UNIVERSIDAD NAC:IONAL DE INGENIERIA FACULTAD DE INGENIERIA DE PETROLEO

EVALUACIÓN DE LA PRODUCCIÓN FISCALIZADA EN EL NOROESTE PERUANO

TESIS

PARA OPTAR EL TITULO PROFESIONAL DE

INGENIERO DE PETROLEO

VICTOR GUT,IERREZ SÁNCHEZ

PROMOCION 1994 - O

LIMA - PERU

2001

" Quiero dedicar mi tesis a mis Padres Víctor y Rebeca, quie11es en todo momento me dieron su apoyo para poder alcanzar mi desarrollo profesiona� a mi Esposa Carolina y a mis familiares y amigos por haberme ayudado a realizar este trabajo . . . . . "

INDICE

INTRODUCCIÓN

ANTECEDENTES HISTORICOS

CAPITULO 1 : PRODUCCIÓN FISCALIZADA DE HIDROCARBUROS.

1.1. PlJNTOS DE FISCALIZACIÓN DE LA PRODUCCIÓN 1.2. PROCESO DE LA MEDICION DE HIDROCARBUROS.

CAPITULO 2: TANQUES DE ALMACENAMIENTO DE PETROLEO

2. l. DEFINlCIÓN2.2. CLASIFIC ACION 2.3. INSPECCION DE VÁLVULAS 2.4. V AL VULAS DE PRESION Y V ACIO 2.5. CIMJENTOS 2.6. FONDOS 2.7. SELLADO DE BORDES EXTERNOS 2.8. ESCALERAS Y PASARELAS 2.9. TECHOS Y ACCESORIOS 2.10. BOCAS DE MEDICION Y TAPAS 2.11. SEGURIDAD E� UN PA TJO DE TANQUES 2.12. CAPACIDAD DE RECIBO

CAPITULO 3 : MEDICION MANUAL Y PRUEBAS DE LABORA TORIO

:u MEDIDA DEL NIVEL DE AGUA :u MEDIDA DEL �IVEL DEL LIQUIDO 3.J. MEDIDA DE LA TEMPERATURA3.4. MUESTREO :,.; DETERMJNACIÓN DE LA GRAVEDAD API 3.6. DETERMINACIÓN DEL AGUA Y SEDIMENTOS 3.7. DETERMINACIÓN DEL CONTENIDO DE SAL 3.8. ELABORACIONDE LAS BOLETAS DE MEDICION

CAPITULO 4 : MEDICION AUTOMA TICA

4.1. INTRODUCCIÓN 4.2. MEDIDOR AUTOMA TICO DE FLUIDOS

EN MOVIMIENTO 43. METODOS DE MEDICION AUTOMATICA4.4 MEDIDORES DE DESPLAZAMIENTO POSITIVO 4.5. MEDIDORES DE TURBINA 4.6. PROCEDIMIENTO DE FISCALlZACIÓN UTILIZANDO MEDIDORES DE

DESPLAZAMIENTO POSITIVO O TURBINAS. 4.7. PROBADORES DE MEDIDORES DE FLUJO

CAPITULO 5 : MEDICION DE GAS NATURAL

5.1. INTRODUCCIÓN 5.2. MEDIDOR DE ORIFICIO 5.3. TIPOS DE MEDIDORES DE ORIFICIO 5.4-. PLATOS DE ORIFICIO 5.5. MANTENIMIENTO DE LOS MEDIDORES DE ORIFICIO 5.6. CONEXIONES DE ORIFICIO "SEÑOR FITTINGS'' 5.7. CALCULO DEL GAS QUE FLUYE POR LOS MEDIDORES DE ORIFICIO 5.8. CARTAS DE MEDIDORES DE ORIFICIO 5.9. CALCULO DEL VOLUMEN DE GAS A PARTIR DE LA CARTA DE

PRESION 5.10. TRANSDUCTORES DE PRESION 5.11. TRANSDUCTORES DE TEMPERATURA 5.12. MUESTREADORES DE GAS 5. 13. COMPUTADOR DE FLUJO DE GAS5.14. COMPOSICIÓN DE LOS GASES A PARTIR DEL ANALISIS

DEL CROMA TOGRAFO 5.15. ECUACIONES DE LAS PROPIEDADES DEL GAS NATURAL 5.16. CROMATOGRAFO DE GASES 5.17. SOLAR FLOW 5.18. CONSIDERACIONES SOBRE OTROS MEDIDORES DE FLUJO 5.19. PROCEDIMIENTOS DE MEDICION DE GAS 5.20. CALIBRACIÓN DE LOS MEDIDORES DE GAS

CAPITULO 6 : COSTOS OPERATIVOS

CONCLUSIONES

RECOMENDACIONES

BIBLIOGRAFÍA

ANEXOS

INTRODUCCION

La medición de la producción fiscalizada de hidrocarburos es un proceso que consiste en medir y determinar los volúmenes de petróleo, gas natural y condensados en los puntos de fiscalización de las empresas contratistas que

operan en los diferentes lotes petroleros en nuestro país, de acuerdo a procedimientos basados en los Estándares Internacionales del API, ASTM, AGA y en la Ley Orgánica de Hidrocarburos 26221.

Existen dos tipos de mediciones, la medición manual o mecánica y la automática.

En la medición mecánica utilizamos los tanques de almacenamiento de crudo y los registradores de presiones de gas "Barton'\ y en la medición automática

utilizamos las Unidades Automáticas de Transferencia de Crudo "LACT" y los sistemas automáticos de medición y análisis de gas "Solar Flow" -

"Cromatógrafo".

La supervisión de la medición y calidad de la producción fiscalizada de los

hidrocarburos es muy importante, debido a que nos permite conocer y tener un mejor control de los hidrocarburos líquidos y gaseosos que serán comercializados en nuestro País, sujetos a regalías o retribución según sea el contrato entre la empresa contratista y PERUPETRO. Por lo tanto el Estado

maneja volúmenes reales con los que se cobran regalías o se pagan

retribuciones justas, disminuyendo así las pérdidas que antes se generaban, debido a ciertas deficiencias en los procedimientos de medición y de control de calidad.

Además de la supervisión de la medición, se hace cumplir los contratos y

procedimientos contractuales y se elaboran informes sobre cualquier

actividad extraordinaria que sea requerida. La medición se realiza en el punto de fiscalización de la contratista que opera

un lote , en este lugar previa coordinación o según el cronograma mensual de fiscalizaciones, se reúnen los representantes de la empresa compradora

PETROPERU, de PERUPETRO y de la CONTRATISTA, estos últimos

hacen la medición y determinan la calidad de los hidrocarburos utilizando los instrumentos y equipos que disponen o alquilan.

En el caso del crudo, en el laboratorio se determina la gravedad API, el porcentaje de agua y sedimentos y la salinidad. En el Noroeste la Refinería

Talara de PETROPERU exige como mínimo que el crudo tenga un BSW% de 0.25% y 10 libras de sal por 1000 Bbl

En el caso del gas, se requiere que el suministro sea de un flujo continuo y que el poder calorífico ( BTU/PC ) cumpla con las especificaciones técnicas de acuerdo al contrato entre la empresa compradora (Empresa Eléctrica de Piura), PERUPETRO S.A. y la contratista.

Una vez detenninado el volumen y la calidad del hidrocarburo, las partes

involucradas en señal de confonnidad finnan las boletas de medición.

Las actividades de exploración y de explotación de hidrocarburos en el Perú son llevadas a cabo por compañías petroleras privadas que tienen contratos suscritos con PERUPETRO S.A. al amparo de la Ley Orgánica de

Hidrocarburos, Ley Nº 26221.

De acuerdo a nuestro ordenamiento legal, los hidrocarburos "in situ" son de propiedad del Estado. El estado otorga a PERUPETRO S.A. el derecho de

propiedad sobre los hidrocarburos para que pueda celebrar contratos de exploración y explotación o explotación de éstos, en los ténninos que

establece el Artículo 8 de la Ley Orgánica de Hidrocarburos Nº 26221.

Las actividades de exploración y de explotación de hidrocarburos se pueden realizar bajo las fonnas contractuales siguientes de confonnidad al Artículo

1 O de la Ley Orgánica de Hidrocarburos Nº 26221

a) Contrato de Licencia, es celebrado por PERUPETRO S.A. con eJ

contratista y por eJ cual éste obtiene la autorización para explorar y

explotar o explotar hidrocarburos en el área de contrato; en mérito del cual

PERUPETRO S.A. transfiere el derecho de propiedad de Jos

hidrocarburos extraídos al contratista, quien debe pagar una regalía

determinada al Estado.

b) Contrato de Servicios, es celebrado por PERUPETRO S.A. con el

contratista, para que éste ejercite el derecho de llevar a cabo actividades de

exploración y explotación o explotación de hidrocarburos en el área de

contrato, recibiendo el contratista una retribución en función de la

producción fiscalizada de hidrocarburos

c) Otras modalidades de contratación autorizadas por el Ministerio de

Energía y Minas.

Al mes de Julio del 2001, PERUPETRO S.A. tiene suscritos 29 contratos por

hidrocarburos de los cuales 15 son de explotación ( Tabla No 1 ) y 11 son de

exploración. Los contratos de explotación se encuentran en plena fase de extracción en la zonas de Talara, Selva Norte y Selva Central (Fig.1- Fig 2); dentro de estos contratos 5 son de explotación de gas natural.

En la presente tesis se demuestra que la optimización de la fiscalización llevaría a ahorros importantes que pueden ser derivados a aumentar las

reservas e incrementar la producción de hidrocarburos, con el beneficio natural para la Industria Petrolera y para la Región.

?.

ANTECEDENTES HISTORICOS

La Ciudad de Talara está ubicada en la parte Noroeste del Departamento de Piura, su geografia es muy variada, presenta zonas desérticas y accidentadas, está bañada por las aguas del Océano Pacífico, que hacen de ella un atractivo

lugar turístico por sus mundialmente conocidos balnearios, tales como Cabo Blanco, Máncora, Punta Balcones, etc. Se le conoce como la Capital del Oro Negro, por ser el primer centro

petrolero del país. Cuenta con seis distritos, todos con filiación petrolífera, Máncora, Los Orgános, El Alto, Lobitos, La Brea y Pariñas. La historia de nuestro petróleo se inició el 2 de Noviembre de 1863 en Zorritos, donde surgió el primer pozo petrolero perforado en el Perú y en Sudamérica con fines comerciales. La exploración y explotación de los yacimientos significó una gran inversión y esfuerzo por parte del sector estatal y de los consorcios privados

internacionales. Talara atrajo en sus inicios muchas empresas petroleras importantes tales como la Cía London Pacific, Cía Lobitos, International Petroleum Company, Belco Petroleum Corporation of Perú, etc, las cuales contribuyeron a que la industria se desarroHe y llegue a ser una potencia petrolera en el continente.

Luego de la expropiación de los campos petrolíferos a la International Petroleum Company, en 1969 se creó la empresa estatal Petróleos del Perú "PETROPERU''y tuvo a su cargo la operación de todos los campos del Noroeste hasta que se inició su privatización en 1993.

PETROPERU tuvo también el control de toda la medición de crudo y gas del País; en el Noroeste esta función estuvo a cargo del Departamento de Producción El Alto y de la Refinería Talara ( Tabla No 2 ).

PETROPERU recolectaba toda su producción de crudo en diferentes tanques de almacenamiento ubicados dentro de su campo y su propio personal era el encargado de hacer la medición y el control de calidad.

En el zócalo operaba la Compañía Belco Petroleum Company, parte de su producción era vendida a PETROPERU y la fiscalización se efectuaba en los

tanques de PTS en Negritos, por lo que se reunían previa coordinación los representantes de ambas compañías para realizar la medición y el control de calidad. Mas tarde en 1993, con la creación de PERUPETRO, los campos fueron

divididos en varios lotes y adjudicados por Licitaciones Públicas a compañías nacionales y extranjeras para su explotación.

PERUPETRO inicialmente encargó la labor de supervisión de la producción

fiscalizada a PETROPERU, luego en los siguientes años este trabajo fue hecho por las compañías fiscalizadoras Flash, Mondina, Sergepsa y actualmente Auditec.

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Estas empresas para realizar la supervisión contrata Ingenieros con amplía experiencia en la materia y durante todo el tiempo de vida del contrato, existe una relación estrecha entre la Base Principal dirigida por un Supervisor General y las Bases de Talara y de Pucallpa dirigidas por dos Coordinadores de Operaciones. Con este sistema de supervisión se obtuvieron muchas ventajas sobre el anterior debido a que ahora se cuenta con personal altamente capacitado; se tiene un mayor control sobre los equipos e instrumentos que se utilizan en la

medición; se aplican los procedimientos establecidos por las normas internacionales API, ASTM y AGA y se hacen cumplir los procedimientos de fiscalización para cada contrato. Dentro de las desventajas que se tienen con respecto al anterior sistema, se tiene la limitación de vehículos, la menor cantidad de personal y la menor capacidad de comunicación en el campo. Inicialmente todas las compañías contratistas utilizaron para medir su crudo la medición manual utilizando los tanques de almacenamiento (Tabla No 2 y Tabla No 3). Posteriormente en las compañías OXY/BRIDAS, VEGSA,

PETRO-TECH y finalmente SAPET, se implementó la medición automática con la compra de las Unidades LACT, debido a la necesidad de tener una

medición más exacta, en menos tiempo y con menos inversión de dinero, de esta manera se pudo disminuir los errores que se cometían al hacer una medición manual y que involucraban grandes ganancias o pérdidas para el vendedor o comprador. (mala medición de nivel, falsas lecturas, tanques mal calibrados, etc) En el Noroeste se cuenta con Unidades LACT con medidores de desplazamiento positivo y de turbina.

Recientemente en nuestro país se ha iniciado el funcionamiento de un medidor másico en el Lote 1-AB, las ventajas que tiene es el ser completamente automático y tener una precisión que no está afecta a las

variaciones de presión, temperatura, viscosidad y densidad. Debido a la baja producción de crudo y a los costos en montar nuevas instalaciones, la adquisición de una Unidad LACT no es rentable para el resto de compañías en el Noroeste. Con respecto al Gas natural, inicialmente no se fiscalizaba, se utilizaba en

las operaciones de los campos petroleros y el resto se liberaba al aire, luego comenzó a tener una gran importancia en la Industria Petroquímica, en el uso doméstico y en la generación de Energía Eléctrica, por lo que despertó el

interés de las compañías para su compra y venta. Inicialmente la Medición de los volúmenes de gas se hacia por medio de los Equipos Barton, luego las Compañías PETROPERU y PETRO-TECH debido a la necesidad de tener mayor exactitud, ya que transfieren altos volúmenes de gas, adquirieron Unidades Automáticas de Medición "Solar Flow " y de

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análisis "Cromatógrafo". Sólo las Compañías GMP y SAPET cuentan con Medidores Barton y realizan sus análisis en laboratorios privados. (Tabla No 4)

Con respecto a los condensados, estos se vienen utilizando en aumentar la producción de los lotes que lo producen.

A la fecha en Talara se tienen perforados alrededor de 12800 pozos; a inicios de la década de los noventa la producción fue de 46.1 MBbl de petróleo y actualmente produce un promedio diario de 32.8 MBbl, esta cifra viene a ser la más baja de los últimos diez años, por lo que se requieren urgentes trabajos e incentivos del Estado para recuperar la producción y reducir las importaciones. Toda la producción de petróleo de las distintas contratistas es comprada por la Refinería Talara de Petróleos del Perú (PETROPERU) para su procesamiento y obtención de los diferentes derivados del petróleo que son comercializados local, regional y nacionalmente. Por otro lado, toda la producción de gas es comprada por la Empresa Eléctrica de Piura (EEPSA) para utilizarla principalmente en la generación de electricidad a través de su Central Termoeléctrica de Malacas, este negocio se viene rigiendo por la oferta y demanda de energía eléctrica regulada por el Comité de Operación del Sistema Eléctrico del Perú "COES".

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CAPITULO 1

PRODUCCION FISCALIZADA DE HIDROCARBUROS

Se define como "Producción Fiscalizada de Hidrocarburos" a los

hidrocarburos provenientes de determinada área, producidos y medidos bajo términos y condiciones acordados en cada contrato. Esta medición resulta

importante para tres fines principales:

- Registro histórico de las cifras oficiales de la producción fiscalizada por

lote.

Valorización de la producción fiscalizada para efectos del pago / cobro de

la regalía/ retribución (Artículos 45 y 46, Ley Orgánica de HidrocarburosNº 26221 ) por parte de los contratistas petroleros. Cada I 5 días El Estado

Peruano recibe el pago de las compañías contratistas por concepto de la

renta petrolera.

- Facturación por la compra - venta de hidrocarburos entre productores y

usuarios de los hidrocarburos.

A continuación se muestra la producción nacional de crudo desde 1990 hasta el año 2000 ( Tabla No 6 y Fig.No 3 ), la producción nacional de gas natural

para el período I 994 - 2000 ( Fig No 4 ), y la producción fiscalizada de

crudo, LGN, Condensados ( Tabla No 7 y Fig.No 5 ) y gas natural en el año

2000. ( Tabla No 8 )

Podemos observar que la producción de petróleo disminuye como consecuencia de la declinación natural de los campos y por el no hallazgo de

nuevos yacimientos petroleros.

La producción fiscalizada de gas natural en Talara y Pucallpa, aumenta en

los últimos años debido a la demanda del Sector Eléctrico Nacional.

1.1. PUNTOS DE FISCALIZACIÓN DE LA PRODUCCIÓN

A la fecha son 23 los puntos de fiscalización de la producción a nivel

nacional, acordados entre PERUPETRO S.A y los diferentes contratistas.

La ubicación geográfica de los puntos de fiscalización, el tipo de

medición que se efectúa y el tipo de hidrocarburos que se fiscaliza, se resume en la Tabla No 9.

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Para estar representado en todas las mediciones que se efectúan en el territorio nacional PERUPETRO suscribe con una compañía privada un "Contrato de Supervisión de Ja Medición del Volumen de Hidrocarburos que producen los Contratistas Petroleros". Esta compañía cuenta con personal especializado, distribuido en cada uno de los puntos de fiscalización y reporta diariamente las mediciones efectuadas a PERUPETRO S.A, en forma conjunta con los representantes de los contratistas petroleros.

La medición de petróleo líquido involucra un proceso de tres pasos que se realizan en el siguiente orden : 1 ° medición del volumen, 2° medición de la temperatura y 3° medición del agua y sedimento (BS&W).

Una inadecuada medición del BS& W es generalmente la más importante fuente de pérdida de petróleo crudo, la medición de la temperatura es la próxima en importancia, mientras que la medición del volumen es la de menor problema.

A continuación mostramos algunos equipos de medición que se utilizan en los Puntos de Fiscalización de la Producción de Petróleo y Gas del Noroeste del Perú. (Fotos: 1, 2, 3 y 4)

1.2. PROCESO DE LA MEDICION DE HIDROCARBUROS.

1.2.1. Medición de petróleo por aforo

1. Inspeccionar el tanque o los tanques a ser fiscalizados, de talmanera que todas las válvulas estén cerradas con cadenas,quedando posteriormente operativa sólo la válvula de salida.

2. Verificar e) buen estado de )os tanques y equipos de medición,la calibración de estos deberá efectuarse cada vez que sea

necesario y a solicitud de cualquiera de las Partes

3. Medir el nivel inicial y final del líquido contenido en el tanquepara calcular el volumen neto entregado usando la tabla decalibración del tanque respectivo ..

4. Medir el corte de agua.

5. Medir la temperatura del fluido

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6. Tomar muestras representativas para determinar el API, BS&W y contenido de sal "PTB"del crudo.

7. Calcular el volumen neto entregado usando la tabla decalibración del tanque, la tabla de corrección del API a 60 ºF"5A" y la tabla de corrección del volumen a 60 ºF "6A".

8. Firmar el ticket de medición.

1.2.2. Medición automática de petróleo por Unidad LACT.

1. Verificar que la Unidad LACT tenga un Medidor enfuncionamiento y que el muestreador tenga precinto deseguridad.

2 Tomar una muestra representativa del muestreador automático.

3 Verificar la temperatura en el panel de control y en el

termómetro instalado en la línea de transferencia.

4 Analizar la muestra para determinar el API, BS& W y PTB.Sacar el ticket de medición y/o calibración y verificar que losdatos obtenidos estén de acuerdo con las características del

crudo y que las condiciones de operación y los factores

involucrados sean los correctos.

5 Calcular el volumen neto transferido, descontando el BS& W

6 Hacer pruebas a los medidores, como mínimo se probará una

vez por semana o a solicitud de cualquiera de las partes.

7 La calibración de los equipos de medición automática deberáefectuarse como mínimo una vez por semana o a solicitud decualquiera de las partes ..

8 Verificar que la repetibilidad y linealidad en una prueba delMedidor se encuentre dentro los rangos tolerables establecidospor las normas API.

9 Calcular el factor del Medidor.

1 O Firmar el ticket de medición y/o prueba.

8

1.2.3. Medición de flujo continuo de gas natural.

l. Verificar diariamente en el punto de fiscalización, el buenestado de las cartas o discos de medición, así como los reportesimpresos del volumen y del análisis del gas. Finnar estosdocumentos para certificar su autenticidad.

2. Verificar diariamente la integración de los discos y calcular elvolumen (MPC) de gas transferido.

3. Verificar que los volúmenes de gas registrados no tengan unadiferencia mayor al 3% con respecto a los volúmenes de gasobtenidos de los equipos de referencia, en caso contrario seusará cualquier equipo de medición que estuviere instalado yque estuviera registrando con suficiente exactitud.

4. Si el cromatógrafo instalado en el punto de fiscalización notrabaja por diferentes razones, se procederá de acuerdo alcontrato o a la conciliación a la que lleguen las partes.

5. Si en el punto de fiscalización no hay cromatógrafo,semanalmente se enviará una muestra a un laboratorio local,para determinar el poder calorífico del gas ( BTU/PC )

6. Revisar el coeficiente de orificio cada vez que se cambie elplato de orificio y/o cambien notoriamente las propiedades delgas.

7. Si todo ha transcurrido normalmente, la revisión del factor deintegración se hará cada 6 meses como mínimo en base a ladeterminación de la gravedad especifica promedio de losúltimos seis meses

8. La calibración de los equipos de medición deberá efectuarsecada 3 meses.

1.2.4. Generalidades.

1. Las mediciones tanto de hidrocarburos líquidos o gas deben serhechas conforme a las especificaciones internacionales API,ASTMyAGA.

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2. Las Partes recogerán simultáneamente tres muestras testigos delos hidrocarburos líquidos fiscalizados con una frecuencia nomenor de una vez por mes, en los puntos de fiscalización de la

producción. Dichas muestras testigo serán selladas y

almacenadas en botellas muestreadoras noventa días a partir del

día de su recolección.( OS 053-93 ). En caso de controversia, se

conservarán las muestras pertinentes, hasta que la controversia

sea solucionada.

3. Tomar como norma el Título VII, Capítulo IV, Medición de los

Hidrocarburos, Fiscalizados del Reglamento de las Actividades

de Exploración y Explotación de Hidrocarburos aprobado por

OS. Nº 055-93-EM.

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CAPITULO 11

TANQUES DE ALMACENAMIENTO

2.1. DEFINICION

Los tanques son rec1p1entes generalmente metálicos capaces de almacenar fluidos eficientemente, dependiendo del diseño y la construcción de éstos y de las características fisicas y químicas de los líquidos por almacenar.

2.2. CLASIFICACIÓN

En la Industria del petróleo, los tanques para medición de crudo se clasifican así:

1. Por su construcción, en empernados y soldados.

2. Por su forma, en cilíndricos y esféricos.

3. Por su función, en tanques de techo fijo y de techo flotante.

2.2.1.Por su construcción:

Tanques empernados

Son construidos para patios de tanques de pequeña capacidad debido a

la facilidad en el montaje y desmantelamiento, ya que no se requiere de personal especializado.

El techo de estos tanques por lo general es de forma cónica, cuya altura con respecto a la horizontal varía entre l" a 12", toda la estructura de tanque es soportada por un poste central, que descansa en la base mediante un sistema de vigas metálicas que se extiende del centro al cuerpo del mismo. Las juntas de las planchas metálicas se unen con una o más hileras de pernos, y en la zona de unión se colocan una empaquetadura para evitar fugas. Son construidos de acuerdo a especificaciones estándar API ( Fig No.6)

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Tanques soldados

Son construidos para capacidades mayores de 3,000 barriles. Los tanques pequeños son fabricados en el taller, no sucediendo lo mismo

para tanques de mediana o gran capacidad cuyo montaje tiene que

realizarse en el campo, requiriendo de personal especializado para los trabajos de soldadura.

Estos tanques tienen la ventaja con respecto a los empernados, que las

juntas de unión de las planchas son permanentes, evitando las fugas

que regularmente se presentan en los tanques empernados después de

un tiempo de servicio.

Su construcción se efectúa utilizando planchas rectangulares metálicas

cuyo ancho corresponde aproximadamente a la altura de cada anillo,

el soporte del techo es similar al de los tanques empernados.

2.2.2. Por su forma:

Tangues cilíndricos

Son utilizados para almacenaje de productos como el petróleo que se

recolecta a presiones cercanas a la atmosférica.

Tangues esféricos

Se usan para almacenar productos ligeros como gasolina, propano,

butano, etc.

Su forma facilita presiones interiores mayores de 25 psig.

2.2.3 Por su función:

Tangue de techo flotante

Como su nombre Jo indica, el techo se desplaza a Jo largo del cuerpo

cilíndrico dependiendo su posición del nivel de petróleo. Soportes de

tubos metálicos son instalados en toda el área del techo, los cuales se

sientan en el fondo, cuando el nivel del líquido es demasiado bajo La medición y muestreo se hace a través del tubo para medir. ( Fig.No 7

y Fig No 8)

En su origen, el tipo más común de techo flotante fue la instalación de una plancha metálica de la forma de un perol de diámetro

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ligeramente menor al del cuerpo cilíndrico, que con lleva un sistema de zapatas flexibles que sirven para que el techo se deslice longitudinalmente.

Posteriormente se innovó la construcción del techo flotante, colocando un compartimiento cerrado en la forma de un anillo alrededor del filo de éste para darle estabilidad y simplificar la estructura.

Actualmente, se construyen los techos flotantes usando 2 cubiertas de

plancha de acero en toda el área del tanque, el espacio entre estas cubiertas esta dividido interiormente en compartimientos. Con este

tipo de techo, el petróleo no recibe directamente el calor de los rayos solares, evitando pérdidas por evaporación, siendo una mejora con

respecto a otros tipos de construcción ya citados por que dispone de un colchón de aire.

Tanques de techo fijo

El techo de este tipo de tanques está soldado al cuerpo, siendo su altura siempre constante, dato que se utiliza como referencia para efectos de medición. En algunos tanques el punto de succión es variable debido a que tienen un sifón que pende de un cable que se

mueve a voluntad para colocar la succión a la altura más adecuada, dependiendo de la calidad del petróleo que se debe entregar. (Fig No 9)

2.3. INSPECCIÓN DE VÁLVULAS

El operador debe observar que todas las válvulas que permitan fluir a otro sistema que no sea el determinado, estén bloqueadas. En caso de entregas de crudo, tener bien presente que solamente quedará abierta la válvula de salida del tanque que comunica a la succión de la bomba, cerrar y sellar todas las demás con cadenas, inclusive ramificaciones secundarias que

pudiera tener la bomba. Si hubieran varios tanques se seguirá el mismo procedimiento con todas las válvulas que estén conectadas a la descarga del tanque de compra.

2.4. VÁLVULAS DE PRESIÓN Y VACÍO

Estos dispositivos se instalan en el techo de los tanques para evitar pérdidas por ventilación y asegurar una correcta operación.

La determinación del tamaño de estas válvulas se hace basándose en el

mayor desfogue de gases que puede producirse y que se presenta cuando

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se bombea el producto. Su dimensionamiento, en el lado de la succión corresponde al volumen de aire que debe absorber el tanque para evitar la formación de vacío, que en última instancia podría colapsar las paredes del mismo. El número y diámetro de estas válvulas, varia conforme al diseílo del tanque. Las válvulas de presión/vacío para los tanques cilindricos de techo rijo que trab�jan a presión atmoslerica deberán estar regulados a ¾ de onza por pulgada cuadrada para presión y para vacío. Cuando se modifica ostensiblemente la presión de bombeo, sea de recepción o despacho, se deberá solicitar la revisión de los cálculos referentes a estas válvulas.

En condiciones normales las válvulas deberán ser periódicamente con un intervalo no mayor de 6 meses.

2.4. 1. Funcionamiento

revisadas

Las válvulas de presión y vacío actúan como respiradero para aliviar la presión o el vacío que se crea en el interior de un tanque durante el llenado o descarga de los productos

Durante el llenado del tanque, el vapor del producto es comprimido por el líquido ascendente, originando una presión sobre la superficie inferior del disco (lado presión) Cuando la presión es ligeramente mayor que el peso del disco, éste es levantado, permitiendo la fuga de vapor hacia el exterior, hasta equilibrar las presiones (exterior e interior) De esta forma, la válvula control·1 cualquier sobrepresión originada en el interior del tanque.

Durante la descarga del tanque, el líquido desciende lentamente creando vacío en su interior. Cuando este vacío supera el peso del disco (lado vacío) Permite la entrada del aire atmostcrico, igualando la diferencia de presión.

El buen mantenimiento que debe darse a las valvulas de presión/vacío, incide directamente en el correcto control de mermas por evaporación así como las deformaciones en los tanques. A continuación se muestra el porcentaje de incremento en mermas en un tanque en malas condiciones, comparado con uno en buen estado de funcionamiento.

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-Tanque con válvula presión/vacío, sin sellohermético y fugas por la misma

-Tanque sin válvula presión/válvula y fugaspor respiradero abierto.

-Separación en planchas del techo, roturas(picaduras), sello defectuoso entre el techoy cilindro.

-Pintura del techo en malas condiciones.

2.5. CIMIENTOS

50%

200%

0.1 a400 %

40%

Deben ser lo suficientemente resistentes para evitar cualquier tipo de asentamiento o rajaduras, que posteriormente pudieran dañar al tanque o a los accesorios del casco. Asimismo, los cimientos deben adoptar en su construcción la pendiente apropiada, según el diseño del fondo del tanque.

Atendiendo al diámetro y forma del tanque, estas bases pueden ser de: piedra chancada con arena dulce, piedra chancada con arena y asfalto, arena dulce compactada, losas de concreto, etc.

2.6. FONDOS

Los fondos de los tanques están dotados de una pendiente apropiada, permitiendo el deslizamiento de agua hacia un punto común (sumidero), del cual es purgada posteriormente.

De acuerdo a la experiencia, se ha adoptado una pendiente del 6 % en los tanques. Es importante corregir las concavidades internas muy grandes o los sedimentos que impiden el drenaje de agua, ya que daría origen a una formación acelerada de corrosión. A veces se recomienda añadir sumideros y drenes auxiliares. Periódicamente se debe buscar signos de fugas en el fondo de los tanques y alrededor de los cimientos, a fin de detectar a tiempo cualquier orificio en las planchas internas.

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2.7. SELLADO DE BORDES EXTERNOS

La pestaña perimétrica que conforma el borde inferior externo de la base del tanque, debe estar firmemente apoyada sobre el cimiento, para lo cual se deberá sellar el borde con asfalto, brea o cemento, caso contrario sería causal de producirse puntos de corrosión por filtración de agua de lluvia o condensado de la humedad ambiental.

2.8. ESCALERAS Y PASARELAS

Deben inspeccionarse periódicamente para buscar áreas corroídas, flojas o rotas. En las escaleras en espiral deberá ponerse especial atención enlas vari11as de soporte soldadas al casco del tanque. Igualmente, deben

revisarse cada uno de los peldaños y pasarelas, observando áreas quepudieran acumular agua, las que se solucionarían con drenes deperforación.

2.9. TECHOS Y ACCESORIOS

Las planchas del techo deben inspeccionarse completamente, buscando desgastes, picaduras y perforaciones.

Al igual que los fondos de los tanques, se debe contar con pendientes apropiadas con desagüe a tierra, para evitar acumulaciones de agua. El acero en contacto con la humedad ambiental produce corrosión oxidación, dando origen a perforaciones que se inician en la parte interior.

Es particularmente importante realizar una inspección cuidadosa en los tanques que almacenan productos livianos. Una manera práctica de detectar fugas consiste en aplicar una solución jabonosa al techo cuando el tanque está bajo su presión normal térmica de expansión.

El descuido de los techos tanques, aparte de cualquier defectuosa reparación o reemplazo, puede dar como resultado una pérdida excesiva de stock por largo período de tiempo. Frecuentemente, ocurre que la oxidación desarrolla huecos y las planchas llegan a tal punto que no se puede taponar las perforaciones mediante el uso de materiales de sellado

plástico. Esto sucede cuando no es posible vaciar un tanque durante un tiempo considerable por el volumen de trabajo.

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Los tanques de techo flotante requieren de inspecciones frecuentes debido a la falta de pendiente y a grandes zonas de almacenamiento de agua. Deben estar dotados de drenajes especiales, los que se deben mantener en buenas condiciones.

2.l0;BOCAS DE MEDICIÓN Y TAPAS

Se usan de varios tipos. Algunas son llanas, otras del tipo bisagra en chaflán , que es una combinación de escotilla para medidor y respiradero. Algunas requieren tuercas o pernos de mariposa, otras son válvulas de compuerta comunes o con tapas roscables sobre un niple de tubería. En general, las escotillas y tapas de medición para tanques de hidrocarburos deben ser a prueba de vapor.

Se debe inspeccionar y verificar la empaquetadura del sello en forma periódica para evitar mermas excesivas, penetración de partículas extrañas o agua de lluvia.

Las bocas de medición varían entre 4" y 8" de diámetro, son de acero con asiento de bronce y empaquetadura.

2.1 !.SEGURIDAD EN UN PATIO DE TANQUES

-MUROS DE CONTENCIÓN.- La finalidad de estos muros esdetener y estancar cualquier fuga de producto. Los muros decontención están construidos con piedra, arena, tierra , asfalto yconcreto.El volumen encerrado debe de ser 11 O % veces el volumen de lostanques que lo rodean. Cuando hay varios tanques dentro de un mismo

recinto de muros, su capacidad total no deberá exceder de 100000 Bbl.

-HIDRANTES.-Los hidrantes son grifos que se distribuyenconvenientemente en un patio de tanques de petróleo, por ser unproducto inflamable, constan de una válvula con una o más boquillasque se conectan a las mangueras para combatir el incendio

-EXTINGUIDORES DE INCENDIO.- Son dispositivos portátiles opermanentes que por lo general están cargados con un compuestoquímico de polvo seco que sale en forma de espuma al rociarse sobreel fuego, así inhibe al Oxigeno del aire, que es uno de los agentesgeneradores de fuego y apaga el incendio.

17

2.12.CAPACIDAD DE RECIBO

Es el espacio de mayor actividad del Tanque, específicamente diseñado

para recibir o entregar un producto, capaz de satisfacer la demanda de la · Planta durante un tiempo transcurrible hasta la reposición con un nuevo

producto.

Los lotes con producciones bajas necesitan una capacidad de

almacenamiento disponible para 5 días, en cambio los que tienen

producciones altas necesitan tener una capacidad de almacenamiento de

por lo menos dos días, debido a que bombean el crudo diariamente.

En caso de que se ocurriera una contingencia las compañías contratistas

podrían almacenar crudo en el campo y en los tanques de fiscalización

hasta un máximo de 708800 Bbl. Algunas contratistas podrían

almacenar en sus campos hasta por 20 días, mientras que otras por falta de capacidad solo podrían almacenar su crudo unos días, por lo que se

verían seriamente afectados.

Por otro lado la Refinería Talara en caso de no poder procesar el crudo

que compra, cuenta con suficiente capacidad para almacenarlo por el

período de un mes mientras se solucione el problema.

18

CAPITULO 111

MEDICIÓN MANUAL Y PRUEBAS EN EL LABORATORIO

La medición manual se efectúa en nuestras operaciones estando los tanques calibrados y sus tablas de calibración aprobados por la DGH; cuando estos tanques han sido reparados y sus dimensiones afectadas se requerirá necesariamente de una nueva calibración debiendo ser nuevamente aprobadas las tablas por la DGH. Las medidas a efectuarse se realizarán siguiendo los estándares API y ASTM, estando los tanques en reposo el tiempo requerido según acuerdo de las partes, para obtener resultados satisfactorios.

3.1. MEDIDA DEL NIVEL DE AGUA

El procedimiento para determinación de la medida del nivel de agua , se realiza conforme a la norma API, Standard 2545 . La medición se efectúa con una barra cilíndrica o rectangular graduada en 1/8" o 1/10", de un metal resistente a la corrosión, de

l "de ancho o diámetro como máximo, siendo la longitud mínima de

18", el peso es de 20 onzas como mínimo para mantener la barra enposición vertical, la punta debe ser cónica y de suficiente dureza.

3.1.1. Procedimiento

1. La medición del agua libre se obtiene introduciendo por la bocadel tanque hasta tocar el fondo del mismo, una regla de broncesuspendida por medio de un cordel, cubierta de una pastasensible al agua, al contacto con ésta. ( Foto No 5 ).

2. Deje la regla en el fondo por lo menos 1 O segundos si es crudoliviano y 30 segundos si es crudo pesado.

3. Saque la regla y observe el cambio de coloración de la pasta arojo o su completa remoción, considere como contacto agua -petróleo la marca nítida superior. ( Foto No 6 )

4. Apunte el nivel del contacto agua petróleo para poder determinarel volumen de petróleo por fiscalizar.

A veces la marca agua petróleo no es nítida y dificil de leer. Ello se

debe a que en el fondo, el· petróleo esta emulsionado, entonces se

19

repetirá el procedimiento cubriendo toda la regla con pasta hasta determinar un contacto claro.

Si el tanque no tiene sifón, y la válvula de descarga se encuentra

dentro de la porción emulsionada, entonces se deberá bombear la porción emulsionada a otro tanque, o se esperará hasta que las condiciones de calidad mejoren.

3.1.2.0bservaciones

Una medida correcta del agua libre se obtiene cuando el tanque está en reposo. En caso contrario si está en movimiento, es decir

recibiendo petróleo, los mencionados niveles de separación se pierden por completo y como consecuencias, el corte de agua libre

obtenido es una cifra estimada que puede conducimos a errores; por

ello, en condiciones normales y con fines de fiscalización es

recomendable tomar la medida cuando el tanque está en reposo, por

lo menos 36 horas y media hora después de una descarga.

3.2. MEDIDA DEL NIVEL DE LÍQUIDO

Los procedimientos para la medición manual de los tanques, se

realizan conforme a la norma API Standard 2545 y ratificado por el ASTM D 1085-65, el cual se muestra en el API, capítulo 3 , sección 1.

La· medición se efectúa con una cinta metálica, flexible de acero

inoxidable de 1/2" o 3/8" de ancho, de 0 .0082" a 0.0120"de espesor y

graduada en 1/8" o 1/1 O", siendo las longitudes variables según la

altura del tanque. En el extremo lleva una plomada de acero resistente

a la corrosión, conectada mediante un swivel. La plomada debe tener suficiente peso, por lo menos 20 onzas, como para mantener la cinta en

posición vertical, su longitud varía de 6" a 12" ( 6" es preferible). El

diámetro debe de ser de l" como máximo, la punta debe ser cónica, de

suficiente dureza y debe estar graduada en 1/8" o 1/10".

Hay dos métodos de medición, el directo y el indirecto. El método directo es el más usado; en cambio el indirecto es empleado en

aquellos tanques donde la medición directa no tiene el grado de

confianza, debido a la forma y constitución de éstos, que impide

mantener la verticalidad de la cinta.

El procedimiento de medición para ambos métodos toma en consideración las recomendaciones del API ya indicadas, la medición

debe efectuarse antes y después de haberse entregado el producto para

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determinar el volumen transferido, el cual después se corregirá a las

condiciones estándar de temperatura de 60º F.

3.2.1. Medida directa

Es la distancia medida desde el plato de referencia ubicado en el fondo del tanque a la superficie del petróleo, se obtiene bajando una

cinta con la plomada adherida (Foto No 7) hasta que la punta de ésta toque sensiblemente el plato. Busque el punto de coincidencia del

nivel de referencia del tanque con la cinta, luego envuelva la cinta

hasta encontrar la marca superior de la porción mojada por el petróleo,

ésta se registrará como nivel o altura del líquido.

Procedimiento.

1. Antes de tomar la medida, estar seguro que la superficie o nivel del

petróleo esté en reposo o libre de espuma.

2. Tome un tiempo prudencial para que el gas se libere antes deefectuar la medida.

3. Usar el mismo punto de referencia en la escotilla del tanque para

comprobar el fondo y la verticalidad de la cinta.

4. Tome 2 o más medidas por cada medición hasta obtener 2 que sean

iguales. Asegúrese que la cinta esté en buen estado sin torceduras oabolladuras, los números y graduaciones legibles; nunca use cintas

acopladas o plomadas gastadas con más de l /32" en la punta.

En el caso de techos flotantes, evitar pesos adicionales, tal como un

grupo de personas paradas alrededor del tubo de medición o agua estancada sobre el techo capaz de producir una depresión que haga

variar la marca de referencia existente en la boca de medición.

3.2.2. Medida indirecta.

Es la distancia medida desde la superficie del petróleo hasta un punto

fijado como marca de referencia en la boca de medición. La medida se obtiene bajando la cinta metálica con una plomada rectangular de

sección transversal ( Fig. No 1 O ); el cero de la cinta coincide con el

punto de unión de la plomada. Cuando se efectué este tipo de medición, la plomada debe salir parcialmente mojada; manteniendo la

verticalidad de la cinta, al tacto se percibe cuando fa plomada toca el

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nivel del fluido. Para conocer el espacio libre real habrá que agregar a la longitud de la cinta la parte no mojada de la plomada. El volumen del líquido contenido se obtiene indirectamente por diferencia.

3.2.3. Observaciones

Con el uso en las paredes interiores de los tanques se pueden depositar incrustaciones tales como; brea, parafina, moho y compuestos químicos que afectan la calibración del tanque, dando resultados inexactos. Por ello debe exigirse a las contratistas el cumplimiento del programa de mantenimiento de los tanques.

3.3. MEDIDA DE LA TEMPERA TURA

El procedimiento para determinación de la medida de la temperatura se realiza conforme a la norma API, capitulo 7, sección 1.

El volumen del petróleo varía con respecto a la temperatura, como tal es necesario determinar ésta a fin de referir el volumen a una base estándar de 60 ºF ( 15 ºC) adoptada por la Industria del Petróleo. Para efectuar la medición se hace uso de un termómetro ASTM del tipo de inmersión total graduado de 0-180 ºF, con una escala de 1 ºF (exactitud+ O.SO ºF). El termómetro se acopla a un soporte de madera ( Fig. No 11) que lleva en su extremidad inferior una copa metálica de 100 mililitros, en su interior se encuentra sumergido el bulbo del termómetro. El motivo de la copa es mantener la temperatura del producto cuando ésta se lea en la superficie. La madera tiene en su parte superior un ojal para acoplarla a un cordel anudado, con el objeto de introducir este equipo dentro del tanque. Según el estándar el termómetro debe de ser de vidrio y tener un gas

inerte que llene el espacio encima de la columna de mercurio. También se puede utilizar el termómetro digital; la ventaja de este instrumento es la exactitud y rapidez para hacer la medición.

3.3.1. Procedimiento

1. Acople el equipo descrito en el acápite anterior, a la parteextrema de la cinta de medir o a un cordel anudado delongitudes conocidas e introdúzcalo por la boca de la escotillade medir.

2. Estando el termómetro dentro del producto a medir y a laprofundidad deseada; déjelo por el tiempo de inmersión

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recomendado de acuerdo a la gravedad API a 60° F y levántelo y bájelo un pie para que se estabilice la temperatura. ( 5 minutos

para crudos entre 30 a 39 API ).

3. Saque el termómetro rápidamente después de que haya estadodentro del producto por el tiempo necesario. Asegúrese que lacopa que rodea el bulbo del termómetro esté llena y no sederrame. Evite corrientes de aire que puedan alterar la

temperatura.

4. Lea la temperatura inmediatamente, hasta el más próximo 1 ºF ysiempre muy próximo a la boca de la escotilJa. ( Foto No 8)

5. Anote la temperatura obtenida.

3.3.2. Precauciones

Los termómetros son instrumentos de precisión y como tal debemos estar seguros que proporcionen medidas exactas. Antes de usar un

termómetro nuevo, verificar la lectura comparándolo con un termómetro patrón certificado por "National Institute of Standard and Technology" (NIST), de preferencia uno de muy buena calidad aceptado por ambas partes; diferencias mayores a un 1 ºF deben

descartarlo. La manera más conveniente de mantener los termómetros

es colocándolos en una plataforma convenientemente provista para

este propósito dentro del laboratorio o la caseta de medición. Limpie el termómetro y todas sus partes después de haberlo usado.

Un termómetro cuya columna de mercurio no guarde continuidad debe descartarse.

3.3.3. Observaciones.

En tanques cuyo contenido del fluido es de 1 O ft o más, se tomarán 3 temperaturas; una temperatura en la mitad del tercio superior, otra en el centro y otra en la mitad del tercio inferior. La temperatura

representativa será el promedio aritmético de estas 3 temperaturas, redondeando el resultado a 1 ºF más próximo. Si el contenido del fluido es menor de 1 O ft, sólo será necesario tomar

una temperatura en el punto medio.

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En tanques menores de 5,000 bls de capacidad se puede tomar una sola medida de temperatura, sumergiendo el termómetro hasta el punto medio de la columna de fluido. Los tiempos de inmersión deben de determinarse según prueba y

todas las partes involucradas deben de estar de acuerdo. Un error en la lectura de la temperatura dará como resultado un error en la determinación del volumen de petróleo. El error que se tendría por 1 ºF equivale a :

• 04 Bbl en un tanque con 8000 Bbl• 15 Bbl en un tanque con 30000 Bbl• 50 Bbl en un tanque con 100000 Bbl

3.4. MUESTREO

Para el método de muestreo se ha tomado como base la norma API, capítulo 8, sección 1.

Las muestras obtenidas de los tanques normalmente son usadas para determinar la gravedad API y el agua emulsionada con sedimento

(BS&W). Pero en casos especiales, también se emplea para determinar propiedades físicas y químicas del petróleo en el laboratorio; como tal, es conveniente que las muestras a tomarse sean homogéneas del tope al fondo, pero en la práctica a veces no ocurre así, por estar el fondo del tanque sucio. Sin embargo la muestra es aceptable si se cumple con las siguientes condiciones:

• El contenido del fondo tales como lodo, agua emulsionada, esténnítidamente separadas del petróleo por fiscalizar.

• Que el tanque disponga de un sifón o tenga más de una válvula dedescarga.

• Que la muestra tomada no contenga productos contaminantes.

3.4.1. Equipo.

Se utiliza un muestreador llamado "ladrón" ( Fig.No 12 ) construido de un metal resistente a la corrosión, cuya capacidad es ¼ de galón. El fondo está revestido de plomo para facilitar la inmersión, en la parte superior lleva un corcho como tapón y una agarradera metálica. Un

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cordel es utilizado para sumergir el muestreador, previamente anudado al corcho como a la agarradera.

La boca del muestreador debe de tener 1 ¾" de diámetro de abertura si es usado para crudo pesado y ¾" de diámetro si se usa para crudo liviano. El ladrón debe tener 13 ¼" de longitud como mínimo y tener las dimensiones que norma el API

3.4.2. Métodos de muestreo

En nuestras operaciones se hace uso de dos métodos de muestreo:

• Muestra corrida• Muestra fija.

3.4.2.1. Muestra corrida.

Es la muestra representativa del fluido contenido en un tanque, desde la brida de salida hasta el nivel del líquido.

Procedimiento:

I Seleccionar el muestreador, eligiendo el tamaño correcto, de acuerdo a las propiedades de la muestra. El muestreador debe estar, limpio, seco y libre de cualquier sustancia contaminante.

2 Introduzca el muestreador atado y tapado hasta el centro de la brida de descarga. Si el nivel de agua se encuentra encima de la brida de descarga, es necesario desaguar el tanque antes de muestrear, de todas maneras la profundidad máxima a bajar la boteJJa es un pie arriba del nivel de agua. Asegúrese que el muestreador y tapón estén completamente limpios antes de tomar la muestra, de lo contrario estamos en riesgo de obtener resultados incorrectos.

3 Quite el tapón, dando un impulso al cordel, cuando "el ladrón" esté en la profundidad deseada.

4 Inmediatamente después de sacar el corcho, proceda a subir el muestreador hacia la superficie a una velocidad uniforme, con el fin de llenar el recipiente hasta el 75 % de su capacidad (3/4 partes) o un máximo de 85 %. Si la botella sale llena, repetir el procedimiento.

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5 Tape con el corcho el muestreador una vez tomada la muestra o vacíe el contenido en otros recipientes adecuados comobotellas previamente limpias y secas. ( Foto No 9)

3.4.2.2. Muestra fija.

Es una muestra representativa del fluido a una profundidad determinada. De acuerdo al lugar donde se ha tomado, se denomina así:

1. Muestra superior.Es la obtenida en la mitad del tercio superior del fluidocontenido en el tanque.

2. Muestra de centro.Es la obtenida en el punto medio del fluido.

3. Muestra inferior.Es la obtenida en la mitad del tercio inferior del fluido.

4. Muestra de tope.Es la tomada a 6" debajo del nivel del fluido.

5. Muestra de descarga.Es la tomada en el centro de la brida de descarga.

6. Muestra de piso.Es la obtenida en el fondo del tanque, se toma generalmentepara chequear el agua, barro, sedimento.

7. Muestra compuesta de un tanque.Es la mezcla proporcional de las muestras superior, centro einferior. En tanques de sección transversal uniforme, lamezcla se hará en partes iguales, siempre y cuando no hayavariaciones saltantes en las propiedades del crudo de cadauno de los tercios.

8. Muestra compuesta de varios tanques.Es la resultante de mezclar las muestras compuestas de cadatanque en forma proporcional al volumen del líquidocontenido en cada uno de ellos.

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En nuestras operaciones utilizamos la muestra corrida, la

muestra compuesta y las muestras fijas: superior, centro y inferior. En tanques que tengan 15 ft de nivel de fluido o más, deberán

sacarse 3 muestras: superior, centro y inferior � entre 1 O y 15 ft

de nivel deberán sacarse 2 muestras: superior y inferior, y para

niveles menores o iguales a 1 O ft se sacará una muestra de centro. ( Fig. No 13 )

3.4.3. Procedimiento.

1. Seleccionar el muestreador con el tamaño de abertura correcto.

El muestreador debe estar limpio, seco y libre de cualquier

sustancia contaminante

2. Introduzca el muestreador atado y tapado a la profundidad

deseada. Asegúrese que el muestreador y corcho estén

completamente limpios antes de tomar la muestra.

3. Quite el tapón dando un impulso al cordel, para tomar la

muestra a la profundidad ya designada.

4. Deje el muestreador suspendido hasta que llene, se conoce

porque cesa el burbujeo, luego proceda a sacar el muestreador.

5. Vacíe una porción del producto en una botella y tápela con un

corcho o vierta el contenido en otros recipientes adecuados.

3.4.4. Recipientes de recolección

Los recipientes recolectores de las muestras tomadas de los

tanques, son botellas de vidrio o latón. Las botellas de vidrio

pueden ser de color blanco o marrón, las de color blanco tienen la

ventaja que visualmente se examinan que estén limpias, libres de

agua e impurezas� las botellas de color marrón ofrecen protección

contra luz, pero debe tomarse mayores precauciones en la

limpieza. Las botellas de latón son empleadas siempre y cuando las

soldaduras estén por la parte externa y se hayan limpiado con un

solvente adecuado.

Las botellas de material plástico deben ser descartadas por contaminarse fácilmente.

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3.4.4. l. Tapas de los recipientes.

Corchos o tapas de vidrio, plástico o metal enroscable, pueden ser utilizados para botellas de vidrio. Los corchos

deben ser de buena calidad, limpios, libres de huecos y que ajusten bien. Para evitar el contacto de la muestra con el corcho, si se

sospecha que éste es usado, pueden ser envueltos con

papel de aluminio, antes de ajustarlo a la botella. Las

Tapas de vidrio se usan siempre y cuando se ajusten bien

a la botella. Las tapas enroscables deben tener interiormente un disco pegado interiormente revestido con estaño o pape] de a]uminio o cualquier otro material que

no contamine al petróleo.

3.4.4.2. Limpieza.

El uso de solventes removedores de sedimentos o

suciedad provenientes de anteriores muestras, deben ser

utilizados. Los recipientes se lavan con jabón enjuagados

con agua de caño y finalmente con agua destilada, luego se secarán pasándolos por una corriente de aire tibio, o

colocándolos en una fuente de calor a una temperatura

de 40° C ( 140 ºF) o mayor, cuando estén secos se

guardarán inmediatamente para ser usados en otras pruebas. La forma corriente como se hace en el campo de

lavarlos con jabón y enjuagarlos con agua limpia debe

ser eliminada.

3.4.5. Observaciones

Toda muestra será rotulada inmediatamente de ser tomada usando etiquetas especiales, para tal fin en éstas

se colocarán los siguientes datos:

-Fecha y hora

-Lugar

-Número o nombre del tanque-Clase del producto

-Resultado del análisis (API, BS&W, PTB)

-Nombre de los supervisores de la operación.

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3.5. DETERMINACIÓN DE LA GRAVEDAD API

Para el método de la determinación de la gravedad se ha tomado como base la norma API, capítulo 9, sección 1.

La gravedad es una propiedad determinante de la calidad de crudo, gravedad específica o API significa lo mismo, pero con diferentes unidades de medición. La gravedad específica del petróleo es la relación del peso de un volumen dado de petróleo a 60 ºF al peso de igual volumen de agua destilada a 60 ºF. La gravedad API es la inversa de la gravedad específica, es una escala arbitraria hecha así, para damos un margen amplio en la determinación de la gravedad de un crudo o derivados del petróleo y así obtener resultados lo más exactos posibles. La relación matemática es la siguiente:

API = 141.5 - 131.5 grv.esp

donde: grv.esp = gravedad específica del crudo

El API usa como referencia la gravedad específica del agua pura, cuyo valor expresado en API es I O.

3.5.1. Equipo.

La medición de la gravedad es tomada con un instrumento llamado hidrómetro (Fig. No 14) de acuerdo con las specificaciones ASTM - E 100. Estos son de 2 tipos: el termo hidrómetro (gravedad-temperatura) y el hidrómetro simple (gravedad) El primero, es utilizado para obtener resultados rápidos; el segundo cuando se desea determinar gravedades API con bastante exactitud, en este caso se tendrá que hacer uso de un termómetro para conocer la temperatura de la

muestra. Ambos tipos de hidrómetros están graduados en grados API.

Los hidrómetros son de vidrio, en la parte inferior llevan un peso de plomo o mercurio, con el objeto de darle al instrumento la verticalidad necesaria. El cuerpo central es utilizado algunas veces para insertar un termómetro de rango 20 - 30 ºF ó de 60 - 200 ºF con divisiones de 2 ºF.

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El vástago o porción superior debe estar sumergido parcialmente en el líquido a medirse, éste lleva la escala API con graduaciones que están fijadas dentro de los intervalos de O -100, para facilitar la lectura se dispone de rangos parciales cuyas divisiones son 1/10. Los hidrómetros más comúnmente usados varían según la especificación ASTM E l 00, entre los

siguientes rangos:

• de 9 a 21 API• de 1 O a 21 API• de 19 a 31 API• de 29 a 41 API• de 39 a 51 API• de 49 a 61 API

3.5.2. Procedimiento.

La muestra utilizada para determinar el API, debe ser una muestra representativa del contenido de petróleo (o derivados) presente en el tanque.

1. Vierta lentamente la muestra en un recipiente cilíndricopreferible de vidrio, el diámetro interior debe ser por lomenos 25 mm mayor que el diámetro exterior del

hidrómetro, el espacio libre entre el extremo inferior delhidrómetro. El recipiente debe estar colocado en posiciónvertical, libre de corrientes de aire, asegúrese que latemperatura de la muestra no cambie apreciablemente,durante el tiempo que dura la prueba, si ésta cambia en másde 2 ºC ( 5 ºF) se requerirá mantener las condicionesambientales (Caseta o Laboratorio) o se usará un baño atemperatura constante. Evitar la formación de burbujas y asíreducir al mínimo la evaporación de los componenteslivianos. Si se ha producido el burbujeo, la espuma debe serretirada previamente, con un pedazo de papel de filtro.

2. Sumerja el hidrómetro dejándole que flote libremente sinrozar las paredes del receptáculo, el espacio libre entre elextremo inferior del hidrómetro y el fondo del recipientedebe estar por lo menos a 25mm. Evitar que el vástago semoje encima del nivel del líquido pues aumentara el peso alhidrómetro. ( Foto No 1 O )

30

3. Estando en reposo el hidrómetro, procédase a leer el API enla escala graduada en el punto en que la superficie de lamuestra corta aparentemente el vástago (Fig. No 15). En elcaso de muestras transparentes, el punto de medida sedeterminará colocando la mirada debajo del nivel dellíquido. Luego, levante lentamente la vista hasta alcanzar porprimera vez la superficie, el punto de intersecciónencontrado marcará el API correspondiente en la escala. En

el caso de muestras no transparentes (opacas), observarencima del nivel la escala donde el menisco intercepta alvástago del hidrómetro, la corrección se hará disminuyendo

0.1 API a la escala observada.

4. Tome la temperatura de la muestra inmediatamente después

de determinar el API, leyendo en la escala del termómetroinserto en el hidrómetro o utilizando otro termómetro

separado al más próximo 0.2 ºC (0.5 ºF) El bulbo del

termómetro deberá estar sumergido en la muestra por lo

menos 3 minutos antes de proceder a leer la temperatura. Es

preferible que la temperatura tomada esté dentro de los

rangos de + 3 ºC ( +5 ºF ), con respecto a la temperatura quese tomó la muestra en el tanque, a fin de minimizar errorespor corrección del volumen y gravedad.

5. Anotar los resultados de API y temperatura.

6. Convertir la gravedad API observada a la temperaturaestándar de 60 ºF, haciendo uso de la tabla 5-A del "API

Manual of Petroleum Measurements Standards" disponible

en el laboratorio para todos los rangos de gravedades API.

7. Limpie los instrumentos utilizados para esta operación con

agua, jabón o solventes dependiendo del producto que sehaya medido, luego colóquelos en sus estuches y/o estantes

respectivos.

3.6. DETERMINACIÓN DEL AGUA Y SEDIMENTO

Para la determinación del agua y sedimentos se ha tomado como base la norma API, capítulo l O, sección 4. (ASTM D - 4007)

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Se usarán las muestras fijas ( superior, centro y inferior ) para determinar el agua y sedimento: BS&W

El método general es por centrifugación, cuyos resultados son aceptables para operaciones de rutina; sin embargo, este método no da resultados exactos porque la cantidad es siempre menor que la encontrada por destilación. Las diferencias se acentúan a medida que aumenta la emulsión contenida en el petróleo.

3.6. l. Suministros.

- Tolueno.- Es un solvente inflamable, tóxico, debe evitarserespirar su vapor y proteger los ojos, manténgase el

recipiente siempre cerrado, cuando no se usa. Para fines deesta prueba debe cumplir con las regulaciones del ASTM

D362 o el "IP Specification Of. Tolue"; las característicasmás saltantes son:

Color (APHA) Punto de ebullición

Residuo después evaporación Compuestos de sulfuros

10 110.6º C

0.001 % 0.003 %

El tolueno que se expende, es generalmente seco ( exento de

agua), pero el agua es soluble en esta sustancia en un significante rango que se incrementa con la temperatura. El

porcentaje de disolución es de + 0.03% a 21 ° C (70° F) o

±0.17% a 70 ºC ( 158 ºF). Esto podría afectar la determinación exacta del agua y sedimento, por ello es

recomendable saturar el tolueno a usarse previamente de

acuerdo al procedimiento expuesto en el Apéndice A del API Capítulo 10, Sec. 3, en el rango de temperatura que se determina en la prueba

También puede usarse otros solventes como el Xileno saturado y el Kerosene .

Desemulsificador.- Debe usarse para mejorar la separación del agua contenida en la muestra y prevenir la adherencia a las paredes del tubo de prueba.

3.6.2. Equipo

Está constituido de las siguientes partes:

32

3.6.2.1. Centrifuga

Es un aparato diseñado para producir movimiento giratorio de 2 o más tubos de prueba colocados convenientemente enalojamientos especiales ubicados en su interior (Foto No 11 ).La velocidad de giro es controlada mediante un reóstato paraobtener una fuerza relativa de centrifugación de 500 frc.

Todas las piezas móviles son construidas de material resistente y probado para soportar la máxima fuerza de centrifugación.

Este aparato lleva exteriormente una cubierta metálica protectora para evitar accidentes que pudieran producirse al romperse cualquier parte móvil cuando éstas estén en movimiento.

La centrifuga debe contar con un termostato durante la prueba de 60 ºC + 3 ºC ( 140 ºF + 5 ºF)

Para determinar los RPM (revoluciones por minuto de giro) de la centrifuga, será necesario primero conocer el diámetro de giro, el cual se obtiene midiendo en pulgadas los extremos de 2 tubos opuestos como que estuvieran en movimiento.

Los RPM están en razón directa a la fuerza relativa de centrifugación (frc) y en razón inversa al diámetro de giro. Para calcular la velocidad de rotación por minuto (RPM), se aplica la siguiente fórmula:

RPM = 265 ...Jfrc/d

donde:

f re = fuerza relativa de centrifugación.

D = diámetro de giro en pulgadas.

3.6.2.2. Tubos de prueba.

Estos tubos son de 2 formas: de pera o cónico, construidos con vidrio resistente al movimiento y temperatura, las

33

dimensiones y graduaciones son mostradas en la (Fig.16). En su extremo superior lleva un corcho para tapar el tubo una vez que el fluido ha sido vertido y antes de colocarlos a la centrifuga.

3.6.2.3. Baño.

El baño es un recipiente metálico de forma rectangular provisto de un termostato para mantener el agua a una temperatura constante, en una de sus esquinas lleva una ranura

para colocar el termómetro. La profundidad debe ser lo suficiente para sumergir los tubos de prueba.

3.6.3. Objetivo de la prueba

Obtener el porcentaje de BS&W , valor que debe ser menor o igual a 0.25%, como una de las condiciones para efectuar la

compra/venta del petróleo.

3.6.4. Procedimiento

1. Seleccionar el tipo de tubos centrífugos , de forma cónica o pera

de acuerdo al receptáculo de la centrifuga. Preferible que estosestén graduados de O a 100 ml.

2. Vierta 50 mi de la muestra ( previamente bien agitada) en cadauno de los 2 tubos de prueba. , luego añada 50 ml. de solventetolueno, saturado con agua a 60 ºC (140 ºF) o 49 ºC (120 ºF),seguidamente agregue 0.2 mililitros de desmulsificante en cada

uno de los tubos.

3. Tape los tubos con un corcho y agite vigorosamente la mezcla para

diluir bien la muestra en el solvente, invirtiendo la posición de lostubos por 1 O veces.

4. Sumerja los tubos por lo menos hasta su marca superior (100 mi.)en un baño de agua caliente a 140 ºF ± 5 ºF por 15 minutos.

Durante el proceso agitar, para asegurarse que la mezcla petróleo -solvente es uniforme.

5. Coloque los tubos en la centrifuga en posición opuesta paraestablecer un balance de fuerza.

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6. Centrifugar por 1 O minutos. Verifique que los RPM estén dentrolos rangos calculados, según la fórmula.

7. Anote los resultados obtenidos del agua y sedimento asentados enel fondo de cada tubo, expresándolo en una sola cifra. ( Fig No 17)

Cambie de posición los tubos (lados opuestos), centrifugue por 1 O

minutos, utilizando los mismos RPM, apunte los resultadosobtenidos.

Las lecturas del BS& W deben ser iguales en cada tubo tanto para

la primera como para segunda prueba. Si las lecturas no soniguales, repetir el procedimiento hasta obtener 2 lecturas iguales.

Como resultado final se reportará la suma de los volúmenes

combinados de agua y sedimento (BS&W) de los 2 tubos, las

lecturas de los tubos separadamente no deben diferir entre si enmás de 0.025 mililitros.

3.7. DETERMINACION DEL CONTENIDO DE SAL (METODO

ELECTROMETRICO)

Para la determinación del contenido de sal se ha tomado como base el

estándar ASTM D 3230-83.

El método a seguirse se basa en la conductividad de una solución de

crudo en un solvente polar, cuando está sometido a la acción de una

corriente eléctrica. La muestra es disuelta en una mezcla de solventes y

colocada en el salinómetro en de un vaso de 100 mi que contiene dos

laminas paralelas de acero inoxidable, un voltaje determinado se imprime a las placas y el flujo de corriente resultante es indicado en miliamperios.

Luego en la tabla de calibración se lee el contenido de sal

correspondiente a los miliamperios obtenidos.

En nuestras operaciones utilizamos el salinómetro convencional y el digital, este último nos da un análisis de mayor precisión y rapidez.

3.7.1. Reactivos.

Los reactivos son compuestos conductores de corriente de alta

pureza que permiten dar resultados precisos.

35

El reactivo más empleado en la industria es el solvente de alcoholes, también pueden usarse otros reactivos como naphta,

solución de cloruro de calcio, solución de cloruro de magnesio,

aceite refinado neutro, solución de cloruro de sodio, xileno, etc.

3.7.2. Muestra

La muestra de petróleo que se toma es una muestra compuesta obtenida según el API capítulo 8, secciones 1 y 2.

3.7.3. Instrumento

El instrumento es un salinómetro electrométrico que registra la

intensidad de la corriente eléctrica alterna en miliamperios, tiene

un voltímetro, un puente rectificador, un variador de voltaje, 2 electrodos (placas) en paralelo por donde fluye la corriente

eléctrica y un vaso de 100 mi para depositar la muestra con el reactivo. ( Foto No 12 )

3. 7.4. Objetivo de la prueba

Obtener la concentración de sales en libras por cada mil barriles

de petróleo (PTB), valor que debe ser igual o menor al acordado

por las Partes (menor o igual que 1 O PTB), como una de las condiciones para efectuar la compra/venta del petróleo

3. 7.5. Procedimientos.

Desde que la muestra de petróleo es disuelta en un solvente

preparado, se tendrán dos procedimientos, uno para solventes y

otro para la determinación del contenido de sal en el petróleo

crudo.

3.7.5.1. Procedimiento para obtener el solvente de alcoholes.

-Tener disponible en recipientes herméticos los siguientes

líquidos:

1. 1 Butanol.2. Metanol absoluto.3. Agua destilada

-En un recipiente de I 000 mi, se colocan 63 volúmenes de

1- Butanol (630 mi)

36

-Se añaden 37 volúmenes de metanol absoluto (370 ml)-Se agregan 3 volúmenes de agua destilada (3ml)-Se agita por 1 O segundos, para uniformizar la soluciónalcoholica.

Siguiendo el procedimiento ASTM D-3230 y utilizando 50 ml

de solución alcohólica, 40 de Xileno y 1 O mi de aceite neutro se determinará la conductividad de ésta solución ( "blanco" )

Nota: Este solvente es inflamable y causa quemaduras en la

piel, por lo que se debe contar con equipos de seguridad

personal para proteger ojos, nariz, cara y manos, así como duchas para ojos y cuerpo.

3. 7.5.2. Procedimiento para determinar el contenido de sales en el

petróleo crudo.

Tomar la muestra de petróleo crudo en un vaso Pirex limpio y seco. Aproximadamente 400 mi

En una probeta graduada de 100 ml con tapa esmerilada,

colocar 15 mi de Xileno.

Agregar a la probeta 1 O mi de la muestra de petróleo crudo con

una pipeta.

Lavar la pipeta con Xileno hasta que quede libre de crudo,

haciendo que caiga dentro de la probeta.

Rellenar la probeta con Xileno hasta alcanzar un nivel de 50 mi

en la probeta.

Tapar la probeta y agitar vigorosamente durante un minuto.

Llenar la probeta hasta el nivel de 100 ml con solvente de

alcoholes.

Tapar la probeta y volver agitarla vigorosamente por 30 segundos.

Dejar reposar la mezcla por cinco minutos y luego vaciarla en un vaso Pirex seco y limpio de 100 mi boca ancha.

37

Seguidamente se colocan los electrodos en el vaso, asegurándose que el borde superior de los electrodos esté por debajo de la superficie de la mezcla.

Se conectan los electrodos al instrumento.

Se procede a calibrar el Salinómetro ( convencional), ajustando

la perilla del voltímetro a 125 voltios, con la palanca presionada

en "calibrate", valor seleccionado de una serie de valores.

Se coloca la perilla de calibración en la posición "high" y con la palanca en posición "calibrate", se regula con la otra perilla, hasta ubicar la aguja del miliamperio en Ja posición 0.1. mili -

amperios (línea de color rojo).

Seguidamente se coloca la perilla de calibración en la posición

de "low" y con la palanca presionada en "calibrate", se regula

con su respectiva perilla, hasta que la aguja del mili­

amperímetro quede ubicada en la posición 1.0 mili-amperios.

Se suelta la palanca que estuvo presionada.

Se presiona la palanca hacia la posición "Read", observándose que el voltaje permanezca en 125 voltios y se tome la lectura en

mili amperios lo más cerca a centésimos de mili amperios.

Se deja de presionar la palanca, quedando en posición neutra.

A la lectura registrada en mili-amperios, se le resta la lectura del

"blanco" determinada con anterioridad, la diferencia es la lectura neta en mili - amperios.

En la tabla de calibración, se busca el contenido de sal (PTB)

correspondiente a la lectura neta en miliamperios� según sea

realizada en el rango alto o rango bajo. ( Tabla No 10 ).

La escala baja es usada para muestras de bajo contenido de sal y es más sensible que la escala alta.

NOTA:

En la operaciones Noroeste, el análisis de los crudos de los diferentes lotes arrojan por lo general resultados satisfactorios, es decir tienen muy bajo contenido de agua y sedimentos que no superan el límite máximo permitido de 0.25 %, la salinidad está por debajo de l O PTB y el contenido de azufre es 0.09%,

38

esto aunado al alto API del crudo ONO, nos permite afirmar que Talara produce un crudo de alta calidad. ( Tabla No 11 )

3.8. ELABORACION DE LAS BOLETAS DE MEDICION DE

PETROLEO

Las boletas de medición son documentos que registran principalmente la información de la medición, del control de calidad y del volumen neto de petróleo contenido en el tanque. La elaboración de estas boletas es manual ( Fig. No 18 ) y es firmada por los representantes de PERUPETRO, la compañía contratista y la compañía que compra el crudo, en señal de conformidad con la operación de medición. El cálculo que se hace para obtener el volumen neto de petróleo es el siguiente: En la boleta de medición registra un nivel de líquido de 11 pies y 2 pulgadas equivalente según las tablas de cubicación a 990.479 Bbl, y un nivel de agua de O pies, 1 pulgada equivalente a 25.370 Bbl. La diferencia de estos dos niveles nos da el volumen bruto de petróleo en el tanque: 965.109 Bbl. Con la temperatura promedio del tanque: 85.5 ºF y con el API a 60 ºF: 36.7, obtenemos de las tablas API 6-A el factor de corrección volumétrico por temperatura Ctl: 0.9877. Luego el volumen bruto se multiplica por este factor para obtener el volumen a 60 ºF y finalmente a este volumen se le descuenta el porcentaje de agua y sedimentos que se obtuvo del análisis de la muestra ( BS&W : 0.02 % ) y se

obtiene el volumen neto de petróleo existente en el tanque: 953 Bbl. Los resultados obtenidos pueden ser impugnados por cualquiera de las partes si es que se comprueba algún error de medición o de análisis. En este caso se elaborará una nueva boleta y una acta de conciliación que será firmada por las tres partes. Estas boletas son hechas por triplicado y repartidas a cada una de las partes interesadas.

39

CAPITULO IV

MEDICION AUTOMATICA

4.1. INTRODUCCION

La Industria utiliza equipos automáticos de medición de hidrocarburos

líquidos, llamados Unidades LACT. ("Lease Automatic Custody Transfer,,) para transferir en forma automática los Hidrocarburos, con

fines de compra/venta. Esta instalación está conectada a la línea de descarga procedente de un tanque de crudo preparado para ser

fiscalizado automáticamente en calidad y cantidad, dispone de una

unidad de rechazo para asegurar que la calidad del producto está dentro

de los rangos aceptables. Desde antes de su aparición el petróleo en el Noroeste se fiscalizaba por medición manual.

La Unidad LACT es una importante herramienta en la evolución de la

automatización de transferencia de hidrocarburos, la cual se va mejorando con el tiempo y es ampliamente aceptada en la Industria del

Petróleo. Su instalación se justifica para reemplazar un trabajo repetitivo

echo por uno o más medidores, que redunda en un ahorro de tiempo y

eliminación del error humano, aunque cabe notar que la medición

automática tampoco es exacta mientras que esté afectada por el error

mecánico, que a diferencia del error humano, puede ser mejor controlado

por una verificación periódica en el mantenimiento y calibración del

instrumento.

Para que estos instrumentos tengan la confiabilidad exigida, tanto el

comprador como el vendedor de crudo, deben acreditar su exactitud con

un certificado expedido por el fabricante, basado en pruebas hechas en el

laboratorio y campo, de acuerdo a procedimientos estándar aprobados por el API.

4.2. MUESTREADOR

MOVIMIENTO.

AUTOMATICO DE FLUIDOS EN

El muestreador es un equipo automático que toma muestras de un fluido

que está fluyendo por una tubería durante el tiempo que dura la

transferencia. La toma de muestras es intermitente y el número de ciclos

depende del caudal, de tal manera que el volumen recolectado sea menor al volumen del muestreador, para tener la seguridad de que es una muestra representativa.

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4.2.1. Partes componentes del muestreador.

• El probador: Es un elemento que se instala en un "loop" en Uinvertida que sale de la línea de transferencia antes o despuésdel medidor de flujo en posición vertical, ubicado depreferencia en la porción descendente de esta conexión, paraaprovechar la agitación del fluido al pasar por los dos codos.

• Controlador de la muestra : Es el que gobierna por mediosmecánicos la extracción de la muestra en proporción al

tiempo o al régimen de flujo.

• Extractor de la muestra: Es el que extrae la muestra de latubería o del loop, en una porción determinada por accióndel controlador. La suma de todas estas porciones da comoresultado el volumen muestreado.

• Recipiente: Es el receptáculo donde se acumula todas lasporciones de muestras tomadas en un tiempo determinado.

(Foto No 13)

• Agitador: Es un dispositivo mecamco que genera un

movimiento rotativo, que agita la muestra contenida en elrecipiente, antes que se proceda a la toma de muestras.

• Toma de muestra: Es un recipiente portátil que contiene unaporción representativa del volumen almacenado en éste.

4.2.2. Unidad de rechazo

La unidad de rechazo es un medidor de BS& W instalado en la línea de flujo, cerca al tanque que alma�ena el crudo que se va

ha transferir. Aunque el tanque tiene petróleo preparado, que cumple con las especificaciones de BS&W (menor de 0.25 % ), algunos contratista instalan este medidor por razones de seguridad.

Este dispositivo consta de un analizador y un capacitador o condensador cilíndrico dispuesto siempre verticalmente. El principio de la análisis simultáneo de dos fluidos, se basa en la constante dieléctrica y densidad; la principal fuente de error que da la mala información es el gas contenido, que tiene propiedades diferentes a la de los fluidos por medirse, aún en pequeñas cantidades.

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Si el espacio entre las dos placas metálicas es ocupado por un

material dieléctrico, de tal manera que la placa exterior reciba una carga eléctrica, la placa inferior actuará como un acumulador de corriente inducida cuya capacidad está en

relación directa a la constante dieléctrica que en adelante se le denominará por K. Para nuestro caso K es un petróleo neto o emulsionado, el petróleo sin agua tiene un valor K que varía

entre 2 a 2.7, mientras que el valor K para el agua es 80. En

consecuencia, la presencia de una pequeña cantidad de agua en

el petróleo fluente tiene un efecto mensurable en la constante

dieléctrica de la mezcla.

En la práctica, este principio está implementado por el uso de

un capacitador cilíndrico o acumulador de corriente, compuesto por un tubo dentro del cual está un electrodo

cilíndrico aislado con un compensador por temperatura. Para que el capacitador suministre información confiable el

analizador, se requiere que el fluido que pasa entre el tubo y el

electrodo sea petróleo neto o emulsionado. Experimentos

llevados a cabo han demostrado que cortes de agua mayores de 60% distorsionan la información, porque K toma el valor del

agua aún permanezca la mezcla. Por ello, no es recomendable

que este dispositivo de medición además de lo dicho

anteriormente sea colocado en los puntos terminales de bombeo

porque durante el trayecto, parte del agua emulsionada puede

haberse separado como agua libre que al pasar por el

capacitador alterará la información y en consecuencia la medida

sería errática.

La corriente generada por el capacitador pasa por un juego de

resistencias llamado "Puente de Wheatstone" donde 3 resistencias son conocidas y una cuarta es variable, que se

calibra para que la diferencia de potencial entre los puntos a y b sea cero, cuando por el capacitador fluya solamente petróleo

neto, de esta manera no hay envío de corriente al analizador.

Ahora bien, si pasara petróleo emulsionado se registrará una

diferencia de potencial y la corriente pasará al analizador. El analizador es un instrumento electrónico que por proporción

determina el agua y sedimento, la aguja que marca el BS& W tiene una señal que fija el máximo BS&W permitido, cuando

alcanza este valor, una señal actúa en una válvula de diafragma

abriendo el bypass, para que el fluido regrese al tanque o pase a

42

un tanque de rechazo, a la vez que una alarma avisa al operador, que el producto ya no está pasando por el medidor.

4.3. MÉTODOS DE MEDICIÓN AUTOMATICA

Medición directa Es la medida visual que se obtiene haciendo uso de dispositivos mecánicos y/o mecánico - eléctrico que cuentan el número de ciclos de descarga unitaria expresado en barriles, galones, metros cúbicos, etc. También se dispone de medidores que miden la masa de un fluido multiplicando el volumen por la densidad del fluido a las condiciones dadas, utilizando censores, transductores, etc. La ventaja de este medidor es de que se eliminan las correcciones que se hacen al volumen por presión y temperatura.

Tipos:

• Medidores por desplazamiento positivo.(Foto No 14)• Medidores de masa.

Medición Indirecta

Es la medida resultante de utilizar ciertos dispositivos mecamcos y eléctricos, como paletas o turbinas que producen un movimiento de rotación que inducen un campo electromagnético que genera pulsos que se contabilizan para dar volúmenes en barriles, galones, metros cúbicos, etc. También se considera en este método la medición por restricción del área de flujo (bridas de orificio) donde hay un medidor que registra la presión estática y diferencial, con estos datos se calcula el volumen de fluido a las condiciones estándar introduciendo factores que están en función de la presión y temperatura.

Tipos

• Medidor de turbina.(Foto No 15)• Medidor por plato de orificio.

4.3.1. Guía para la selección del tipo de medidor: desplazamiento positivo vs. turbina.

Para volúmenes grandes de desplazamiento, se utilizan normalmente las turbinas. Aunque factores tales como presión, temperatura, rangos de flujo, fluidos contaminantes, etc. pueden

43

influir en la selección del tipo de medidor, la viscosidad y el caudal son los principales factores que deben considerarse.

La viscosidad influye en la selección del medidor, de acuerdo

con el flujo transferido.(Fig 19) Esta figura muestra que los medidores de desplazamiento se comportan mejor cuando la viscosidad es alta, en cambio los de turbina trabajan mejor con baja viscosidad. Las turbinas cumplen mejor su

funcionamiento, cuando el flujo es turbulento (Número de

Reynold mayor de 10, 000) de esta manera las turbinas pueden usarse también en líquidos altamente viscosos.

Medidores de turbina son normalmente usados, para medir

productos de baja viscosidad, productos refinados; tales como propano, Kerosene, o diesel, en tales circunstancias y con una

operación continuada la vida útil será mayor que los medidores

de desplazamiento positivo.

Los medidores de turbinas no deben ser usados en líquidos que

contienen mucha parafina u otras sustancias incrustantes que

alteren la sección transversal, afectando el factor de volumen.

Una vez que se ha seleccionado el tipo de medidor, las

operaciones rutinarias de prueba y los procedimientos de

mantenimiento deben ser programados regularmente.

Medidores de Desplazamiento Positivo

Ventajas • Exactitud.• Miden líquidos viscosos.• No requieren de potencia exterior.• Son capaces de medir hasta volúmenes muy pequeños.• Operación y diseño simple.

Desventajas • Pueden ser dañados por agitación del flujo.• Costoso para medición de caudales grandes.• Susceptibles a la corrosión y erosión.• Requieren de un filtro.• Si el medidor es golpeado podría alterar la medición.• Requiere de mayor mantenimiento.

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Medidores de Turbina

Ventajas

• Exactitud.• Amplio rango de medición.• Ocupa un espacio pequeño y pesa poco.• Duración de las partes internas.• Amplio rango de temperatura y presión.

Desventajas

• Necesita de ciertas condiciones de flujo.• A veces requieren de una válvula de contrapresión

para prevenir cavitación.• No recomendable para medir líquidos de alta

viscosidad.• Requieren de equipos electrónicos.• Sensible a fallas.• Necesidad de un filtro.• Sensible a los cambios de viscosidad para crudos

VISCOSOS.

4.4. MEDIDORES DE DESPLAZAMIENTO POSITIVO

4.4.1. Funcionamiento.

En la Fig 20 se muestran los diversos pasos que sigue un medidor durante su operación, la medición se efectúa por separación del flujo en segmentos que luego se contabilizan.

l. El líquido sin medir (Área negra) ingresa al medidor. El rotor y lasaletas giran en el sentido de las agujas del reloj. Las aletas A y Dhan salido en forma completa, formando la cámara medidora, lasaletas By C están adentro.

2. El rotor y las aletas han girado un octavo de revolución. La aleta Aha salido en forma completa. La aleta D se mueve hacia adentro, laaleta C ha avanzado completamente y la aleta B empieza a salir.

3. Un cuarto de revolución ha tenido lugar.

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La aleta A está todavía extendida y la aleta B se ha movido ahora completamente hacia fuera. Un volumen exacto y conocido de nuevo líquido se encuentra ahora en la cámara medidora.

4. Un octavo de revolución más tarde, la cantidad de líquido medido

fluye hacia afuera. Una segunda cámara medidora ha comenzado aformarse entre las aletas C y D. La aleta A se mueve hacia dentro.

Así continua la operación hasta tener un giro completo de 360°.

Las cuatro primeras figuras corresponden a una construcción dealojamiento sencillo. La quinta figura muestra una construcción dealojamiento doble.

4.4.2. Partes componentes de los medidores

Los medidores están compuestos principalmente por 3 partes: caja, elementos internos de medición y accesorios móviles.

4.4.2.1. La caja

La caja es básicamente un recipiente a presión con conexiones de entrada y salida que varían de ¼" a 16", presiones hasta

1440 psi (600 lbs ANSI), régimen de flujo hasta 12,500

barriles por hora (BPH), los materiales de la caja pueden ser

acero al carbón, fierro fundido, aluminio, bronce o acero

inoxidable, esto depende de la presión que soporte.

Los medidores pueden ser de simple o doble condición.

En los de simple condición, el alojamiento sirve para ambos,

como recipiente de presión y para contener los elementos de medición, mientras tanto en los de doble condición, el

recipiente de presión está separado de los elementos de medición.

Los medidores pequeños normalmente son de simple condición construidos con los materiales indicados en el acápite anterior

excepto el acero al carbón, los medidores de 6" o más casi

siempre usan acero al carbón y son de doble condición. Las ventajas de la doble condición son:

a) El esfuerzo debido a la presión no es transmitido a loselementos de medición.

b) Los elementos de medición pueden ser fácilmenteremovidos para el servicio o limpieza de las líneas.

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c) La presión diferencial a través de las paredes de loselementos de medición es mínima, así se elimina laposibilidad de cambiar los elementos debido avariaciones de presión.

4.4.2.2. Elementos de medición interna

Como anteriormente se mencionó los medidores de desplazamiento positivo miden volúmenes por una continua separación del flujo en segmentos que son medidos. Los elementos medidores son mostrados en la Fig. No 20 los cuales también, sirven como un motor hidráulico que absorbe energía del flujo para producir el torque necesario, a fin de vencer la fricción interna y mover el contador y otros accesorios inherentes a éste.

4.4.2.3. Accesorios móviles.

El tren de los accesorios móviles es mostrado en la Fig.No 21 y consiste de 3 elementos básicos, el tren de engranajes, las empaquetaduras del eje y el calibrador.

Tren de engranajes

Es como una caja de reducción que convierte el volumen fijo por revolución del elemento de medición al volumen por revolución del eje contador. Así por ejemplo un medidor Smith de 4" de desplazamiento positivo tiene un elemento de medición nominal de 2 galones/rev y la velocidad del eje contador tiene 5 galones/rev, entonces se tiene la relación de giro 5:2.

Empaquetaduras del eje rotatorio

El eje rotatorio está diseñado para colocarse empaques (glands ), que sean fácilmente instalados o removidos, con el fin de evitar fugas debido a desgastes. Las empaquetaduras son lubricadas externamente para alargar la vida útil; se emplea como

lubricante, glicerina o grasa de silicona, compuestos que deben ser químicamente compatibles e inmiscibles con los productos que se están midiendo.

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4.4.3.

Calibrador

Es un dispositivo que ajusta la medición a un volumen correcto que pasa a través del medidor. Un calibrador es necesario todas las veces que el contador mecánico debe registrar el volumen actual. Las características de un buen calibrador son:

• La facilidad de moverse con un alto torque.• Buen ajuste.• Rango adecuado de ajuste.• Bajo costo de reparación o reemplazo.• Una mínima variación de la velocidad del eje.• Larga vida de duración.

Consideraciones del diseño.

La instalación (incluyendo el medidor) debe ser capaz de operar eficientemente entre los rangos mínimos y máximos del caudal,

presión y temperatura de acuerdo a las especificaciones del medidor.

La instalación debe asegurar una máxima vida de operación, para lo cual dispondrá de un filtro que se instalará antes del medidor, para retener partículas sólidas extrañas tales como: arena, carbonatos, etc.

La instalación debe trabajar a una adecuada presión, para que el medidor mida una sola fase que es el líquido.

Los censores de presión y temperatura deben estar colocados inmediatamente antes o después del medidor. Para asegurar la continuidad de la fiscalización se dispondrá de dos medidores iguales calibrados, dispuestos en paralelo y conectados a un sólo probador (prover).

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4.4.4. Causas que afectan el factor medición.

El factor de medición, es el número que se obtiene por división, entre el volumen actual del líquido que pasa por el probador y el volumen registrado en el medidor. Para posteriores medidas el volumen registrado por el medidor se multiplicará por el factor encontrado, para tener la medida corregida a 60 ºF y 14.7 psi.

Hay muchos factores que pueden cambiar el comportamiento de un medidor de desplazamiento positivo, tales como la entrada de partículas extrañas, que se soluciona solamente eliminando la

causa del problema (filtros). Otros factores que dependen de las propiedades del Jíquido que se mide, deben ser considerados en el

diseño y en el sistema de operación. Los factores más importantes son: el caudal, viscosidad, temperatura y deposición de sólidos en el líquido como parafina.

4.4.4.1. Variación del caudal.

El factor de medición varía con el flujo o caudal, en el extremo inferior del rango del flujo, se hace menos confiable y consistente, que en la porción media o altos regímenes de

bombeo. Si se plotea el factor de medición vs. el flujo para

diferentes condiciones de operación, es posible seleccionar el factor de la curva obtenida, sin embargo, si se dispone de un

probador permanente en la instalación es mucho mejor considerar éste como valor, pero en todo caso evitar situarse en

los rangos superior e inferior según diseño del medidor.

4.4.4.2. Variación de la viscosidad

El factor de medición es afectado por la tendencia de adherirse

el fluido en las paredes de la cámara de medición, cuando la viscosidad se incrementa. El cambio de la viscosidad se debe a variaciones en las propiedades del líquido (gravedad API) o de

la Temperatura, sin cambiar las condiciones del líquido. Un cambio sustancial de la viscosidad, puede afectar los rangos permisibles del flujo, según diseño del medidor.

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4.4.4.3 Variación de la temperatura.

El incremento de temperatura origina una expansión en la cámara de medición debido al coeficiente de expansión de las partes metálicas, cuando metales diferentes son usados (por ejemplo, paletas de aluminio en un elemento medidor de fierro

fundido), el juego o espacio entre las partes de dos metales diferentes cambia con la temperatura afectando el volumen desplazado, el cual es alrededor de 0.02 % por cada 10 ºF de cambio de temperatura. Además un incremento sustancial en la temperatura, puede producir una parcial vaporización del fluido convirtiéndolo en un flujo de 2 fases, lo cual alteraría la precisión del medidor.

4.4.4.4. Variación de la presión.

Un cambio sustancial en la presión de operación afectará el desplazamiento del volumen en un medidor de simple condición, mas no en uso de doble condición. Sin embargo, como una guía, cuando se opera con presiones que cambien más de 20 psi, el uso de un medidor de doble condición o un factor de ajuste por presión debe ser considerado.

4.4.4.5. Desgaste

El desgaste tiene un efecto incrementador en el desplazamiento, por ejemplo, el desgaste de los cojinetes de las paletas originan un mayor juego, que altera la medición del volumen entregado.

4.4.4.6. Deposición

La deposición, tal como la parafina, reduce el volumen desplazado. Sin embargo, la deposición se elimina pasando agentes químicos de limpieza que diluyan la parafina.

4.5. MEDIDORES DE TURBINA

Como se ha indicado anteriormente, la turbina da mediciones indirectas, obtenidas por dispositivos que miden el fluido que pasa por una tubería por medio de la generación de pulsos eléctricos� el fluido que pasa produce un movimiento de rotación (velocidad tangencial proporcional al régimen de flujo), debido al giro de un rotor. Así como los motores eléctricos de inducción producen un giro en el eje debido a un campo

so

magnético, la turbina genera pulsos electromagnéticos que los toma un contómetro ubicado en el sitio o en el tablero de control, después que los pulsos son convertidos en unidades de volumen (barriles, galones, metros cúbicos, etc.)

-4.5.1. Diseño y construcción

Las turbinas pueden ser divididas en tres partes principales: la caja, el ensamblaje y el ensamblaje de receptor de pulsos. (Fig. No 22)

4.4.4.6. La caja

La caja es un carrete con sus bridas en ambos extremos, su dimensión varía de ¼" a 24" la presión de trabajo de 150 lbs a 2,500 lbs ANSI (275 a 6,000 psi) para flujos hasta 60,000 barriles por hora. Los materiales se seleccionan de acuerdo al producto que se está manipulando y a las condiciones ambientales. El carrete está en contacto con el fluido, sin embargo las bridas no se mojan. Por eHo, éstas podrían ser no compatibles con el fluido, bridas al acero carbón son normalmente usadas. Ahora si los líquidos son corrosivos, acero inoxidable se usará para el carrete.

4.5.1.2. Ensamblaje interno.

Está compuesto de un rotor que es la única parte móvil y el ensamblaje de estator. Hay dos diseños de estatores, uno en que el eje del rotor está sostenido en la parte anterior y

posterior ( con respecto al sentido del flujo), y el otro que solamente está apoyado en la parte anterior. El rotor puede ser del tipo agujerado o liso. En el caso del tipo agujerado, lleva un anillo desviador del flujo para impedir que este choque directamente contra el rotor. El rotor agujereado es hecho de un material no magnético y en donde se encaja a intervalos iguales botones imantados que generan pulsos magnéticos. Los pulsos magnéticos se generan por el espaciamiento entre los imanes, debido a una interrupción "on - off''.

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4.5.1.3. Ensamblaje del receptor de pulsos.

Consiste en un transductor, de una caja de empalmes y de un preamplificador. Cuando el rotor gira y pasa por el transductor, este convierte los pulsos magnéticos en eléctricos, a una muy baja potencia, solo unos cuantos miliwats., si el contómetro está en el sitio, podría contar el volumen desplazado.

Generalmente la transmisión de los pulsos es vía remota

hacia el tablero de control, para lo cual se requiere de una caja de empalmes a prueba de explosión y un

preamplificador, que amplifica los pulsos y reduce los ruidos externos. El número de pulsos por barril, depende de la

marca y tipo de turbina que se está usando.

4.5.2. Condiciones del diseño

La experiencia muestra que una porción de tubería recta debe

haber, antes y después del medidor, para evitar agitación o

fricción interna del líquido con las paredes de la tubería, una longitud de 20 diámetros ( diámetro interno del tubo) y 5

diámetros, antes y después del medidor respectivamente, es

suficiente para obtener una buena precisión en las medidas. En el

caso que por diseño no se cumpla con estas condiciones, un

enderezador de flujo que no es más que una serie de tubos rectos

de diámetro pequeño, dispositivo parecido a un intercambiador,

que tiene un diámetro exterior igual al de la tubería, el cual elimina la acción de remolino, cuando válvulas, codos, u otras conexiones están muy próximas al medidor. La longitud del enderezador es de (2D-3D) diámetros nominales del medidor (Fig.

23 ), la desventaja de este dispositivo es la caída de presión que se produce al pasar el flujo por los tubos pequeños. En conclusión si

se dispone de un espacio suficiente, se debe evitar el uso de enderezadores de flujo.

El sistema de medición instalado, debe garantizar una larga vida de operación, para ello se dotará de dispositivos que retengan partículas abrasivas que ocasionan un prematuro desgaste. Es

necesario que cada medidor tenga un filtro , como precaución, a pesar que en nuestro caso el petróleo que se fiscaliza es limpio,

almacenado previamente en un tanque de reposo.

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Termómetros, manómetros, censores de presión y temperatura , se deben de instalar antes o después del medidor más próximo, pero fuera de la longitud mínima mencionada anteriormente.

4.5.3. Causas que afectan el factor de medición.

Muchas causas o factores cambian la performance de un medidor de turbina, la entrada de partículas extrañas al medidor, puede ser resuelta por la eliminación de esta causa. La deposición o encostramiento, tales como carbonatos o parafina debe ser considerado en el diseño y en la operación de recolección del crudo en el campo. Las variables que tienen mayor incidencia en el factor de medición son el caudal o flujo, viscosidad, temperatura y presión.

4.5.3.1. Variación en el régimen de flujo

El factor de medición varía con el régimen de flujo, en el extremo inferior del rango de flujo la repetibilidad y la linealidad (ver 4.7.3) se hacen menos confiables y consistentes que la porción media o alta. De todas maneras ante una variación notoria en el caudal, el factor debe ser corregido, con los resultados obtenidos por el probador.

4.5.3.2. Variación de la viscosidad

4.5.3.3.

Los medidores de turbina son sensibles a la variación de la viscosidad. Desde que la viscosidad de un hidrocarburo líquido cambia con la temperatura, la respuesta del medidor depende de ambos, viscosidad y temperatura. La viscosidad de hidrocarburos ligeros, tales como la gasolina, se mantiene

para amplios rangos de cambio de temperatura. En crudos pesados el cambio del factor es significante, porque la viscosidad cambia con una pequeña variación en la

temperatura, entonces en tales circunstancias es recomendable reajustar el factor de medición.

Variación de la temperatura.

Además de los cambios que afectan a la viscosidad, una variación significativa en la temperatura del líquido, puede afectar la precisión del medidor, los cambios en las condiciones fisicas afectan al volumen medido por el medidor, como resultado de la expansión o contracción

53

4.5.3.4.

termal del acero. Esto se verá con mayor detalle, cuando se trate de los procedimientos de prueba de los medidores.

Variación de la densidad

Un cambio en la densidad del líquido produce un cambio significativo en el factor de medición, cuando se está operando con flujos muy bajos con respecto a las especificaciones del medidor.

Para líquidos con una densidad relativa de aproximadamente 0.7 o menos, debe tomarse en cuenta en elevar el valor mínimo del caudal, si éstas son las circunstancias para mantener la linealidad. El incremento del flujo depende del tipo y tamaño del medidor. Para determinar el mínimo caudal aceptable se tendrá que realizar diferentes pruebas hasta cumplir con los valores de linealidad y repetibilidad, conceptos que se definirán cuando se trate sobre los probadores de los medidores de flujo.(prover meters)

4.5.3.5. Variación de la presión.

Los cambios en la presión del fluido, afectan al factor de medición, debido a la expansión o contracción del acero, por ello deben ser considerados en la corrección del factor cuando hay una variación tangible en la presión de bombeo.

Como por diseño los medidores miden una sola fase, en este caso líquido, hay que evitar el burbujeo de gas en las condiciones de operación, porque esto afectaría la precisión del medidor. En casos como el mencionado se requerirá incrementar la presión dentro de los rangos permisibles de diseño y operación.

4.5.4. Carta de control del factor del medidor

Los factores de medición obtenidos de un grupo selectivo para un período determinado, deben ser ploteados en un gráfico llamado "carta de control" (Fig. No 24 ), para que el agrupamiento de estos valores estén dentro de un rango de variación superior e inferior, los límites de control que son líneas paralelas en el gráfico se determinan por Ja siguiente ecuación:

54

LSC =F+ 3* d LIC = F - 3* d

donde:

LSC = Límite superior de control LIC = Límite inferior de control F = El promedio aritmético de los factores obtenidos para

un periodo determinado. ( 25 pruebas como mínimo) d =Desviación estándar del grupo de valores mencionados.

Un gráfico por medidor debe ser preparado, el cual garantiza su validez, siempre y cuando la viscosidad, temperatura, gravedad y presión del crudo se mantengan constantes y un régimen de bombeo este dentro los límites de operación. Este gráfico determina la linealidad de un medidor, cuya precisión debe estar dentro de los límites superior y inferior de control. Según el API el porcentaje máximo permitido de linealidad entre el factor del medidor vigente y el previo es de 0.25 %. Cuando el valor de un factor de medición comprobado, esté fuera de los límites determinados nos está indicando que alguna falla puede estar ocurriendo en el sistema de medición, para lo cual es necesario verificar paso a paso, aunque no necesariamente en el mismo orden lo que se indica a continuación:

Propiedades fisicas del líquido. Partes móviles del medidor. Chequeo de las válvulas (abertura y cierre completo).

- Revisar los switches en el probador.El desplazador .Censores de presión, temperatura, densidad.

- Contador de pulsos, preamplificador, sistema de transmisiónde las señales transductores, los dispositivos de lectura.Filtros y eliminadores de aire.Las condiciones de operación del sistema de medición y delprobador, cuando éstas difieren de las condiciones de diseño.

SS

4.6. PROCEDIMIENTO MEDIDORES DE

DE FISCALIZACIÓN DESPLAZAMIENTO

UTILIZANDO POSITIVO O

TURBINAS (Norma API, Capítulo 5 secciones 2 y 3)

l. Verificar el volumen de venta en el impreso del ticket emitido por laUnidad Lact

2. Recolectar en un recipiente la muestra de crudo contenida en elmuestreador y agitarla vigorosamente para su homogenización.

3. Vertir la muestra de crudo en tres botellas, estas son las muestrastestigo que quedará en poder del contratista, del comprador y dePERUPETRO, para dar cumplimiento al DS 053-93. Verificar que

una vez tomada la muestra se desocupe completamente elmuestreador.

4. En el laboratorio se determina el API y temperatura de la muestra

según procedimiento. Luego se procede a corregir el API haciendouso de la tabla 5A .

5. Se determina el porcentaje de agua y sedimento BS&Wo/o, por elmétodo de centrifugación.

6. Se determina la cantidad de sal de la muestra PTB, por el método

electrométrico.

7. Si la Unidad es computarizada, en el panel de control (Foto No 16)se ingresarán datos tales como : API, BSW% y factor del medidor,según sea el procedimiento de medición. Verificar también en la

instalación de la Unidad LACT el cierre y abertura de las válvulas de

entrada al sistema.

8. Firmar la boleta de fiscalización emitida por la Unidad LACT.( Fig No 25 )

4.6.1. Observaciones

En las Unidades no computarizadas (Foto No 17), se corrige automáticamente el volumen de petróleo transferido a 60 ºF

teniendo como dato la temperatura "t" proporcionada por el transductor, al no tenerse en el panel de control el API corregido

56

a 60 ºF, se tiene que calcular manualmente el factor térmico "C" y luego introducirlo en la unidad.

donde:

C = 1 - Ctl

t - 60

C = Factor térmico.

Ctl = Factor de corrección de volumen a la temperatura (t) según tabla "6A"

t = Temperatura del fluido en ºF.

Cada semana según acuerdo de las partes, se corrige el factor térmico. Con respecto a la temperatura se asume que es lineal en el rango de las temperaturas de operación.

La computadora con la señal del censor de temperatura calcula el factor Ctl haciendo uso de la siguiente fórmula:

Ctl = 1 - C*(t-60)

De esta manera la máquina corrige, el volumen a la temperatura de 60 ºF, permaneciendo C constante en el período determinado.

4.7. PROBADORES DE MEDIDORES DE FLUJO

Los medidores de flujo están afectados por condiciones fisicas, desgaste de las partes o acumulaciones de parafina y encostramientos.

La prueba de un medidor en las condiciones de operación siguiendo un procedimiento estándar, puede eliminar la mayoría de los errores involucrados en la medición y resolver las dudas a cerca de la exactitud de los medidores. Esta prueba es hecha utilizando probadores convencionales de desplazamiento colocados en la línea de transferencia.

Hay varias ventajas de los probadores de desplazamiento, los cuales tiene una amplia aceptación, algunas de estas son:

1 El probador es un medio fácil y rápido de probar un medidor bajo las condiciones actuales de flujo, presión y temperatura.

2 Se prestan a un alto grado de automatización.

3 Eliminan errores de observación en tanques.

57

4 Suministran fácilmente procedimientos estándar para chequeos periódicos.

5 Eliminan problemas asociados con la alta viscosidad de los líquidos, · tales como deposición de líquidos en la superficie del probador.

4.7.1. Tipos de probadores de desplazamiento

Hay dos tipos de probadores de desplazamiento convencional, ellos son los de un solo sentido ( unidireccionales ) y los de

doble sentido ( bidireccionales ). Nos ocuparemos solamente de este último por ser el que se usa en las operaciones (Fig.No 26)

Los probadores bidireccionales permiten el desplazar un fluido

a través de una sección de tubería calibrada en forma de U. El

recorrido de una bola entre dos señales detectoras determina el

volumen conocido a la vez que el movimiento del flujo es registrado en el medidor. (fig. No 27)

Para comprobar la calibración del probador bidireccional en el

campo antes de entrar en servicio, se requerirá de dos o más

corridas consecutivas (ida y vuelta), la diferencia en porcentaje de la suma de los volúmenes del probador por corrida con

respecto al volumen de Ja prueba corregida a las condiciones

estándar de presión y temperatura debe estar dentro del rango de 0.02% (+ 0.01% del promedio)

4. 7.2. Equipo

4. 7.2.1. Medidores de temperatura.

Los medidores de temperatura, son censores de un adecuadorango de exactitud en la medida e instalados a la entrada y

salida del probador; como temperatura se tomará el promediode estas dos, sin embargo en caudales altos sólo es necesario

colocar un censor a la salida del probador.

4.7.2.2. Medidores de presión

Al igual que los censores de temperatura, los manómetros

deben tener un adecuado rango y exactitud en Ja medida, estos dispositivos se colocarán uno cerca al medidor y el otro en el probador.

58

4.7.2.3. Detector de señales.

El detector de señales debe tener la facilidad de detectar cuando el desplazador (bola) entra y sale de la sección calibrada con una resolución tal que pulso generado pulso contado. Este dispositivo generalmente es electrónico y mediante un transductor envía las señales al panel de control.

4.7.2.4. Desplazador

Es un dispositivo que viaja a través de la sección calibrada, en la que es conocido el volumen de líquido. (Foto No 18)

4.7.2.4.1. Tipos

En su origen los desplazadores fueron del tipo lineal, un pistón cilíndrico con copas sellantes en el extremo. Sin embargo, éstos fueron mas tarde reemplazados por esferas que por su configuración son más fácilmente adaptables a la tubería. Las esferas o bolas son huecas, hidrostáticamente llenas de líquido, una mezcla de glicol y agua en ambientes muy fríos o aceites bajo presión; debe asegurarse que la esfera en su interior no tenga aire. La ventaja en el uso de la esfera es que actúa como una escobilla, esta acción crea un buen sello que evita la formación de encostramientos en las paredes de la sección calibrada. Durante la corrida la esfera gira, de esta manera el desgaste es uniforme. Las esferas pueden inflarse al tamaño conveniente que encaje en la tubería.

59

4.7.2.4.2. Tamaños

Las esferas son infladas a un diámetro aproximado de 2 a 3 % mayor que el diámetro de la sección interior, para proporcionar resultados satisfactorios. Una expansión mayor causa un exceso en el desgaste y caída de presión sin mejorar el sellado. En el caso que el desgaste se produzca por un prolongado uso sin afectar las condiciones geométricas, fluido adicional puede ser bombeado en el interior de la esfera para restaurar el diámetro deseado. Si la parte exterior de la esfera presenta deformaciones debe ser reemplazada por otra esfera en buen estado.

4.7.2.4.3. Materiales.

Las esferas son hechas generalmente de tres materiales básicos:

1. Neopreno: Es flexible, de gran duración, diseñado para

operar en presiones menores de 300 psi.

2. Nitrito: Es un material fuerte y flexible, las esferas

compuestas de este material y jebe comúnmente sonusadas en productos refinados, tales como gasolina,kerosene, diesel y para crudos que operan a altapresión.

3. Uretano (urethane): Usado en ambiente abrasivo y encondiciones de baja temperatura; en el mercado se lediferencia por su color amarillo.

4. Viton: Son sólidas (no inflables) y no efectúan un buensello, pero son buenas para usarse en fluidos altamentearomáticos desde que el viton es menos afectado alhinchamiento.

4.7.2.5. Válvula de 4 vías

Esta válvula está diseñada para cambiar el sentido del

flujo en el probador, con la finalidad que la esfera se desplace del probador en una ida y vuelta. Por diseño

60

esta válvula asegura que no haya flujos por desvío, de tal manera que todo el fluido pase en la dirección en la

que está actuando en ese momento. Los mandos en el cambio de dirección del fluido se · realiza

automáticamente vía control remoto desde el panel de control.

4.7.2.6. Alojamiento de la bola

El alojamiento de la esfera o bola es un tubo de un diámetro mucho mayor que la bola, en su parte superior

esta el alojamiento en si, con una tapa que permite

sacar, inspeccionar o reemplazar la bola, el tubo tiene

una ligera inclinación hacia el probador, para que la

bola se desplazase hacia el probador o regrese al

alojamiento una vez que se haya terminado la prueba.

4.7.3. Repetibilidad y precisión

El objetivo de un probador es probar la precisión o exactitud de

un medidor, sin embargo la precisión no puede ser establecida directamente, porque depende de la repetibilidad del medidor,

la precisión de los instrumentos, la inseguridad del volumen del

probador.La repetibilidad de la combinación probador y

medidor tiene que ser determinada llevando a cabo una serie de

mediciones repetidas cuidadosamente y analizando los

resultados estadísticamente. La repetibilidad es usualmente

adoptada, como el primer criterio para aceptar un probador.

Una pobre repetibilidad es una indicación inmediata que la performance del probador no es satisfactoria, buena

repetibilidad no necesariamente indica una buena exactitud

debido a la posibilidad de un error sistemático no conocido. Los operadores deben mantenerse vigilantes para detectar tales

errores.

En condiciones de operatividad, se realizan en períodos

determinados según acuerdo de las partes, pruebas de

repetibilidad, efectuando cinco corridas consecutivas ( ida y vuelta), anotando los pulsos generados por corrida. La

desviación máxima entre corridas usualmente será < = 0.05 % En las Unidades LACT computarizadas, de superarse la

desviación máxima, el reporte emitido indicará la falla de la

prueba, y se tendrá que realizar nuevas corridas hasta alcanzar una buena repetibilidad:

61

4.7.4. Procedimiento de prueba de los medidores de

Desplazamiento positivo o turbinas.

4.7.4.1. Información previa requerida.

Fecha Fecha de la prueba.

Medidor No Número del medidor.

Reporte No

Factor del medidor

Caudal

Temperatura

Número del reporte.

Factor del medidor actual, calculado

en la última minuta firmada por las

partes.

Se calcula o se obtiene del panel de

control

Leída en el panel o en los termómetros en grados Fahrenheit

Presión del Medidor Leída en las instalaciones

Presión del Probador Promedio de las presiones de entrada y salida del probador ( Presión 1 y 2

del probador)

Pulsos por barril Dato del fabricante.

62

4.7.4.2. Procedimiento para probar el Medidor de una

Unidad LACT no computarizada

1. Trabajar con el caudal de operación permitido.

2. Abrir la válvula manual que conecta al Probador a la

línea del Comprador

3. Abrir desde el panel la válvula automática que conecta

al medidor en servicio ( 1 o 2 ) al Probador

4. Cerrar desde el panel la válvula automática que conecta

el medidor con la línea del Comprador

5. Esperar un tiempo razonable, depende de la capacidad

del probador +/- 30 minutos, a fin de obtener

condiciones estables de presión y temperatura

( temperatura del probador igual a la del medidor.

6. El uso del Probador altera las condiciones normales de

bombeo como presión y caudal, por lo tanto ajustar las

revoluciones de las bombas hasta obtener un flujo

similar ( +/- 50 BPH) al calculado en el punto 1.

7. Anotar la presión y temperatura del medidor y probador

al momento de la prueba.

8. Activar el desplazador (Bola) de izquierda a derecha y

esperar a que el contador de pulsos se detenga.

9. Anotar los pulsos leídos en el panel de control

10. Esperar 20 seg. y activar el Probador de derecha a

izquierda y esperar a que el contador de pulsos se

detenga.

11. Anotar el número de Pulsos registrados en el panel de

control.

12. Repetir los pasos del 7 al 11 por cuatro veces mas hasta

obtener datos de 5 corridas consecutivas.

63

13. Calcular el promedio de pulsos por corrida y anotarlo enel formato de la prueba del medidor.(Fig No 28)

14. Usar la temperatura del probador ( T ) para obtener elfactor Cts de la Tabla A-1, "Factor de corrección portemperatura para el acero" y anotarlo en el casillerorespectivo.

15. Usar la presión en el Probador para obtener el Cps de laTabla A-3, "Factor de Corrección por presión para elacero"

16. Usar el API a 60 ºF y la temperatura para entrar a latabla 6A del API y obtener el factor Ctl "Factor deCorrección por temperatura para el líquido"

17. Usar el API y la temperatura para entrar a la Tabla A-4y obtener el "Factor de Compresibilidad del crudo"(t).Usar este factor para determinar según formula, elfactor Cpl "factor de corrección por presión para élliquido".

Cpl= 1 1 - (P*f/100000)

18. Realizar las operaciones aritméticas indicadas en lasección "Cálculos de Campo", a fin de obtener el "Factor del Medidor".

A. Volumen corregido del Probador:

CPV =(Volumen Base a 60ºF y O psi) x CtsxCpsxCtlxCpl

B. Volumen corregido del Medidor:

CMV = (Total Pulses Avg/ 1,000) x (Ctl x Cpl)

C. Factor del Medidor.

MF =CPV/CMV

64

19. Abrir desde el panel lu válvula automática que conectaal medidor con tu línea del Comprador

20. Cerrar desde el panel la válvula automática que conectaal medidor ( 1 o 2) en servicio ul Probador

21. Cerrar la válvula manual que conecta el Probador a lalínea del comprador

Nota: En las Unidades LACT computarizadas las tablas de los factores Cts, Cps, Ctl, Cpl están introducidos dentro de la computadora, de tal manera que estos factores se obtienen automáticamente ( Fig No 29 ). sin embargo los Inspectores Fiscalizadores tendrán que verificar que estos valores tengan validez, haciendo uso de las tablas que se adjuntan, pura comprobar qu� la linealidad del factor de medición se mantenga dentro de los rangos especi ficudos

CAPITULO V

MEDICION DE GAS NATURAL CON FLUJO CONTINUO

5.1. - INTRODUCCION

La medida, muestreo y análisis, son las tres condiciones principales para tener un valor correcto en la compra y venta del gas, si una de

estas tres condiciones da resultados no satisfactorios, la determinación

del volumen y calidad del gas no será el adecuado, pudiendo traer como consecuencia grandes pérdidas o ganancias.

En nuestras operaciones actuales, la producción de gas es un producto asociado a la producción del petróleo, la cual es casi en su integridad utilizado para la generación de electricidad, obtención de líquidos y para la venta a Refinería Talara., los equipos tradicionalmente

empleados utilizan el avance de Ja electrónica y equipo digital para dar

resultados rápidos y confiables y de esta manera optimizar los costos

de producción. La elección de un medidor depende del volumen involucrado y del rango de producción, entre los límites máximo y

mínimo del flujo, que un medidor pueda manejar. En nuestras operaciones utilizamos el medidor de orifico y el medidor automático Solar Flow para medir el volumen, y para la determinación del poder

calorífico BTU/PC, utilizamos el Cromatógrafo de gases.

5.2.- MEDIDOR DE ORIFICIO

El medidor de orificio es uno de los instrumentos mas usados, para medir el volumen de gas producido bajo las condiciones de operación.

Los rangos de medición deben adecuarse a la variación de la presión y

cambio de platos de orifico. La figura ( Fig. No 30 ) es un diagrama que ilustra la instalación de un medidor.

El principio básico de un medidor de orificio es reproducir las condiciones ideales de un flujo turbulento concéntrico. La brida de

orificio debe de estar instalado con un tramo recto antes y después de ella.

Al comienzo estos tramos fueron extremadamente largos (35'a 40' )

para producir las condiciones de flujo concéntrico, pero con el diseño del enderezador de venas de flujo y dándole una mejor exactitud a la

66

parte interior de los tubos, la longitud se redujo considerablemente. Así para un medidor de orificio de 3 ", ahora la longitud recta puede ser de 6' aproximadamente.

El enderezador de venas consiste de un haz de pequeños tubos, el cual · es colocado delante de la brida de orificio, cuya finalidad es eliminar

los remolinos creados por válvulas y conexiones instaladas anterioresal punto de medición. De esta manera se reduce el tramo recto y segarantiza una mejor medición. El AGA (American Gas Association),tiene especificaciones para la mínima longitud del tramo recto antes ydespués de la brida de orificio dependiendo de las perturbaciones quepudiera haber delante de la instalación o si un enderezador de vena esusado. La figura No 31 muestra la longitud del tramo recto para larelación del orificio al diámetro de la tubería, antes y después delpunto de medición.

5.3. TIPOS DE MEDIDORES DE ORIFICIO

El registro de la presión estática y la presión diferencial se lleva a cabo por medio de un medidor diferencial tipo fuelle o tubo de mercurio en forma U. Un reloj hace girar la carta a la vez que una pluma registra continuamente esas presiones. La presión diferencial es usualmente una línea ondulante y muestra la caída de presión a través del plato de orificio ( pulgadas de agua ), mientras que la estática es lineal y registra la presión de la línea ( psia ). Los medidores de mercurio están fuera de uso para fines de fiscalización, sólo se describirá los medidores de fuelle.

5.3.1. Medidor de fuelle.

El medidor de presión diferencial tipo fuelle es simple y confiable, aun en instalaciones dificultosas. El medidor de fuelles no requiere

mercurio ni una nivelación crítica para operar y no es afectado por condensación de líquidos.

Otra de sus ventajas es la alta velocidad de respuesta con un alto torque, facilitando que este medidor se conecte fácilmente a un dispositivo de cómputo. La figura No 32 corresponde a un medidor de presión diferencial de fuelles.

El tipo fuelle consiste de dos espacios herméticamente sellados a prueba de aire, llenados con un líquido especial como glicol. Los fuelles están conectados a un repartimiento común, el cual divide la cámara de presión en dos secciones.

67

Los fuelles se conectan por medio de una varílla central, el líquido por comprensión hace actuar ambos fuelles a través de un tomillo amortiguador y un pequeflo pasaje adicional en el centro del repartimiento.

El movimiento de la varilla es limitado por el rango del resorte más la constante inherente del resorte y el tubo torque. Cuando la presión es ligeramente mayor en una cámara con respecto a la otra, la comprensión de los fuelles causará que el líquido fluya a través del orificio amortiguador al otro lado del fuelle, causando a que se expanda. El movimiento resultante de la varilla es transferido al tubo

torque y éste a su vez transmite la acción a la pluma registradora. la velocidad de respuesta puede ser cambiada por el tomillo

amortiguador ajustable en la parte exterior. Una pequeña porción del líquido también fluye a través del espacio libre entre la separación

central y la varilla central.

El medidor de presión diferencial tiene una válvula de retención, la cual está asegurada a la varilla central y sella el ensamblaje del fuelle,

si excesivas presiones diferenciales ocurren.

Una cápsula para el líquido situada en lado superior de la cámara conectada al sistema principal de los fuelles sirve como un dispositivo de expansión para cambios de temperatura ambiental.

El medidor de fuelle tiene amplio uso y muchas aplicaciones, donde es bastante dificultoso o imposible para obtener mediciones satisfactorias con medidores tipo mercurio. Esta particularidad elimina el problema

de condensado que ocurre en los medidores tipo mercurio.

La correcta instalación es esencial para una adecuada operación y exactitud de cualquier aparato de medición. En la medición de gas, el medidor debe estar montado muy cerca a la brida de orificio para tener la ventaja del drenado automático, nivelación no es requerida aunque el cuerpo del medidor debe estar firmemente soportado a la tubería con un razonable nivel, y protegido tanto como es posible de vibraciones, golpes o temperaturas extremas.

Aunque el medidor de fuelle requiere ·de muy poco mantenimiento, una periódica inspección debe ser hecha. La inspección incluirá una verificación visual de toda la instalación, junto con el chequeo del cero de la presión estática y diferencial. De encontrarse descalibrado el

68

medidor se procederá a su inmediata calibración por personal especializado.

5.4. PLATOS DE ORIFICIO.

· El plato de orificio es un delgado plato de acero con una abertura

circular en el centro. Este plato, sin embargo, debe ajustarse a lassiguientes especificaciones, si se desea una medición exacta:

1. El espesor de los platos de orificio para tuberías de 2" a 1 O" dediámetro nominal, varía entre un mínimo de 0.115'' a un máximo de

0.319", mientras que para una tubería de 12" el espesor de losplatos de orificio, varía de un mínimo de 0.175" a un máximo de0.398" (tabla 2-4 capítulo 14, sección 3 del API). Estos valores son

recomendados por ANSI/API Y GPA 8185.

2. La cara anterior del plato de orificio debe ser completamente lisatanto como sea posible, y se instalará perpendiculannente al eje dela tubería. Estos platos son normales construidos de aleaciones de

acero inoxidable.

3. El borde del orificio (abertura circular), de la cara anterior debe ser

rectangular, plano y cumplir ciertas especificaciones, el espesor nodebe exceder de: l /8" del diámetro del orificio.

Si el espesor del plato de orificio deba ser mayor, que el permitido

por estas limitaciones, el lado posterior debe ser biselado a 45° o

menos para cumplir con los requerimientos indicados.

4. El diámetro del orificio debe estar próximo como sea posible aldiámetro utilizado para el cálculo del factor de orificio usado en el

computo del gas, la tolerancia con respecto al factor de orificio

variará de un mínimo de± 0.003" por pulgada para diámetros deorificio mayores que 5".

5. Para mediciones comerciales, la relación entre el diámetro de]

orificio al diámetro de la tubería (la relación beta) debe estar dentrode los siguientes límites:

Para medidores que usan bridas roscadas: de 0.15" a 0.7"

Para medidores que usan tubos roscados: de 0.20" a 0.67"

El plato de orificio es un dispositivo preciso al que debe darse el cuidado conveniente por su valor intrínseco. Cuando el plato de

orificio no se usa, su superficie debe cubrirse con una delgada capa de

69

grasa, almacenado en superficies planas y nunca colgarse de un clavo o gancho. Estos platos deben ser comprados solamente a fa�ricantesque trabajen con las especificaciones "AGA".

5.5. MANTENIMIENTO DE LOS MEDIDORES DE ORIFICIO

5.5.1. Mantenimiento de rutina

La exactitud en la medición de gas de un medidor de orificio es dependiente del diseño y condición de operación. El hecho que un flujo de gas esté pasando a través de un medidor de orificio, no asegura una medida exacta. Para mejores resultados, un programa de inspección rutinaria para los medidores debe ser establecido y verificarse diariamente, si es posible.

1. Dar cuerda al reloj y verificar la hora, la cual tendrá unarazonable exactitud (15 minutos ganados o perdidos en 24horas es razonable).

2. La carta debe estar adecuadamente colocada en el medidor ylas plumas con tinta para que tracen las cwvas en la carta.

3. La pluma de presión diferencial debe estar marcando dentrode los rangos de la carta; de lo contrario se requiere un tamañomayor de orificio.

4. El brazo diferencial es ajustado para que el trazado de lapluma siga el arco de la eruta.

5. El tiempo de retraso entre las plumas diferencial y estáticadepende del tipo de carta que se use, así para una carta de 24horas el retraso debe ser aproximadamente de 15 minutos ypara una carta de 7 a 8 días, el tiempo de retraso debe seraproximadamente de 1 hora y 45 minutos.

6. Chequear los ceros de la presión diferencial y estática.

70

5.5.2. Otro mantenimiento.

A diferencia del mantenimiento de rutina que se efectúa diariamente, hay otro tipo de mantenimiento que debe realizarse

con cierta frecuencia, así:

1. La calibración de los medidores de orificio debe hacerse por

lonos cada 6 meses, naturalmente si errores en la medición sedetectan, la calibración será hecha con más frecuencia.

2. Sacar el plato de orificio para inspección. El plato de orificio

es la parte más importante del equipo de medición,frecuentemente e] registrador o medidor en sí es calibrado y

ajustado, pero la inspección del plato de orificio a veces no se

hace. Las siguientes reglas para la inspección del plato de

orificio deben ser hechas:

a. Medir el diámetro interior del plato con un micrómetro, estamedida debe estar de acuerdo con la medida inicial con la

cual se efectúo el cálculo.

b. El plato debe estar completamente plano.

c. El borde del orificio, cara anterior, debe continuar siendorectangular y afilada. Si uno de los bordes está biselado,

usar éste para la cara posterior.

d. El plato debe estar limpio y libre de picaduras o abrasiones.

e. Verificar las conexiones del plato de orificio; Negligencia

en el mantenimiento de estas conexiones frustra el

propósito para el cual fue diseñado. Inspecciones y

mantenimiento regular son requeridos para evitarse

molestias en las operaciones. Un programa de engraseperiódico de estas conexiones deben establecerse.

f Probar el manifold (conexiones de tubos y válvulas) para

detectar fugas mediante el uso de una solución jabonosa.

g. Aunque no es costumbre, bajo ciertas condiciones puede

efectuarse la inspección del interior de los tubos de cobre( de la brida orificio al medidor). Han ocurrido casos en que

se encontraron interiormente obstrucciones que originaron

71

serios errores de medición que comprometieron costos y proyectos.

5.6. CONEXIONES DE ORIFICIO "SENIOR FITTINGS"

La fabricación de las conexiones de orificio "Senior Fittings" ( Foto No 19 ) permiten sacar los platos de orificio para inspección o reemplazarlo por otros mientras la línea permanece operativa, sin ser alteradas las variables de presión y caudal de gas.

Este dispositivo consta interiormente de dos cámaras, una inferior en la que circula el gas y normalmente está el plato de orificio, y una superior que se utiliza, cuando por diferentes circunstancias se requiere sacar el plato .. Entonces una manivela levanta el plato para colocarlo en la cámara superior a la vez que una válvula cierra entre las dos cámaras aislándolo, luego la presión en la cámara superior se desfoga, permitiendo de esta manera sacar el plato de orificio. Para normalizar las condiciones de operación, se abre la válvula a la vez que se baja el plato de orificio para que regrese a las condiciones originales.

La operación de cambio de plato es segura, ahorra tiempo de operación y costos.

5.7 CALCULO DEL GAS QUE FLUYE POR LOS MEDIDORES DE

ORIFICIO

El cálculo del volumen de gas que pasa por un medidor de orificio se calcula haciendo uso de la siguiente ecuación:

Q = C' �(P1

+ 14.7) * h.,

donde:

Q = caudal de flujo (fb / hr) a condiciones estándar de presión y temperatura.

C' = constante de orificio (fu/ hr ) hw = presión diferencial en pulgadas de agua. Pf = presión estática en psig.

Esta ecuación es empírica derivada principalmente de leyes fundamentales de fisica, incluyendo la conservación de energía, velocidad, acel�ración gravitacional y las leyes ideales del gas.

72

Las presiones estática y diferencial se obtienen directamente de la carta de presión. Al valor de la presión estática tiene que sumarse la presión atmosférica del lugar.

La constante de orificio C' es el resultado del producto de lis · siguientes factores:

C'= Fb x Fr x Y x Fpb x Ftb x Ftf x Fg x Fpu x Fm

donde:

Fb = Factor de orificio. Fr = Factor número de Reynolds. Y = Factor de expansión (relación factor beta a presión

diferencial/ estática). Fpb = Factor de presión con respecto a la presión base. Ftb = Factor de temperatura con respecto a la temperatura base. Ftf = Factor de temperatura fluente con respecto a la temperatura

base. Fg = Factor de gravedad específica con respecto a la gravedad= 1 Fpu = Factor de super comprensibilidad. Fm = Factor del manómetro (sólo para medidores de mercurio).

De todos estos factores, el más importante es el Fb (Factor de orificio) que tiene que ver con el diseño, construcción e instalación del medidor de orificio, cuyo fundamento anteriormente, donde se explica la forma como el flujo debe pasar a través del plato de orificio y de las especificaciones que este plato debe tener. El resto de los factores es un complemento para obtener mayor precisión de la constante C '. Todos los factores son obtenidos de tablas que son suministradas por los fabricantes. El cálculo del volumen de gas puede obtenerse en forma manual aplicando la ecuación dada, o por medio del equipo integrador de discos.

5.8. CARTAS DE MEDIDORES DE ORIFICIO

El medidor de orificio es un instrumento que sirve para medir el flujo, el cual registra, solamente la presión diferencial y estática contra el tiempo. Estos valores son copiados en una carta que gira de acuerdo al tiempo, las cartas son de 24 horas, 7 días, 8 días y otras especiales. Hay 2 tipos de cartas: las estándar y raíz cuadrada.

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5.8.1. Cartas estándar.

La carta estándar (Fig.No 33), es la por lo general la mas empleada en las fiscalizaciones de gas, está diseñada para

registrar la presión diferencial en pulgadas de agua y la presión estática en psig . Hay diferentes tipos de cartas, dependiendo del tiempo de rotación y, de los rangos de presión diferencial y estática.

5.8.2. Cartas de raíz cuadrada.

Esta carta, fue ideada para facilitar el cálculo, ya que se leen directamente los valores de la raíz cuadrada de las presiones estática y diferencial. Las desventajas son que estas cartas no son familiares, pudiendo los operadores confundir los valores leídos con los de la carta estándar.

Además no se puede verificar el cero de la presión estática porque ésta debe medir la presión absoluta ( presión medida mas

presión atmosférica). Como tal, debe ajustarse el brazo de la estática para que incluya la presión atmosférica complicando la operación.

5.9. CALCULO DEL VOLUMEN DE GAS A PARTIR DE LA CARTA

DE PRESION.

Hay 4 métodos para obtener el volumen de gas partir de la información registrada en las cartas.

5.9.1 Método manual.

Este método es muy antiguo, los valores de la presión diferencial y

estática se obtienen por simple inspección visual tomando un promedio de las curvas. Conociendo la constante de flujo C' se tiene todos los datos para desarrollar la ecuación general indicada anteriormente; los operadores de campo lo utilizan como un valor referencial, ya que no es fácil obtener el factor correcto C '. Es necesario tener en cuenta que a la presión estática hay que adicionarle la presión atmosférica de 14.7 psi antes de sacar la raíz cuadrada y luego proceder a multiplicar por la constante C,.

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5.9.2. Planímetro simple.

El área de los valores registrados de la diferencial y estática, se obtienen por este método, sin embargo, matemáticamente el promedio de la raíz cuadrada de una serie de valores no es igual al promedio de la raíz cuadrada y desde que ambas, presión estática y diferencial varían sensiblemente con el tiempo, este método es raramente usado.

5.9.3. Planímetro de raíz cuadrada.

Esta diseñado para promediar la raíz cuadrada de una variable cuando se pasa por las curvas estática y diferencial de la carta. Sin embargo desde que este instrumento funciona leyendo una variable; generalmente la diferencial, la otra variable debe permanecer relativamente constante, a fin de que el instrumento dé valores razonablemente correctos. Desde que estas condiciones raramente existen, este método es de poca aplicación.

5.9.4. Método de Integración.

El integrador (Foto No 20) es un aparato aceptado por la industria con fines de fiscalización de gas, debido a sus resultados confiables, su funcionamiento se basa en la integración mecánica de la lectura de la carta. El integrador es como un lector de los valores de la carta al girar ésta y multiplicar conjuntamente tiempo, raíz cuadrada de la presión diferencial y raíz cuadrada de la presión estática, totalizando los valores al tiempo que gira la carta, luego se multiplica por el factor C', calculando conforme a la ecuación, el flujo de gas en Pies Cúbicos por Hora o por Día o en Miles de Pies Cúbicos por Día (MPCD), como meJor convenga.

5.10. TRANSDUCTORES DE PRESION

Un transductor de presión es un transformador de señales mecánicas a eléctricas, los elementos sensitivos mecánicos que registran presiones son: el burdon, fuelles o diafragmas, que al generar un movimiento lo transmiten a una resistencia variable de un "puente de wheatstone". Esta variable se calibra para que no permita el pase de corriente, cuando no recibe ninguna señal mecánica de los dispositivos indicados (no hay flujo). Si hay flujo de gas la resistencia variable

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del puente se activa y deja pasar corriente eléctrica proporcional a la presión, señal que se digitaliza en la computadora.

5.11. TRANSDUCTORES DE TEMPERA TURA

Los transductores de temperatura suministran señales eléctricas de compensación por temperatura, que se conectan en serie con los transductores de presión estática y diferencial, produciendo una señal compuesta proporcional a (P/f o h/f).

Este dispositivo consiste de un elemento sensitivo a la temperatura sumergido en una grasa de silicona, dispuesto dentro de un tubo de acero inoxidable, que en la parte superior lleva un caja de empalmes. El elemento sensitivo es colocado dentro de un tubo protector (thermowell), el cual consiste de un par de resistencias de diferente metal, la variación de la resistencia es inversamente proporcional a la temperatura y no es una función lineal, los rangos de variación que da

información correcta están calibrados para gravedades de gas que varían de 0.5 a 0.7.

5.12 MUESTREADORES DE GAS

La toma de una muestra de gas requiere de técnicas específicas, que aseguren que es una muestra representativa del gas que está fluyendo por una tubería en una sección que tenga un flujo uniforme, evitando alteraciones que puedan producirse por válvulas, codos, tess, etc. Además que esté exenta de líquidos o sea que debe estar encima del punto de rocío (dew point); en este caso puede utilizarse cualquier muestreador. Si el gas está muy cerca al punto de rocío se requerirán muestreadores especiales, para evitar la condensación de líquidos. En general un flujo turbulento es ventajoso para el muestreo, porque reduce la posibilidad de separación de los hidrocarburos componentes

del gas.

5.12.1 Tipos de muestreadores.

5.12.1.1 Muestreador de tubo recto.

El tubo muestreador penetra hasta el centro del tercio inferior de la tubería. Para ello se requiere que en la superficie del tubo tenga un copie, con su válvula y aditamentos especiales para introducir y sacar el

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probador, así como conexiones para recolectar las muestras en el muestreador. Estas muestras son instantáneas y se toman de acuerdo a las consideraciones dadas en el párrafo anterior a la presión y temperatura del flujo para ser analizadas en el Laboratorio.(Fig No 34)

5.12.1.2 Muestreadores regulados.

Estos muestreadores se instalan con fines industriales o de compra / venta de gas, el muestreo y análisis es continuo. Consiste de una válvula de diafragma, que según diseño reduce la presión en el asiento; esta reducción puede producir condensación, por ello tiene una resistencia térmica encima del asiento que evita este problema. (Fig No 35)

Además tiene los siguientes aditamentos:

Un marcador de tiempo ("timer") actúa la válvula de diafragma, para que tome la muestra en períodos determinados.

Un probador que penetra en la línea de flujo, en la posición ya indicada para la toma de muestras.

Un muestreador recolector que recibe la muestra en un tiempo determinado.

Estos muestreadores pueden conectarse a un analizador, que automáticamente determina los hidrocarburos componentes del gas.

5.13.- COMPUTADOR DE FLUJO DE GAS

Las desventajas por error manual de la medición de gas por el método de integración son minimizadas por el uso de instrumentos electrónicos que dan lecturas directas.

El computador toma en principio como base los mismos dispositivos convencionales utilizados para medir el gas, como los platos de orificio, el medidor de fuelle y el termómetro. Con

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estas informaciones los transductores convierten las señales de presión y temperatura en señales eléctricas; así se tiene:

- El transductor de presión diferencial (h)- El transductor de presión estática (P).- El transductor de temperatura (T)

La memoria del computador integra esta información, con datos que se le introducen; como el diámetro interior de la línea, del

plato de orificio y las tablas que calculan el factor C'.

C'= Fb x Fr x Y x Fpb x Ftb x Ftf x Fg x Fpu x Fm

La gravedad del gas se ingresa como dato desde el panel o la computadora lo toma como una señal desde el cromatógrafo. Con todos estos valores, variables y fijos desarrolla la fórmula:

Q = C'�(P1

+14.7)* h ..

Los resultados los muestra en el panel del control y en el

reporte impreso.

5.14. COMPOSICIÓN DE LOS GASES A PARTIR DEL ANÁLISIS DEL CROMATOGRAFO

La composición de los elementos constituyentes de un gas natural, es

obtenida empleando, el método expuesto en el GPA estándar 2261, "Métodos de análisis del gas natural y de mezclas similares usando el cromatógrafo de gases". Del análisis obtenido a partir del

cromatógrafo (expresado en fracción de mol) y por medio de cálculos se obtiene el poder calorífico, gravedad específica y factor de compresibilidad, cuyas ecuaciones y tablas están dadas en el API, capítulo 14, sección 5.

5.14. l Poder calorífico.

El poder calorífico de un gas natural es el número de kilo joules

[Britsh Thermal Units (BTU) producido por la completa combustión a una presión constante, de un pie cúbico estándar de gas (referida a la temperatura de 60 ºF y una atmósfera de presión o 14.7 psia). Un BTU es igual a 1.055 kilo joules.

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5.14.2 Gravedad específica real.

La gravedad específica real de un gas, es la relación de la densidad de un gas referida a las condiciones de presión y temperatura observadas, con respecto a la densidad del aire seco a la misma temperatura y presión. La gravedad de un gas ideal, es la relación del peso molecular de la mezcla gaseosa al peso molecular del aire.

5.14.3 Factor de compresibilidad.

El factor de compresibilidad, más conocido como factor Z, es la relación del volumen actual de gas a una temperatura y presión dada, a) volumen de un gas idea) a Jas mismas condiciones.

5.15. ECUACIONES DE LAS PROPIEDADES DEL GAS NATURAL

5.15.1 Cálculo del Poder Calorífico.

El valor del poder calorífico de un gas ideal H es calculado como sigue:

H= X1H1 + X2H2 + X3H3 + .......... + XnHn

donde:

X 1, X2, ....... Xn = Es la fracción molar de los componentes.

Ht,Hz, ......... Hn = Valores del poder calorífico ideal de los componentes.

El valor H es corregido a las condiciones de un gas real mediante la siguiente ecuación:

Hr = H/Z.

donde:

H = Valor del poder calorífico de un gas ideal, en BTU/ft3. Z = Factor de compresibilidad. Hr = Valor del poder calorífico de ún gas real en BTU/ft3.

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5.15.2 Cálculo de la Gravedad Específica.

La gravedad específica de un gas ideal es calculado como sigue:

G = XlGl + X2G2 + X3G3 + .............. + XoGn

donde:

XI, X2, ............ Xn =Ala fracción molar de los componentes.

G 1, G2, ............ Gn = La gravedad específica de los componentes.

La gravedad específica G es corregida a las condiciones de un

gas real, mediante la siguiente ecuación:

Gr = G/Z* (0.99959).

5.15.3 Cálculo del Factor de Compresibilidad.

El factor de compresibilidad a 60 ºF y una atmósfera de presión,

para la mezcla de los componentes de un gas es calculado como

sigue:

Z = 1- (XI V bl + X2 V b2 + X3 V b3 + ...... Xn V bn) + [2Xh - (Xh)](0.0005)

donde:

V bl, V b2, V b3, ...... , V bn = Suma de los factores de los

componentes que no sean hidrógeno.

Xn = Fracción molar del hidrógeno.

b = Desviación de la ley de los gases a 60º F y una

atmósfera de acuerdo a relación b = 1-Z, excepto para

H2, He y Co2.

5.16. CROMATOGRAFO DE GASES

El cromatógrafo (Foto No 21) es un instrumento que analiza, los

componentes de un gas por inyección de una muestra de gas, la cual la

separa en sus componentes y los identifica y mide separadamente, es

usado para el análisis de gases, líquidos y sólidos en su fase vapor. Sólo nos ocuparemos del cromatógrafo de gases.

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El método de análisis es por un proceso de baches. La muestra que es una representación correcta del gas por analizar, es inyectada por partes, tan pronto como sea posible. La Figura. No 36 indica los elementos básicos del funcionamiento de un cromatógrafo de gases que son los siguientes.

1. El gas fluente.- contiene los componentes por analizar.

2. El muestreador.- mide e inyecta por baches la muestra a la columna.

3. La columna cromatográfica.- separa individualizando loscomponentes de la muestra.

4. La cámara.- controla la temperatura y es alojamiento de la columnay el detector.

5. El detector.- detecta los componentes del gas fluente.

6. El integrador / controlador.- mide la concentración de loscomponentes.

5.16.1 La Columna cromatográfica.

La columna cromatográfica es el corazón del cromatógrafo, aquí los componentes de la muestra son separados, identificados y medidos. La columna es un tubo de ( 1/16" a 1/4") de diámetro y hasta 30' de largo empaquetado con partículas que se describirá a continuación.

El cromatógrafo de gas tiene dos fases, una fluente que corresponde a la corriente de gas y la otra estacionaria que corresponde al empaquetamiento. Si la fase estacionaria es de partículas sólidas, se dice entonces que es un cromatógrafo gas-sólido y la separación de los componentes es llevada a cabo por una adsorción selectiva de los componentes sobre la superficie de las partículas. Si la fase estacionaria es un revestimiento líquido de las

partículas, se dice entonces que es un cromatógrafo gas-líquido y la separación de los componentes de la muestra, es el resultado de la repartición de cada componente entre las fases vapor y el solvente no volátil (fase estacionaria) la cual está revestida en las partículas inertes (soporte sólido). El solvente (fase estacionaria) retiene los componentes de la muestra de acuerdo al coeficiente de distribución, hasta que ellos

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formen bandas separadas de los componentes del gas y son registradas en función al tiempo por el sistema registrador, dicho en otras palabras, el coeficiente de distribución separa los componentes de la muestra de acuerdo al peso molecular de los componentes de menor a mayor, el menos pesado, metano se registrará primero, luego el etano, propano y así hasta llegar a los hidrocarburos mas pesados. (Fig. No 37). El cromatógrafo tiene un "software" en la que se ha introducido como datos principales, el poder calorífico (BTU), la gravedad específica y el factor de comprensibilidad de cada uno de los hidrocarburos componentes del gas, y como la separación de estos es función del peso molecular, se determina la fracción molar. Con estos datos el cromatógrafo calcula el poder calorífico por cada pie cúbico del gas a condiciones estándar. ( BTU/PC) y lo imprime en un reporte diariamente.(Tabla Nol3).

5.17. SOLAR FLOW

El "Solar Flow" es una unidad automática que mide el volumen de gas

en MPC a condiciones estándar de presión y temperatura. Tiene un medidor de flujo que emplea dispositivos tradicionales como los platos de orificio, el medidor de fuelle y el termómetro, transmiten la información de presión estática y diferencial haciendo uso de los transductores de presión y los transductores de temperatura. Todos estos datos lo toma la computadora para resolver las ecuaciones:

C' = Fb X Fr X Y X Fpb X Ftb X Ftf X Fg X Fpu X Fm

Q = C' 1/ (Pf+l4.7)*hw

y determinar el volumen de gas transferido durante toda la venta, este volumen es impreso todos los dias. El volumen de gas es multiplicado por el poder calorífico obtenido del cromatógrafo y asi se obtienen los MMBTU válidos para efectos de facturación.

El medidor "Solar Flow" se utiliza en Talara para fiscalizar el gas producido en el Lote X por Pérez Companc y en Lote Z-2B por Petrotech.

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5.18. CONSIDERACIONES SOBRE OTROS MEDIDORES DE FLUJO

Los medidores de turbina y de desplazamiento positivo -han sido diseñados para medir líquidos, pero sin embargo el primero puede

. medir gas bajo ciertas consideraciones

5.18.1 Consideraciones generales.

1. La adquisición de estos medidores debe de ser justificadoeconómicamente, ya que el costo de instalación y mantenimiento de

estos medidores, es mucho más costoso que el sistema actual demedición con platos de orificio y el automatizado Solar Flow.

2. Los medidores de turbina miden flujos de una sola fase, en elsupuesto que se decida cambiar la medición actual de platos deorificio a estos medidores, el punto de fiscalización debería ubicarseen los puntos iniciales de la transferencia de gas, ya que lacondensación de los gases, durante el transporte podría afectar laprecisión de los mismos.

3. Los medidores de turbina al medir el gas natural, estarían afectados

a las variables de presión , temperatura y viscosidad, por que setendría que tener un mayor control para que la linealidad yrepetibilidad estén en especificación y tener medidas correctas delvolumen de gas.

5.19 PROCEDIMIENTO DE MEDICION DE GAS

En el punto de fiscalización a las 6.00 AM se inicia la supervisión de

la producción fiscalizada de gas a cargo de los representantes de las compañías contratistas, de EEPSA y de PERUPETRO

Todos los puntos de fiscalización de gas tienen un medidor de orificio tipo fuelle instalados tanto por el vendedor como por el comprador en el Punto de Fiscalización.

5.19.1.- Contratistas que tienen medidores "Solar Flow".

1. El contratista, el comprador y el Representante de Perupetroverificarán visualmente el buen estado de los discos, así comolos reportes impresos del volumen ( Fig No 38 ) y composicióndel gas, que se sacan diariamente y firmarán dando suconformidad.

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2. Los discos son enviados a la planta del Comprador (EEPSA),para ser leídos en el integrador. Si el volumen del gasemitido por el Solar Flow es mayor al 3% con respecto alvolumen obtenido por la integración de los discos de losmedidores referenciales, se considerará como volumen delgas fiscalizado, el obtenido por el disco del comprador,siempre y cuando se demuestre que el equipo no haya dadoresultados correctos. Esto se realizará hasta corregir lasanormalidades del sistema.

3. El cromatógrafo calcula la composición del gas y el podercalorífico (BTU). Estos resultados se verificaran comoverdaderos si en el reporte de las calibraciones y análisis delgas patrón, los resultados son satisfactorios y aceptados. De

lo contrario se procederá según el procedimiento o contrato.

5.19.2.- Contratistas que tienen medidor de fuelle.

1. El contratista, el comprador y el Representante dePERUPETRO, verificarán visualmente el buen estado de losdiscos que se sacan diariamente a las 6.00 AM y lo firmaránen señal de conformidad.

2. Los discos son procesados por el equipo integrador paradeterminar el volumen transferido, si hubieran diferenciasmayores al 3% entre los volumenes registrados por elcomprador y el vendedor, el volumen oficial serádeterminado por cualquier equipo de medición que esteinstalado y que este registrando con suficiente exactitud.

3. Semanalmente el Vendedor y el Comprador tomaránmuestras del gas por separado en el punto de fiscalización, ylas enviarán a laboratorios del lugar para determinar lacomposición y el poder calorífico del gas . Se tomará comopoder calorífico el correspondiente al vendedor. Si ladiferencia fuera mayor al 3%, entonces se tomará una terceramuestra.

Nota: Los equipos de medición según la Ley orgamca de Hidrocarburos deberán calibrarse el primer día útil de cada 3 meses o a solicitud de las partes. Luego de la calibración se emitirá un reporte que será firmado por las partes involucradas en señal de conformidad (Fig No 39)

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5.20. CALIBRACION DE LOS MEDIDORES DE GAS

La calibración de los medidores de gas consiste en detectar las presiones de estática y diferencial a las cuales se está trabajando y compararlos con instrumentos patrones de presión para verificar su buen funcionamiento. Si el medidor estuviera descalibrado, se procede a regular la presión con el calibrador de presión estática o con el de presión diferencial según sea el caso y se anota este dato en el formato respectivo ( Fig No 39 ). A continuación se describe el procedimiento que se realiza en la calibración de un de un Medidor Barton con una escala 500 psi para la presión estática y de 100 pulg de agua. para presión diferencial.

Calibración del Medidor Barton

Equipo

- Calibrador digital de Presión Diferencial (pulg de agua)Inyector de presión y panel patrón

- Bomba de Presión para calibrar Presión Estática (psi)

A.-.Calibración de la Presión Estática

Primero se desconecta el equipo y se desvía la entrega de gas por el bypass, al despresurisarse el sistema, los marcadores de presión estática y diferencial se ubican en el nivel cero de referencia .. La bomba de presión es conectada al Medidor Barton y paulatinamente se presuriza hasta alcanzar el valor de 100 psi en el manómetro; si la plumilla se ubica en esta presió� el Barton esta calibrado, pero como marcó 95 psi, entonces se tuvo que presurisar hasta alcanzar 100 psi. Para las demás presiones: 200, 300, 400 Y 500 se sigue el mismo procedimiento.( Foto No 22 )

B.-Calibración de la Presión Diferencial:

Primero se desconecta el equipo y se desvía la entrega de gas por el bypass, al despresurisarse el sistema los marcadores de presión estática y diferencial se ubican en el nivel cero de referencia. Luego se conecta calibrador digital al medidor Barton y se presuriza hasta alcanzar el valor de 1 O pulg H2O en el panel patrón, si la plumilla se ubica en esta presió� el Barton estará calibrado, pero como marcó 9 pulg H2O , entonces se tuvo que presurisar hasta alcanzar 10 pulg H2O.

Para las demás presiones : 20, 30, 40, 50, 60, 70, 80, 90 y 100 se sigue el mismo procedimiento. ( Foto No 23 )

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Finalmente se firma el reporte de calibración y se firma el disco en la zona de las horas de calibración. Para el caso de la calibración del Solar Flow se sigue el mismo procedimiento de calibración del medidor Barton

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CAPITULO VI

COSTOS OPERATIVOS

Del análisis de los costos operativos involucrados en la fiscalización de hidrocarburos líquidos en el Noroeste Peruano, según las Tablas No 15 y 16, vemos que las variables que más inciden en elevar los costos son : el transporte, combustible, electricidad y el análisis de las muestras. En el Noroeste , las compañías operadoras que producen poca cantidad de crudo,optan por la medición manual en tanques, mientras las compañías que producen una mayor cantidad de crudo optan por la medición automática a

través de las Unidades LACT. Cada sistema de medición tiene sus propias características y para elegir alguno de ellos, se debe evaluar la producción mensual del Lote, la frecuencia

de ventas mensuales, la distancia entre el punto de fiscalización y el Lote, el rate de bombeo y el número de análisis en el mes.

De las Tablas mencionadas anterionnente, las compañías con menor costo operativo en el Sistema de Medición Automático, son : Petro-tech y Pérez

Companc , y las que tienen menor costo operativo en el Sistema de Medición Manual son : GMP y Mercantile.

Finalmente, se recomienda a las Compañías Operadoras la optimización de las operaciones de fiscalización, para poder reducir los costos e invertir ese

dinero en la recuperación de Hidrocarburos.

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Conclusiones

O 1 Los tanques de almacenamiento que tengan los fondos sucios (borra), no deben ser utilizados para efectuar mediciones, porque se obtendrían medidas erróneas del nivel de crudo y agua.

02 Los equipos de medición, deben cumplir con las especificaciones de las normas API - ASTM, para garantizar una medida correcta y evitar errores en la obtención del volumen neto de crudo

03 Las muestras testigo son utilizadas para verificar las características fisico-químicas de un determinado crudo y para analizarlas en caso de cualquier controversia que pudiera suscitarse entre las partes.

04 El volumen de crudo contenido en un tanque, depende de la expansión y contracción deJ líquido, como consecuencia de Ja temperatura que posee.

05 El BS&W %, elimina el volumen de agua y sedimentos que se encuentran presentes en el crudo.

06 Probar los medidores de la Unidad LACT una vez por semana y calibrarlos cada vez que sea necesario.

07 Las condiciones de operación de una Unidad LACT no deben diferir de las condiciones de diseño.

08 Para asegurar una buena medición automática, es necesario hacer mantenimientos preventivos, predictivos y correctivos, ya que una falla en un medidor automático puede representar enormes pérdidas o ganancias para las compañías involucradas en la compra y venta de crudo.

09 La medición automática será mas precisa que la medición manual siempre y cuando los equipos se encuentren en óptimas condiciones de funcionamiento.

1 O La optimización de la medición de hidrocarburos se ve reflejada con la aplicación de tecnología de última generación como las Unidades LACT y los equipos Solar Flow.

11 La automatización reduce el personal, pero requiere de un mayor mantenimiento.

12 En Ja medición automática de crudo, se tendrá que utilizar una mayor cantidad de química en los análisis, debido a la mayor frecuencia de fiscalizaciones.

13 Los medidores másicos tienen mayor precisión que los medidores de desplazamiento y de turbina, debido a que e) volumen de crudo se obtiene a partir de la masa, no interviniendo las variables de presión, viscosidad y densidad.

14 Calibrar los Medidores Barton y Solar Flow cada tres meses o cuando sea necesano.

15 Los separadores de gas en los puntos de fiscalización, deberán ser inspeccionados periódicamente para evitar el arrastre de líquidos

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hacia los equipos de medición y no tener alteración en los volúmenes

y la calidad del gas. 16 La recuperación de los condensados del gas permite incrementar la

producción y mejorar la calidad del crudo.

17 La explotación del gas en el noroeste ha contribuido al desarrollo

energético de la región, el gas viene siendo utilizado en la generación

eléctrica, en el consumo doméstico y como combustible de

maqumanas.

18 Comprobar la exactitud de los equipos e instrumentos de medición con equipos e instrumentos patrones certificados internacionalmente.

19 La medición de la producción fiscalizada actualmente tiene un mejor

control, debido a que el personal supervisor hace cumplir las normas

internacionales de medición y los procedimientos contractuales en

cada lote asignado.

20 El personal fiscalizador es entrenado y capacitado en Unidades

LACT, Solar Flow, cromatografia, métodos de medición, etc.

Cualquier personal no puede fiscalizar.

21 Las empresas petroleras que producen más crudo , tendrán menor

costo de operación.

22 Las empresas petroleras que tengan el punto de fiscalización cerca o

dentro de su lote, disminuirán sus costos en transporte y combustible.

23 Con la privatización de PETROPERU, la produccioón de crudo no se

incrementó en el Noroeste, continúo su tendencia decreciente debido

principalmente a la poca inversión efectuada y a la declinación natural

de los campos.

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Recomendaciones

01 Se recomienda que las compañías que fiscalizan por aforo, tengan disponibles dos tanques de almacenamiento de crudo, para estar preparados ante cualquier contingencia o problema operativo que se suscite en la compra o venta de crudo ( mala calidad, alto stock en Refinería, etc. )

02 Descartar aquellos instrumentos que estén fuera de especificación, como los termómetros descalibrados, las plomadas desgastadas, las cintas ilegibles y dobladas, etc.

03 Drenar el agua en los tanques que tengan el nivel cercano o por encima de la brida de descarga , para evitar su salida al iniciarse la transferencia de crudo.

04 Guardar las muestras testigo en un recipiente de vidrio limpio, seco, rotulado y sellado herméticamente.

05 Dar más horas de reposo al tanque que presente burbujas en la superficie del líquido, para permitir que se liberen los gases presentes.

06 En los muestreadores automáticos, graduar el dosificador de la muestra, de tal manera que se recolecte una muestra representativa.

07 Elaborar una carta de control a cada medidor de la Unidad LACT, para verificar su buen funcionamiento.

08 En caso que los equipos automáticos queden fuera de servicio, deberán ser intervenidos por un técnico especialista del fabricante y la fiscalización se realizará utilizando tanques o Medidores Barton.

09 Realizar periódicamente un mantemm1ento a las unidades automáticas, la precisión de estas dependerá que sus partes se encuentren bien calibradas y en buenas condiciones de operación.

1 O Seguir trabajando con empresas supervisoras que cuenten con personal calificado con experiencia en la materia

11 Se recomienda capacitar permanentemente al personal supervisor y difundir los manuales de medición API, ASTM y AGA.

12 Negociar la ubicación de los puntos de fiscalización de los contratistas petroleras , de tal manera que no constituya un incremento del costo operativo.

13 Para optimizar costos, el punto de fiscalización del contratista petrolero, deberá ubicarse dentro o cerca de su lote, en un lugar transitado y accesible para ahorrar tiempo y para evitar problemas de acceso en épocas de Huvia.

14 Dar facilidades a las empressas contratistas, de tal manera que no se se eleven sus costos de operación en fiscalización y puedan invertir para incrementar la producción de su Lote.

15 La optimización de la fiscalización llevaría a ahorros importantes que conlleven a aumentar las reservas e incrementar la producción de hidrocarburos, con el beneficio natural para la Industria Petrolera y para la Región

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BIBLIOGRAFÍA

- Manual de Mediciónes Estándar de Petróleo - API, Capítulo 4.2

Probadores convencionales- Manual de Mediciónes Estándar de Petróleo - API, Capítulo 4.3

Probadores de pequeño volumen- Manual de Mediciónes Estándar de Petróleo - API, Capítulo 5 .2

Medición de Hidrocarburos líquidos por medidores de desplazamiento

positivo.

Manual de Mediciónes Estándar de Petróleo - API, Capítulo 5.4

Medición de hidrocarburos líquidos por tubinas.- Manual de Mediciónes Estándar de Petróleo - API, Capítulo 6.1

Sistemas LACT.

Manual de Mediciónes Estándar de Petróleo - API, Capítulo 7.1

Medición estática de temperatura en tanques.- Manual de Mediciónes Estándar de Petróleo - API, Capítulo 7.3

Determinación estática de la temperatura usando termómetros

electrónicos portátiles.- Manual de Mediciónes Estándar de Petróleo - API, Capítulo 8.1

Manual de muestreo de hidrocarburos líquidos y derivados.

Manual de Mediciónes Estándar de Petróleo - API, Capítulo 9.1

Medición de la gravedad API utilizando hidrómetros.

Manual de Mediciónes Estándar de Petróleo - API, Capítulo 9.3Medición de la gravedad API utilizando thermohidrómetros.

- Manual de Mediciónes Estándar de Petróleo - API, Capitulo 10.3

Medición de BS&W por centrífuga en el laboratorio.- Manual de Mediciónes Estándar de Petróleo - API, Capítulo 10.4

Medición de BS&W por centrífuga en el campo.

Manual de Mediciónes Estándar de Petróleo - API, 2545.

Métodos de medición de petróleo y derivados en tanques.

ASTM D-3230.

Determinación del contenido de sal en crudos (Método electrométrico)Manual del Cromatógrafo analizador de gas Daniel.

Manual del Solar Flow Plus de Daniel.- Estadísticas Petroleras 1999- PERUPETRO.- Manual de Medición para la supervisión y fiscalización de

Hidrocarburos. PERUPETRO.- Ley Orgánica de Hidrocarburos y Reglamentos, Ley 26221. Ministerio

de Energía y Minas.

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Anexos

Tablas

TIPOS DE CONTRATOS DE EXPLOTACION DE CRUDO EN EL NOROESTE, SELVA NORTE Y SELVA CENTRAL

COMPANIA LOTE PUNTO DE FISCALIZACION FRECUENCIA DE TIPO DE CONTRATO TIPO DE PROPIETARIO DEL OBJETIVO DE LA MEDICION FISCALIZACION MEDICION HIDROCARBURO DE LA PRODUCCION FISCALIZADA

GMP 1 P TTABLAZO 4 SERVICIOS AFORO PERUPETRO RECIBIR HIDROCARBUROS PRODUCIDOS Y VENDERLOS A PETROPERU

PETROLERA MONTERRICO 11 PTC-CARRIZO 15 LICENCIA U. LACT P. MONTERRICO CONSTATAR EL VOLUMEN DE HIDROCARBUROS PARA PODER COBRAR REGALIAS

MERCANTILE 111 ESTACION 59 - OVERALES 8 LICENCIA AFORO MERCANTILE CONSTATAR EL VOLUMEN DE HIDROCARBUROS PARA PODER COBRAR REGALIAS

RIO BRAVO IV ESTACION 172 - PARINAS 7 LICENCIA AFORO RIO BRAVO CONSTATAR EL VOLUMEN DE HIDROCARBUROS PARA PODER COBRAR REGALIAS

GMP V BATERIA 975- ORGANOS 5 SERVICIOS AFORO PERUPETRO RECIBIR HIDROCARBUROS PRODUCIDOS Y VENDERLOS A PEREZ COMPANC

SAPET VI P.T.TABLAZO 29 LICENCIA U. LACT SAPET CONSTATAR EL VOLUMEN DE HIDROCARBUROS PARA PODER COBRAR REGALIAS

SAPET VII ESTACION 59 - OVERALES 27 LICENCIA AFORO SAPET CONSTATAR EL VOLUMEN DE HIDROCARBUROS PARA PODER COBRAR REGALIAS

UNIPETRO IX ESTACION 172 • PARINAS 7 SERVICIOS AFORO PERUPETRO RECIBIR HIDROCARBUROS PRODUCIDOS Y VENDERLOS A PETROPERU

PEREZ COMPANC X PTC-CARRIZO 30 LICENCIA U.LACT PEREZ COMPANC CONSTATAR EL VOLUMEN DE HIDROCARBUROS PARA PODER COBRAR REGALIAS

,PETROLERA MONTERRICO XV BATERIA 325 • COYONITAS 6 LICENCIA AFORO P MONTERRICO CONSTATAR EL VOLUMEN DE HIDROCARBUROS PARA PODER COBRAR REGALIAS

PETRO-TECH Z-28 P.T.TABLAZO 30 SERVICIOS U LACT PERUPETRO RECIBIR LOS HIDROCARBUROS PRODUCIDOS. PAGAR LA RETRIBUCION EN ESPECIES.

VENDER EL CRUDO DE PROPIEDAD DE PERUPETRO A PETROPERU

PLUSPETROL 1-AB ANDOAS 30 SERVICIOS U. LACT PERUPETRO RECIBIR HIDROCARBUROS PRODUCIDOS Y VENDERLOS EN BAYOBAR

PLUSPETROL 8 SARAMURO 30 LICENCIA AFORO PLUSPETROL CONSTATAR EL VOLUMEN DE HIDROCARBUROS PARA PODER COBRAR REGALIAS

MAPLE 31-8 PUERTO ORIENTE MAQUIA 3 LICENCIA AFORO MAPLE GAS CONSTATAR EL VOLUMEN DE HIDROCARBUROS PARA PODER COBRAR REGALIAS

MAPLE 31-0 AGUA CALIENTE 2 LICENCIA AFORO MAPLE GAS CONSTATAR EL VOLUMEN DE HIDROCARBUROS PARA PODER COBRAR REGALIAS

AGUAYTIA.ENERGY 31-C P.FRACCIONAMIENTO-LGN 30 LICENCIA U. LACT AGUAYTIA.ENERGY CONSTATAR EL VOLUMEN DE HIDROCARBUROS PARA PODER COBRAR REGALIAS

31-C TANQUE ACUM CONDENSADOS 6 LICENCIA AFORO AGUAYTIA.ENERGY CONSTATAR EL VOLUMEN DE HIDROCARBUROS PARA PODER COBRAR REGALIAS

TIPOS DE CONTRATOS DE EXPLOTACION DE GAS EN EL NOROESTE Y SELVA CENTRAL

COMPANIA LOTE PUNTO DE FISCALIZACION FRECUENCIA DE TIPO DE CONTRATO TIPO DE PROPIETARIO DEL OBJETIVO DE LA MEDICION

FISCALIZACION MEDICION HIDROCARBURO DE LA PRODUCCION FISCALIZADA

GMP 1 PLANTA PARINAS 21 SERVICIOS M.BARTON PERUPETRO RECIBIR HIDROCARBUROS PRODUCIDOS Y VENDERLOS A EEPSA EN MMBTU

SAPET VI PLANTA PARINAS 28 LICENCIA M.BARTON SAPET CONSTATAR EL VOLUMEN DE HIDROCARBUROS PARA PODER COBRAR REGALIAS

PEREZ COMPANC X PLANTA PARINAS 30 LICENCIA SOLAR FLOW PEREZ COMPANC CONSTATAR EL VOLUMEN DE HIDROCARBUROS PARA PODER COBRAR REGALIAS

PETRO-TECH Z-28 PLANTA PARINAS 30 SERVICIOS SOLAR FLOW PERUPETRO RECIBIR HIDROCARBUROS PRODUCIDOS. PAGAR LA RETRIBUCION EN ESPECIES.

VENDER EL GAS DE PROPIEDAD DE PERUPETRO A EEPSA EN MMBTU.

AGUAYTIA.ENERGY 31-C C.T. AGUAYTIA 30 LICENCIA SOLAR FLOW AGUAYTIA.ENERGY CONSTATAR EL VOLUMEN DE HIDROCARBUROS PARA PODER COBRAR REGALJAS

31-C P. FRACCIONAMIENTO 30 LICENCIA SOLAR FLOW AGUA YTIA. ENERGY CONSTATAR EL VOLUMEN DE HIDROCARBUROS PARA PODER COBRAR REGALIAS

Tabla No 1

PETROPERU

1 AREA

No TANQUE TIPO DE CRUDO

DISTRITO

1 PUNTO DE FISCALIZACION

PETROMAR

AREA No TANQUE

TIPO DE CRUDO

AREAS

PUNTO DE FISCALIZACION '

i .\

MEDICION MANUAL DE CRUDO EN LAS OPERACIONES NOROESTE

ANTES DE LA PRIVATIZACION DE PETROPERU

REFINERIA TALARA DEPARTAMENTO DE PRODUCCION EL AL TO AREA SUR AREANORTE

559-1646-1647-1648-1651-1-761-1650-156006 6�-9-15-23 18 -21 - 22 20 16 -17 28 -29 11 -12 -13 -14 -25

HCT/LCT HCT LCT HCT LCT HCT

VERDUN, MILLA 6, NEGRITOS, POZO - PORTACHUELO, COBRA GOLONDRINA TAIMAN BALLENA CARRIZO CARRIZO PEÑA NEGRA MIRADOR, LA BREA, BOCA· ALVAREZ, OVEJA, CHIMENEA LOBITOS COYONITAS BALLENA PEÑA NEGRA

FONDO. SAN JUAN, LOMITOS, ANCHA, LAGUNITOS - MALACAS HUALCATAL ORGANOS BATANES, CUESTA, ALGARROBA, LEONES. RONCHUDO ZAPOTAL

LAGUNA

PATIO TANQUES TABLAZO EST. BOMBAS LOBITOS PATIO TANQUES EL AL TO EST. DE BOMBAS LOBITOS CABO BLANCO

1

DEPARTAMENTO DE PRODUCCION 1 - 2 3-4-5-6

LCT HCTLITORAL PENA NEGRA

LOBITOS PROVIDENCIA

LITORAL ORGANOS

'

P T S

Tabla No 2

METODOS DE MEDICION DE CRUDO DESPUES DE LA PRIVATIZACION DE PETROPERU

LOTE 1 11 111

COMPAMA CAVELCAS 1 GMP VEGSA 1 P. MONTERRICO PROVISA 1 MERCANTILE TIPO DE MEDICION MANUAL

1 MANUAL

1 MANUAL MANUAL

1 AUTOMATICA

1 AUTOMATICA MANUAL 1 MANUAL

,1 MANUAL

TO 1650 TO 1650 TO 1650 • TO 1761 TOJO U LACT U LACT TO 3M2 TO 3M2-TO PV41 TQ PV41 PUNTO DE FISCALIZACION P .TliABLAZO BATERIA 602 1 P T CARRIZO ESTACION 59

AÑ;:t 92 1 95 1 99 92 1 93 1 97 1 2000 93 1 95 1 98

LOTE IV V VI VII IX

COMPAÑIA RIO BRAVO GMP SAPET SAPET UNIPETRO ABC TIPO DE MEDICION MANUAL MANUAL MANUAL MANUAL

1AUTOMATICA MANUAL MANUAL

TQ843 GMP 001 TO 6-TO 8 TO 1647 U LACT TO 1834 1835,1836 1837 TO 1643 1 T0:1643-1637 Pl!JN•TO DE F SCAL!l.ACION ESTACION 172 BATERIA 974 LOBITOS P T TABLAZO ESTACION 59 ESTACION 172

AÑO 93 92 96 96 1 98 94 93 1 96

LOTE X XI

COMPAÑIA PETROPERU OXY-BRIDAS TIPO DE MEDICION MANUAL MANUAL AUTOMATICA

TOS 18-19-20-21-22-16-17-13-14-29-2201 TO 23-T024 l T020 U LACT 1 U LACT P\'.JNTO DE FISCAUZACION ELAL 10 LOBITOS CABO BLANCO· /HCTl • ESTACION975• fLCTl LOBITOS ( HCTI l P T .EL AL TO íLCTI FOLCHE < HCTl 1 ESTACION 975 íLCTI

AÑO 94 78 1 78 79 1 81

•1 LOTE C0MPMÍA PEREZ COMPANC

TIPO DE MEDICION MANUAL AUTOMATICA TOS. 18-19-20-21-22-16-17-13-14-29-2201 U LACT

PuNT0 DE FISCAL ZACON El Al TO L0BITOS CABO BLANCO• (HCTI. ESTACION 975' ILCTl FOLCHE (HCTl ! ESTACION 975 /LCT)I FOLCHE ( HCT+LCTl I PTC CARRIZO íHCT + LCT l AÑO 96 96 1 96 1 98 1 2000

LOTE Z-2B

COMPAÑIA BELCO PETROMAR PETROTECH TIPO DE MEDICION MANUAL MANUAL MANUAL AUTOMATICA

TO 1-2-3-4-5-6 TO 1-2-3-4-5-6 TQ 1-2-3-4-5-6 1 TO 1647 U LACT 1 U.LACT PüNTO DE F<SCALIZACfON PT'S (HCT+ LCT! PTS (HCT+ LCTJ PTS (HCT + LCT) 1 P T TABLAZO (LCT) P.T TABLAZO (HCT) I P T.TABLAZO (HCT+ LCTl

Ai<o 60 86 94 1 96 96 1 2000

Tabla No 3

METODOS DE MEDICION DE GAS ANTES Y DESPUES DE LA PRIVATIZACION DE PETROPERU

EQUIPO BARTON

LOTE 1 VI

COMPANIA GMP SAPET

TIPO DE MEDICION MECANICA MECANICA

E. BARTON E. BARTON

PUNTO DE FISCALIZACION PLANTA PARIÑAS PLANTA PARIÑAS

AÑO 99 98

EQUIPO BARTON - SOLAR FLOW

LOTE X

COMPANIA PETROPERU PEREZ COMPANC TIPO DE MEDICION E. BARTON E. BARTON

1SOLARFLOW

MECANICA MECANICA AUTOMATICA

PUNTO DE FISCALIZACION PLANTA PARIÑAS

ANO 94 96 1 97

LOTE Z-28

COMPANIA PETROMAR PETRO-TECH TIPO DE MEDICION E. BARTON E. BARTON SOLARFLOW

MECANICA MECANICA AUTOMATICA

PUNTO DE FISCALIZACION SICHES - PRIMAVERA PLANTA PARIÑAS

ANO 86 94 95

Tabla No 4

1 M.E.M

j PERUPETRO j

jCIA FISCALIZADORAj

1 1 ONO 1 OPS 1

1 1 1

1 TALARA 1 1 EL ALTO 1 CRUDO/COND/LGN 1 GAS 1 1

1 Crudo 1 1 Gas 1 1 Crudo 1 ESTACION Andoas Aguaytia

1 1 Pluspetrol -Lote 1 AB Aguaytia-Lote 31C

Est. 172-Pariñas Planta Pariñas Batería 605. ESTACION 1

UNIPETRO-lote IX -GMP-LOTE I Carrizo Pluspetrol-Lote 8

Río Bravo-Lote IV -Sapet -Lote VI P.M. Lote II

1 -Pérez C.-Lote X -Petro-tech-Lote Z2B

59-Overales Batería 974 Pto Oriente

C:st. Órgano Sur Maquia

Sapet-Lote VII Mercantile-Lote III

GMP-Lote V Maple- Lote 31B

1 PTC. Carrizo Agua caliente

P.T. Tablazo Pérez e-Lote x Pucallpa

Sapet-Lote VI Maple-Lote 310

Petro-tech-Lote Z2B Batería 325

GMP-Lote I Co yc .... itas Aguaytia p. M.- Lote XV Aguaytia E- Lote 31C

TABLA No 5

PRODUCCION NACIONAL DE CRUDO 1990 - 2000 ( Bbl/D )

AÑO 1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000

ZOCALO 21.3 16.4 15.6 19.3 19.1 19.4 18.3 17.3 15.8 14.1 13.3

ONO 24.8 24.6 22.9 23.0 23.7 22.7 22.5 24.1 21.2 20.6 19.5

SELVA 82.8 73.8 76.8 82.3 84.6 79.7 79.2 76.8 79.7 71.2 66.4

1 TOTAL 11 128.9 11 114.8 11 115.3 11 124.6 11 127.4 11 121.8 11 120.0 11 118.2 11 116.7 11 105.9 11 99.2 1

Tabla No 6

PRODUCCION NACIONAL DE CRUDO Y CONDENSADOS EN EL 2000

COMPAÑÍA LOTE PRODUCCION PRODUCCION ACUMULADA PORCENTAJE

( Bbl/d) ANUAL ( Bbl) ( % )

PLUSPETROL 1AB 36,611 13,363,158 36.82 PLUSPETROL 8 25,543 9,323,058 25.69 PETRO-TECH 22B 13,331 4,865,714 13.41 PEREZ COMPANC X 12,206 4,455,215 12.27 AGUAYTIA.E.( LGN) 31-C 3,889 1,419,516 3.91 SAPET VI 2,565 936,368 2.58 SAPET VII 1,522 555,589 1.53 MERCANTILE 111 719 262,283 0.72 PETROLERA MONTERRICO 11 751 274 ,051 0.76 GMP 1 746 272,243 0.75 RIO BRAVO IV 556 202,932 0.56 MAPLE 318-MAQUIA 381 138,988 0.38 UNIPETRO IX 337 123,136 0.34

GMP V 158 57,590 0.16 MAPLE 31 D -A.CALIENTE 124 45,287 0.12 AGUA YTIA. E. (CONO) 31-C 7 2,378 0.01 1 TOTAL 11 99,44511 36,297,50611 100.001

Tabla No 7

PRODUCCION FISCALIZADA DE GAS EN EL 2000

45.00

40.00

35.00· o

w 30.00

25.00

20.00

15.00

10.00

5.00

0.00

�% 42.23 27.09 21.63 8.48 0.56

COMPAÑIA LOTE PRODUCCION PRODUCCION ACUMULADA PORCENTAJE

MMPCD ANUAL MPC ( % )

GMP 1 0.19 68,749 0.56

SAPET VI 2.83 1,033,229 8.48

PEREZ COMPANC X 7.22 2,635,430 21.63

PETRO-TECH Z-2B 14.10 5,145,833 42.23

AGUA YTIA.ENERGY 31-C 9.04 3,300,676 27.09

1 TOTAL 11 33.3811 12,183,91711 100.001

Tabla No 8

ZONA HIDROCARBUROS GAS NATURAL PUNTOS DE LIQUIDOS FISCALIZACION

TANQUES UNIDADES EQUIPOS SOLAR LACT BARTON FLOW

COSTA NORTE 7 3 2 1 13

ZOCALO - 1 - 1 2

SELVA NORTE 1 1 - 2

SEL V A CENTRAL 3 1 - 2 6

TOTAL 11 6 2 4 23

Tabla No 9

TABLE 5A, GENERALIZED CRUDE OILS API CORRECTION TO 60 F

API GAAV!TY AT OBSEAVED TE.'.IPERATUAE TEMP. 20.0 20.5 21 . O 21. 5 22.0 22.5 23.0 23.5 24.0 24.5 25.0 TEI-.IP.

F CORRESPONDING API GRAVITY AT 60 F F

75.0 1 9. 1 19.6 20. 1 20'. 6 21 . 1 21 . 6 22. 1 22.6 23. 1 23.6 24.1 75.0 75.5 1 9. 1 19.6 20. 1 20.6 21 . 1 21 . 6 22. 1 22.6 23.0 23.5 24.0 75.5 76.0 1 9 . l 19.6 20. 1 20.6 2 l . 1 21 . 5 22.0 22.5 23.0 23.5 24.0 76.0 76.5 19. 1 19.6 20.0 20.5 21. O 21. 5 22.0 22.5 23.0 23.5 24.0 76.5 77.0 19.0 19.5 20.0 20.5 21 : O 21 . 5 22 O 22.5 23.0 23.4 23.9 77.0

77. 5 1 !e¼. O 19.5 20.0 20.S 21 . O 21 . 5 21 . 9 22.4 22.9 23.4 23.9 77. 57B.O 19.0 19.5 20.0 20.4 20.9 21 . 4 21 . 9 22.4 22. 9 23.4 23.9 78.078.5 19.0 19.4 19.9 20.4 20.9 21 . 4 21 9 22.4 22.9 23.4 23.8 78.579.0 18. 9 1 9. 4 19.9 20.4 20. 9 2 1 . 4 21 . !) 22.3 22.8 23.3 23.8 79.079.5 18.9 1 9. 4 19.9 20.4 20.8 21 . 3 2 1 . 8 22.3 22.8 23.3 23.8 79.5

80.0 18. 9 19.4 19.8 20.3 20.8 21 . 3 21 . 8 22.3 22.8 23.3 23.7 80.0 80.5 18.8 19.3 19.8 20.3 20.8 21 . 3 21 . íl 22.3 22. 7 23.2 23. 7 80.5 81 . O 18.8 19.3 19.8 20.3 20.8 21 . 3 21 . 7 22.2 22.7 23.2 23.7 81. O81 . 5 18.8 19.3 19.8 20.2 20.7 21 . 2 21 . 7 22.2 22.7 23.2 23.7 81 . 582.0 18.8 19.2 19.7 20.2 20.7 21 . 2 21 . 7 22. 2 22.7 23. 1 23.6 82.0

82.5 18.7 19.2 19.7 20.2 20.7 21 . 2 21 .6 22.1 22.6 23. 1 23.6 82.5 83.0 16.7 19.2 19.7 20.2 20.6 21 . 1 21 .6 22. 1 22.6 23. 1 23.6 83.0 83.5 18.7 19.2 19.6 20. 1 20.6 21 . l 21 6 2 2. l 22 6 23.0 23.5 83.5 84.0 18.6 1 9 . 1 19.6 20. 1 20.6 21 . 1 21 .6 22.0 22.5 23.0 23. 5 84.0 84.5 18.6 19. l 1 :) . 6 20. 1 20.6 21. O 21 5 22.0 22.5 23.0 23.5 84.5

85.0 1 8 . t3 1 9 . 1 l 9. 6 20.0 20.5 21 . O 21 .5 22.0 22.5 23.0 23.4 85.0 85.5 16.6 19.0 19.5 20.0 20.5 21. O 21 .5 22.0 22.4 22.9 23. 4 85.5 86.0 18.5 . 19. O 19.5 20.0 20.5 21 . O 21 . 4 21 . 9 22.4 22.9 23.4 86.0 86.5 18.5 19.0 19.5 20.0 20.4 20.9 21 . 4 21 9 22.4 22.9 23.4 86.5 87.0 18.5 19.0 19. 4 l�.9 20.4 20.9 2 1 . 4 2 1. 9 22.4 22.8 23.3 87.0

87.5 18.4 18.9 1 9. 4 1 !l . 9 20.4 20.9 21 .4 21 . S 22.3 22.8 23.3 87.5 88.0 18. 4 18.9 19.4 19.9 20.4 20.8 21 .3 21 . 8 22.3 22.8 23.3 88.0 88.5 1 8. 4 1 8 -'-9 19.4 19.6 20.3 20.8 21 . 3 21 . 8 22.3 22 .. 7 23.2 88.5 89.0 18. 4 18.8 19.3 19.8 20.3 20.8 21 . 3 21 . 7 22.2 22.7 23.2 89.0 89.5 18.3 16.8 19.3 19.8 20.3 20.9 21 . 2 21 . 7 22.2 22.7 23.2 89.5

90.0 16.3 18.8 19.3 19.8 20.2 20.7 21 . 2 21 . 7 22.2 22.7 23 .. 1 90.0

• DENOTES EXTRAPOLATED VALUE API GRAVITY = 20.0 TO 25.0

rnA PTB m.A PTB rnA PTB rn.A PTe

0 10 0.61 0.147 0 99 0.194 1 39 O 241 1 82

0.101 0.62 0.148 0.99 0.195 1.40 0.242 1.83

0.102 0.62 0.149 1.00 0.196 1.41 0.243 1.84

0.103 0.63 0.150 1.01 0.197 1.42 0.244 1.85

0.104 0.64 0.151 1.02 0.198 1.43 0.245 1.86

0.105 0.65 0.152 1.03 0.199 1.44 0.246 1.87

0.106 0.66 0.153 1.04 0.200 1.45 0.247 1.88 0.107 0.66 0.154 1.04 0.201 1.45 0.248 1.89

0.108 0.67 0.155 1.05 0.202 1.46 0.249 1.90

0.109 0.68 0.156 1.06 0.203 1.47 0.250 1.91

0.110 0.69 · 0.157 1.07 0.204 1.48 0.251 1.92

0.111 0.69 0.158 1.08 0.205 1.49 0.252 1.93 0.112 0.70 0.159 1.09 0.206 1.50 0.253 1.94 0.113 0.71 0,160 1.09 0.207 1.51 0.254 1.95 0.114 0.72 0.161 1.10 0.208 1.52 0.255 1.96

0.115 0.73 0.162 1.11 0.209 1.53 0.256 1.97

0.116 0.73 0.163 1.12 0.210 1.54 0.257 1.98

0.117 0.74 0.164 1.13 0.211 1.55 0.258 1.99

0.118 0.75 0.165 1.14 0.212 1.55 0.259 2.00

0.119 0.76 0.166 1.15 0.213 1.56 0.260 2.00

0.120 0.77 0.167 1.15 0.214 1.57 0.261 2.01

0.121 0.77 0.168 1.16 0.215 1.58 0.262 2.02

0.122 0.78 0.169 1.17 0.216 1.59 0.263 2.03

0.123 0.79 0.170 1.18 0.217 1.60 0.264 2.04

0.124 0.80 0.171 1.19 0.218 1.61 0.265 2.05

0.125 0.80 0.172 1.20 0.219 1.62 0.266 2.06

0.126 0.81 0.173 1.21 0.220 1.63 0.267 2.07

0.127 0.82 0.174 1.22 0.221 1.64 0 268 2.08

0.128 0.83 0.175 1.22 0.222 1.65 0.269 2.09

0.129 0.84 0.176 1.23 0.223 1.66 0.270 2.10

0.130 0.85 0.177 1.24 0.224 1.67 0.271 2.11

0.131 0.85 0.178 1.25 0.225 1.67 0.272 2.12

0.132 0.86 0.179 1.26 0.226 1.68 0.273 2.13

0.133 0.87 0.180 1.27 0.227 1.69 0.274 2.14

0.134 0.88 0.181 1.28 0.228 1.70 0.275 2.15

0.135 0.89 0.182 1.29 0.229 1.71 0.276 2.16

0.136 0.89 0.183 1.29 0.230 1.72 0.277 2.17

0.137 0.90 0.184 1.30 0.231 1.73 0.278 2.18

0.138 0.91 0.185 1.31 0.232 1.74 0.279 2.19

0.139 0.92 0.186 1.32 0.233 1.75 0.280 2.200

0.140 0.93 0.187 1.33 0.234 1.76 0.281 2.21

0.141 0.94 0.188 1.34 0.235 1.77 0.282 2.22

0.142 0.94 0.189 1.35 0.236 1.78 0.283 2.23

0.143 0.95 0.190 1.36 0.237 1.79 0.284 2.24

0.144 0.96 0.191 1.37 0.238 1.80 0.285 2.25

0.145 0.97 0.192 1.37 0.239 1.81 0.286 2.26

0.146 0.98 0.193 1.38 0.240 1.81 0.287 2.27

Tabla No 10.- Curva de calibración de un analizador de salinidad -

CARACTERISTICAS DEL PETROLEO CRUDO PRODUCIDO EN EL NOROESTE

COMPAÑÍA LOTE API ( 60 ºF) BSW (%) SAL (PTB) AZUFRE(%) GMP 1 35.1 0.06 2.85 0.09

PETROLERA MONTERRICO 11 26.8 0.08 2.55 0.09 MERCANTILE 111 34.1 0.04 1.92 0.09 RIO BRAVO IV 34.3 0.04 3.41 0.09

GMP V 36.0 0.03 0.15 0.09 SAPET VI 36.6 0.05 2.14 0.09 SAPET VII 34.8 0.03 2.38 0.09

UNIPETRO IX 31.8 O.OS 3.48 0.09 PEREZ COMPANC X 32.5 0.07 3.59 0.09

PETRO-TECH ( HCT) 22B 37.1 0.00 2.98 0.09 PETRO-TECH ( LCT ) 34.1 0.00 2.70 0.09

CARACTERISTICAS DEL PETROLEO CRUDO Y CONDENSADOS PRODUCIDOS EN SELVA

COMPAÑÍA LOTE API ( 60 ºF) BSW (%) SAL (PTB) AZUFRE(%) PLUSPETROL 1-AB 19.2 0.43 6.95 1.34 PLUSPETROL 8 27.7 0.08 6.12 O.SO

MAPLE - Maquia 318 36.9 0.05 1.82 0.05 MAPLE-Agua Caliente 310 41.8 0.14 1.00 o.so

AGUA YTIA. E.- Condensados 31C 53.9 0.00 0.00 0.00 AGUAYTIA.E.- LGN 88.0 0.00 0.00 0.00

Tabla No 11

TABLE 6A, GENERALIZED cnuoE OI LS

VOLUMF: CORRECTTON íO 60 F

API GRAVITY AT 60 F

TEMP. 1 5. O 1 5. 5 16.0 1 6. 5 17.0 1 7 5 18. 0 18.5 19.0 1 9. 5 20.0 TEMP .

F FACTOR FOR CORRECTING VOLUME TO 60 F F

135.0 0.9723 o .9721 O. 9719 0.9717 O . 9715 0.9713 o .9712 0.9710 0.9708 0.9705 0.9704 135.0 135.5 0.9721 o .9719 O. 9 71 7 0.9715 o .9714 0.9712 o . 9 7 1 O 0.9708 0.9706 0.9704 0.9702 135.5 1 3G. O 0.9719 O . 9 71 7 O. 9715 0.9714 O. 9712 o 9 7 1 O o .9708 0.9706 0.9704 0.9702 0.9700 136.0 136. 5 0.9718 o .9716 O. 9714 0.9712 o 9710 0.9708 o .9706 O 9704 0.9702 0.9700 0.9698 136. 5137.0 O. fl 7 1 6 o. 9 7 1 ,1 o 9712 0.9710 0. 9708 o 9706 o 9704 0.9702 o 9700 0.9698 0.9696 137. O

1 3 7 5 o . 9 7 1 ·1 o .9712 o .9710 0.9708 O. 9706 0.9704 0.9702 0.9700 0.9698 0.9696 0.9694 1 37. 5 1:38.0 o . 9 7 1 2 0.9710 o .9708 0.9706 O. 9704 0.9702 o 9700 0.9698 0.9696 0.9694 0.9692 138.0 1 30. 5 o 9 7 1 O 0.9708 0.9706 0.9704 o 9702 0.9700 0.9698 0.9696 0.9694 0.969'2 0.9690 138. 51 :39. O o .9708 0.9706 o_q704 0.9702 O. 9700 0.9698 0.9696 0.9694 0.9692 0.9690 0.9688 139.0 139.5 o 9706 0.9704 0.9702 0.9700 o .9698 0.9696 0.9694 0.9692 0.9690 0.9688 0.9686 139.5

140.0 0.9705 0.9702 0.9700 0.9698 0.9696 0.9694 o .9692 0.9690 0.9688 0.9686 0.9684 140.0 1 4 O. 5 0.9703 0.9701 0.9699 0.9696 0.9694 0.9692 o .9690 0.9688 0.9686 0.9684 0.9682 1 40. 5 141 . O 0.9701 0.9699 0.9697 0.9695 0.9693 0.9690 o .9688 0.9686 0.9684 0.9682 0.9680 141 . 0 141 . 5 0.9699 0.9697 0.9695 0.9693 0.9691 0.9688 o . 9686 0.9684 0.9682 0.9680 0.9678 1 41 . 5

142.0 0.9697 0.9695 0.9693 0.9691 0.9689 0.9687 o .9684 0.9682 0.9680 0.9678 0.9676 142.0

142.5 0.9695 0.9693 0.9691 0.9689 0.9687 'J.9685 0.9682 0.9680 0.9678 O.SG76 0.9ó74 142. 5143.0 o 9693 0.9691 �.9689 0.9687 0.9685 O. 968_3 0.968\ 0.9678 0.9676 0.9674 0.9672 143.0 143.5 0.9692 0.9689 0.9687 0.9685 0.9683 0.9681 o 9679 0.9676 0.967.J 0.9672 0.9670 143.51 44. 0 0.9690 0.9687 0.9605 0.9683 O _.968 1 o 9679 O. 96 77 0.9674 0.9672 0.9570 0.9568 144 . O1 4 .J . 5 0.9688 0.9686 f'\. 9683 0.9681 0.9€7] o 9677 0.9675 0.9672 0.9670 0.9668 0.9666 144 . 5

145.0 0.9686 0.9684 0.9682 0.9679 0.9677 o 9675 0.967'.J o 9671 0.9668 0.9666 0.9664 145.0 145.5 0.9684 0.9602 o 9680 0.9677 0.9675 0.9673 0.9671 o 9669 0:9666 0.9664 0.9662 145.5 146.0 0.9682 0.9660 0.9678 0.9676 O. 9673· 0.9671 o 9669 0:9667 O. 966.{ 0.9662 0.9660 146.0 146.5 0.9680 0.9678 0.9676 ºó. 967 4 0.9671 0.9669 0.9667 0.9665 0.9662 0.9660 0.9658 1 46. 5 147.0 0.9678 0.9676 0.9674 0.9672 0.9670 0.9667 0.9665 0.9663 0.9661 0.9558 0.9656 147.0

147. 5 0.9677 0.9674 0.9672 0.9670 0.9668 0.9665 0.9663 O. 9661 0.9659 0.9656 0.9654 147.5 148.0 0.9675 0.9672 0.9670 0.9668 0.9666 o 9663 0.9661 o 9659 0.9657 0.9654 0.9652 148.0 1.Je.s 0.9673 0.9671 0.9668 0.9666 0.9664 0.9661 0.9659 o .9657 0.9655 0.9652 0.9650 14 8. 5 149.0 0.9671 0.9669 0.9666 0.9664 0.9652 0.9660 0.9657 O. 9655 0.9653 0.9650 0.9648 1-19. o149.5 0.9669 O �9667 0.9665 0.9652 0.9650 0.9658 o 9655 o .9653 0.9651 0.9648 0.9646 1 -i 9. 5

150.0 o 9€67 0.9565 e. 9663 0.9660 0.965d o 9656 0.9653 0.9651 O . 964 9 0.9646 o . 9644 150. o

. DENOTES EXTRAPOLATED VALUE API GRAVITY = 1 5 o TO 20.0

Table A-1-Temperature Correction Factors for Mild Steel

Cu for mild stcel having a cubica! coefficient of C)(pansion of ) .86 X JO·' per ºF

Obscrvcd c .. Oh�crvcd c .. Tcmper:uurc, ºF Valuc Tcmperature, ºF Value

- 7.2- - 1.9 0.9988 73.5- 78.8 1 . 0003 - 1.8- 3.5 0.9989 78.9- 84.1 1.0004

J.6- 8.9 0.9990 84.2- 89.5 1 . 0005 9.0- 14.J 0.9991 89.6- 94.9 1.0006

14.4- 19.6 0.9992 95.0-100.3 1.0007 19.7- 25.0 0.9993 100.4-105.6 1.0008 25. 1- 30.4 0.9994 105.7-111.0 1.0009 30.5- 35 .8 0.9995 111.1-116 4 1.0010 35.9- 41.1 0.9996 116.5-121.8 1.0011 41.2- 46.5 0.9997 121.9-127.2 1.0012 46.6- 51.9 0.9998 127.1 -132.5 1.001] 52.0- 57.J 0.9999 132.6-137.9 1 0014 57.4- 62.6 1.0000 138.0-143 3 1.0015 62.7- 68.0 1.0001 143.4-148.7 1.0016 68.1- 73.4 1.0002 148.8-154.0 1.0017

Non:: Tiüs table is suitable for application in meter proving: in provcr calihration use thc formulas. For thc fomrnla u.-.cd to derive thc t:1lnila1cd values aml 10 c:ilcul:itc valucs. sce 12. 2. 5. 1.

Table A-2-Temperature Correction Factors for Stainless Steel

C,. íor srainless stei:I having a cubical coefficicr.t oí c:xpan,;ion of 2.65 X 10- 1 per �F

Observed c .. Observed c .. Tcmperature. ºF Valuc Tcmperature, ºF Value

-9.8-- 6.I 0.9982 73.1- 76.9 1.0004

- 6.0- - 2.3 0.9983 77 .O- 80. 7 1.0005 - 2.2- 1.5 0.9984 80.8- 84.5 1.0006

1.6- 5.2 0.9985 84.6- 88.J l. 00075.J- 9.0 0.9986 88.4- 92.0 1.00089.1- 12.8 O. 9987 92.1- 95.8 1.\)009

12.9- 16.6 0.9988 95.9- 99.6 1 001016. 7- 20.) 0.9989 99.7-10).J 1.001120.4- 24.1 0.9990 103.4-107. I l.001224.2- 27.9 0.9991 107.2-110.9 1.001328.0- 31.6 0.9992 111.0-114.7 1.001431.7- 35.4 0.9993 114.8-118.4 l.(XJl 535.5- 39.2 0.9994 118.5-122.2 1.0016)9.)- 43.0 0.9995 122.3-126.0 1.00174).l- 46.7 0.9996 126.1-129.8 1.001846.8- 50.5 0.9997 l 29.9-1 D.5 1.001950.6- 54.) 0.9998 l3].6-137.J 1.002054.4- 58.1 0.9999 1)7.4-141.1 1.002158.2- 61.8 1.0000 14 1 . 2-- 144. 9 1.002261.9- 65.6 1.0001 145.0-148.6 1.002365.7- 69.4 1.0002 148.7-152.4 1.002469.5- 73.2 1.000) 152.5-156. 2 1.0025

NoTE: This table is suitablc for apl)licarion in m�ler pruvinr,; in prover calibr:ition use !he formulas. For !he fonnula uscd !o derive the tabulatcd values and 10 calculate the valt.cs. st:e 12.2.5.1.

FACTOR 1)(: COMPRESIIIIUl)AI) (l'SI. um filtAVJ:l)¡\I) "'''

-

'

9

CARACTERISTICAS PRINCIPALES DE LAS UNIDADES LACT

1 DATOS DEL MEDIDOR 11 DATOS DEL PROBADOR 1 CONTRATISTA LOTE TIPO DE MEDIDOR METER MANUFACTURA TAMAÑO PULSOS/Bbl MAXIMA DESCARGA CAPACIDAD DEL TIPO DE PROBADOR VOLUMEN ESPESOR DE DIAMETRO

(pulg) Bbl/H MUESTREADOR (Gin ) BASE (Bbl) PARED (pulg) EXTERNO (pulg)

PETROLERA 11 DESPLAZAMIENTO FQIT-101 A.O.SMITH 3 8400 600 10 Bidireccional 2.55804 0.322 7.98

MONTERRICO POSITIVO FQIT-102 8400

SAPET VI TURBINA 1 DANIEL 2.5 2686.95 572 0.5 Bidireccional 7.5336 0.280 6.07

DEVELOPMENT 2 2689.05

PEREZ COMPANC X DESPLAZAMIENTO 1 SMITH 8 1000 460-2300 1.1 Bidireccional 22.88413 0.375 12.00

POSITIVO 2 1000

PETROTECH Z-2B DESPLAZAMIENTO 1 OGASCO 6 8056.781 333-1250 25 Bidireccional 2.60996 0.365 10.02

PERUANA POSITIVO 2 8066.293

PLUSPETROL 1-AB MEDIDOR DE FIQ100A SMITH 6 1000 4537 12 Bidireccional 23.78964 0.375 15.25

MASA FIQ100B 1000

AGUAYTIA 31-C TURBINA 1 SMITH 2 5314 179 3.5 Bidireccional 4.07356 0.322 8.83

ENERGY 2 5250

TABLA No 12

ANALISIS CROMATOGRAFICO DE GASES

GAS LOTEZ2B GAS LOTEX

COMPONENTES %MOLAR BTU/MOL BTU COMPONENTES %MOLAR BTU/MOL BTU

METANO 85.842 1012.3 868.978566 METANO 91.03 1012.3 921.49669

ETANO 5.8827 1773.7 104.3414499 ETANO 3.3131 1773.7 58.7644547

PROPANO 3.4111 2521.9 86.0245309 PROPANO 1.913 2521.9 48.243947

ISOBUTANO 1.0391 3259.4 33.8684254 ISOBUTANO 0.8472 3259.4 27.6136368

NBUTANO 1.435 3269.8 46.92163 NBUTANO 1.4984 3269.8 48.9946832

CO2 0.7126 o o CO2 0.2496 o o

NEOPENTANO 0.00547436 3993.8 0.21863499 NEOPENTANO o 3993.8 o

ISOPENTANO 0.6047 4010.2 24.2496794 ISOPENTANO 0.4819 4010.2 19.3251538

NPENTANO 0.3596 4018.2 14.4494472 NPENTANO 0.2603 4018.2 10.4593746

HEXANO 0.4878 5288.7 25.7982786 HEXANO 0.2493 5288.7 13.1847291

NHEXANO o o NHEXANO o o

NITROGENO 0.1922 o o NITROGENO 0.1501 o o

02 o o o 02 o o o

TOTAL 99.9722744 1204.850642 TOTAL 99.9929 1148.082669

BTU DRY 1204.85 BTU/PC BTU DRY 1148.08 BTU/PC

FACTOR (1/Z) 1.003 FACTOR (1/Z) 1.003

BTU DRY corr 1208.47 BTU/PC BTU DRYcorr 1151.53 BTU/PC

PRESION BASE 14.73 PSI PRESION BASE 14.73 PSI

BTU-SATURADO 1187.44 BTU/PC BTU-SATURADO 1131.49 BTU/PC

T PROMEDIO 85 ºF ºF T PROMEDIO 82.5 ºF

GRAVEDAD ESPECIFICA 0.6878 GRAVEDAD ESPECIFICA 0.6484

Tabla No 13

,.

CARACTERISTICAS DEL GAS FISCALIZADO EN EL NOROESTE Y SELVA CENTRAL

COMPAÑIA LOTE PODER CALORIFICO ( BTU/PC ) GRAVEDAD ESPECIFICA GMP - 1 1245.70 0.7111

SAPET VI 1145.52 0.6421

PEREZ COMPANC X 1117.36 0.6484

PETRO-TECH Z-28 1214.86 0.6878

AGUA YTIA ENERGY 31-C 976.03 0.6434

Tabla No 14

ITEM

MURO DE CONTENCION

COSTOS INSTALACION ELECTRICA

FIJOS POZA API

TOTAL($)

PERSONAL

TRANSPORTE

COMBUSTIBLE

MANTENIMIENTO

VIGILANCIA

COSTOS ELECTRICIDAD POR ILUMINACION

VARIABLES REPUESTOS DE EQUIPOS DE MEDICION

ANALISIS DE MUESTRAS

TOTAL($)

PROOUCCION ANUAL (Bbl)

COSTO OPERATIVO ANUAL ( $/Bbl)

FUENTE: Contratistas petroleros.

COSTO OPERATIVO EN MEDICION MANUAL

TANQUES DE ALMACENAMIENTO

1 111 IV

25423 10000 11092

1500 1500 1500

3957 3000 3000

30880 14500 15592

333 533 467

4800 4800 4200

69 274 288

1000 1000 1000

o o o

213 486 243

100 100 100

2088 4176 3654

8602 11369 9952

272243 262283 202932

0.032 0.043 0.049

Tabla No 15

LOTE

VII IX V XV

17000 14363 8000 7225

1500 1500 1500 1500

3000 3200 2500 1800

21500 19063 12000 10525

1800 467 417 400

16200 4200 6000 3600

926 288 171 50

1000 1000 1000 1000

o o o o

106 486 213 121

100 100 100 100

10854 3654 2802 2412

30986 10194 10703 7683

555589 123136 57590 16800

0.056 0.083 0.186 0.457

COSTOS

FIJOS

COSTOS

VARIABLES

COSTO OPERATIVO EN MEDICION AUTOMATICA DE CRUDO

UNIDAD LACT

LOTE

ITEM 11 VI

CERCO PERIMETRICO 2800 3000

INSTALACION ELECTRICA 2250 2000

CASETAS 4500 4000

POZA DE DESECHO 900 1000

TOTAL($) 10450 10000

PERSONAL 783 1400

TRANSPORTE 22200 33600

COMBUSTIBLE 1097 816

MANTENIMIENTO 800 800

VIGILANCIA 4114 8229

ESFERA DEL PROBADOR 486 370

ELECTRICIDAD POR BOMBEO 7078 11326

ELECTRICIDAD POR EQUIPOS Y ILUMINACION 1514 1200

ANALISIS DE MUESTRAS 10854 11256

TOTAL($) 48927 68997

PRODUCCION ANUAL (Bbl) 274051 936368

COSTO OPERATIVO ANUAL ( $/Bbl) 0.179 0.074

FUENTE: Contratistas petroleros.

Tabla No 16

X 228

3000 3000

2500 1800

5000 2000

1500 1300

12000 8100

7276 867

36000 24600

4183 1625

800 800

o o

732 610

24916 23784

1732 1981

12060 3408

87699 57675

4455215 4865714

0.020 0.012

Cuadro Comparativo de Volumenes Netos Fiscalizados

Unidad LACT del Lote VI - SAPET vs Tanque No1647 de PETROPERU

No Pruebas Unidad LACT Tanque No 1647 Volumen Diario Batch* Acumulado

1 4231

2 3736 3 4953 4 5896 5 3961 6 5251 7 4249

8 4263

9 3132

10 5379

11 5403

12 4302

13 5874

14 5457

15 2992

16 3425 17 5547

18 5016

19 2306

20 232 21 2465

22 2554 23 3507 24 2309

25 6609

26 2837

VOLUMEN MEDIDO POR UNIDAD LACT

VOLUMEN MEDIDO POR TANQUE

DIFERENCIA

DESVIACION

PRECIO DEL CRUDO

COSTO ADICIONAL

4231

14585

9212

22427

18625

16294

20513

4231 7967

12920 18816 22777

28028

32278

36541

39673 45052

50455

54757

60631

66088

69080 72505

78052

83068

85374

85606

88070

90625 94132 96441

103049

105887

105887 Bbl 105978 Bbl

91 Bbl

0.09 %

18 US$/Bbl

1638 US$

NOTA: Batch es un acumulado de la producción de crudo para un periodo de tiempo.

Tabla No 17

Batch• Acumulado 4228 4228

14669 18897

8000 26897

23607 50504

18637 69141

16518 85659

20319 105978

Cuadro comparativo de la diferencias de volumen cuando se tiene una falsa lectura de 1/8 de pulgada.

CONTRATISTA LOTE No DE TANQUE CAPACIDAD VOLUMEN EN 1/8 DIFERENCIA DE VOLUMENES OBTENIDOS POR MEDICIONES INCORRECTAS EN EL TIEMPO (Bbl)

Bbl DE PULGADA (Bbl) 1 día 15 días 1 mes 1 año

P. Monterrico 11 PM03 262 0.340 0.34 5.10 10.20 122.40

P. Monterrico XV 5625 507 0.442 0.44 6.63 13.26 159.12

Sapet VII 1835 2141 2.326 2.33 34.89 69.78 837.36

Mercantile 111 PV41 4440 1.781 1.78 26.72 53.43 641.16

GMP 1 1761 8133 3.596 3.60 53.94 107.88 1294.56

Pérez Companc X 37T03 14587 4.937 4.94 74.06 148.11 1777.32

GMP 1 1650 34451 10.169 10.17 152.54 305.07 3660.84

PETROPERU - 1D1 120755 31.704 31.70 475.56 951.12 11413.44

FUENTE: Tablas de cubicación de las compañías petroleras.

Tabla No 18

Cuadro comparativo de las diferencias de volumen cuando se tiene una falsa lectura de 1 ºF

API del crudo : 35 Medida correcta Temperatura ( ºF) 81

Factor CTL 0.9900 Medida incorrecta Temperatura ( ºF)

Factor CTL 0.9905

CONTRATISTA LOTE No DE TANQUE CAPACIDAD

Bbl

P. Monterríco 11 PM03 262

P. Monterríco XV 5625 507

Saoet VII 1835 2141

Mercantile 111 PV41 4440

GMP 1 1761 8133

Pérez Companc X 37T03 14587

GMP 1 1650 34451

PETROPERU PETROPERU 101 120755

FUENTE: Tablas de cubicación de las compañías petroleras.

VOLUMEN BRUTO VOLUMEN A 60º

F VOLUMEN A 60º

F

Bbl T = 81 ºF T= 80º

F

200 198 198

500 495 495

2000 1980 1981

4000 3960 3962

8000 7920 7924

14000 13860 13867

30000 29700 29715

100000 99000 99050

Tabla No 19

DIFERENCIA DE VOLUMENES OBTENIDOS POR MEDICIONES INCORRECTAS EN EL TIEMPO (Blll)

1 dia

o

o

1

2

4

7

15

50

15 días 1 mes

o

o

15

30

60

105

225

750

1 alío

o o

o o

30 360

60 720

120 1440

210 2520

450 5400

1500 18000

Cuadro comparativo de las diferencias de volumen cuando se tiene una falsa lectura de 0.01 % de agua y sedimentos

Análisis correcto BS&W%=0.05 Factor= 0.9995

Análisis incorrecto BS&W%=0.06

Factor = 0.9994

CONTRATISTA LOTE No TANQUE CAPACIDAD VOLUMEN A 60º

F VOLUMEN VOLUMEN DIFERENCIA DE VOLUMENES OBTENIDOS POR ANALJSIS INCORRECTOS EN EL TIEMPO (Bbl)

Bbl Bbl CON BS&Wo/o: O.OS CON BS&Wo/o: 0.06 1 dia 15 días 1 mes 1 año

P. Monter rico 11 PM03 262 200 200 200 o o o o

P. Monterrico XV 5625 507 500 500 500 o o o o

Sapet VII 1835 2141 2000 1999 1999 o o o o

Mercantile 111 PV41 4440 4000 3998 3998 o o o o

GMP 1 1761 8133 8000 7996 7995 1 15 30 360

Pérez Comoanc X 37T03 14587 14000 13993 13992 1 15 30 360

GMP 1 1650 34451 30000 29985 29982 3 45 90 1080

PETROPERU - 1D1 120755 100000 99950 99940 10 150 300 3600

FUENTE: Tablas de cubicación de las compañías petroleras.

Tabla No20

Figuras

Oº

...

8º

12°

16'

1 ECUADOR

(

�i AL t?;

.--r�-r.:-:-:�·-)

111· 71 º

' 1

\., COLOMBIA l

\� '\

l_, l \ __ ' ) --� ,· !.J\,' 1.�, �--

) AREA 1- .ZONA SUR �1.. I

'"", ' e' �---.

,' / .... , � -�- __./') ,•'' ._, I / I rt

.�>

RAS I L UCEAIIO J

PACIFICO

\ l ;�,(l>

AMERICA DEL SUR

Oº

4º

8º

\ )\--._Í '

o o

MAPA DB. PERU

LOTES DE CONTRATOS DE

OPERACIONES PETROLERAS

100,000. IOOICnl 2001111

7!1º

LEYENDA

c::::J EN COIITRATDS

EN IIEGOCIACIOII

[=:::..J EN PROUDCION

c:J EN PROV.EWILTfCtllCA

- fNl:VAL TEOICA -- OI.EOOUCTO

ARIAS lltlQGlll.ES

e::::) ARIAS PROllGIIAS

75º

Fla. No 1

12°

. ,......__ \ \

71 º

W.Matos

00'

°00'

°00'

z.5

i..

l-4

OCEANO PACIFICO

W.M!ltos

Z-3

81°00' 80°00'

i"'¿ ... .._,,�--

�-_______ /

¡' )

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Cal�t1os ... )

XIII / i ... ··

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\ ' I

Z-6

\, xvu j.1

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-l.....,

Z-781

º

00'

Fia. No 2

AMERICA DEL SUR

PERUPETRO S.A.

AREAS ADJUDICADAS PARA 0PERAO0NES PETROLER AS EN EL NOROESTE DEL PERU

ESCALA ORAFICA �i::01:ti�,.jj10

E:::1,g ..,¡y===::::::33º..,.--40Km

t:::) EN CONTRATOS EN PROMOCION

EN EVALUACION TECNICA

CARRETERAS OLEODUCTO

FEBRERO,2001

4°00'

000'

SISTEMA DE FISCALIZACIÓN NOROESTE

.. ·········

.. ··· -----

�) (J.···/?'

____ _:-...... _ ... ····x••• •

BAT974

XVI

l

111

FIG. 2.1

,• .. ··

XIV

.... ·····

•• •' ZORRIIDS

XII Pl.USPETROL

TANQUE DE FISCALIZACIÓN

D UNIDAD LACT

1:1 REFINERIA

TANQUE DEALMACENAMIENTO

o

1•ZOCALO 21.3 16.4 15.6 19.1

CNOROESTE 24.8 24.6 22.9 23.0 23.7

•sELVA 82.8 73.8 76.8 82.3 84.6 79.7

Fig No 3

PRODUCCION NACIONAL DE GAS NATURAL 1994-2000

45.00,

.,,,./· 40.00

/

35.00 //

Jo_oo,

25.00

� /" � 20.00

/,

••oo

r /// 10.00

···f/0.00

CIMMPCD 26.20 25.82 23.96 40.12 33.29

Fig No 4

Cl1AB PLUSPETROL

•v11SAPET

a1x

UNIPETRO

PRODUCCION NACIONAL DE HIDROCARBUROS LIQUIDOS EN EL 2000

•a

PLUSPETROLCllll

MERCANTILE •v

GMP

36%

DZ28 DX PETRO-TECH PEREZ COMPANC

•11 1

PETROLERA MONTERRICO GMP •31-D •31-C

MAPLE-Agua Caliente AGUAYTIA.E.(COND)

Fig No 5

13%

•31-CAGUAYTIA.E.( LGN)

DIV RIO BRAVO

CVI

--1%

--o¾

-0%

0%

0%

-0%

SAPET 031-8

MAPLE-Maquia

4%

-2%

Fig No 6.- Tanque empernado

TAPA WINCHA OE l,IEQiOA DIRECT�

\� � CQRE OEL PRODUCTO J.r!ANHOLE

TU 80 DE REBOSE.

�SCLLO . I ' :,...I _/ __ �_·: 11 =====/====--,----;

/ Techo Exteriorr/

! ¡ 1f'

�� :j I o-:

t:. ?':!VE!... OE!.. r- : ¡ �i 1 F ·J PROOUCTO f --=]'.-==

--� ' - ::.:_ ·-./¡ r-:= � -�- -_...=-__ -_-===¡ ¡:== -_-_- _--=.__� ��-r-

f----:- --· §- --_ t� � ¡ � -- -::::_ - --J

__ -:_--_-__ -_ -- -- ¡---=i1 �- --l, ' --,, -- 1�Techo Interior -"--

C �NI LLO PAR A -- - TU 8 O ---, --------=--===-===- � __,t:::_�L SELLO - +- ?!RA ME.!JIR - ::-S:--....

��-�

1 -::_-_-__ -_------, -=====--=-_:_-__ -_:_--�- -<..:___ .....-: "?A RED�------ 1 ____ ---- - SOPORTE -_-:_ __DEL T .l N QUE ,

______ _::--= _ _::_-=._--:..-::__::-::-= O E L. E CH C.. __ 11

------�--�

---- ----- -----1

111 ?LOMt.C! MEOIOt.------- � ----- DI R �:-;-t..

Fig No 7- Tanque de techo flotante

ruao DE .lr<EOIR

�

SOPORTE DEL

/TECHO

--=--�PRODUCTO--=--

(A)

FLOTANDO COMPLETAMENTE

Fig No 8- Posiciones del techo flotante

TUBO DE . �EDIR\,

SOPORTE OE:.. /TECHO

Q

__ ..:___-_·Rf=---J �----� _. -_-_ ·. -· -1 �--

- - - - -1 - ___ ...., -

{ 8)

FLOTA�OO PARCIALMENTE:

TUBO DE

MECIR

�

SOPORTE" DEL

\ECHO

(e)

O E SC�NS ANDO LI SR f 1-il EN TE

Techo Cono Techo Cúpula

Fig No 9.- Tanques de techo fijo.

-

� =-..

Mango de Madera

�'

��\�\. =--, - . rn, 3 •• \\ -. / ,/,- / ,' 1 ' 0 , , I, I

�' ...... .. ,, ,._. /

, __ J'"\ ,/ , .· , •. �------:·/ �:...--,,

ivl:1nija

Cinta Metálica

Graduada

Plomada Rectangular

Fig No 10.- Equipo utilizado en una medición indirecta.

GRAMPA

SOP0í1TE /

tJE M/\OEll ,; -/

TE llr,,0(,1:: T no

COPA MET/\LICA

Gí1AMPA

Jff. I! -_r_,_J J/I 0.. - Fondo

J 1 /2 ..

Arno><.

1·· _l_ \'==:::::===::;:!____I___ __J_

1--, J/<I .. lq 2�

Fig No 11.- Termómetro de inmersión.

� 1

1

1

1 l: ,: 1,

"- ¡, 11. 1

1 : 1

1

"J(r 1

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1 '

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1

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1

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1 Y�· copper wire -­

ktndle

Copper 'NÍíl! -­

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ll! ¿¡J

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... --;/ ... ___

, 1 ,, -

-- j,, ·--

Bcaker

o

.,

Fig No 12.- Muestreador" Ladrón"

( ')

1 Contenido del Tanque

___ r--

G"---- - -------- ·- -· -- . -----

� T--- Muestra de Tope f :,(--- Muestra Superior

,+. --- !Muestra de Centro 1

-,,,_ ---- l Muestra Inferior -----n- !Salida

--'========

Fig No 13.- Niveles de muestreo en un tanque.

l lidró111c11 o Cn111hi11ado

Gr a vedad ¡\ P 1

Tc1111ó111clro

l.a�lrc de i\lclal

l'u111a Cónica

Fig No 14.-Hidrómetros.

l lidró111clrn Si111plc

·----·· -

1:

{ T

Jr1tlf1r,,Ar I rtn!':

- ', _,, t:11rrnric:1r u, l 1 hHJHJCl

Fig No 15.-Lectura de la gravedad API.

,,---­'

� -:_:-: : ' - � .,,·

-_

.

- .

- - �

MllESTIII\ or11r.J\

/\parcnk

_\ l'ORRECI"/\

--IOOml

--TS

--50

Pa1 te Cónica Lineal

lmL--T""-

23.5mm

1 OrnL

58.5mm

:: 1.0mm

=1.0mrn\\ // � -�---

Linea Interior Fondo

Parle Interna Sccciún Cónica

Fig No 16.-Tubo de prueba cónico.

--100ml

--75

--50

--25

--20

--15

10

==s ===:6 -----=- 5

100cc

---2·

---_J·

---112-

Fig No 17.-Parte extrema inferior de un tubo cónico.

2.0 mL

1 g mL

1 O ni(.

1, ""'--

1 ""'L

1 S mL

1 e ""L

1 ) "'L

1 1 mi..

1 O mL

,., "'l

·----- --, ;;:;:---·J·, ,,,,.

2 mL

10 ,.,L

01, mL

Z•,u

MEOICIOM Y FISCALIZACION DE PETROLEO CRUDO

� HCT

� LCT

O DEL TANQUE

iendo producción de campo D no de recibir producción campo D

A INICIAL LV (despues de reposo) 0 IDA FINAL LV (termino de lransl,,,ir a Tq.) D

Bombeando a Refineria D Tr;rnsfiriendo a Tanque D

CION (POR AFORO)

NIVEL DE CRUDO PULG. D/0(*) PIES

AGUA PULG. DIO(*)

0200 000100

N° de BOLETA : 0 0 .J.

LUGAR �Si/JC/ON 9'14'- Ot2G/JNof Suj

Inicio a desayu;ir

TNmino de dcs:iy11:1r

D D

Termino tra;1sfercncia ;i Refinería (MEDID/\ INICIAL LI) D

D D D

COMPRA (MEDIDA FINAL LI)

TEMPERATURA DE l /\NQUE GRADOS FARENll[IT

TOPE CENTRO FONDO

8 (i> 8 5

FECHA DE MEDIDA DIA MES AÑO

o 0 o 9 o O

r---,---

HORA MIii_ �

111. FISCALIZACION0930�

API MUESTRA REPRESENTATIVA

TEMP. ¾BSW PTB

GRAV EDAD API FACTOR DE A 60 ºF CORRECCION VOLUMEN

3 8 3 8 2 O o 2 O 5 O 3ró,, 7 o. 98711

IV. OBSERVACIONES

V

.FCD/JCTS-DIC/97.

l/4¿�L1�1>€ FNT/'2,/Ju.4

i/,,wu/-1 Z>E S"l!ltlMJ

V,,,¿uuL/J "1>€ :D12e,.,,� I: 211

TANQUE Nº . [§HP O Q.J_ _]

Fig No 18

VOL UMEN NETO

953 Bb/

...__-,. J- , ...

1Jiscos1ty, µ. (centipo1se)

> 100J

100

JO

10

J

10 JO 100 JOO 1 .COO J.000 10.000 J0.000 100.000

Ffow r2(e. O (gailons oer m,nu¡e)

Fig No 19- Guia practica para seleccionar un tipo de medidor

2

4

CAMARA I.IEOtDORA

Fig No 20.- Elementos de medicion interna de un medidor de desplaz.amiento positivo

Engranaje del Calibrador

----

Em paqucta<lur:1

del Cuello

1::ngranaje

Fig No 21.-Accesorios móviles de un medidor de turbina

---Calibrador

[je l11tcr111cdio

Engranaje

Ensamblaje

Receptor de Pulsos

Caja

Ensalllblaje

Interior

Transductor

Tubo

-.1

ele e111puje

Anterior Estalor

Fig No 22.- Partes principales de un medidor de turbina

Aro de Roto,

n

L= Longitud Toral(� 10D)

;\: Longitud Anterior (2D - JD)

B: Longitud Enderezador de Flujo (2D - JD)

C= Longirud Posterior(� 5D)

D= Diámetro Nominal del f\1edidor

n= # de Tubos o Venas(� 4)

d= Diámetro Nominal de los Tubos (Bid � 1 O)

Fig No 23- Enderezadores de flujo

A a

@

� Flow

�

� Flow

L

e

. ,

)' o

'"

�

:,.

z:l

),

o

' .,

�

CONTROL

REPORTE FECHA

248 23-Nov-00

249 23-Nov-00

250 23-Nov-0O

251 24-Nov-00

252 25-Nov-00

253 26-Nov-00

254 27-Nov-OO

255 28-Nov-00

256 29-Nov-00

257 1 30-Nov-00

258 01-Dic-00

259 02-Dic-00

260 03-Oic-00

261 04-Dic-00

262 05-Dic-00

263 06-Dic-00

264 07-Dic-00

265 08-Dic-00

266 09-Dic-00

267 10-Dic-00

268 11-Oic-00

269 12-Dic-00

270 13-Dic-00

271 14-Dic-00

272 14-Dic-00

INº PRUEBAS

: FACTOR PROMEDIO

jDESVIACION ESTANCAR

DESVIACION MAXIMA DESVIACION MINIMA

CARTA DE CONTROL DEL MEDIDOR Nº 1, DE LA UNIDAD LACT DE

FACTOR

1.0043

1.0041

1.0042

1.0041

1.0049

1.0046

1.0047

1.0047

1.0047

1.0047

1.0046

1.0044

1.0046

1.0044

1.0045

1.0044

1 0044

1.0048

1 0048

1.0049

1.0049

1.0048

1.0047

1.0047

1.0045

25

1.0046

0.000239

1.0053

1.0039

o

w

..J w

o

PEREZ COMPANC - LOTE X ---

1.0055 ,--------------------------------�

1.0050

• • •

1.0045

1 0040

1.0035 .__ ______________________________ ....

248 249 250 251 252 253 254 255 256 257 258 259 260 261 262 263 264 265 266 267 268 269 270 271 272

No REPORTE

Fig No 24

MAXIMO

1.0053

PROMEDIO

1.0046

MINIMO

1.0039

SAPET I>E'VELOPMENT PERU, INC. LOTE VII/LOTE VI - EX - LOTE VI

DAILY REPORT Comput.er ID

!) : 20/Q5,n)1 T íme : 05: 00: 00 Hep,.:)rt Number ·

p1 t lt : 1 Product IV : Table Selected : Table B

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Cl

Cl

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11

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Gross ( I \� .) BBL Ne t. ( G::�\f.) BBL Masa LBS

g Gross("IV.>BBL

g Net.(GSV.> BBL

g lias.s LBS

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ng Net(GSV) BBL

ng tfass LBS

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44EI02HH51

1554�1a1 1520875

44B02f!fJ51

FLOW WEIGHTED AVERAGES : ature I>eg. F . 1)

ure PSIG rv .@ tiO Deg.F rv.@ 60 De.g.F

Factor

tor Pulses/BBL

d in Net(GSV)

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.0000

.0001)

. 0000 .00

YES

B)

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E DEL VOLUMEN POR :t; BSW

410:.:1

aH65 1170701

1sr,a122 16045a5

47245t,608

16t,7B25 1Ei0fl500

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H6.7 tiO .1

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.Hf.175 1. oooa

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YES

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410a aH65

1170701

�120f.165�1 �1125410

�l204Bf.540

:::1212756 :::112::,a15

:=n1Eit,Ei240

95G3 BL:3.

Signature Date Gompanlr Represen ted

Pti-049

for PERlJPE1

for 1-'ETROI'E

for SAPET

FIG No 25

Vaivula Principal Blo4ue0

\lanómetros y Venteadorcs

Válvulas de 4 vias

Válvula de Ent(ada e ontador del

\kdidor

Línea Continua Flujo Derecha a Izquierda

Línea Punteada Flujo Izquierda a Derecha

Fig No 26- Partes de un probador bidireccional.

Probador

Detector Pulsos

T ermometros

\ 1edidor

de Pui sos \lcdijor

� Corriente Eléctrica

e ont::dor de Pulsos Probador

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C-1

OAIA

GENERAL PURPOSE METEíl PílOVING llEPOílT

FOíl USE WITH PIPE PílOVEílS

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DATA

n-rc lvl Gí\t\'1111' �.r((líl( Gl\t\VW< n v rn(S5

C lCUU.TIQIIS

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11(<:TED OV(ll

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IAC!Oll

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--------------------·---·-·---------------------

OAI(: ________ .. __________ _ Fig No 28.- Formato para la prueba del medidor de la U. LACT

U�E ron CCIIS I AJ/T n1Essun( AfTt1r..-,.1x.•,::;

cc•.ir-An·f n(1·,H::;r111ro

------_-·------_-- ·--_-__ -1 ____ ¡·-

Recll!·:t 1Jr

Tapon IC"

Purgador

Reductor 1,'2" X 1/- J "

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Fig No 30.- Partes de un Medidor de Orificio.

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l'rcsión tkspués de

Tubería d<.: ll1011cl

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Bnda de Ori ti ci o Rt:dt1c1or

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Tub<:ria tlt.: ílronce 1 / .:¡ ..

:1-kdidor de Orificio

Termómetro 1 ;1pu11 1:2·· . / (1ermo - well)

í� �

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Rédl!C(()I

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ivlínima Longitud tramo recto

, expresado

en ·

diámetro nominal dela tubería

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_j Pla10 de Orificio

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15

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20

IS

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5

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Factor ·diámetro orificio/ diámetro interno tubos

Fig No 31- Longitud de un tramo recto.

AJUSTE DEL

HO!ITI..JE. DEL RlSOl<.IE

AIU\NDl:LA DE COIIECCIOII GUIA C EIIT i\Al.

Fig No 32.- Medidor de fuelle.

LLErl,.liO

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CO�!P :.115 .•.COR

TU�O ROSC.;OO l, ',"

fUELLf. __ ll_E -�IA PRES!OII

Fig. No 33.- Carta estándar

Fig No 34- Muestreador de tubo recto

Diafragm_a

Varilla de Conexión

Asiento (reducción de presión)

Fig No 35.- Muestreador regulado

Tomillo regulador de Presión

Resorte

Resistencia Térmica

Gas dd i\ 1 ue:.rreador

Válvula de lm·ección d..: Gas

---- 1----- S,ilida del Gas

CRO,\I.\TOGR.-\ f-0

1-�·'YYf' YYl ,_I¡

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COLL_::\INA

oven

Det:.ect:.o:::

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1----1 REGISTRADOR 1 PC

t-! :i. ero Pre, e es sor

IMPRESORA

1 - ---- -- · --------------------···- ·· ------ --·-- ---------- -------------------- -------·--------- -- ---------- --- ---------

! Fig No 36.- Diagrama de Flujo de un Cromatógrafo de gases

1. - - . . -- - --------------- -· .. .. -· - - -- ----- ----- - -- ------ -- ... ---------- ---------- ··-. - -------------

Inyección

Murra

Válvula

Inyectora

Muestrcador

Fig No 37.- Columna cromatográfica.

CH4

mna

Í .,

Registrador

Detector

TIEMPO P. DIFERENCIAL

HR PULG AGUA

7.00 31.4

8.00 28.8

9.00 34.3

10.00 33.4

11.00 36.6

12.00 36.9

13.00 37.4

14.00 35.6

15.00 34.8

16.00 34.3

17.00 33.5

18.00 27 9

19.00 31 1

20.00 35.0

21.00 32.0

22.00 34.6

2 3.00 35.6

0.00 35.2

1.00 29.4

2.00 28.1

3.00 29.7

4.00 27.6

5.00 29.9

6.00 26.9

PROMEDIOS 32.5

DIARIOS

P. ESTATICA

PSIG

285

288

287

284

289

288

285

284

284

282

281

279

282

283

282

282

282

281

282

292

288

290

290

286

285

REPORTE DEL SOLAR FLOW

PLANTA PARIÑAS

TEMPERATURA VOLUMEN

º F MPCH

65 600 540

71 574.493

81 615.575

92 594.632

102 619 118

108 617. 769

108 618.333

108 602.655

104 599.119

99 593.962

95 591.169

87 541.375

75 582.342

70 627.426

68 603.345

67 524 344

66 636.468

66 631.900

65 576.512

65 572.718

65 587.601

64 568.738

64 593.847

64 558.497

80 14332.478

BTU / PC GRAVEDAD

ESPECIFICA

1195.69 0.68060

1204.68 O 68580

1212.86 0.69130

1232.30 O 70440

1221.25 0.69700

1224.84 0.69950

1225.09 0.69900

1224.06 0.69880

1221.10 0.69700

1228.81 0.70190

1214.96 0.69290

1213.48 0.69230

1209.47 0.69070

1194.37 0.67950

1195.63 0.68020

1194 13 0.67920

1193.20 0.67850

1195 01 0.67950

1196.55 0.68010

1197 66 0.68020

1193.89 0.6791 O

1193.85 0.67900

1192.60 0.67870

1196.70 0.68240

1207.17 0.6878

Fig No 38.- Reporte del volumen de gas emitido por el Medidor Solar Flow

VOLUMEN

ACUMULADO (MPC)

600.540

1175 033

1790.608

2385.240

3004.358

3622.127

4240.460

4843.115

5442.234

6036.196

6627.365

7168.740

7751.082

8378.508

8981 853

96°06 197

10242.665

10874.565

11451.077

12023.795

12611.396

13180.134

13773.981

14332.478

14332.478

REPORTE DE CALIBRACION DE INSTRUMENTOS

MEDIDORES DE PRESION DIFERENCIAL

Servicio: Lugar: Fecha:

Hora:

Lecturas

1.- Flujo Actual

P. Estatica P. Diferencial

Medidor Barton de PETROTECH Punto de Fiscalizacion "Planta Paril'las"

25/01/01 9.00a.m.

N.L.RANGO

Psig in H20

500PSIG 100 "H20''

25�,

2.- Antes de la Calibración

P. Estatica ( Psig)

P. Diferencial ( In H20)

3.- Oespues de la Calibración

P. Estatica ( Psig)

P. Diferencial ( In H20)

4.- Flujo Final

P. Estatica P. Diferencial

Psig in H20

Ref. o

100200300 400 500

o10 2030 40 50

Ref. o

100 200 300400 500

o10 20 304050

-295

195300400 500

o9

19 29 39 49

o100 200 300 400 500

o

10 20 304050

COMENTARIOS : MEDIDOR EN SERVICIO - 11.10 a.m.

Fig No 39

.EII---------607080

90100

59 6980 90

100

.El�----------, 60708090

100

60

708090

100

Fotos

Foto No 1 Punto de Fiscalización de crudo de GMP - Lote 1 Tanques 1650 y 1761. Patio Tanques Tablazo

Foto No 2 Punto de Fiscalización de crudo de Pérez Companc - Lote X Unidad LACT - Planta de Tratamiento Carrizo

Foto No 3 Punto de Fiscalización de crudo de Petro-tech - Lote Z-2B Unidad LACT - Patio Tanques Tablazo

Foto No 4 Punto de Fiscalización de gas de Petro-tech - Lote Z-2B Solar Flow. Planta Pariñas.

Foto No 5 Medición del nivel de agua Foto No 6 Marca del nivel de agua

Foto No 7 Medida del Nivel de Líquido.

Foto No 8 Medida de la Temperatura

Foto No 9 Recolección de una muestra de crudo

Foto No 10 Gravedad API

Foto No 11 Equipos utilizados en el análisis de Agua y sedimentos ( Cetrífuga, baño térmico y tubos cónicos)

Foto No 12 Salinómetro digital y convencional.

Foto No 13 Muestreador automático.

Foto No 14 Medidor de desplazamiento positivo

Foto No 15 Medidor de Turbina

Foto No 16 Panel de control de la Unidad Lact computarizada.

Foto No 17 Panel de control de la Unidad Lact no computarizada.

Foto No 18 Desplazador esférico

Foto No 19 Brida de orificio

Foto No 20 Equipo integrador

-

_j

•

......

Foto No 21 Cromatógrafo de gases

Foto No 22 Calibración de la presión estática Foto No 23. Calibración de la presión diferencial