esquema de cada uno de los tanques que se encuentran en la
terminal con el producto que lo contienen.
88
CAPÍTULO IV
4.- SISTEMA AUTOMÁTICO DE TRANSFERENCIA DE
PRODUCTOS EN CUSTODIA (LACT) EN LA
TERMINAL DE PRODUCTOS LIMPIOS EL BEATERIO.
4.1.- DESCRIPCIÓN GENERAL
La unidad LACT es un conjunto de equipos montados sobre un patín, que
se encarga de la medición de la cantidad de producto que ingresa a la
terminal, su principal beneficio es la exactitud que provee la unidad en la
medición dinámica de los hidrocarburos; la unidad LACT es la encargada de
la transferencia de custodia, es decir, el cambio de responsabilidad del
producto de un vendedor a un comprador.
La unidad LACT desempeña el mismo papel de la unidad de recepción en la
terminal, el conteo de combustibles que ingresan por el poliducto hasta ser
distribuido a los tanques de almacenamiento.
La unidad LACT esta automatizada al igual que la unidad de recepción,
presentando datos de las variables medidas en el software de la
computadora de flujo.
Otro importante beneficio del sistema comprende la medición y
caracterización de la calidad del crudo que ingresa a la terminal, por medio
de medidores y un sistema de muestreo se puede realizar los diferentes
análisis de laboratorio.
La unidad LACT tiene un medidor de tipo coriolis, debido a que se manejan
grandes volúmenes de productos limpios o refinados. Cada uno de los
equipos cumple con determinada función.
89
La unidad LACT consta de 3 partes importantes, el equipo de muestreo, el
medidor y el probador.
A continuación se presenta el funcionamiento operativo de la unidad con
cada uno de sus equipos.
95
FIGURA 33: Diagrama de Flujo Unidad de Recepción con Unidad LACT Terminal Beaterio.
(EP PETROECUADOR, 2015)
96
4.2.- DESCRIPCIÓN DEL PROCESO DE MEDICIÓN Y
OPERACIÓN
A continuación se realiza una descripción del proceso de medición ejecutado
por la unidad LACT, es importante destacar que se tomó en cuenta los tres
elementos más importantes de la unidad como son el muestreador, el
medidor y el probador en solo un diagrama PI&D de la FIGURA 32.
A un kilómetro de distancia se encuentra un medidor de densidad que se
encarga de registrar la densidad de los fluidos que están llegando a la
terminal.
El fluido ingresa a todo el sistema por tuberías que son instaladas según las
normativas ANSI, anterior a la instalación de las tuberías se debe analizar
los parámetros y variables de operación del sistema, para una buena
selección del material y el tamaño de las tuberías; generalmente se utiliza
tuberías de acero al carbón, ya que solamente se maneja productos limpios,
la medida de la tubería se incrementó a 12¨ con el fin de registrar mayores
flujos volumétricos en relación a la unidad de recepción anterior, en el
ANEXO # 10 se indica el cambio de tuberías efectuado para la unidad LACT;
la temperatura y presión de operación también establecen el tipo de tuberías
a utilizarse.
La unidad LACT fue instalada a continuación del variador de presión (PCV –
503) de la unidad de recepción anterior, como se muestra en la FIGURA 33.
Al ingresar el fluido atraviesa el sistema de bombas booster que impulsa al
combustible hasta los variadores de flujo o válvula operadas por motor
(MCV 2-08-A ó MCV 2-08-D), las bombas booster están instaladas en base
a la norma API o ANSI, pueden ser de tipo centrifuga o de tipo pistón, por lo
general en la unidad LACT las bombas que más se utilizan son las de tipo
centrifuga, debido a las desventajas que ejercen las bombas de tipo pistón al
generar gran cantidad de pulsos que afectan la medición.
97
Las tuberías se dividen creando dos trenes de medición en la unidad LACT,
con similitud en número de equipos e instrumentos de medida, generalmente
funciona un tren de medición de los dos disponibles por motivos de
seguridad y respaldo
Las válvulas operadas por motor (MCV 2-08-A ó MCV 2-08-D) son las
encargadas de modificar el flujo para beneficios operativos y de corrección
de flujo con un rango de variación de 0 a 100%, es decir, para un mejor
desempeño del muestreador, en caso de toma de muestras del fluido en
tránsito o una mayor eficiencia en la detección de la calidad de producto,
cuyos valores son representados en la computadora de flujo de la unidad.
El fluido atraviesa los primeros transmisores de presión diferencial (PDT 02-
08–A ó PDT 02-08-B) con un rango de operación de ´-45 a 45 ºF, los
elementos registradores de presión se encuentran instalados antes y
después del muestraedor con el fin de determinar la caída de presión
producida, también se encuentran ubicados los indicadores de presión (PI 2-
08-1A ó PI 2-08-2A). Los parámetros de operación de los equipos se
describen más adelante.
El fluido llega a uno de los equipos más importantes de la unidad LACT que
es el muestreador que contiene un filtro con eliminador de aire (F 2-08-A ó
F2-08-B), esta unidad es la encargada de tomar muestras representativas
del crudo que se encuentra en tránsito, por medio de extractores de
muestras, estos extractores funcionan en base a sondas que recolectan
muestras del producto, las especificaciones y condiciones de muestreo
requieren que los grabs sean tomados en relación a la rata de flujo.
Las características de operación del muestreador basado en el tipo de
fluidos se encuentran en la TABLA 13.
98
TABLA 13: Características Operacionales del Muestreador Unidad LACT.
(EP PETROECUADOR, 2015)
Las configuraciones de los equipos toma muestras es variada, las muestras
extraídas determinan las características del hidrocarburo y se presentan en
hojas de resultados al comprador y vendedor del producto.
Una vez que termina el proceso de muestreo por medio del Sampler, el
fluido se dirige al medidor de Coriolis (FIT 2-08-A ó FIT 2-08-B), cuyos
parámetros operativos se encuentran descritos en la FIGURA 36.
El fluido atraviesa las válvulas de alivio térmico (TERV 2-08-A ó TERV 2-08-
B) con set @ 143 psig.
El medidor es el encargado de contabilizar el hidrocarburo, en este caso se
utiliza un medidor de tipo Coriolis por el manejo de productos limpios, ya que
tenemos viscosidades muy bajas y otras características que influyen en la
selección del medidor; el medidor de tipo Coriolis es el más adecuado para
manejar y contabilizar flujos másicos. Los medidores de la unidad LACT
están en rangos de temperaturas de operación entre -240 F a 240 ºC,
registra mayores cantidades de fluido medido contabilizado en Barriles por
día y Barriles totales. El tipo de medidor de la unidad LACT de la Terminal El
Beaterio es de marca CSA. El elemento de medición se rige en base a las
normas ASME, posee un sensor de flujo (FE 2-08-A ó FE 2-08-B) y un
transmisor de densidad (DT 2-08-A ó DT 2-08-B).
Una vez contabilizado el combustible derivado del petróleo sigue su proceso
por la unidad LACT; posterior al medidor másico de Coriolis existe una
válvula controladora de flujo después del medidor (MCV 2-08-B ó MCV 2-08-
99
E), encargada del acondicionamiento de flujo con rango de variación entre 0
– 100%. Entre el elemento de coriolis y la válvula reguladora de flujo se
encuentran los transmisores electrónicos de presión (PIT 2-08-A ó PIT 2-08-
B) encargados de registrar la presión del combustible que fue medido por el
elemento de Coriolis.
Después de los Transmisores de Presión se encuentran instalados
transmisores Electrónicos de Temperatura (TIT 02-08-A ó TIT 02-08-B),
estos transmisores se encargan de registrar la temperatura del fluido que
sale del medidor de coriolis con un rango entre -328 ºF a 1112 ºF.
El fluido puede continuar su sistema llegando a otra válvula controladora de
flujo (MCV 2-08-C). Cuando se requiere el uso del probador se desactiva o
se bloquea la válvula con el fin dirigir el combustible al prover.
Si fuera necesaria una corrida de calibración del probador, el fluido se
desplaza hasta la válvula controladora de flujo (MCV 02-08-F), encargada de
corregir el fluido que va a ingresar al probador.
Algunos elementos de medición registran las variables del combustible antes
de ser ingresado al probador, primero atraviesa un transmisor y un indicador
de densidad (DT 2-08-C, DI 2-08-1B); el transmisor electrónico de
temperatura (TIT 02-08-C) se encarga de registrar la variable del
combustible con rangos entre 0 – 150 ºF. Siguiendo por la línea del prover
se encuentra un transmisor electrónico de presión con un indicador de
presión (PIT 2-08-C) encargado de registrar alores con rangos entre 0 – 150
ºF, antes de que el combustible ingrese al probador.
El probador es el tercer sistema importante de la Unidad LACT, según las
normativas de funcionamiento realizadas por fuentes fiscalizadoras se
requiere el uso del probador diario durante el mes de prueba, para verificar
la exactitud de las mediciones.
El probador es un calibrador de referencia, tiene como principal objetivo
determinar la exactitud de medida, en este caso del medidor de coriolis de la
100
unidad LACT, así como también representar la desviación de medición del
instrumento, determinando el factor de medición (MF).
La configuración de los probadores puede ser variada según las
características de fluido y operación, pueden ser unidireccionales de esferas,
bidireccionales de esfera o bidireccionales de pistón.
El principio de funcionamiento se basa en dejar pasar el fluido por las
válvulas de bloqueo hasta la válvula de cuatro vías del probador, el
desplazamiento de la esfera pasa por un primer sensor indicando el principio
de la operación de calibración , la esfera sigue su paso por la cabina
llegando a un segundo sensor, este último sensor emite una señal eléctrica
con su respectiva cantidad de pulsos, el número de pulsos son corregidos a
presión y temperatura y comparados con el volumen del probador.
El prover consta de elementos que registran la temperatura durante la
operación (TIT 2-08E, TE 2-08-E).
Estas mediciones son comparadas con el volumen de fluido contabilizado
anteriormente por el medidor y de esta manera refleja la exactitud y la
desviación del medidor.
Una vez que el fluido atraviesa el segundo sensor se termina el proceso de
calibración con las mediciones obtenidas, la válvula de salida del prover es
abierta y fluido regresa nuevamente a la tubería principal del sistema
pasando por una válvula de alivio térmico (TERV 2-08-C). El flujo que
retorna del probador llega hasta una válvula controladora de flujo (MCV 2-
08-G) para corregir el flujo con un rango de variación del 0 – 100%.
Se establece un mantenimiento cada 3 meses para medidores maestros,
cada 3 años para equipos móviles y pequeños y cada 5 años para
probadores fijos.
De esta manera el fluido es contabilizado y presentado en los registros de
volúmenes que ingresan y se despachan de la terminal.
101
A continuación el fluido contabilizado llega al manifold de válvulas que
direccionan el fluido a los tanques de almacenamiento.
4.3.- EQUIPOS E INSTRUMENTACIÓN UNIDAD LACT.
La descripción de los equipos e instrumentos son descritos con base al
diagrama PI&D de la unidad LACT presentado en la FIGURA 32.
Medidores de Presión:
PIT 02-08-A. (Transmisor Electrónico de Presión)
PIT 02-08-B (Transmisor Electrónico de Presión)
PIT 02-08-C (Transmisor Electrónico de Presión)
Los Transmisores Electrónicos de Presión operan con un rango de presión
entre -15 psig y 150 psig. Modelo PMP 71.
PDT 02-08-A (Transmisor Electrónico de Diferencial de Presión)
PDT 02-08-B (Transmisor Electrónico de Diferencial de Presión)
Los Transmisores Electrónicos de Diferencial de Presión operan con un
rango de presión entre -45 psig y 45 psig. Modelo PDM 75.
102
FIGURA 34: Medidor de presión Unidad LACT. Terminal Beaterio
FIGURA 35: Medidor de Presión Unidad LACT. Terminal Beaterio
Medidores de Temperatura:
TIT 02-08-A: (Transmisor Electrónico de Temperatura)
103
TIT 02-08-B: (Transmisor Electrónico de Temperatura)
TIT 02-08-C: (Transmisor Electrónico de Temperatura)
Los Transmisores Electrónicos de Temperatura están en un rango entre los
-328 ºF a 1112 ºF, modelo T14.
Transmisores de flujo:
FIT 2-08-A: (Transmisor Electrónico de Flujo)
FIT 2-08-B: (Transmisor Electrónico de Flujo)
Las condiciones de Servicio de los Transmisores de Flujo son:
En la Unidad LACT existe un medidor másico de flujo de tipo Coriolis de
marca CSA, el rango de temperatura aceptable para el medidor está entre
los -240 a 240 C; la presión máxima permisible es de 720 psig. Estos datos
fueron extraídos de la lámina de seguridad del equipo expuesta en el
ANEXO # 11.
Operan caudales entre 972 – 4980 BPH, Gravedad Específica entre 0.7316
– 0.842, viscosidad @80ºF entre 0.8803 – 8.532 cSt.
FIGURA 36: Medidor de Coriolis Unidad LACT. Terminal Beaterio
104
Variadores de flujo o Válvulas Operadas por Motor
MCV 02-08-A (Válvulas Operadas por Motor)
MCV 02-08-B (Válvulas Operadas por Motor)
MCV 02-08-C (Válvulas Operadas por Motor)
MCV 02-08-D (Válvulas Operadas por Motor)
MCV 02-08-E (Válvulas Operadas por Motor)
MCV 02-08-F (Válvulas Operadas por Motor)
MCV 02-08-G (Válvulas Operadas por Motor)
Las condiciones de servicio se encuentran en la TABLA 14:
TABLA 14: Condiciones de servicio Válvulas Operadas por Motor
(EP PETROECUADOR, 2015)
FIGURA 37: Variador de Caudal antes del probador. Terminal Beaterio.
105
FIGURA 38: Variadores de Flujo Unidad LACT. Terminal Beaterio.
Equipos especiales:
Muestreador: El sistema de muestreo tiene capacidades según las
características de operación, las velocidades de flujo deben estar sobre los 8
ft/s, los volúmenes receptados se adecuan respecto al caudal de ese
momento.
El muestreador de la unidad LACT es de marca Jamison, la presión máxima
permisible de operación es de 428 psi, tiene una certificación del grupo
Myriad para su funcionamiento. Estos datos fueron extraídos de la lámina de
seguridad del equipo expuesta en el ANEXO # 12.
106
FIGURA 39: Sistema de Extracción de Muestras Unidad LACT. Terminal
Beaterio
Bombas centrifugas: Impulsan el fluido en el sistema, sus capacidad están
dadas por el tamaño del motor y cantidad de fluido en el sistema entre 200 y
400 BPH.
FIGURA 40: Bomba centrifuga para unidad LACT.
(Arias; Ruales, 2008)
Probador: Capacidades según las características de operación, una
capacidad de volumen en detectores entre 11 BBL y una velocidad máxima
de 3.4 ft/s. Es de marca Emerson- Daniels, un probador compacto para
unidad LACT, a continuación se describen los equipos del probador:
107
Probador compacto con una capacidad de 2862 metros cúbicos por
hora.
Una válvula de control de presión.
Un medidor de densidad (DT-170123-01-05B)
Un manómetro con manifold de 1/2``. (PI-170123-01-05B)
Un transmisor de presión con manifold de ½`` (PIT-170123-01-05B)
Transmisor de temperatura con termómetro acoplado (TIT-170123-01-
05B)
Una caja de conexiones con fibra de vidrio.
Peso neto del equipo 1800 Kg, sus dimensiones 2 metros de alto, 2m
de ancho y 4m de largo.
FIGURA 41: Probador de la Unidad LACT. Terminal Beaterio
108
4.4.- SISTEMA DE CONTEO DE HIDROCARBUROS UNIDAD
LACT.
4.4.1.- MODELO MATEMÁTICO BASADO EN LA NORMA API – MPMS
CAPÍTULO 12 SECCIÓN 2:
El modelo matemático es el mismo que en el capítulo 2, se presenta la
misma ecuación:
𝑉𝑚 =𝑁
𝐾(𝐹𝑀) (
𝜌𝑚
𝜌60º𝐹) (
1
1 − [1 + (𝑃𝑏 − 𝑃𝑒)]𝐹𝑚)
Dónde:
Vm: Volumen neto de hidrocarburo (pies cúbicos)
N: Total de pulsos emitidos por el medidor (Pulsos)
K: Constante de medidor. (pulsos / pies cúbicos)
FM: Factor de Medición.
La diferencia radica en el dato de meter factor FM, ya que el probador de la
unidad LACT calibrará el equipo diariamente o cada 3 días, dando una
mayor exactitud en relación a la unidad de recepción convencional.
Modelo Matemático Establecido por la Norma API MPMS 12.2. Calculation
on Petroleum Quantities
Este modelo matemático fue extraído de la norma API MPMS 12.2 sección 2
que establece los cálculos de las cantidades volumétricas de hidrocarburos
determinados por el medidor, estos modelos son aplicables según los
parámetros de operación de cada medidor y del proceso. Se presenta la
descripción de la obtención de los datos de la siguiente manera:
- Determinar GSVp
109
El GSVp se obtiene con las siguientes ecuaciones:
𝐺𝑆𝑉𝑝 = 𝐵𝑃𝑉 𝑥 𝐶𝐶𝐹𝑃 EC. [ 20 ]
𝐶𝐶𝐹𝑝 = 𝐶𝑇𝑆𝑝. 𝐶𝑃𝑆𝑝. 𝐶𝑇𝐿𝑝. 𝐶𝑃𝐿𝑃
Dónde:
GSVp: Volumen neto estándar en el probador.
BPV: Volumen base del probador.
CCFp: Factores de corrección a condiciones del probador.
CTSp: Factor de corrección por temperatura en el prover.
CPSp: Factor de corrección por presión en el prover.
CTLp: Factor de corrección de temperatura en el líquido en el
prover.
CPLp: Factor de corrección de presión en el líquido en el
prover.
1.1.- Determinar CTSp: Este parámetro determina el factor de expansión del
metal que construye el probador por efectos de la temperatura, se podría
obtener en base a la siguiente ecuación:
𝐶𝑇𝑆𝑝 = 1 + [(𝑇𝑝 − 𝑇𝑏)𝑥𝐺𝑐] EC. [ 21 ]
Dónde:
Tp: Temperatura en el prover.
Tb: Temperatura base. (60 F)
Gc: Coeficiente de expansión térmica cúbica en el prover.
Cuando se trabaja con volúmenes pequeños se emplea la siguiente
ecuación:
𝐶𝑇𝑆𝑝 = {1 + [(𝑇𝑝 − 𝑇𝑏)𝑥𝐺𝑎]} + {1 + [(𝑇𝑑 − 𝑇𝑏]𝑥𝐺𝑙} EC. [ 22 ]
110
Dónde:
Td: Temperatura indicada por el termómetro externo.
Ga: Coeficiente de expansión térmica de área del prover.
Gl: Coeficiente lineal de expansión térmica del prover.
TABLA 15: Coeficiente de expansión térmica del acero Gc
(Áreas; Ruales, 2008)
1.2.- Determinar CPSp: Este factor representa la expansión del acero en el
prover por efecto de la presión, se puede obtener este factor con la siguiente
fórmula:
𝐶𝑃𝑆𝑝 = 1 +(𝑃𝑝−𝑃𝑏𝑔).𝐼𝐷
𝐸.𝑊𝑇 EC. [ 23 ]
Dónde:
Pp: Presión de operación en unidades manométricas.
Pbg: Presión base o estándar.
ID: Diámetro interno de la tubería del prover.
E: Factor de elasticidad en el acero del prover.
WT: Espesor de las paredes de la tubería del prover.
111
TABLA 16: Factor de Elasticidad del acero. (E)
(Áreas; Ruales, 2008)
1.3.- Determinar CTLp: Este factor corrige la expansión térmica del líquido
en el prover, es importante mencionar que cada factor de corrección se
determina según el líquido que se está midiendo ya que se toman en cuenta
factores químicos como la densidad, API y la temperatura del líquido que
fluye en ese instante. Estos factores se pueden determinar en la norma API
– MPMS Capitulo 11. En las tablas de corrección por temperatura que se
colocan en el ANEXO # 13 y ANEXO # 14.
1.4.- Determinar CPLp: Este factor representa el índice de corrección
aplicada por la compresibilidad del líquido en el prover, este factor es medido
en base a condiciones químicas como la densidad del fluido que se está
midiendo en ese momento, el API, la presión del prover y la temperatura del
prover.
El CPLp también se puede calcular en base a la siguiente ecuación:
𝐶𝑃𝐿𝑝 =1
1−[(𝑃𝑝+𝑃𝑏𝑎−𝑃𝑒𝑝).𝐹𝑝] EC. [ 24 ]
Dónde:
Pba: Presión base o estándar en unidades absolutas.
Pep: Presión de vapor de equilibrio en unidades absolutas.
Fp: Factor de compresibilidad del líquido a condiciones de
prover.
112
El Factor de compresibilidad del líquido a condiciones del prover se lo puede
extraer con base a la siguiente ecuación:
𝐹𝑝 = 𝑒𝑥𝑝(−1.99470 + 0.00013427 𝑥 𝑇 +
0.79392
𝐺𝑆2 + 0.0023260 𝑥 𝑇
𝐺𝑆2) EC. [ 25 ]
Dónde:
T: Temperatura promedio del probador.
GS: Gravedad Específica.
Los factores de corrección para líquidos también se pueden establecer con
base a la siguiente norma:
- Norma MPMS Capitulo 11 sección 1. Temperature and Pressure
volumen. Correction Factor for Generalized Crude Oil, Refined Products.
Los datos pueden obtenerse guiándose a procedimientos de la parte 11.1.3
de la norma MPMS Cap 11. Outline of Calculation Procedures.
- Determinar ISVm:
El ISVm es el Volumen estándar indicado por el medidor el momento que
pasa el fluido, se puede expresar con la siguiente fórmula tomando en
cuenta los factores de corrección:
𝐼𝑆𝑉𝑚 = 𝐼𝑉𝑚. 𝐶𝐶𝐹𝑚 EC. [ 26 ]
Dónde:
ISVm: Volumen estándar indicado por el medidor.
IVm: Volumen del medidor sin factores de corrección.
CCFm: Factores de corrección del medidor a condiciones de
prueba.
1.1.- Obtener IVm: Este factor representa la cantidad de pulsos emitidos
durante un proceso de medición, es posible obtener este factor con la
siguiente ecuación:
113
𝐼𝑉𝑚 =𝑁
𝑁𝐾𝐹ó
𝑃𝑟𝑜𝑚𝑒𝑑𝑖𝑜 𝑑𝑒 𝑃𝑢𝑙𝑠𝑜𝑠𝑃𝑢𝑙𝑠𝑜𝑠
𝐵𝑎𝑟𝑟𝑖𝑙𝑒𝑠
EC. [ 27 ]
Dónde:
N: Cantidad o número de pulsos durante la medición.
NKF: Factor K, pulsos por unidad de volumen.
Es importante mencionar que la cantidad de pulsos se obtiene de las 5
corridas más importantes, utilizando como indicador la repetitividad de los
datos arrojados con un margen de error menor al 0.025 %.
1.2.- Determinar CCFm: Este factor representa los factores de corrección en
el medidor y se pueden expresar con la siguiente fórmula:
𝐶𝐶𝐹𝑚 = 𝐶𝑇𝐿𝑚 𝑥 𝐶𝑃𝐿𝑚
Los factores de corrección por presión y temperatura en el medidor casi
siempre son despreciables por esta razón no son tomados en cuenta CPSm
y CTSm.
1.2.1.- Determinar CTLm: Este factor representa la corrección por la
expansión térmica producida por el líquido en el medidor, se toman en
cuenta factores como la densidad, API y temperatura del medidor; por esta
razón para cada combustible medido debe existir un factor de corrección
diferente.
De la misma manera este valor se puede obtener en base a las tablas de la
norma API – MPMS Capítulo 11 que fueron colocadas en el ANEXO # 13 y
ANEXO # 14.
1.2.2.- Determinar CPLm: Este factor representa la corrección establecida
por efecto de la compresibilidad del líquido en el medidor, de igual manera
se toman en cuenta variables como la densidad, la presión del medidor y el
API del combustible.
114
El CPLm también se puede obtener en base a la siguiente ecuación:
𝐶𝑃𝐿𝑚 =1
1−[(𝑃𝑚+𝑃𝑏𝑎−𝑃𝑒𝑚)−𝐹𝑚] EC. [ 28 ]
Dónde:
Pm: Presión del líquido en el medidor.
Pba: Presión base o estándar en unidades absolutas.
Pem: Presión de vapor de equilibrio del líquido en el medidor.
Fm: Factor de compresibilidad del líquido en el medidor.
Desde este paso en adelante se emplea el método de promedio de datos
para obtener el valor del factor de medición:
- Determinar IMF:
Este valor representa un factor de medición intermedio y es determinado por
el método de promedio de factor de medición, se puede obtener en base a la
siguiente ecuación:
𝐼𝑀𝐹 =𝐺𝑆𝑉𝑝
𝐼𝑆𝑉𝑚 EC. [ 29 ]
Dónde:
GSVp: Volumen bruto estándar del prover.
ISVm: Volumen estándar indicado por el medidor.
- Calcular repetibilidad
Este factor se calcula con el siguiente procedimiento:
Se toma en cuenta cada uno de las variables de medidor y de probador, así
como también, las diferentes corridas de calibración realizadas en el
probador, la repetibilidad encontramos con la siguiente ecuación:
115
𝑅% =𝑀𝑎𝑥−𝑀𝑖𝑛
𝑀𝑖𝑛𝑥100 EC. [ 30 ]
- Calcular el Factor de Medición MF:
El factor de medición es calculado para determinar la inexactitud que tienen
los medidores en relación al prover, se puede extraer de la siguiente
manera:
𝑀𝐹 =∑ 𝐼𝑀𝐹
𝑛 EC. [ 31 ]
Dónde:
N: El número de IMF obtenidos.
Se podría calcular también el factor de medición compuesto (CMF),
básicamente este factor se puede obtener cuando los valores de densidad,
temperatura y presión se consideran constantes cuando existe el periodo de
medición, o también en relación al factor de corrección por compresibilidad
(CPL), se presenta la siguiente ecuación:
𝐶𝑀𝐹 = 𝑀𝐹 𝑥 𝐶𝑃𝐿𝑚 EC. [ 32 ]
A continuación se presenta un ejemplo de este método, copiado de la norma
API MPMS 12.2 sección 3 para fines de comprensión:
FIGURA 42: Ejemplo factor de medición promedio.
(API – MPMS, 2009)
116
4.4.2.- MODELO MATEMÁTICO EMPLEADO EN EL SOFTWARE DE
CÁLCULO DEL COMPUTADOR DE FLUJO DE LA UNIDAD LACT
TERMINAL EL BEATERIO
El siguiente modelo matemático fue configurado en la computadora de flujo
de la unidad LACT, para registrar los volúmenes medidos por intermedio del
medidor de coriolis, y obtener un factor de medición (MF):
- Cálculos de Densidad
El cálculo de densidad es registrado a condiciones de operación (presión y
temperatura de operación) por medio de los densitómetros, los
computadores de flujo se encargan de transformar el valor medido, a
condiciones estándar. Los factores de corrección del fluido por temperatura y
presión son calculados en base a la siguiente norma:
API – MPMS 11.1 Temperature and Pressure Volume Correction Factors for
Generalized Crude Oils, Refined Products and Lubricating Oils, May 2004.
- Calculo Tasa de flujo Indicada.
El medidor proporciona señales de pulso, aplicando el factor K del medidor
se obtiene la rata de flujo indicada en base a la frecuencia de pulsos.
𝑄𝑖𝑚 =𝑓 𝑥 3600
𝑀𝐾𝐹 EC. [ 33 ]
Dónde:
Qim: Tasa de Flujo Indicada
f: Frecuancia de Pulsos.
MKF: Factor K.
- Cálculo Tasa de Flujo Másico.
La siguiente fórmula es empleada para obtener la tasa de flujo másico
corregida:
117
𝑄𝑀 = 𝑄𝐼𝑀𝑥 𝑀𝐹 𝑥 𝑀𝐵𝐹 𝑥 𝐿𝐶𝐹 EC. [ 34 ]
Dónde:
Qm: Tasa de Flujo Másico Corregida.
MF: Factor de Medición.
MBF: Factor de Corrección del Cuerpo del Medidor
LCF: Factor de Corrección del Fluido.
- Cálculo de la Tasa de Flujo de Volumen Bruto:
El cálculo del Caudal Volumétrico Bruto se lo realiza a partir de la tasa de
flujo másico y la densidad del fluido, se emplea la siguiente ecuación:
𝑄𝐺𝑉 =𝑄𝑀 𝑥 1000
𝜌 𝑥 𝑁𝑓𝑡3𝑏𝑏𝑙 EC. [ 35 ]
Dónde:
ρ: Densidad.
QGV: Caudal Volumétrico Bruto Corregido
Nft3bbl: Factor de Corrección de pie cubico a barril (1 BLS =
5,6145826 ft3)
Para calcular el QGV a condiciones estándar, introducimos los valores de
densidad en condiciones estándar.
Las ecuaciones programadas en la Computadora de Flujo para determinar el
Factor de Medición son las siguientes:
- Para determinar el factor de corrección por temperatura en el Probador
CTSp se emplea la ECUACIÓN 22.
- La fórmula implementada en la computadora de flujo para el cálculo del
CPSp se presenta en la ECUACIÓN 23.
118
- La ecuación que determina el factor de medición MF es la siguiente:
𝑀𝐹𝑝 =𝑃𝑉𝐵 𝑥 𝐶𝑇𝑆𝑃 𝑥 𝐶𝑃𝑆𝑃 𝑥 𝜌𝑃(
𝑁𝑓𝑡3𝑏𝑏𝑙
1000)
𝑃𝑓
𝑀𝐾𝐹
EC. [ 36 ]
Dónde:
MFp: Factor de medición en el Prover.
PVb: Volumen Base del Prover a condiciones de Referencia.
(bbl)
CTSp: Factor de corrección por temperatura en el prover.
CPSp: Factor de corrección por presión en el prover.
Ρp: Densidad en el prover (Densitómetro del prover). (lb/ft3)
Nft3bbl: Factor de Corrección de pie cubico a barril (1 BLS =
5,6145826 ft3)
Pf: Pulsos Registrados. (Pulsos).
Los resultados de los cálculos realizados por la computadora de flujo de la
unidad LACT se presentan en los formatos de la FIGURA 43 Y FIGURA 44:
122
CAPÍTULO V
5.- ANÁLISIS Y COMPARACIÓN DE DATOS ENTRE
UNIDAD DE RECEPCIÓN (DATOS POR
CONTADORES) Y DATOS UNIDAD LACT.
En este capítulo se realizó la comparación de datos entre la unidad LACT y
el tren de medición convencional por medio de datos adquiridos por los
contadores, se realizó también una comparación de datos entre los
contadores y las mediciones realizadas por el aforo de los tanques a
condiciones estándar. Los datos de aforo de los tanques en la terminal de
Productos Limpios el Beaterio son registrados en formatos de control
volumétrico llevadas a cabo diariamente, en los mismas formatos de control
volumétrico se establece los datos de los ingresos de combustibles que
pasan por la unidad de recepción de la terminal registrada por las turbinas a
sus determinadas horas como se muestra en el ANEXO # 16.
El siguiente análisis está enfocado a la determinación de la diferencia de
mediciones que existe entre las unidades anteriormente mencionadas; las
diferencias volumétricas que se extrae de esta comparación es producto de
la desviación e inexactitud de los equipos del tren de medición convencional
en relación a una nueva tecnología que en este caso es la unidad LACT.
La comparación de datos realizada está enfocada a la siguiente norma:
OILM R117 - Sistema de Medida para líquidos con excepción del
agua. (Sistemas de Medición de Flujo Volumétrico).
123
5.1.- NORMA OIML R117 (ORGANIZACIÓN INTERNACIONAL
DE METROLOGÍA LEGAL)
La norma está enfocada a los Sistemas de Medición de Flujo Volumétrico, la
cual especifica los requerimientos técnicos y metrológicos a los sistemas de
medición dinámica; con base a esta norma podremos determinar el error
máximo permisible para nuestra comparación de datos.
La norma presenta las siguientes tablas de clasificación para los errores
máximos permisibles relativos:
TABLA 17: Clases de precisión según el campo de aplicación.
Clase Campo de aplicación
0.3 Sistemas de medida en tuberías
0.5
Todos los sistemas de medida si no se lo a establecido de otro modo en alguna otra parte
de esta tabla, en particular:
dispensadores de combustible para vehículos a motor (que no sean dispensadores de
GLP)
sistemas de medida en autotanques para líquidos de baja velocidad
sistemas de medida para descargado de buque tanque, ferrocarriles tanque y
autotanques
sistemas de medida para leche
sistemas de medida para cargado de buques
sistemas de medida para recarga de combustible en aeronaves
1.0
Sistema de medida (que no sean dispensadores de GLP) para gases licuados bajo presión
medidos a una temperatura igual o sobre –10°C
Dispensadores de GLP para vehículos a motor
Sistemas de medida normalmente en la clase 0.3 o 0.5 pero usados para líquidos:
cuyas temperaturas son menores que –10°C o mayores que 50°C o
cuya viscosidad dinámica es mayor que 1000 mPa.s, o
cuya velocidad máxima de flujo volumétrica no es mayor que 20 L/h
1.5
Sistemas de medida para dióxido de carbono licuado
Sistemas de medida (que no sean los dispensadores de GLP) para gases licuados bajo
presión medidos a temperaturas bajo los –10°C
2.5 Sistemas de medida de líquidos a temperaturas bajo los –153°C
124
(Norma OIML R711, 2001)
TABLA 18: Errores Máximos Permisibles para volúmenes mayores a 2 litros.
Clases de precisión
0.3 0.5 1.0 1.5 2.5
A(*) 0.3% 0.5% 1% 1.5% 2.5%
B(*) 0.2% 0.3% 0.6% 1.0% 1.5%
(Norma OIML R711, 2001)
Las características de A y B de la TABLA 18 corresponden a:
Los errores máximos permisibles en la línea A de la TABLA 18 se aplican a
sistemas de medida completos, para todos los líquidos, todas las
temperaturas, todas las presiones de los líquidos y todas la velocidades de
flujo para las cuales el sistema ha sido pensado, o ha sido aprobado, sin
ningún ajuste entre varios ensayos, para:
Aprobación de modelo.
Verificación inicial de una etapa o en una segunda etapa en una
verificación inicial a dos etapas.
Verificaciones subsecuentes.
Los errores máximos permisibles en la línea B de la TABLA 18 se aplican a:
Aprobación del modelo de un medidor, para todos los líquidos, todas
las temperaturas, todas las presiones de los líquidos y todas las
velocidades de flujo para las cuales el sistema tiene el propósito de
ser aprobado.
Verificación inicial (primera etapa de la verificación) de un medidor
que tiene el propósito de ser dotado de un sistema de medida sujeto a
verificación inicial de dos etapas.
125
Notas:
Se permite un ajuste para cada líquido, pero en este caso el
certificado de aprobación del modelo provee información sobre la
capacidad del medidor para medir todos los líquidos sin precauciones
particulares. Por ejemplo, el medidor puede estar autorizado
solamente para medir un líquido bajo condiciones normales, o puede
ser necesario un dispositivo automático que provee una adaptación
para cada líquido.
Si el medidor está provisto de un dispositivo de corrección o ajuste, es
suficiente verificar que las curvas de errores estén dentro de un
campo de medida igual a dos veces el valor especificado en la línea B
Los datos obtenidos son adquiridos de los formatos de registro emitidos
diariamente en la terminal, con respecto al análisis de la TABLA 18, el error
máximo permisible es % 0.3; se determinó este valor debido a que se
realiza los cálculos en un sistema de tuberías que determina la clase 0,3 en
nuestro sistema presentado en la TABLA 17; en la TABLA 18 se analiza que
nuestro equipo es un medidor de tipo turbina por esta razón seleccionamos
la línea B.
5.2.- CÁLCULO DEL FACTOR DE MEDICIÓN (MF) DEL
MEDIDOR MÁSICO DE CORIOLIS DE LA UNIDAD LACT
TERMINAL EL BEATERIO.
El procedimiento para la obtención del Factor de Medición del elemento de
Coriolis de la Unidad LACT del Beaterio está basado en el modelo
matemático del software de cálculo del computador de flujo. En la FIGURA
45 se presenta un reporte de prueba con su respectivo Factor de Medición, a
continuación se calcula y justifica cuantitativamente los resultados del
reporte:
126
FIGURA 45: Reporte de Prueba Medidor de Coriolis (FIT – 080168-208B)
Para determinar el Factor de Medición se emplea la ECUACIÓN 36:
𝑀𝐹𝑝 =𝑃𝑉𝐵 𝑥 𝐶𝑇𝑆𝑃 𝑥 𝐶𝑃𝑆𝑃 𝑥 𝜌𝑃 (
𝑁𝑓𝑡3𝑏𝑏𝑙
1000 )
𝑃𝑓𝑀𝐾𝐹
Reemplazamos los valores obtenidos del reporte, que también se pueden
adquirir de los parámetros operacionales determinados por los fabricantes
de los elementos de medición:
𝑀𝐹𝑝 =
1.7848 𝐵𝐿𝑆 𝑥 1.0004 𝑥 1.0000 𝑥 62.17𝑙𝑏
𝑓𝑡3 (5.6145
𝑓𝑡3
𝐵𝐿𝑆1000 )
6227.62 𝑝𝑢𝑙𝑠𝑜𝑠
10 000 𝑝𝑢𝑙𝑠𝑜𝑠
𝐵𝐿𝑆
127
𝑀𝐹𝑝 =0,6233
0,6228
𝑀𝐹𝑝 = 1,0009
Con la obtención del MF del elemento de Coriolis (FIT – 08B), se determina
que el margen de desviación de las medidas es de 1.00092. La fiscalización
y transferencia de custodia se realiza con los cálculos obtenidos por medio
de las mediciones de aforo de los tanques de almacenamiento (medidas de
referencia); los valores de la unidad LACT son extraídos de las medidas de
referencia con un margen de desviación del elemento de Coriolis.
A continuación se presenta las tablas de comparación de los datos obtenidos
en campo y las diferencias volumétricas encontradas durante los 8 primeros
meses de año 2014 (Enero - Agosto); el procedimiento de obtención de
datos está basado a la sumatoria de volúmenes diarios registrados en las
hojas de control volumétrico, la cual se presenta en el ANEXO # 15.
TABLA 19: Comparación de datos mes de Enero
TABLA 20: Comparación de datos mes de Febrero
128
TABLA 21: Comparación de datos mes de Marzo
TABLA 22: Comparación de datos mes de Abril
TABLA 23: Comparación de datos mes de Mayo
129
TABLA 24: Comparación de datos mes de Junio
TABLA 25: Comparación de datos mes de Julio
TABLA 26: Comparación de datos mes de Agosto
Según los datos del porcentaje de diferencias obtenidas, el margen de
exactitud de la unidad LACT es mayor en comparación a los datos
registrados por contadores, presentando grandes diferencias en el conteo de
combustibles.
130
La razón para que se produzcan están variaciones tal altas son debido al
tiempo de calibración de los equipos, es decir, la unidad LACT por medio de
su unidad de calibración (Prover), el primer mes de prueba realiza una
calibración diaria al medidor, una vez que pasa el tiempo de prueba se
establece un régimen de tiempo prudente para la calibración del medidor de
coriolis por medio del prover en la unidad LACT, por lo general se establece
un tiempo de calibración de cada 3 días durante los primero meses, luego se
establece el tiempo según características del medidor de coriolis, que resulta
cada 15 días después de los primeros 3 meses de monitoreo.
En la Terminal de Productos Limpios no se encontraron registros de
calibración de los equipos de medición volumétrica en la unidad de
recepción (turbinas), por esta razón, se produce los índices de diferencias
volumétricas tan altas.
Se realizó una comparación entre los datos obtenidos por contadores y los
datos obtenidos por el aforo diario de los tanques de almacenamiento,
resultando una diferencia volumétrica significativa, este cálculo es un
procedimiento convencional realizado para la obtención de balances
mensuales y anuales en la Terminal de Productos Limpios el Beaterio, con
base a esto, se determina las posibles calibraciones de los equipos del tren
de recepción anterior, así como también se ponía en conocimiento las
diferencias volumétricas por errores de medición en los tanques de
almacenamiento. Los datos obtenidos son extraídos del libro de registro
diario llevado por los operadores.
Se realizó la comparación de datos de la unidad LACT y los datos obtenidos
por contadores, el dato que crea la diferencia para la variación volumétrica
es el factor de medición que se extrae de la calibración del elemento de
medida que se encarga del conteo, el prover es el encargado de darnos ese
factor.
El procedimiento empleado para el cálculo de diferencias volumétricas es
una regla de tres simple, para determinar el porcentaje en relación a las
131
medidas reales que en este caso son las calculadas por la unidad LACT y
las medidas referenciales (Aforo), así empleamos el siguiente procedimiento:
𝑀𝑒𝑑𝑖𝑑𝑎 𝑅𝑒𝑓𝑒𝑟𝑒𝑛𝑐𝑖𝑎𝑙 (𝐴𝑓𝑜𝑟𝑜) − 𝐶á𝑙𝑐𝑢𝑙𝑜𝑠 𝐿𝐴𝐶𝑇 = 𝐷𝑖𝑓𝑒𝑟𝑒𝑛𝑐𝑖𝑎 𝑒𝑛 𝐺𝑎𝑙𝑜𝑛𝑒𝑠.
% 𝑑𝑒 𝑑𝑖𝑓𝑒𝑟𝑒𝑛𝑐𝑖𝑎 = 𝐷𝑖𝑓𝑒𝑟𝑒𝑛𝑐𝑖𝑎 𝑒𝑛 𝐺𝑎𝑙𝑜𝑛𝑒𝑠 𝑥 100
𝑀𝑒𝑑𝑖𝑑𝑎𝑠 𝑅𝑒𝑓𝑒𝑟𝑒𝑛𝑐𝑖𝑎𝑙 (𝐴𝑓𝑜𝑟𝑜) EC. [ 37 ]
La norma OILM R117 es una norma reguladora de cálculo de volúmenes, en
este estudio nos indica que la diferencia (error máximo permisible) no debe
exceder el 0.3 %, los datos obtenidos por los tres tipos de medición están
dentro del rango de aceptación, sin embargo, por los cuadros obtenidos es
evidente que el sistema de medición por medio de unidad LACT es el más
exacto y el que posee un margen de desviación muy bajo.
También podemos determinar que la inversión realizada por la compra e
instalación de la unidad LACT justifica los gastos y favorece a la medición
futura de los combustibles.
Se detectó errores en los procedimientos de medida de aforo en los tanques
de almacenamiento, no se cumplen algunos procedimientos, por ejemplo, el
tiempo de espera para que un combustible este completamente en reposo
dentro del tanque de almacenamiento; en muchos de los casos las
mediciones eran realizadas cuando el fluido aún se encontraba en
movimiento lo que daba como resultado errores de medida muy desviados
del valor real; la razón de no cumplir este procedimiento era debido a la
creciente demanda de combustible en la ciudad donde era requerido un
despacho inmediato, y El Terminal no estaba en la capacidad de esperar los
tiempos de reposo establecidos.
Otro error en las medidas por aforo en los tanques de almacenamiento, es
producto del rango de apreciación en las tablas de calibración ya que son de
un milímetro, es decir, las medidas son aproximadas al siguiente valor por lo
132
tanto, medio milímetro que sea aproximado en un tanque de gran capacidad
operativa, resulta un incremento de volumen inexiste contabilizado.
134
CAPÍTULO VI
6.- PROCEDIMIENTO DE CALIBRACIÓN Y
MANTENIMIENTO DE LA UNIDAD LACT.
6.1.- MANTENIMIENTO UNIDAD LACT
El mantenimiento de la unidad LACT es sencillo, este procedimiento
empieza desde el cuidado del equipo de las condiciones del medio
ambiente, es decir, la unidad LACT debe estar cubierta del agua y del viento
para evitar el deterioro de los equipos.
En lo operativo las tuberías deben estar diseñadas para suministrar la
mínima caída de presión en los equipos de la unidad, para este fin, se limita
la velocidad máxima del fluido en el sistema a 14 ft/s y una velocidad mínima
de 3 ft/s.
El probador y los instrumentos de la unidad LACT deben ser calibrados con
las normativas vigentes actualizadas, en el caso de probadores la norma API
- MPMS capítulo 4 sección 8, en resumen 5 años para probadores fijos, cada
3 meses para medidores maestros, cada 3 años para medidores móviles o
desplazables y la calibración de medidores de flujo cada 24 horas según la
norma API durante el mes de prueba; en caso del mantenimiento preventivo
de los equipos e instrumentos mecánicos y eléctricos se debe acudir al
Manual de Medición de Hidrocarburos Capitulo 1.
El desempeño de las válvulas debe ser excelente, de acuerdo al tipo de
servicio para el que se haya instalado el equipo. Se debe realizar una
inspección en las uniones de los instrumentos y equipos instalados, de igual
manera los sistemas de drenaje de la unidad LACT y el probador para evitar
las fugas en el sistema.
135
En el proceso de calibración de los equipos de la unidad LACT se debe
mantener la rata de flujo a un nivel constante y revisar que las condiciones
de operación como presión, temperatura o caudal no sean alterados durante
el procedimiento.
Es importante mantener un constante monitoreo de los equipos de la unidad,
con el fin de realizar acciones correctivas en caso de un mal desempeño de
uno de los equipos del sistema.
6.2.- CALIBRACIÓN UNIDAD LACT
La calibración de los instrumentos es uno de los procedimientos más
importantes que se desarrollan en la industria hidrocarburífera, con el fin de
establecer la exactitud de operación de los equipos.
La exactitud de la unidad LACT depende de la calibración ejecutada por el
probador, este procedimiento es efectuado con mayor frecuencia en
medidores directos, como los medidores de turbina, los medidores de
desplazamiento positivo y medidores de coriolis, esta operación consiste en
una comparación de datos entre un medidor maestro y el medidor que
funciona en la unidad LACT, que en este caso sería un medidor de coriolis.
La norma aplicada para procedimiento de calibración es la siguiente:
Manual of Petroleum Measurement Standards Chapter 4. Proving
Systems. (MPMS).
Manual of Petroleum Measurement Standards Chapter 5. Metering
Section. (MPMS)
Los entes de regulación de nuestro país y los encargados de realizar la
calibración de los equipos son compañías inspectoras independientes con la
supervisión de la Dirección Nacional de Hidrocarburos del Ecuador (DNH).
El objetivo de la comparación de datos obtenidos entre el probador maestro
y el medidor determina un valor llamado el Factor de Medidor (Meter Factor),
136
este valor es adimensional y prueba la inexactitud adquirida por el medidor,
se define en base a la siguiente ecuación:
𝐹𝑎𝑐𝑡𝑜𝑟 𝑑𝑒𝑙 𝑚𝑒𝑑𝑖𝑑𝑜𝑟(𝑀𝐹) =𝑉𝑜𝑙𝑢𝑚𝑒𝑛 𝐸𝑠𝑡á𝑛𝑑𝑎𝑟 𝑑𝑒𝑙 𝑃𝑟𝑜𝑏𝑎𝑑𝑜𝑟 (𝑉𝑠𝑝)
𝑉𝑜𝑙𝑢𝑚𝑒𝑛 𝐸𝑠𝑡á𝑛𝑑𝑎𝑟 𝑑𝑒𝑙 𝑀𝑒𝑑𝑖𝑑𝑜𝑟 (𝑉𝑠𝑛)
De acuerdo a un modelo más simplificado se presenta la siguiente ecuación:
𝐹𝑎𝑐𝑡𝑜𝑟 𝑑𝑒𝑙 𝑀𝑒𝑑𝑖𝑑𝑜𝑟 (𝑀𝐹) = 𝑉𝑏𝑝 𝑥 𝐶𝑇𝑆 𝑥 𝐶𝑃𝑆 𝑥 𝐶𝑇𝐿𝑝 𝑥 𝐶𝑃𝐿𝑝
𝐴𝑐𝑢𝑚𝑢𝑙𝑎𝑑𝑜 𝑑𝑒 𝑃𝑢𝑙𝑠𝑜𝑠
𝐾𝑥 𝐶𝑇𝐿𝑚 𝑥 𝐶𝑃𝐿𝑚
EC. [ 38 ]
Dónde:
Vbp: Volumen Base del Probador a 60 ºF y 0 Psi.
CTS: Factor de corrección por temperatura del probador.
(acero)
CPS: Factor de corrección por presión del probador. (acero)
CTLp: Factor de corrección por temperatura del fluido en el
probador.
CPLp: Factor de corrección por presión del fluido en el
probador.
Acumulado de pulsos: Promedio de pulsos generados por la
esfera al desplazarse por los switches del probador.
K: Constante que corresponde a los pulsos/barriles del
probador.
CTLm: Factor de corrección por temperatura del fluido en el
medidor.
CPLm: Factor de corrección por presión del fluido en el
medidor.
A continuación se presenta un ejemplo del cálculo del Meter Factor de forma
manual a partir de una cartilla de calibración realizada por una empresa
independiente:
137
FIGURA 46: Reporte de Calibración de una Medidor Dinámico.
(Servicios y Tecnologías SRL, 2008)
Según la carta de calibración tenemos los siguientes valores:
𝐹𝑎𝑐𝑡𝑜𝑟 𝑑𝑒𝑙 𝑀𝑒𝑑𝑖𝑑𝑜𝑟 (𝑀𝐹) = 𝑉𝑏𝑝 𝑥 𝐶𝑇𝑆 𝑥 𝐶𝑃𝑆 𝑥 𝐶𝑇𝐿𝑝 𝑥 𝐶𝑃𝐿𝑝
𝐴𝑐𝑢𝑚𝑢𝑙𝑎𝑑𝑜 𝑑𝑒 𝑃𝑢𝑙𝑠𝑜𝑠𝐾 𝑥 𝐶𝑇𝐿𝑚 𝑥 𝐶𝑃𝐿𝑚
𝐹𝑎𝑐𝑡𝑜𝑟 𝑑𝑒𝑙 𝑀𝑒𝑑𝑖𝑑𝑜𝑟 (𝑀𝐹) = 25.6694 𝑥 1.0013 𝑥 1.0001 𝑥 0.9731 𝑥 1.0002
25 605.801 000 𝑥 0.9731 𝑥 1.0002
𝐹𝑎𝑐𝑡𝑜𝑟 𝑑𝑒𝑙 𝑀𝑒𝑑𝑖𝑑𝑜𝑟 (𝑀𝐹) = 25.0189
24.9220
𝐹𝑎𝑐𝑡𝑜𝑟 𝑑𝑒𝑙 𝑀𝑒𝑑𝑖𝑑𝑜𝑟 (𝑀𝐹) = 1.0039
138
El MF extraído representa la inexactitud del medidor con respecto al
probador.
El rango de calibración de los equipos es establecido por estatutos de la
Dirección Nacional de Hidrocarburo (DNH) en el Art. 7 del decreto Nº 014
por el Ministro de Energía y Minas propuesto a continuación:
¨ Art. 7.- Los volúmenes de petróleo crudo entregados por los usuarios,
serán registrados a través de las unidades LACT, instaladas tan cerca como
fuere posible del respectivo punto de entrega a los Sistemas de Oleoductos
Operados por PETROECUADOR. Además se considerará como petróleo
crudo, los derivados hidrocarburíferos y/o residuos entregados a la
Operadora para ser transportados por el Sistema de Oleoductos operados
por Petroecuador. Las calibraciones de los medidores instalados en las
unidades LACT y ACT serán de responsabilidad exclusiva de cada uno de
los usuarios y/u operadoras, las cuales se realizarán antes de su uso y
posteriormente dos veces al mes, los días 1 y 16, y cuando sea necesario
por funcionamiento defectuoso de la misma, a solicitud de cualquiera de las
partes contratantes o de la DNH, en función de las especificaciones dadas
por el fabricante de los equipos y las normas bajo las cuales fueron
fabricadas. Estas calibraciones serán realizadas por compañías inspectoras
independientes calificadas por la DNH, presenciadas por las operadoras y
certificadas por la DNH. Cualquier mecanismo, dispositivo que por su uso o
función afecte la precisión de la medición o control, debe ser suministrado
con un medio para sellar con seguridad, los cuales serán sellados por la
DNH, y si eventualmente, sé requiere realizar trabajos que impliquen la
rotura los sellos de seguridad, los usuarios y las operadoras previamente
notificarán a la DNH en la jurisdicción correspondiente. De la rotura o
colocación de sellos de seguridad, se dejará constancia en actas suscritas
por representantes de la DNH, usuarios y/u operadoras según sea el caso.¨
139
6.2.1.- PROCEDIMIENTO DE CALIBRACIÓN Y OBTENCIÓN DE DATOS
Para realizar el procedimiento de calibración y obtención de datos se recurre
a lo siguiente:
Encender el Prover y el medidor hasta que los equipos se encuentren
en línea.
Verificar que el dispositivo que emite los pulsos esté conectado al
medidor y los datos sean presentados en los software automatizados
en oficina.
Definir el número de corridas del probador.
Abrir la válvula de cuatro vías del probador dando inicio a la operación
de calibración.
Receptar los datos de presión, temperatura y pulsos del prover,
corregir los datos por las variaciones que existen por condiciones de
presión y temperatura en el acero obteniendo CTS, CPS y cantidad
de pulsos; se extrae los valores de presión y temperatura del fluido
(CTLp y CPLp) y se obtiene los valores de presión y temperatura del
medidor con respecto a lecturas anteriores (CTLm y CPLm).
Adjuntar los datos para extraer el MF.
Cerrar válvula de cuatro vías y enviar el fluido a la tubería principal del
sistema.
Finalización de la prueba de calibración.
141
CAPÍTULO VII
7.1.- CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES
7.1.1.- CONCLUSIONES
Del análisis de resultados se determinó que la unidad LACT
proporciona volúmenes más exactos con respecto a los volúmenes
registrados por contadores, esta mínima variación de volumen genera
mayor consistencia y confiabilidad en operaciones de transporte y
almacenamiento en la Terminal de Productos Limpios El Beaterio.
Se obtuvo las diferencias volumétricas basadas en comparación de
datos entre el tren de medición anterior y la unidad LACT, dejando
constancia que la unidad LACT es el sistema automático de
transferencia más exacto en los procesos de medición, en
comparación con las mediciones referenciales (aforadas) que
determinan las fiscalizaciones mensuales en La Terminal.
Se determinó que la medición por medio de la unidad LACT reduce el
margen de error permisible en base a la norma OIML R117, es decir
inferior al %0.3, en relación a medidas por aforo de los tanques y por
contadores.
La cantidad de volumen que se puede contabilizar por la unidad LACT
se incrementa al manejar flujos con tubería de 12 pulgadas, lo que
nos permite la recepción y conteo de mayores cantidades, facilitando
la operación de transporte en la Terminal.
Se analizaron los procedimientos que los operadores de la estación
reductora aplican para calcular los volúmenes referenciales recibidos
142
(aforados), lo cual determina una limitación para el cálculo debido a
las tablas de calibración con apreciaciones de un milímetro.
Debido a que la demanda de los combustibles derivados del petróleo
se ha incrementado paulatinamente en los últimos cinco años, se
reduce el tiempo de reposo de los hidrocarburos a ser despachados
que se encuentran almacenados en tanques; entonces, el aforo se lo
realiza con productos con cierto nivel de turbulencia y en muchos
casos no se cumple el procedimiento para fiscalización. Sin embargo
no es posible dejar de abastecer de combustibles el área de
influencia.
Debido a que no se encuentran registros de calibración de los equipos
que se encontraban funcionando en la Estación Reductora, no existe
evidencia de la exactitud de las mediciones volumétricas realizadas
por las turbinas de la unidad, por esta razón, se incrementa el margen
de diferencias establecidas en base a las mediciones realizadas por la
Unidad LACT.
Se determinó que las diferencias volumétricas producidas entre el tren
de medición anterior y la unidad LACT, se establecen por la cantidad
de equipos adicionales que posee la nueva unidad LACT, es decir, el
muestreador, medidor y particularmente el probador hacen la
diferencia para que el sistema de medida sea más exacto.
Este estudio fue basado y justificado en base a la Norma API – MPMS
justificando la importancia del uso de las normas dentro de los
procesos de la industria petrolera.
El valor más importante que provee la unidad LACT es el Factor de
Medición MF, regulando la exactitud del medidor y determinando una
corrección en los elementos de medida.
143
El medidor de coriolis instalado en la unidad LACT tiene una mayor
eficiencia en relación a las turbinas utilizadas en el tren de medición
anterior, debido a que opera con mayor eficiencia caudales másicos.
7.1.2.- RECOMENDACIONES
Se deben actualizar procedimientos de aforo de tanques de
almacenamiento con el fin de cumplir los requerimientos de reposo
que requiere un combustible para ser medido.
Utilizar software y hardware que tengan tecnologías abiertas para que
al incrementar instrumentos de medición se facilite su incorporación al
sistema actual.
El funcionamiento continuo de la nueva unidad LACT realizará
mediciones volumétricas más exactas lo que facilitará los
procedimientos de trasferencia de custodia, de tal manera que
satisfaga las demandas de las empresas compradoras como a la
vendedora.
En caso de utilizar el tren de medición anterior se recomienda realizar
las calibraciones a las turbinas de medida, por medio de empresas
certificadoras o basándose en la Norma API – MPMS Capitulo 13
Sección 2.
Se recomienda las corridas de calibración cada 15 días para asegurar
la obtención del Factor de Medición, ya sea para un cálculo manual o
en sistemas automatizados, y garantizar la exactitud de las
mediciones.
144
7.2.- BIBLIOGRAFÍA GENERAL
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de trasferencia automática (LACT) para la medición de petróleo
mediante la puesta en servicio de un computador de flujo. Tesis de
Grado. Escuela Politécnica del Ejército. Ingeniería Electrónica.
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dinámica de hidrocarburos líquidos y sistemas de transferencia de
custodia. Tesis de grado. Universidad Tecnológica Equinoccial.
Tecnología en Petróleos.
Barragán, C. 2009. Análisis Descriptivo para la obtención de factores
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termina Baeza de AOE. Tesis de Grado. Universidad Tecnológica
Equinoccial. Tecnología en Petróleos.
Centro Nacional de Metrología CENAM, Medición de Hidrocarburos.
Foro para la Industria Petrolera. Luchsinger, H.
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Proving Systems.
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Consideration for Measurement by Meters.
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of Liquid Hydrocarbons by Displacement Meters.
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of Liquid Hydrocarbons by Turbine Meters.
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Ductos Materia de Transporte y Almacenamiento. Universidad
Tecnológica Equinoccial. Tecnología en Petróleos.
Ramos, F. Medición Volumen y Caudal. Quito – Ecuador.
REPSOL YPF. (2005, Septiembre). Sistemas de Medición Existentes
y Nuevas Tecnologías. Secretaría de Energía.
Romero, C. 2006. Diseño de un Sistema SCADA para el proceso de
producción de los pozos de petróleo de Petroecuador. Tesis de grado.
Escuela Politécnica Nacional del Ecuador. Ingeniería Electrónica.
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B3leo%20crudo%20a.pdf
TECPETROL. Provisión de Unidad LACT La Escondida
148
7.3.- GLOSARIO DE TERMINOS
Aforo en Tanques: Procedimiento de medición realizado por los operadores
para determinar el volumen en los tanques de almacenamiento.
ASME: (American Society of Mechanical Engineers)
ANSI: (American National Standards Institute).
API: Instituto Americano del Petróleo. (American Petroleum Institute).
ASTM: Sociedad Americana para Pruebas y Materiales. (American Society
for Testing and Materials).
Barriles (Bls): Unidad de volumen utilizada en la Industria Petrolera, un
barril contiene 42 galones.
Calibración: Es un procedimiento que establece la relación entre valores
medidos con un instrumento de medición y los valores establecidos como
estándares nacionales e internacionales.
Condiciones Estándar: Condiciones del combustible a una temperatura de
60 F y una presión de 14.7 PSI.
Contadores: Término utilizado para referirse a los equipos de medición
encargados del conteo volumétrico de los combustibles.
Densidad: Es la relación de una masa sobre una unidad de volumen, a una
temperatura dada.
Densitómetro: Medidor de densidad en el cual la muestra fluye
continuamente a través o alrededor del transductor permitiendo la medición
continua.
Despacho de combustible: La venta o trasferencia de combustible vía
poliducto o auto tanque.
149
DNH: Dirección Nacional de Hidrocarburos.
Enderezador de Flujo: Longitud de tubería que ayudan a la eliminación de
turbulencias, denominadas venas enderezadoras. Esta pieza se instala a la
entrada del medidor de flujo con el fin de reducir los errores en la medición.
Error de medición: Diferencia entre el resultado de una medición y el valor
verdadero.
Error máximo permisible: Valor más alto de error permitido por
especificaciones, normas o reglamentos.
Exactitud: Es el grado de proximidad entre los resultados de las mediciones
y los valores verdaderos de la variable medida.
Extractor de muestras: Dispositivo que toma la muestra de una tubería o
tanque.
Factor de Medición MF: (Meter Factor). Factor para compensar la
desviación de medición ocasionada por equipos en mal estado o
descalibrados.
GLP: Gas Licuado del Petróleo
Grab: El volumen de muestra extraído de la tubería o tanque, por medio del
extractor de muestras.
Incertidumbre de la Medición: Es el intervalo dentro del cual se estima que
estará el valor verdadero de una medición, por lo general está basado sobre
un sistema de probabilidades.
ISO: Organización Internacional para la Normalización.
LACT (Lease Automatic Custody Transfer): constituye un conjunto de
equipos que ayudan a determinar la cantidad y calidad de los productos.
150
Medición: Es un procedimiento para determinar el valor o la magnitud de
una variable física.
Muestra: Cantidad tomada de un volumen total, la cual puede o no contener
las características físicas o químicas del producto restante.
Muestreo: Es un procedimiento para obtener una cierta cantidad de
producto hidrocarburífero proveniente de tuberías, equipos o tanques; con el
fin de ser analizados.
NAO: Nafta de alto octano.
OILM: Organización Internacional de Metrología Legal.
Productos Limpios: Son los derivados del petróleo crudo, que resultan del
proceso de refinación.
Ppm: Partes por millón.
Rascadores: Equipos utilizados para el monitoreo y evaluación de tuberías,
también son conocidos como chanchos inteligentes.
Recolector Automático de Muestras: Dispositivo instalado en una tubería
que es activado por un equipo de control para obtener una muestra
representativa del líquido.
Sistema Automático de Toma-muestras: Conjunto de elementos que
contiene un acondicionador de corrientes, un toma-muestras automático y
los dispositivos de manejo y mezclado de la muestra.
Tablas API: Son tablas proporcionadas por el Instituto Americano del
Petróleo (API), Capítulo 11, utilizadas para el cálculo del volumen bruto a
condiciones estándar o de referencia, y determinación de los factores de
corrección por presión y temperatura.
151
Transferencia de Custodia: es el cambio de responsabilidad o custodia de
una empresa o entidad a otra es decir cuando el producto es entregado a un
tercero para su manejo y custodia, manteniéndose la propiedad del
producto.
Unidad de Recepción Anterior: Es el conjunto de equipos que componen
la unidad Reductora de Presión encargadas de ejecutar y contabilizar las
mediciones volumétricas antes de ser instalada la unidad LACT.
Volumen Bruto Observado (G.O.V): Es el volumen del producto, sin incluir
el agua libre al fondo del tanque. Este volumen está referido a las
condiciones de temperatura y presión del proceso, también se le denomina
volumen a condiciones del proceso.
Volumen Bruto Estándar (G.S.V): Es el volumen total observado corregido
a condiciones estándar de temperatura (60 F).
Volumen Neto (N.V): Es el volumen total observado corregido a condiciones
estándar de temperatura (60 F) y presión (14,7 PSIA).
Volumen Total Observado (T.O.V): Es el volumen del producto, incluyendo
el agua libre o sedimento localizados al fondo del tanque. Es calculado sobre
la base de las tablas de calibración y el nivel del líquido.
161
ANEXO # 9. Reporte Diario de Movimiento en Tanques y Contadores en
Terminal de Productos Limpios El Beaterio.
(PETROECUADOR, 2015)
165
ANEXO # 13. Tabla 6 A, Determinar el Factor de Corrección por
Temperatura, Norma API – MPMS Capítulo 11.
(API – MPMS, 2012)
166
ANEXO # 14. Tabla 6 B, Determinar el Factor de Corrección por
Temperatura, Norma API – MPMS Capítulo 11.
(API – MPMS, 2012)
167
ANEXO # 15. Hoja de Cálculo para Establecer los Ingresos Mensuales
de Producto a la Terminal Ei Beaterio Mes de Enero
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