UNIVERSIDAD TECNOLÓGICA EQUINOCCIALrepositorio.ute.edu.ec/bitstream/123456789/5949/1/41800_1.pdfii universidad tecnolÓgica equinoccial facultad de ciencias de la ingenierÍa carrera

I

II

UNIVERSIDAD TECNOLÓGICA EQUINOCCIAL

FACULTAD DE CIENCIAS DE LA INGENIERÍA

CARRERA DE TECNOLOGÍA DE PETRÓLEOS

TEMA: “ANÁLISIS COMPARATIVO ENTRE MEDIDORES DE TIPO

TURBINA Y DESPLAZAMIENTO POSITIVO, PARA JUSTIFICAR EL

CAMBIO DE LOS ACTUALES MEDIDORES VOLUMÉTRICOS DE CRUDO,

MEDIANTE UNA DESCRIPCIÓN DETALLADA DE LOS MISMOS EN LA

ESTACIÓN AGIP OIL – BAEZA. PERIODO MARZO 2010 – JUNIO 2010”

TESIS DE GRADO PREVIA LA OBTENCIÓN DEL TÍTULO DE

TECNÓLOGO DE PETRÓLEOS

AUTOR: ANDRÉS SEBASTIÁN MENDOZA LUDEÑA

DIRECTOR DE TESIS: ING. FAUSTO RAMOS AGUIRRE

QUITO – ECUADOR

Julio 2010

III

DECLARACIÓN

Del contenido del presente trabajo se responsabiliza el autor.

________________________________

ANDRÉS SEBASTIÁN MENDOZA LUDEÑA

C.I. 1716044159

IV

CERTIFICACIÓN DEL DIRECTOR

Quito, 10 Agosto de 2010

Señor Ingeniero

Jorge Viteri M. M.Sc. MBA

Decano de la Facultad de Ciencias de la Ingeniería

Universidad Tecnológica Equinoccial

Presente

Señor Decano

Por medio de la presente informo a Ud. Que la Tesis titulada ―ANÁLISIS COMPARATIVO

ENTRE MEDIDORES DE TIPO TURBINA Y DESPLAZAMIENTO POSITIVO, PARA

JUSTIFICAR El. CAMBIO DE LOS ACTUALES MEDIDORES VOLUMÉTRICOS DE

CRUDO, MEDIANTE UNA DESCRIPCIÓN DETALLADA DE LOS MISMOS EN LA

ESTACIÓN AGIP OIL — BAEZA. PERIODO MARZO 2010— JUNIO 2010, desarrollada por

el Sr. Andrés Sebastián Mendoza Ludeña, previa a la obtención del título de Tecnólogo de

Petróleos, ha sido concluida bajo mi dirección y tutoría.

El Sr. Decano dispondrá el trámite correspondiente para a calificación y defensa.

Atentamente,

V

CERTIFICADO DE LA EMPRESA

VI

AGRADECIMIENTO

Mi mayor agradecimiento a mi profesor y amigo Ingeniero Fausto Ramos, que sin su

ayuda este estudio no se hubiese podido llevar a cabo, y ha sido un excelente apoyo en

la elaboración de esta tesis. De igual manera a la Universidad Tecnológica Equinoccial

por brindarme los conocimientos necesarios para desarrollarme como profesional.

También a la empresa AGIP OIL ECUADOR que con su consentimiento y apertura han

permitido que este estudio se desarrolle de la mejor manera.

Andrés Sebastián Mendoza Ludeña

VII

DEDICATORIA

Dedico la presente tesis a mis Padres por los que siento mucho cariño y admiración, y

que con su apoyo y dedicación han hecho de mí una persona de bien.

También a mis hermanos, de los que he aprendido mucho y a los que quiero mucho.

Y a mis familiares y amigos por la confianza y el afecto que siempre me demuestran.

Andrés Sebastián Mendoza Ludeña

VIII

ÍNDICE GENERAL

CARÁTULA ...................................................................................................................... I

DECLARACIÓN ............................................................................................................ III

CERTIFICACIÓN DEL DIRECTOR ............................................................................ IV

CERTIFICADO DE LA EMPRESA ............................................................................... V

AGRADECIMIENTO .................................................................................................... VI

DEDICATORIA ........................................................................................................... VII

ÍNDICE GENERAL..................................................................................................... VIII

ÍNDICE DE CONTENIDO............................................................................................. IX

ÍNDICE DE FIGURAS ................................................................................................. XV

ÍNDICE DE IMÁGENES ............................................................................................ XVI

ÍNDICE DE ECUACIONES .................................................................................... XVIII

ÍNDICE DE TABLAS ................................................................................................. XIX

ÍNDICE DE ANEXOS ................................................................................................. XIX

RESUMEN .................................................................................................................... XX

SUMMARY ............................................................................................................... XXII

IX

ÍNDICE DE CONTENIDO

CAPÍTULO I ..................................................................................................................... 1

1. INTRODUCCIÓN ........................................................................................................ 1

1.1 Formulación ............................................................................................................ 2

1.2 Justificación............................................................................................................. 2

1.3 Objetivos ................................................................................................................. 4

1.3.1 Objetivo General .............................................................................................. 4

1.3.2 Objetivos Específicos ....................................................................................... 4

1.4 Metodología ............................................................................................................ 5

1.4.1 Métodos de investigación ................................................................................. 5

1.4.2 Técnicas de investigación ................................................................................ 6

1.5 Hipótesis .................................................................................................................. 6

1.5.1 Hipótesis General ............................................................................................. 6

1.5.2 Hipótesis Específicas ....................................................................................... 6

1.6 Variables ................................................................................................................. 7

1.6.1 Variable dependiente ........................................................................................ 7

1.6.2 Variable independiente .................................................................................... 7

1.6.3 Variable interviniente ....................................................................................... 8

CAPÍTULO II ................................................................................................................... 9

2. MARCO TEÓRICO ...................................................................................................... 9

2.1 Antecedentes ........................................................................................................... 9

2.2 Actores intervinientes en las Operaciones de la Estación ..................................... 11

2.2.1 Ministerio de Recursos Naturales No Renovables ......................................... 11

X

2.2.2 Dirección Nacional de Hidrocarburos ............................................................ 12

2.2.3 E.P. Petroecuador ........................................................................................... 14

2.2.4 AGIP OIL Ecuador ........................................................................................ 15

2.2.5 Verificadora Independiente de la Universidad Central del Ecuador .............. 16

2.2.6 Sote (Sistema de Oleoducto Trans – Ecuatoriano) ........................................ 20

2.2.7 Partes principales dentro de la Estación AGIP OIL Baeza ............................ 21

2.2.7.1 Unidad de Bombeo .................................................................................. 21

2.2.7.2 Unidad LACT o de Transferencia de Custodia ....................................... 22

2.2.7.2.1 Definición de Transferencia de Custodia ......................................... 23

2.2.7.3 Equipos o Partes de una Unidad de Medición LACT ............................. 25

2.2.7.3.1 Sampler – Toma Muestras ............................................................... 25

2.2.7.3.2 Strainer – Filtro ................................................................................ 27

2.2.7.3.3 Laminadores de Flujo 8x6 ................................................................ 28

2.2.7.3.4 Transmisores e indicadores de presión y temperatura ..................... 30

2.2.7.3.5 Medidores Volumétricos de Flujo – Tipo Turbina Faure Herman Tzn

(Norma API –mpms Capítulo 5 Sección 3 Measurement Of Liquid

Hydrocarbons By Turbine Meters) ................................................................. 32

2.2.7.3.6 Probador de Medidores .................................................................... 35

2.2.7.4 Válvula de Cuatro Vías ........................................................................... 38

2.2.7.4.1 Pig Catcher ....................................................................................... 38

2.2.7.4.2 Válvula de Seguridad ....................................................................... 39

2.2.7.5 Cuarto de Control .................................................................................... 40

2.2.7.5.1 Sistema Scada................................................................................... 40

2.2.7.5.2 Computadores de Flujo Omni .......................................................... 42

XI

2.2.7.6 Unidad de Abastecimiento Eléctrico y Comunicaciones ........................ 43

2.2.7.6.1 Generadores Eléctricos..................................................................... 43

2.2.7.6.2 Comunicaciones ............................................................................... 43

2.2.7.7 Unidad de Compresión de Aire ............................................................... 44

2.2.7.8 Laboratorio de Control de Calidad del crudo .......................................... 44

2.2.7.8.1 Ensayos que se realizan en el crudo y sus respectivas Normas ....... 45

2.2.7.8.1.1 Análisis de la Gravedad API ASTM – D1298 .......................... 46

2.2.7.8.1.2 Análisis del contenido de agua por destilación ASTM - D4006

..................................................................................................................... 46

2.2.7.8.1.3 Análisis del contenido de sedimentos ASTM – D473 .............. 46

2.2.7.8.1.4 Análisis de viscosidad ASTM-D445 ......................................... 47

2.2.7.8.1.5 Análisis del contenido de azufre ASTM D-4294 ...................... 47

2.2.7.9 Unidad de almacenamiento ..................................................................... 47

2.2.7.10 Unidad de control de incendios ............................................................. 48

2.2.7.11 Unidad de control de derrames ............................................................. 50

2.2.7.12 Planta de tratamiento de aguas negras y grises ..................................... 50

2.3 Cálculo del factor del medidor (Meter Factor) (Mf) ............................................. 51

2.4 Medición dinámica del flujo ................................................................................. 54

2.4.1 Principales tipos de Medidores de flujo ......................................................... 55

2.4.1.1 Medidor volumétrico – tipo Turbina ....................................................... 56

2.4.1.2 Medidor volumétrico de Desplazamiento Positivo ................................ 58

2.4.1.3 Medidor volumétrico tipo Ultrasónico .................................................... 60

2.4.1.4 Medidor másico tipo Coriolis.................................................................. 62

2.4.2 Consideraciones básicas para todos los medidores de flujo........................... 63

XII

2.4.2.1 El Fluido .................................................................................................. 64

2.4.2.2 Fase Simple ............................................................................................. 64

2.4.2.3 Fluidos No Estándares ............................................................................ 65

2.4.2.4 Fluidos Pulsantes ..................................................................................... 66

2.4.2.5 Limitaciones Físicas ................................................................................ 67

2.4.2.6 Gases Condensados ................................................................................. 67

2.4.2.7 Líquidos Críticos ..................................................................................... 67

CAPÍTULO III ................................................................................................................ 69

3. ANÁLISIS TÉCNICO COMPARATIVO ENTRE EL MEDIDOR DE TIPO

TURBINA Y EL DE DESPLAZAMIENTO POSITIVO ............................................... 69

3.1 Medidor de tipo Turbina ...................................................................................... 70

3.1.1 Factores que afectan la precisión ................................................................... 71

3.1.2 Instalación típica del medidor tipo Turbina ................................................... 88

3.1.3 Especificaciones técnicas del fabricante del medidor tipo Turbina Faure

Herman Tzn ............................................................................................................. 89

3.1.4 Condiciones de operación de los medidores tipo Turbina en la Estación AGIP

OIL Baeza ............................................................................................................... 90

3.1.6 Ventajas y desventajas del medidor tipo Turbina .......................................... 95

3.1.6.1 Ventajas ................................................................................................... 95

3.1.6.2 Desventajas ............................................................................................. 95

3.2 Medidor de Desplazamiento Positivo ................................................................... 96

3.2.1 Factores que afectan la precisión ................................................................... 97

3.2.2 Instalación típica del medidor de Desplazamiento Positivo .......................... 98

XIII

3.2.3 Especificaciones técnicas del fabricante ...................................................... 100

3.2.5 Ventajas y desventajas del medidor de Desplazamiento Positivo ............... 110

3.2.5.1 Ventajas ................................................................................................. 110

3.2.5.2 Desventajas ........................................................................................... 111

CAPÍTULO IV .............................................................................................................. 112

4. INVESTIGACIÓN DE CAMPO - ESTACIÓN AGIP OIL BAEZA ....................... 112

4.1 Condiciones del fluido y flujo e interpretación en la curva de la Norma API –

Mpms Capítulo 5 Sección 1 ...................................................................................... 113

4.2 Cálculo y tabla del número de Reynolds para algunos días y flujos de 600, 1500,

2000 BPH .................................................................................................................. 116

4.3 Interpretación de la curva universal de rendimiento de medidores de Turbina, la

relación con el número de Reynolds calculado y el tipo de flujo ............................. 118

4.4 Determinación de las presiones de trabajo en la estación y su relación con la

presión de vapor del crudo ........................................................................................ 122

4.5 Otras variables independientes que inciden en la operación del medidor de tipo

Turbina y causen el desplazamiento de la relación entre la velocidad del líquido y la

del rotor ..................................................................................................................... 123

4.6 Factor económico en el cambio de los medidores de Turbina por los de

Desplazamiento Positivo ........................................................................................... 131

XIV

CAPÍTULO V ............................................................................................................... 132

5. JUSTIFICACIÓN ESTADÍSTICA DEL CAMBIO DE LOS MEDIDORES TIPO

TURBINA POR LOS DE DESPLAZAMIENTO POSITIVO ..................................... 132

5.1 Control estadístico según la norma API MPMS Capítulo 13 Sección 2 ............. 132

5.1.1 Procedimiento para el control estadístico según la norma API Mpms ........ 133

5.1.2 Límites de control ........................................................................................ 136

5.1.3 Criterios de aceptación del factor de medición MF ..................................... 137

5.2 Control estadístico para los medidores tipo Turbina en la Estación AGIP OIL

Baeza ......................................................................................................................... 138

CAPÍTULO VI .............................................................................................................. 144

6. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES ........................................................ 144

6.1 Conclusiones ....................................................................................................... 144

6.2 Recomendaciones ................................................................................................ 147

BIBLIOGRAFÍA GENERAL ....................................................................................... 144

GLOSARIO .................................................................................................................. 151

ANEXOS ...................................................................................................................... 151

XV

ÍNDICE DE FIGURAS

FIGURA 1. Partes principales de una Unidad LACT ..................................................... 23

FIGURA 2. Tubos enderezadores de flujo en la sección aguas arriba del medidor ....... 29

FIGURA 3. Medidor volumétrico tipo Turbina helicoidal ............................................. 56

FIGURA 4. Medidor volumétrico de Desplazamiento Positivo ..................................... 59

FIGURA 5. Medidor volumétrico ultrasónico ................................................................ 60

FIGURA 6. Medidor volumétrico ultrasónico ................................................................ 62

FIGURA 7. Medidor con turbina .................................................................................... 71

FIGURA 8. Condiciones que influyen en la precisión de medición ............................... 72

FIGURA 9. Curva universal de rendimiento de medidores de Turbina ......................... 76

FIGURA 10. Velocidad del rotor y del líquido en un medidor de Turbina. ................... 79

FIGURA 11. Sección aguas arriba y aguas abajo en un medidor de Turbina. ............... 80

FIGURA 12. Distorsión del perfil de velocidad ............................................................. 81

FIGURA 13. Conjunto de condiciones de flujo utilizando elementos enderezadores de

acuerdo a Norma API – MPMS Capítulo 5 Seccion 3 .................................................... 82

FIGURA 14. Efecto del Remolino del líquido................................................................ 85

FIGURA 15. Rotor Flotante – Medidor de Turbina Serie Sentry de Smith Meter ......... 86

FIGURA 16. Diagrama Esquemático de una instalación típica de Medidores de Turbina.

......................................................................................................................................... 88

FIGURA 30. Principio de operación de un medidor de Desplazamiento Positivo ......... 97

FIGURA 18. Típico arreglo de una estación de medición con 3 medidores de

Desplazamiento Positivo ................................................................................................. 99

FIGURA 19. Principio de operación medidor PD primera etapa ................................. 101

XVI

FIGURA 20. Principio de operación medidor PD segunda etapa ................................. 101

FIGURA 21. Principio de operación medidor PD tercera etapa ................................... 102

FIGURA 22. Principio de operación medidor PD cuarta etapa .................................... 103

FIGURA 23. Medidor de Turbina vs Desplazamiento Positivo (Norma API – MPMS

Capítulo 5 Sección 1) .................................................................................................... 115

FIGURA 24. Curva Universal de Rendimiento de Medidores de Turbina ................... 119

FIGURA 25. Velocidad del rotor y del líquido en un medidor de Turbina. ................. 123

FIGURA 26. Conjunto de condiciones de flujo utilizando elementos enderezadores de

acuerdo a Norma API – MPMS Capítulo 5 Seccion 3 .................................................. 124

ÍNDICE DE IMÁGENES

IMAGEN 1. Bombas de transferencia tipo Desplazamiento Positivo ............................ 22

IMAGEN 2. Sampler o toma muestras ........................................................................... 26

IMAGEN 3. Strainer o filtro ........................................................................................... 28

IMAGEN 4. Tubos enderezadores de flujo..................................................................... 29

IMAGEN 5. Transmisor e indicador de presión ............................................................. 30

IMAGEN 6. Transmisor e indicador digital de presión .................................................. 31

IMAGEN 7. Transmisor e indicador de temperatura ...................................................... 31

IMAGEN 8. Transmisor e indicador digital de temperatura........................................... 32

IMAGEN 9. Medidor de flujo volumétrico tipo Turbina Faure Herman (FE410 A, B). 34

IMAGEN 10. Banco de medidores tipo Turbina Faure Herman .................................... 35

IMAGEN 11. Probador o prover ..................................................................................... 37

IMAGEN 12. Bola flexible ............................................................................................. 37

XVII

IMAGEN 13. Válvula de cuatro vías .............................................................................. 38

IMAGEN 14. Pig catcher o recogedor del chancho ........................................................ 39

IMAGEN 15. Válvula de seguridad ................................................................................ 40

IMAGEN 16. Cuarto de control automatizado con sistema SCADA ............................. 41

IMAGEN 17. Computadora de flujo OMNI ................................................................... 42

IMAGEN 18. Generadores eléctricos ............................................................................. 43

IMAGEN 19. Compresores de aire A, B ........................................................................ 44

IMAGEN 20. Laboratorio de control de calidad ............................................................ 45

IMAGEN 21. Tanques de techo fijo para almacenamiento de crudo ............................. 48

IMAGEN 22. Bombas y piscina API para contrarrestar incendios ................................ 49

IMAGEN 23. Extinguidor manual .................................................................................. 49

IMAGEN 24. Piscina API ............................................................................................... 50

IMAGEN 25. Planta de tratamiento de aguas negras y grises ........................................ 51

IMAGEN 26. Condiciones físico químicas de los crudos en Estación Baeza – Abril

2010 ................................................................................................................................. 91

IMAGEN 27. Condiciones de operación medidor A ...................................................... 92

IMAGEN 28. Condiciones de operación medidor B ...................................................... 93

IMAGEN 29. Condiciones de operación medidor C ...................................................... 94

IMAGEN 30. Ensayo fisicoquímico del crudo en la Estación Baeza ........................... 114

IMAGEN 31. Carta de control del medidor A .............................................................. 141

IMAGEN 32. Acta de suspensión de la operación del medidor C................................ 143

XVIII

ÍNDICE DE ECUACIONES

ECUACIÓN 1. Ecuación de la viscosidad cinemática ................................................. 156

ECUACIÓN 2. Ecuación clásica de continuidad ............................................................ 33

ECUACIÓN 3. Factor del medidor MF .......................................................................... 52

ECUACIÓN 4. Modelo para calcular el Factor del Medidor ......................................... 52

ECUACIÓN 5. Velocidad del fluido en Medidores Ultrasónicos .................................. 61

ECUACIÓN 6. Fórmula para calcular el Número de Reynolds ..................................... 75

ECUACIÓN 7. Fórmula para calcular la longitud de tubería aguas arriba del medidor 83

ECUACIÓN 8. Fórmula para mantener constante la curva de TRD (y la caida de presion

del medidor) .................................................................................................................... 87

ECUACIÓN 9. Fórmula para calcular el Numero de Reynolds ................................... 117

ECUACIÓN 10. Fórmula para mantener constante la curva de TRD (y la caída de presion

del medidor) .................................................................................................................. 126

ECUACIÓN 11. Promedio aritmético para un grupo de valores MF del medidor. ...... 133

ECUACIÓN 12. Desviación estándar para un grupo de valores MF del

medidor. ........................................................................................................................ 134

ECUACIÓN 13. Límite de alarma superior para un grupo de valores MF del

medidor. ........................................................................................................................ 134

ECUACIÓN 14. Límite de alarma inferior para un grupo de valores MF del

medidor. ........................................................................................................................ 134

ECUACIÓN 15. Límite de control superior para un grupo de valores MF del

medidor. ........................................................................................................................ 135

XIX

ECUACIÓN 16. Límite de control inferior para un grupo de valores MF del

medidor. ........................................................................................................................ 135

ÍNDICE DE TABLAS

TABLA 1. Tabla del número de Reynolds para diferentes caudales ............................ 117

TABLA 2. Tabla de la capacidad nominal para mantener la curva TRD con la densidad

del crudo en Baeza ........................................................................................................ 130

TABLA 3. Niveles de control estadístico ..................................................................... 136

TABLA 4. Desviaciones del factor MF del medidor A ................................................ 138

TABLA 5. Desviaciones del factor MF del medidor B ................................................ 139

TABLA 6. Desviaciones del factor MF del medidor C ................................................ 140

ÍNDICE DE ANEXOS

Anexo 1. Norma API - MPMS Capítulo 13 ―Statistical Aspects Of Measuring And

Sampling‖ Sección 2 ―Statistical Methods Of Evaluating Meter Proving Data‖ Numeral

13.2.6.1 .......................................................................................................................... 157

Anexo 2. Acuerdo Ministerial 014 - Reglamento para el transporte de crudo por el

SOTE ............................................................................................................................. 158

Anexo 3. Ficha técnica de los medidores de Turbina Faure Herman Tzn .................... 163

Anexo 4. Boletín técnico del medidor de Desplazamiento Positivo Smith Meter E3 .. 171

Anexo 5. Boletín técnico del medidor de Desplazamiento Positivo Smith Meter G6 .. 175

XX

RESUMEN

En el presente estudio se describen las principales partes que componen una unidad

LACT (Lease Automatic Custody Transfer), haciendo énfasis en los medidores

volumétricos tipo Turbina que se encuentran instalados en la estación Baeza, de esta

manera concluir que los medidores de Desplazamiento Positivo son los que deben

realizar la contabilización del crudo proveniente del oriente ecuatoriano (sector

Sarayacu – sector Villano) y que llega a la estación. El análisis técnico comparativo

entre estos dos medidores de flujo es el que justifica el cambio que debe llevarse a cabo,

debido a que las propiedades fisicoquímicas del crudo en Baeza no están dentro de las

especificaciones técnicas que da el fabricante del medidor de Turbina.

Adicional a esto se realizó una investigación de campo, donde se obtuvo datos oficiales

de laboratorio como viscosidad, densidad API, %BSW, %S, etc., también datos de

diseño de la unidad LACT, calibraciones y certificaciones de los equipos, condiciones

de flujo de la estación, condiciones de operación, costos y los mantenimientos que se

realizan en los medidores de Turbina.

La empresa AGIP OIL ECUADOR, es la encargada de la administración de la Estación

Baeza y por ende de realizar la transferencia del crudo proveniente del Campo Villano

(Bloque 10) y también el del sector de Sarayacu (PETROAMAZONAS EP), y la DNH

(Dirección Nacional de Hidrocarburos) es la que controla la Transferencia de Custodia

en representación del estado ecuatoriano y es una de las partes interesadas en que el

medidor de tipo Turbina sea remplazado por uno de Desplazamiento Positivo.

XXI

Al final del presente estudio se pudo concluir que el principal factor que justifica el

cambio del medidor de tipo Turbina por el medidor de Desplazamiento Positivo es la

viscosidad del crudo que llega a Baeza, 630 cSt promedio, tomando en consideración

que la viscosidad máxima permitida para un medidor de tipo Turbina helicoidal es de

350 cSt., afectando de esta manera en la exactitud del medidor.

Se presenta resultados de análisis estadístico del factor MF (Meter Factor) que es por el

cual se multiplica el volumen diario de petróleo entregado al SOTE; este factor es el

resultado de la comparación del volumen estándar de los medidores de Turbina frente al

volumen estándar de un prover, a este procedimiento se denomina CALIBRACIÓN de

MEDIDORES y se realiza por ley quincenalmente; la aprobación del factor se realiza

previo el análisis estadístico de los doce últimos resultados oficiales y si el valor actual

sale fuera de los límites de alarma del análisis estadístico, se rechaza el factor, lo que

provoca que salga de servicio ocasionando problemas en las mediciones diarias. La

justificación del cambio de los actuales medidores de Turbina se da por las continuas

fallas de estos medidores con resultados FUERA de los límites de alarma, esto

provocado por las condiciones del crudo que se ha analizado en el presente trabajo.

Todos los análisis y resultados están avalados por la aplicación de normas técnicas

internacionalmente aceptadas en la industria hidrocarburífera como son API y ASTM.

XXII

SUMMARY

The present study describes the main parts of a LACT unit (Lease Automatic Custody

Transfer) and emphasize on volumetric Turbine meters which are installed at the station

in Baeza, with the object to conclude that the positive displacement meters should be

responsible for the accountability of the crude oil coming from the eastern part of

Ecuador (Sarayacu sector - Villano sector) and arriving at the station. Technical analysis

comparing these two flow meters justifies the change that must take place, since the

physicochemical properties of crude oil in Baeza are not within the technical parameters

given by the manufacturer of the turbine meter.

In addition to this, we have also completed a field investigation, in which we obtained

official data from the laboratory as viscosity, API gravity, % BSW, % S. We have also

taken the official LACT unit designs, calibrations and certifications of equipment, flow

conditions of the station, operating conditions, various costs and maintenance costs that

are needed for the turbine meters.

The company AGIP OIL ECUADOR, is in charge of the administration of the Station in

Baeza and thus the transfer of oil from Villano Field (Block 10) and also Sarayacu

sector (PETROAMAZONAS EP) and the DNH (Dirección Nacional de Hidrocarburos)

is what controls the transfer of custody in representation of the State of Ecuadorian and

is one of the parties interested in replacing the Turbine Meter with a Positive

Displacement Meter.

XXIII

At the end of the study it was concluded that the main factor in the change of a turbine-

type meter for a positive displacement meter is the viscosity of crude oil arriving at

Baeza, 630cst on average. Taking this into consideration, the accuracy of the meter is

affected since the maximum allowable viscosity for the Helical Turbine Meter is 350

cstk.

We present results of statistical analysis of the K factor which is multiplied by the daily

volume of oil delivered to the SOTE; this factor is the result of the comparison of the

standard volume turbine meters compared to standard volume of a prover, this

procedure is denominated as meter CALIBRATION and is conducted in accordance to

the law every two weeks; the approval of the Factor is done before the statistical

analysis of the last twelve official results and if the value is out of the accepted limits or

alarm limits of statistical analysis, we reject the factor, which causes functionality

problems and as an effect, problems in daily measurements. The justification for the

change of existing turbine meters is given by the continuing failure of these meters with

results OUTSIDE the limits of alarm, caused by the oil conditions that was analyzed in

this study.

All the analysis and results are supported by the implementation of internationally

accepted standards in the oil industry such as API and ASTM

CAPÍTULO I

1

CAPÍTULO I

1. INTRODUCCIÓN

La importancia de un cambio en los actuales medidores de la Estación AGIP

OIL – Baeza y la petición por medio de la autoridad de control nacional DNH,

obliga a realizar un análisis técnico comparativo para determinar la eficiencia

del medidor de Desplazamiento Positivo el cual es apto para crudos altamente

viscosos como el que llega a Baeza de 630 cSt. promedio, y las causas de porque

los medidores de tipo Turbina (especialmente diseñados para productos livianos

y destilados cuya viscosidad máxima es de 350 cSt.) no son los adecuados en

este tipo de mediciones.

La posible implementación del medidor de Desplazamiento Positivo en la

Estación AGIP OIL – Baeza, exige realizar una descripción detallada del mismo,

con el propósito de conocer las especificaciones técnicas del medidor.

Las futuras investigaciones o estudios sobre equipos en la Transferencia de

Custodia que se realicen en la industria hidrocarburífera, conlleva a realizar una

investigación minuciosa, con el fin de recopilar información técnica, real y

actualizada de los medidores volumétricos de flujo de tipo Turbina y de

Desplazamiento Positivo.

2

1.1 FORMULACIÓN

¿Si se compararía las características del crudo que se bombea en la Estación AGIP OIL

- Baeza con los requerimientos de estos dos medidores volumétricos de flujo y tomando

en cuenta que la necesidad de cambiar al medidor de Desplazamiento Positivo es un

pedido de la Dirección Nacional de Hidrocarburos (DNH) se podría justificar dicho

cambio en la Estación AGIP OIL – Baeza mediante un estudio técnico?

1.2 JUSTIFICACIÓN

La Estación AGIP OIL - Baeza está situada en la provincia del Napo es el final de un

oleoducto de 150 km de largo perteneciente a la empresa AGIP OIL ECUADOR que

conduce el petróleo desde el Bloque 10 situado en el Puyo (Provincia de Pastaza –

sector Villano), para luego ser entregado al estado ecuatoriano por medio de mediciones

volumétricas realizadas en las unidades LACT (Lease Automatic Custody Transfer)

donde se realiza la Transferencia de Custodia, que es el traspaso de responsabilidad de

una cantidad medida de crudo, esta contabilización se la determina a través de

medidores volumétricos de flujo.

Los medidores de flujo instalados en Baeza son de tipo Turbina, que funcionan con el

principio de velocidad, el fluido que pasa por el interior del medidor mueve unas aspas

que generan una velocidad proporcional a la velocidad media del fluido, lo cual nos

permite determinar el flujo.

Dentro del diseño y las especificaciones técnicas del medidor tipo turbina se encuentra

una restricción para las propiedades fisicoquímicas del crudo, el fabricante recomienda

3

el medidor para crudos livianos y/o productos limpios. Es decir de un alto grado API y

una baja viscosidad (Max. 350 cSt.), ya que dentro del equipo se encuentran estas aspas

giratorias que son susceptibles a las parafinas que pueda contener el crudo, y su

exactitud en la medición se vería afectada al momento de presenciar dichas ceras, y

también por el hecho de tener un fluido altamente viscoso lo que provoca inestabilidad

en el flujo y en la presión de flujo, que son otros factores fundamentales en los

resultados y en la exactitud de las mediciones con el medidor de turbina que requiere

estabilizar en las condiciones de operación para mantener la velocidad constante.

El crudo que actualmente se bombea en la Estación Baeza proveniente del Campo

Villano (Bloque 10) es tratado en el CPF (Center Production Facilities) para cumplir

con las normas de transporte de crudo dictadas en el Acuerdo Ministerial 014 este crudo

tiene una densidad API de 19,8° y viscosidad de 198,9 cSt a 104°F que son

características que cumplen con los requerimientos del medidor tipo Turbina, por esta

razón inicialmente fueron instalados estos medidores, pero luego este crudo en el sector

de Sarayacu se mezcla con crudo de la empresa francesa PERENCO que actualmente es

ya PETROAMAZONAS EP, aquí baja su calidad con la mezcla y llega a Baeza con un

API de 19,1° y viscosidad promedio de 630 cSt. , estas propiedades exigen trabajar con

un medidor de Desplazamiento Positivo que si es apto de efectuar mediciones para este

tipo de crudos.

Estas importantes razones obligan a realizar un estudio técnico comparativo que

justifique la importancia de cambiar el medidor tipo Turbina por un medidor de

4

Desplazamiento Positivo el cual si está diseñado para crudos más pesados, aquellos que

contienen cera u otros sedimentos y son adecuados también para fluidos altamente

viscosos (hasta 1000 cSt.), con este cambio obtener una medición volumétrica más real

y precisa que beneficiará tanto al comprador EP PETROECUADOR como al vendedor

AGIP OIL ECUADOR al momento de realizar la transferencia de custodia del crudo, y

satisfacer el pedido por parte de la autoridad nacional de control DNH de llevar a cabo

este cambio.

1.3 OBJETIVOS

1.3.1 OBJETIVO GENERAL

Realizar un análisis comparativo entre medidores de tipo Turbina y Desplazamiento

Positivo, para justificar el cambio de los actuales medidores volumétricos de crudo,

mediante una descripción detallada de los mismos en la Estación AGIP OIL – Baeza.

1.3.2 OBJETIVOS ESPECÍFICOS

Determinar la eficiencia del medidor de Desplazamiento Positivo y las causas de

por qué el medidor tipo Turbina no es el adecuado para operar con el crudo que

llega a Baeza, a través de un análisis técnico comparativo y así establecer la

importancia y necesidad de un cambio en los actuales medidores en la Estación

AGIP OIL – Baeza.

Conocer las especificaciones técnicas del medidor de Desplazamiento Positivo a

través de una descripción detallada para determinar las consideraciones

5

adecuadas al momento de realizar la posible implementación del equipo en la

estación AGIP OIL – Baeza.

Recopilar información técnica, real y actualizada de los medidores volumétricos

de flujo de tipo Turbina y de Desplazamiento Positivo, a través de una

investigación minuciosa, para ser tomada en cuenta en futuras investigaciones o

estudios sobre equipos en la Transferencia de Custodia dentro de la industria

hidrocarburífera.

1.4 METODOLOGÍA

1.4.1 MÉTODOS DE INVESTIGACIÓN

En la elaboración de esta tesis se emplearon los siguientes métodos:

El Método de Observación Científica se basa en la realización de pasantías, prácticas,

visitas al campo o lugar donde se desarrollará la investigación, con el fin de adquirir los

conocimientos e información necesaria para llevar a cabo la tesis planteada. Con la

información y los conocimientos adquiridos, la investigación será más detallada y

tendremos una idea más clara de cómo realizar el estudio.

El Método deductivo se lo realiza con el fin de recopilar toda la información necesaria

en las empresas auspiciantes, bibliotecas, bibliotecas virtuales, internet, y servirá para

tener un respaldo informativo que intervenga con el desarrollo de la tesis.

6

1.4.2 TÉCNICAS DE INVESTIGACIÓN

La Técnica de Campo se refiere a que la tesis fue desarrollada en el lugar donde se va a

realizar la investigación con el fin de adquirir la información necesaria que ayudara a

desarrollar el presente estudio.

1.5 HIPÓTESIS

1.5.1 HIPÓTESIS GENERAL

Si se realizaría un análisis comparativo entre medidores de tipo Turbina y

Desplazamiento Positivo, se justificaría el cambio de los actuales medidores

volumétricos de crudo en la Estación AGIP OIL – Baeza.

1.5.2 HIPÓTESIS ESPECÍFICAS

Si se determinaría la eficiencia del medidor de Desplazamiento Positivo y las

causas de por qué el medidor de tipo Turbina no es el adecuado para las

características fisicoquímicas del crudo que llega a Baeza, se establecería la

importancia de un cambio en los actuales medidores de la Estación AGIP OIL-

Baeza.

Si se conocería las especificaciones técnicas del medidor de Desplazamiento

Positivo se determinaría las consideraciones adecuadas al momento de realizar la

posible implementación del equipo en la estación AGIP OIL – Baeza.

7

Si se recopilaría información técnica, real y actualizada de los medidores

volumétricos de flujo de tipo Turbina y de Desplazamiento Positivo se tomaría

en cuenta en futuras investigaciones o estudios sobre equipos en la Transferencia

de Custodia dentro de la industria hidrocarburífera.

1.6 VARIABLES

1.6.1 VARIABLE DEPENDIENTE

La importancia de un cambio en los actuales medidores volumétricos de flujo

de la Estación AGIP OIL – Baeza.

La implementación del medidor de Desplazamiento Positivo en la Estación

AGIP OIL – Baeza.

Las futuras investigaciones o estudios sobre equipos en la Transferencia de

Custodia que se realicen en la Industria Hidrocarburífera.

1.6.2 VARIABLE INDEPENDIENTE

Operatividad del medidor tipo Turbina contra el de Desplazamiento Positivo.

Especificaciones técnicas del medidor de Desplazamiento Positivo.

Información técnica, real y actualizada de los medidores volumétricos de flujo

de tipo Turbina y de Desplazamiento Positivo.

8

1.6.3 VARIABLE INTERVINIENTE

Densidad API del crudo.

Viscosidad del crudo.

% BSW

Diámetro de los medidores volumétricos de flujo

Contenido de parafinas.

Caudal de bombeo.

Presión de vapor Reíd.

Velocidad del flujo.

CAPÍTULO II

9

CAPÍTULO II

2. MARCO TEÓRICO

En el presente capítulo se hace referencia a la Estación de Bombeo, Control y

Transferencia de Custodia AGIP OIL – Baeza.

2.1 ANTECEDENTES

En Baeza provincia del Napo está situada una estación perteneciente a la empresa AGIP

OIL ECUADOR donde se bombea el crudo proveniente del Campo Villano (Provincia

de Pastaza), a lo largo de un oleoducto de 150 km de propiedad de la empresa, una de

las tareas de la Estación es realizar la Transferencia de Custodia, que es el cambio de

propietario del crudo, por parte de la operadora AGIP OIL ECUADOR hacia EP

PETROECUADOR, a través de la unidad LACT.

Una unidad LACT es un conjunto de equipos especialmente diseñados para el control

automático de la calidad del crudo, y la contabilización automática del mismo, esta

unidad pertenece al estado ecuatoriano y es arrendada a la operadora; también existen

las unidades ACT que sirven para el mismo propósito pero son de propiedad directa del

estado ecuatoriano, en Ecuador están instaladas en la estación de almacenamiento y

bombeo de Lago Agrio N°1 a cargo de la Gerencia de Oleoducto.

Una unidad LACT está compuesta principalmente de las siguientes partes:

- Banco de medidores de flujo volumétrico o meters, que pueden ser de

Desplazamiento Positivo o Turbina. En Baeza se cuenta con 3 medidores tipo

Turbina TZN marca Faure Herman: medidor A de 6 pulgadas de diámetro - flujo

10

de 2000 BPH, medidor B de 3 pulgadas de diámetro - flujo de 1500 BPH,

medidor C de 3 pulgadas de diámetro - flujo de 600 BPH.

- Probador o prover, para realizar la comparación con el meter.

- Toma muestras automáticos o sampler.

El crudo que llega a la Estación Baeza desde el Campo Villano (Bloque 10) es tratado

primero en el CPF (Center Production Facilities) ubicado en El Puyo, provincia de

Pastaza, para que cumpla con las normas de transporte de crudo dictadas en el Acuerdo

Ministerial 014 emitido el 26 Febrero del 2004 Registro Oficial No. 280.

El Acuerdo 014 trata principalmente sobre los ensayos que deben realizarse previo a la

inyección del crudo al SOTE, y en el Art. 8 menciona estos análisis con sus respectivas

normas internacionales aceptadas por la DNH:

Muestreo de petróleo. Norma ASTM D-4177.

Determinación de agua por destilación. Norma ASTM D-4006.

Determinación de sedimentos por extracción. Norma ASTM D-473.

Determinación de viscosidad a 80°F. Norma ASTM D-445.

Determinación de porcentaje en peso de azufre. Norma ASTM D-4294.

Determinación de gravedad API. Norma ASTM D-1298.

Corrección de densidad y volumen a 60°F. Norma ASTM D-1250.

Calibración de probadores volumétricos. Norma API MPMS.

El crudo que proviene del Campo Villano y es tratado en el CPF, tiene una densidad

API de 19,8° y una viscosidad de 198,9 cSt a 104°F (características que cumplen con

11

los requerimientos del medidor tipo Turbina, esta es la razón por la cual inicialmente

fueron instalados estos medidores en la Estación), pero luego este crudo en el sector de

Sarayacu se mezcla con crudo de la empresa francesa PERENCO que actualmente es

ya PETROAMAZONAS EP, aquí baja su calidad con la mezcla y llega a Baeza con un

API de 19,1° y viscosidad promedio de 630 cSt., es por esto que las características

fisicoquímicas del crudo exceden el límite determinado en las especificaciones técnicas

del medidor, ya que el medidor de tipo Turbina tienen un rango máximo permitido de

350 cSt de viscosidad.

En la Estación Baeza también interviene la Dirección Nacional de Hidrocarburos

(DNH) que es la que fiscaliza la Transferencia de Custodia en representación del estado

ecuatoriano y es una de las partes interesadas en que el medidor de tipo Turbina sea

remplazado por uno de Desplazamiento Positivo.

2.2 ACTORES INTERVINIENTES EN LAS OPERACIONES DE LA ESTACIÓN

A continuación se hace referencia a los actores que interviene en las operaciones de la

estación.

2.2.1 MINISTERIO DE RECURSOS NATURALES NO RENOVABLES

El Ministerio de Recursos Naturales No Renovables es el órgano estatal encargado de

regular, controlar y normar las actividades hidrocarburíferas en el país.

12

El 14 de septiembre de 2009 se creó el Ministerio de Recursos Naturales No Renovables

(MRNNR), en reemplazo del Ministerio de Minas y Petróleos, mediante Decreto

Ejecutivo No. 46, publicado en el Registro Oficial No. 36.

Para la administración soberana de estos recursos, el MRNNR mantiene negociaciones

con las compañías petroleras que operan en el país para cambiar la modalidad

contractual. El propósito principal es lograr que el total de la producción de crudo sea

del estado y que la contratista reciba un pago por sus servicios.

También trabaja en la conformación del Sistema EP PETROECUADOR, la gran

empresa pública en la que estarán agrupadas las actuales filiales de la empresa petrolera

estatal, así como las de economía mixta donde el Estado ecuatoriano tiene y tenga la

mayoría de acciones.

A partir del 26 de Julio de 2010, según reforma de la Ley de Hidrocarburos, se crea la

Agencia de Regulación y Control Hidrocarburífero (ARCH) organismo técnico

administrativo que controlará y fiscalizará la actividad hidrocarburífera en todas sus

fases tanto en la empresa pública como en la privada. Esta Agencia reemplazará a la

DNH (Dirección Nacional de Hidrocarburos).

2.2.2 DIRECCIÓN NACIONAL DE HIDROCARBUROS

Es una entidad relacionada con el Ministerio de Recursos Naturales No Renovables,

cuyos objetivos son: controlar y fiscalizar las operaciones hidrocarburíferas y velar por

el cumplimiento de las normas de calidad, cantidad, continuidad, oportunidad y

seguridad sobre la base de las disposiciones legales y reglamentarias, así como de

aquellas regulaciones que emita el MRNNR:

13

a) Dirección del control de actividades relacionadas con el ejercicio de las

operaciones hidrocarburíferas, en sus diferentes fases.

b) Aprobación o autorización de operaciones en las diferentes fases de la actividad

hidrocarburífera, delegadas por el Ministro de Recursos Naturales no

Renovables.

c) Autorización de Operación de los sujetos de control que intervienen en la

cadena hidrocarburífera.

d) Emisión de informes o dictámenes.

e) Autorización de cupos de exportación.

f) Imposición de sanciones de infracciones a la Ley de Hidrocarburos y sus

reglamentos disposiciones legales y normas técnicas.

g) Notificación de valores provisionales y definitivos.

h) Calificación y registro a inspectoras independientes y su personal técnico.

i) Oficialización de Información hidrocarburífera.

Una de las principales misiones de la DNH es controlar y fiscalizar las operaciones de

hidrocarburos que ejecutan las personas jurídicas, nacionales o extranjeras, públicas o

privadas, delegadas por el Estado, en los sistemas de transporte, sistemas de

almacenamiento y movimiento de petróleo, combustibles líquidos de los hidrocarburos

y otros derivados, GLP y gas natural. Incluye las personas naturales en los ámbitos que

las leyes y reglamentos les permiten participar en estos sistemas.

En la Estación Baeza la DNH se encarga básicamente del control y fiscalización en la

Unidad LACT, especialmente en el conteo de los barriles que pasan por los medidores

de flujo y es uno de los actores más interesados en que se realice el cambio de

14

medidores tipo turbina por los de desplazamiento positivo. Entre otras actividades

diarias como el control de inventarios, el aforo de tanques, control de laboratorios, etc.

2.2.3 E.P. PETROECUADOR

El Presidente de la República Economista Rafael Correa, mediante decreto ejecutivo Nº

315 emitido el martes 6 de abril de 2010, creó la Empresa Pública de Hidrocarburos del

Ecuador, ―EP PETROECUADOR, como una persona de derecho público con

personalidad jurídica, patrimonio propio dotada de autonomía presupuestaria,

financiera, económica, administrativa y de gestión‖.

De igual manera, mediante decreto ejecutivo Nº 314 se creó la Empresa Pública de

Exploración y Explotación de Hidrocarburos ―PETROAMAZONAS EP‖ cuyo objetivo

principal es la ―gestión de las actividades asumidas por el Estado en el sector estratégico

de los hidrocarburos y substancias que los acompañan, en las fases de exploración y

explotación‖.

EP PETROECUADOR asume la exploración y explotación de los yacimientos de

hidrocarburos en el territorio nacional y mar territorial, y tiene a su cargo la

administración y explotación del Sistema de Oleoducto Transecuatoriano (SOTE -

construido en 1972 por la Texaco-Gulf). EP PETROECUADOR también contrata los

servicios de la operadora AGIP OIL ECUADOR para la administración y operación de

la Estación Baeza.

15

2.2.4 AGIP OIL ECUADOR

AGIP OIL ECUADOR B.V (AOE) es una empresa multinacional petrolera que forma

parte del grupo ENI –Italia, la mayor Compañía Italiana de Energía y una de las seis

más grandes del mundo, la cual se ha establecido en nuestro país desde febrero del año

2000 como Contratista de Prestación de Servicios de Riesgos con PETROECUADOR.

(Actualmente EP PETROECUADOR)

AOE forma parte de las empresas que contribuyen a la explotación petrolera nacional,

es operadora del Bloque 10, Campo Villano, ubicado en el Sector Triunfo Nuevo

(provincia de Pastaza), actualmente produce 170000 BFPD, tiene un alto corte de agua

ya que los 150000 barriles es producción de agua y 20000 barriles es producción de

crudo.

Entre las instalaciones de operación se encuentran:

- Dos plataformas petrolíferas:

Villano A con una área de 4 hectáreas, dispone de 12 pozos productores,

4 pozos inyectores y un taladro para perforación y reacondicionamiento.

Villano B con una área de 2.2 hectáreas, dispone de 2 pozos productores,

y un taladro para reacondicionamiento.

- El fluido viaja a través de una línea de flujo, que dispone de 6 válvulas

automáticas de cierre remoto ubicado en diferentes puntos a lo largo de la

tubería hasta llegar al CPF (Centro de Facilidades de Producción), aquí se trata

16

al crudo obteniendo un valor menor a 1% de BSW que cumple con las normas

establecidas en el Acuerdo Ministerial 014 para su despacho al SOTE.

- Fuera del Bloque las operaciones se extienden a Sarayacu donde se encuentra

una estación de bombeo para vencer la columna atmosférica, y luego ser

bombeado el crudo hacia la Estación de Baeza.

También tiene a su cargo la administración y control de la Estación Baeza, donde se

realiza la transferencia de custodia del crudo proveniente del campo Villano y de la

empresa PETROAMAZONAS EP (sector Sarayacu) para posteriormente ser inyectado

el crudo al SOTE. También en la Estación se realiza un control de calidad para registrar

en las boletas diarias ya que AGIP OIL ECUADOR tiene un convenio para transportar

el crudo del bloque 21 al OCP. Es por esto que se realiza constantemente un control de

la calidad del crudo en la Estación Baeza.

2.2.5 VERIFICADORA INDEPENDIENTE DE LA UNIVERSIDAD CENTRAL

DEL ECUADOR

Tiene como responsabilidad la realización de todos los ensayos físico químicos

determinados en el Acuerdo Ministerial 014 Articulo 8 y además verificar y certificar

las calibraciones quincenales de los medidores LACT; para ello trabaja en el laboratorio

y en la planta con personal técnico idóneo.

Todos los procedimientos de verificación tanto en crudo como en medidores se realizan

bajo normas internacionales aceptadas en la industria hidrocarburífera, ASTM y API;

17

además cuenta con un manual de Gestión de Laboratorio con el cual se pretende

garantizar la calidad y confiabilidad de los diferentes ensayos y pruebas.

La principal función del laboratorio es emitir certificados de calidad de muestras de

crudo a través de pruebas normalizadas para determinar si un crudo cumple con los

requisitos y especificaciones establecidas por las leyes y normas nacionales emitidas por

entidades competentes (INEN, DNH). Estas pruebas normalizadas se realizan de

acuerdo a las normas internacionales ASTM para petróleos y sus derivados, todo esto

con el objetivo de garantizar la exactitud, integridad y confiabilidad de los resultados.

La Estación AGIP OIL ECUADOR – BAEZA es un sitio de transferencia de custodia

de crudo, donde los resultados que se obtiene de los análisis tienen connotaciones

oficiales y legales para las partes interesadas.

Este procedimiento de gestión presenta de manera formal, sintética y sistemática los

principios generales que orientan la operación del laboratorio.

Toda directiva emitida por el Director Técnico del Laboratorio así como instructivos,

anexos, procedimientos, y otros documentos entregado por la Empresa AGIP OIL

ECUADOR, será anexada a este procedimiento de gestión tanto en formato escrito

como digital si lo amerita.

Los objetivos del procedimiento de esta gestión son los siguientes:

a) Definir la política de la calidad.

18

b) Definir los objetivos específicos de gestión de la calidad.

c) Definir la responsabilidad y autoridad de la organización del laboratorio.

d) Definir los procedimientos operativos y de control.

e) Definir la identificación de los documentos de soporte para el control de la

calidad del producto (petróleo).

La política de gestión de la calidad en el laboratorio se basa en que el Centro de

Desarrollo y Transferencia de Tecnología CTT de la Universidad Central del Ecuador,

su Director Ejecutivo y el Director Técnico, declaran como política de la calidad para

todas las operaciones inherentes al laboratorio, las siguientes:

1. Aplicar los principios y cláusulas indicadas en la Norma Técnica Internacional

ISO / IEC 17025: 2005 ―Requisitos generales para la competencia de los

laboratorios de ensayo y calibración‖ documento que existe impreso en los

archivos del laboratorio, que ha sido estudiado por todo el personal y que está a

disposición de toda persona o autoridad que lo requiera.

2. Realizar las pruebas y ensayos de acuerdo a la normativa internacional aceptada

por la parte contratante (AGIP OIL ECUADOR) y la Autoridad Nacional de

Fiscalización y Control DNH (Dirección Nacional de Hidrocarburos).

3. Garantizar la idoneidad profesional del personal, garantizar la confianza,

competencia, imparcialidad, juicio e integridad.

4. Garantizar la confidencialidad de los datos y resultados que se manejan en el

laboratorio.

5. Capacitación permanente de todo el personal de laboratorio.

19

6. Homologar las directivas, normas reglamentos y otros procedimientos indicados

por la parte contratante (AGIP OIL ECUADOR) a la Norma Técnica

Internacional ISO / IEC 17025: 2005 en sus partes pertinentes.

7. Cumplir con las directivas, normas reglamentos y otros procedimientos

indicados por la parte contratante (AGIP OIL ECUADOR) en lo concerniente a

la Seguridad Industrial y Salud Ocupacional cuidado del medio ambiente y la

seguridad física al interior de las instalaciones. Cumplir con la parte pertinente

del Sistema Integrado de Gestión (SGI).

8. Comprometer a todo el personal directivo y operativo del laboratorio a cumplir

con esta política de calidad y propender al mejoramiento continuo.

Los Objetivos específicos de este procedimiento de gestión están indicados en la

política de la calidad y se pueden resumir en los siguientes.

1. Garantizar la idoneidad, confianza, competencia e imparcialidad de todo el

personal.

2. Trabajar bajo normativas nacionales e internacionales aceptadas por las partes,

contratante y de control oficial y fiscal.

3. Asegurar el buen funcionamiento de los equipos y aparatos del laboratorio.

4. Capacitación permanente para el mejoramiento continuo.

5. Satisfacción de los clientes internos y externos que utilizan y aplican nuestros

servicios.

6. Emitir procedimientos operativos para el funcionamiento del laboratorio.

20

7. Revisar y actualizar continuamente este procedimiento de gestión de acuerdo a

la dinámica de evolución de los conocimientos científicos y los procesos

tecnológicos.

2.2.6 SOTE (SISTEMA DE OLEODUCTO TRANS – ECUATORIANO)

EL SOTE esta operado por la Gerencia de Oleoducto que es la encargada del transporte

de crudo en el país y es parte de la EP PETROECUADOR.

El Sistema del Oleoducto Transecuatoriano está constituido por: los centros de

almacenamiento en Lago Agrio y Balao; el ducto propiamente dicho; estaciones de

bombeo reductoras de presión; y, las mono boyas para el amarre de los buque –

tanqueros.

El SOTE opera ocho tanques de almacenamiento en Lago Agrio, hasta donde llega toda

la producción de los campos de la amazonia ecuatoriana. Este almacenamiento tiene una

capacidad total de 2 millones de barriles.

En Lago Agrio, Provincia de Sucumbíos, inicia el ducto principal que, con una

extensión total de aproximadamente 498 kilómetros, llega hasta el Terminal de Balao,

Provincia de Esmeraldas, en el Pacífico.

El ducto cruza la cordillera de los Andes, alcanzando una altura máxima de 4.096

metros (SNM). Tiene una capacidad de transporte de 360.000 bpd para crudo de

23,7°API y 390.000 bpd utilizando químico reductor de fricción; con una longitud de

498 Km, cuenta con una potencia instalada de 101.150 HP en sus seis estaciones de

bombeo: Lago Agrio, Lumbaqui, El Salado, Baeza, Papallacta, que disponen de siete

unidades de bombeo; y, Quinindé, que dispone de tres.

21

Para protección de la tubería, en la vertiente occidental de los Andes, se dispone de

cuatro estaciones reductoras de presión: San Juan, Chiriboga, La Palma y Santo

Domingo.

Finalmente, el crudo llega al Terminal Marítimo Petrolero de Balao, donde existen dos

monoboyas que poseen la capacidad de amarre para buques de hasta cien mil toneladas

de peso muerto y una capacidad de almacenamiento en tanques de 3‘220.000 barriles.

2.2.7 PARTES PRINCIPALES DENTRO DE LA ESTACIÓN AGIP OIL BAEZA

A continuación se menciona las partes principales de la Estación Agip Oil Baeza.

2.2.7.1 UNIDAD DE BOMBEO

Las bombas son transformadores de energía. Reciben la energía mecánica que puede

proceder de un motor eléctrico, térmico, etc., y la convierten en energía que un fluido

adquiere en forma de presión, de posición o de velocidad.

Normalmente las bombas utilizadas con las Unidades LACT son del tipo centrifugas o

de pistón. Tanto bombas ANSI como API se pueden utilizar en Unidades LACT pero en

la Estación Baeza se utilizan 4 bombas de Desplazamiento Positivo para la transferencia

del petróleo dos son eléctricas y las otras dos de combustión. Estas bombas transfieren

el petróleo crudo desde los tanques de almacenamiento hacia la unidad LACT, así

como para la transferencia al SOTE.

22

IMAGEN 1. Bombas de transferencia tipo Desplazamiento Positivo

Fuente: Estación Baeza AOE

Elaborado por: Andrés Sebastián Mendoza L.

2.2.7.2 UNIDAD LACT O DE TRANSFERENCIA DE CUSTODIA

Una unidad LACT es un conjunto de componentes y tuberías montadas sobre un patín,

en la Estación Baeza se cuenta con tres patines (skids) independientes: el primero es el

de muestreo (sampler), analizador de BSW, densidad y viscosidad; el segundo, es el de

medidores de flujo A/B/C y el tercero es el de probador de medidores.

Está diseñada para medir de manera precisa, tanto la calidad como la cantidad de un

hidrocarburo líquido. Esta medición, se hace para transferir de manera automática y

precisa la custodia de un líquido de una parte responsable a otra. Por lo tanto, todos los

componentes utilizados para medir la cantidad y calidad, deben tener la posibilidad de

23

revisarse en línea y deben estar calibrados, para asegurar una operación adecuada y

correcta. Podemos comparar una Unidad LACT con una caja registradora. Como la caja

registradora, una Unidad LACT debe ser capaz de probar tanto al vendedor como al

comprador, que la información de la medición es correcta.

FIGURA 1. Partes Principales de una Unidad LACT

Fuente: Programa de Entrenamiento para Operaciones de Ductos UTE


2.2.7.2.1 DEFINICIÓN DE TRANSFERENCIA DE CUSTODIA

Los productos petroleros se originan al borde del pozo. Después, estos son

transportados, procesados y almacenados un número de veces hasta llegar a los

consumidores. Durante este trayecto desde la cabeza del pozo al cliente, el propietario

24

del producto puede cambiar. Sin embargo, en ciertas situaciones de transporte y

almacenamiento, el propietario del producto sigue siendo el mismo: sólo cambia la

responsabilidad por el producto. Se dice que tiene la ―custodia‖ de ese producto

quienquiera que sea propietario o responsable de dicho producto. La transferencia de

custodia sucede cuando la custodia del producto pasa de una entidad a otra. En este caso

cuando la responsabilidad del crudo pasa de AGIP OIL ECUADOR hacia EP

PETROECUADOR.

La ‗Transferencia de custodia‘ es el traspaso de responsabilidad durante el

almacenamiento y transporte de un volumen determinado o medido de petróleo líquido.

Cualquier pérdida o ganancia que resulte de una medición errónea es la responsabilidad

de la compañía operadora del oleoducto.

La transferencia de custodia se da en varios puntos de la trayectoria del producto desde

el borde del pozo hasta el usuario final. Algunos de los puntos de transferencia de

custodia son:

• Inyección del crudo al oleoducto (de propiedad del transportador) por el

productor (despachador).

• Recepción del crudo en una instalación de almacenamiento de Refinería.

• Inyección de un producto refinado al oleoducto.

• Movimiento de un producto al oleoducto a través de un límite jurisdiccional.

• Entrega del producto refinado en la instalación de almacenamiento para venta.

25

La transferencia de custodia es la base para una amplia gama de transacciones

comerciales en la industria petrolera. Es esencial tomar medidas exactas en el punto de

la transferencia.

La medición del crudo, gases licuados de petróleo (GLP) y productos refinados en

oleoductos y tanques de almacenamiento es una parte sumamente importante de la

operación del oleoducto. Las compañías operadoras de oleoductos (transportadoras)

deben conocer los volúmenes de petróleo crudo, LPG y otros líquidos que manejan, ya

que estos volúmenes determinan la cantidad que se les paga.

Es por esto la importancia de la transferencia de custodia ya que las mediciones exactas

de volumen son esenciales para asegurar la satisfacción tanto del comprador como del

vendedor del producto.

2.2.7.3 EQUIPOS O PARTES DE UNA UNIDAD DE MEDICIÓN LACT

A continuación se define los equipos o partes de la unidad de medición LACT.

2.2.7.3.1 SAMPLER – TOMA MUESTRAS

Es un dispositivo que toma muestras de petróleo para determinar el BS&W y °API

principalmente, en Baeza el laboratorista está encargado de recoger la muestra y

examinar el % de azufre contenido en el crudo, la viscosidad del fluido, la gravedad

API, agua por destilación, análisis de contenido de sedimentos, entre otros.

26

El sampler que se encuentra en Baeza no se encuentra normado pero debería estarlo

bajo la norma ASTM D4177 (Muestreo automático de petróleo y productos de

petróleo).

Para que se homogenice el crudo y se pueda realizar dichos ensayos se recircula el

crudo con una bomba. En la Unidad LACT se puede obtener datos automáticos de

BS&W, densidad, viscosidad en línea y como también presión y temperatura, pero

estos datos no pueden intervenir en la fiscalización ya que son solo referenciales y

sirven para el control de proceso mediante el sistema SCADA.

IMAGEN 2. Sampler o toma muestras



27

2.2.7.3.2 STRAINER – FILTRO

Es un eliminador de partículas sólidas tales como costras de la tubería, esquirlas /de

soldadura, arena, etc., las cuales pueden causar muestreos y aforos inexactos. Cuando se

trabaja con bombas centrifugas, el filtro se instala después de ellas. En el caso de

bombas de desplazamiento positivo, la instalación se hace en la bomba.

Los filtros utilizados en las Unidades LACT generalmente son del tipo canasta en línea.

Los filtros de canasta pueden equiparse con tapas de apertura rápida o la tapa puede ser

una brida ciega. Indicadores y/o interruptores de presión diferencial pueden ser

instalados a través del filtro de canasta para señal de diferencial alta. Un eliminador de

aire se instala en la parte de superior de la tapa para permitir que aire o gas se ventee

cuando se esté arrancando (llenando) el sistema.

El filtro/eliminador de aire no reemplaza al desaireador. El material de la canasta del

filtro puede ser acera al carbón o acero inoxidable con orificios de 1/8 pulgadas de

diámetro y distancia entre centros de 3/16 pulgadas. Si se requiere, se puede colocar una

malla de alambre dentro de la canasta en calibres mesh 20 a 325.

28

IMAGEN 3. Strainer o filtro



2.2.7.3.3 LAMINADORES DE FLUJO 8X6

Es un tramo de tubería especialmente diseñado para conseguir un flujo estable, son

también conocidos como tubos enderezadores de flujo y se ubican en la sección aguas

arriba del medidor tipo Turbina para propiciar que el flujo de crudo que ingresa a la

turbina sea en régimen laminar (Reynolds entre 0 hasta 2200).

29

FIGURA 2. Tubos enderezadores de flujo en la sección aguas arriba del medidor

Fuente: Curso Especializado en Medición de Hidrocarburos


IMAGEN 4. Tubos enderezadores de flujo



30

2.2.7.3.4 TRANSMISORES E INDICADORES DE PRESIÓN Y TEMPERATURA

En la Estación Baeza los transmisores e indicadores de presión y temperatura deben ser

confiables y precisos, ya que los transmisores envían una señal al gabinete de control y

esta información se utiliza en el cálculo de las cantidades de líquido. Por lo tanto, deben

suministrar equipos con extremada precisión. Los Indicadores deben ser de fácil lectura

y mantenimiento. Los transmisores e indicadores de temperatura deben estar instalados

en termo pozos que se extiendan a la mitad del segundo tercio del tubo. Los

transmisores e indicadores de presión deben instalarse de manera que una válvula

permita su revisión y calibración sobre el tubo. En Baeza estos transmisores están

calibrados y certificados por MINGA (Empresa Certificadora) y se lo hace cada 3

meses.

IMAGEN 5. Transmisor e indicador de presión



31

IMAGEN 6. Transmisor e indicador digital de presión



IMAGEN 7. Transmisor e indicador de temperatura



32

IMAGEN 8. Transmisor e indicador digital de temperatura



2.2.7.3.5 MEDIDORES VOLUMÉTRICOS DE FLUJO – TIPO TURBINA

FAURE HERMAN TZN (NORMA API –MPMS CAPÍTULO 5 SECCIÓN 3

MEASUREMENT OF LIQUID HYDROCARBONS BY TURBINE METERS)

La Unidad LACT de la estación Baeza está compuesta por un banco de 3 medidores

tipo Turbina de diseño helicoidal: medidor Fe 410A (Tz150 400n – 900331) flujo de

2000 BPH, medidor Fe 410B (Tz150 400n – 900332) flujo de 1500 BPH, medidor Fe

410C (Tz80 110n – 700599) C flujo de 600 BPH. Son medidores de marca Faure

Herman de 6 – 6 – 3 pulgadas de diámetro respectivamente.

El principio para medir el flujo volumétrico es por deducción, detecta la velocidad de

flujo en base a la velocidad de rotación de un rotor de alabes que se encuentra dentro del

diseño del medidor. Se asume que el flujo volumétrico (Q) es proporcional a la

33

velocidad de flujo que se mide (V), suponiendo una área de flujo constante. Esto se

describe en la siguiente ecuación:

ECUACIÓN 1. Ecuación clásica de continuidad



Donde: Q = Flujo volumétrico (pie3/s)

V= Velocidad de flujo (pie/s)

A= Área de flujo (pie2)

34

IMAGEN 9. Medidor de flujo volumétrico tipo turbina Faure Herman (FE410 A,

B)



35

IMAGEN 10. Banco de medidores tipo turbina Faure Herman



2.2.7.3.6 PROBADOR DE MEDIDORES

El probador que se encuentra en Baeza es bidireccional y se utiliza para calibrar los

medidores de flujo, mediante este equipo se obtiene el factor del medidor

conjuntamente con la computadora de flujo OMNI. El probador es un sistema de

válvulas y accesorios que también sirve para verificar la precisión del medidor.

Una vez que el medidor está listo para comprobarse, se le conecta el probador. Un

‗probador de medición‘ es una pieza de tubo con dos detectores que sobresalen en el

tubo separados a una distancia fija. El volumen del espacio entre los detectores se

conoce y sirve como el estándar. Antes de probarse un medidor, el líquido se corre tanto

36

a lo largo del medidor como del probador hasta que se estabilizan sus presiones y

temperaturas. Esto asegura que las lecturas sean exactas. Cualquier diferencia sustancial

en temperatura o presión se anota y se hacen las correcciones.

Cuando todo está listo, el calibrador pone un contador electrónico a cero y empieza a

correr. Para cada sección se registra el número total de cuentas de medición. (En un

probador bi-direccional, el total es la suma de las cuentas registradas al fluir el líquido a

través del probador en cada dirección). Además, el calibrador registra la velocidad de

flujo promedio y la densidad líquida promedio y luego corrige el volumen de ambos

probador y medidor a temperatura y presión estándar.

Por cada sección, el producto empuja una bola flexible bien ajustada que actúa como un

pistón a través del probador.

Conforme se mueve la bola a lo largo de probador, ésta activa al primer anillo indicador

e inicia el contador del medidor. Al fluir el líquido a través del probador, el contador

rastrea el flujo hasta que la bola llega al segundo interruptor detector y detiene el

contador. Para obtener el factor de medición el calibrador compara la lectura del

medidor con el volumen conocido por el probador.

37

IMAGEN 11. Probador o prover



IMAGEN 12. Bola flexible



38

2.2.7.4 VÁLVULA DE CUATRO VÍAS

Es una válvula especialmente diseñada para direccionar el flujo y accionar la bola

flexible que realizará las corridas para determinar el volumen en el probador. Está

ubicada antes de la entrada del flujo al probador.

IMAGEN 13. Válvula de cuatro vías



2.2.7.4.1 PIG CATCHER

Es más comúnmente llamado como el ―recogedor del chancho‖, sirve para atrapar el

―chancho‖ que viaja por el oleoducto de AGIP desde Villano hasta Baeza.

39

IMAGEN 14. Pig catcher o recogedor del chancho



2.2.7.4.2 VÁLVULA DE SEGURIDAD

Las válvulas de seguridad o válvulas de alivio son instaladas antes del medidor y

después del probador, sirven para aliviar la presión con la que el fluido está circulando

por la Unidad LACT dependiendo del set point en la que se encuentra calibrada.

40

IMAGEN 15. Válvula de seguridad



2.2.7.5 CUARTO DE CONTROL

En este punto se menciona el sistema Scada y los computadores de flujo Omni.

2.2.7.5.1 SISTEMA SCADA

El sistema SCADA sirve para la supervisión de control y adquisición de datos, todo esto

se realiza de forma automática a través de PLC´s (Controladores Lógicos

Programables), desde el cuarto de control en Baeza se opera el sistema SCADA y fue

diseñado para funcionar con ordenadores, los cuales proporcionan comunicación con los

41

dispositivos de campo y automáticamente desde la pantalla del ordenador controlan el

proceso (monitoreo, despacho, medición, etc.)

El sistema SCADA está conformado por:

- Instrumentación electrónica digital y análoga.

- Válvulas motorizadas de doble sello para los medidores y para el probador.

- Probador de doble vía.

- Controladores lógicos programables PLC‘s.

- Medidores de flujo tipo Turbina.

- Computador de flujo.

- Sistema supervisorio para control y monitoreo HMI.

IMAGEN 16. Cuarto de control automatizado con sistema SCADA



42

2.2.7.5.2 COMPUTADORES DE FLUJO OMNI

El computador de flujo OMNI calcula, exhibe e imprime los datos que serán utilizados

para las funciones operacionales o de facturación. En dicho computador están

ingresadas todas las tablas para que calcule e imprima los datos que se dan cuando se

realiza una calibración del medidor. En el caso de un daño en el computador de flujo

OMNI existe otro que automáticamente lo reemplazara. Durante el procedimiento de

calibración de los factores de medición, el computador de flujo OMNI controla la

alineación y lanzamiento de esferas en el Probador para la determinación de los

factores.

IMAGEN 17. Computadora de flujo OMNI



43

2.2.7.6 UNIDAD DE ABASTECIMIENTO ELÉCTRICO Y COMUNICACIONES

La unidad de abastecimiento eléctrico y comunicaciones se compone de:

2.2.7.6.1 GENERADORES ELÉCTRICOS

En Baeza existe un generador auxiliar que se utiliza para suplir energía en caso de

requerirlo, y abastecer al campamento, al cuarto de control, compresores de aire y para

luz externa. (La energía proporcionada no es suficiente para el arranque de las bombas)

IMAGEN 18. Generadores eléctricos



2.2.7.6.2 COMUNICACIONES

En la estación Baeza todo el tipo de comunicaciones se realizan por dos medios,

comunicación satelital y a través de fibra óptica.

44

2.2.7.7 UNIDAD DE COMPRESIÓN DE AIRE

La unidad de compresión en la Estación Baeza consta de 2 compresores, el compresor A

abastece en aire para instrumentos donde la presión máxima es de 110 PSI y el B

suministra aire para utilidades con una presión máxima de 120 PSI.

IMAGEN 19. Compresores de aire A, B



2.2.7.8 LABORATORIO DE CONTROL DE CALIDAD DEL CRUDO

En Baeza el laboratorio de control de calidad del crudo esta bajo la responsabilidad de

la CERTIFICADORA INDEPENDIENTE DE LA UNIVERSIDAD CENTRAL DEL

ECUADOR, este laboratorio es de gran importancia en la Estación ya que de aquí se

obtienen los resultados a los análisis que se realizan al petróleo crudo y son los que

45

garantizan la calidad del mismo, además de esto, cumplir con los requerimientos

ministeriales previo a la inyección del crudo al SOTE.

IMAGEN 20. Laboratorio de control de calidad



2.2.7.8.1 ENSAYOS QUE SE REALIZAN EN EL CRUDO Y SUS RESPECTIVAS

NORMAS

A continuación se resumen los ensayos que se realizan al crudo y sus respectivas

normas tomando en cuenta que todos los análisis y prácticas de laboratorio están

normados por entidades internacionales, tales como la ―American Society for Testing

46

and Materials‖, ASTM, y del ―Manual of Petroleum Measurement Standard‖ del

American Petroleum Institute.

2.2.7.8.1.1 ANÁLISIS DE LA GRAVEDAD API ASTM – D1298

Este análisis sirve para determinar la gravedad API de petróleo crudo, productos

derivados del petróleo o mezclas del petróleo y productos que no son del petróleo

normalmente manejados como líquidos. Se realiza la medición a través de un

hidrómetro a temperaturas convenientes, lecturas de densidad reducidas a 15°C y

lecturas de densidad relativa (gravedad específica) y gravedad API a 60°F, por medio de

las tablas estándar internacional.

2.2.7.8.1.2 ANÁLISIS DEL CONTENIDO DE AGUA POR DESTILACIÓN

ASTM – D4006

En este método se determina la presencia de agua en crudos por destilación.

2.2.7.8.1.3 ANÁLISIS DEL CONTENIDO DE SEDIMENTOS ASTM – D473

Este método de prueba cubre la determinación de sedimento en crudo y aceite sensible

por extracción con tolueno.

47

2.2.7.8.1.4 ANÁLISIS DE VISCOSIDAD ASTM-D445

Con este método se determina la viscosidad cinemática de los derivados líquidos del

petróleo, tanto transparentes como opacos, mediante la medición del tiempo para que un

volumen de líquido fluya bajo la acción de la gravedad a través de un capilar de vidrio

debidamente calibrado (Viscosímetro). La viscosidad dinámica se obtiene multiplicando

la viscosidad cinemática medida por la densidad del líquido.

En el presente estudio se da mucha importancia a este ensayo, ya que la viscosidad del

crudo que llega a Baeza es el dato base para la justificación técnica en el cambio de los

medidores.

2.2.7.8.1.5 ANÁLISIS DEL CONTENIDO DE AZUFRE ASTM D-4294

En este ensayo se obtiene la cantidad de azufre que contiene el petróleo crudo y es

importante para determinar la calidad y por ende el costo del producto.

2.2.7.9 UNIDAD DE ALMACENAMIENTO

La Estación Baeza cuenta con 3 tanques de techo fijo para el almacenamiento del crudo

proveniente de los campos de producción y tiene una capacidad por tanque de 75.000

barriles.

48

IMAGEN 21. Tanques de techo fijo para almacenamiento de crudo



2.2.7.10 UNIDAD DE CONTROL DE INCENDIOS

Para contrarrestar cualquier eventualidad no deseada que se pueda ocasionar en la

Estación Baeza, se encuentra la UNIDAD DE CONTROL DE INCENDIOS que

bombea el agua contenida en la piscina API para crear espuma fluoroproteinica y

presurizar esta mezcla en tuberías ubicadas tanto en los tanques de almacenamiento,

como en la Unidad LACT, adicional a esto existen extinguidores manuales ubicados

estratégicamente alrededor de la Estación, y también hay trajes especiales ―contra

llamas‖ para el personal, estos trajes están listos para ser usados y se encuentran en el

cuarto de control.

49

IMAGEN 22. Bombas y piscina API para contrarrestar incendios



IMAGEN 23. Extinguidor manual



50

2.2.7.11 UNIDAD DE CONTROL DE DERRAMES

En Baeza tanto los tanques de almacenamiento como la Unidad LACT, tienen cubetos

para proteger al medio ambiente de cualquier derrame que se pueda ocasionar, en el

caso de que esto suceda los cubetos están intercomunicados con una piscina API, donde

se evacuara todo el crudo derramado y se llevara el debido proceso de separación del

agua del crudo.

IMAGEN 24. Piscina API



2.2.7.12 PLANTA DE TRATAMIENTO DE AGUAS NEGRAS Y GRISES

Todas las aguas negras que se generan por el uso del campamento en la Estación (baños,

cocina, etc.) son llevadas a una planta tratadora, donde se realiza un proceso a estas

aguas negras para librarlas de contaminantes y dar un uso extra al agua ya procesada.

51

Todo esto con el fin de ayudar a la conservación del ambiente y aprovechar al máximo

los recursos de la Estación.

IMAGEN 25. Planta de tratamiento de aguas negras y grises



2.3 CÁLCULO DEL FACTOR DEL MEDIDOR (METER FACTOR) (MF)

GENERALIDADES

La calibración de un medidor con probadores es un procedimiento mediante el cual se

determina la exactitud de un medidor con líquido o con gas. Normalmente se aplica a

medidores de desplazamiento positivo y de turbina, tanto para líquidos como para gases,

porque tienen lecturas directas. El volumen indicado por el medidor se compara con un

volumen conocido o con un medidor maestro para obtener un factor de corrección del

medidor.

52

El factor de calibración del medidor es un numero adimensional para ajustar la

inexactitud del medidor al compararlo con el patrón volumétrico del probador. Se define

como la relación del volumen estándar del probador y el volumen a condiciones

estándar del medidor.

ECUACIÓN 2. Factor del medidor MF



MODELO PARA CALCULAR EL FACTOR DEL MEDIDOR

El modelo para calcular el factor del medidor (METER FACTOR) es el siguiente:

ECUACIÓN 3. Modelo para calcular el Factor del Medidor



53

De donde, el numerador =

Corresponde a:

Vbp, volumen base del probador a 60°F y 0 PSI.

CTS, Factor de corrección por temperatura del probador.

CPS, Factor de corrección por presión del probador.

CTLp, Factor de corrección por temperatura del fluido en el probador.

CPLp, Factor de corrección por presión del fluido en el probador.

El denominador corresponde a la siguiente expresión:

Acumulado Pulsos, Promedio de pulsos generados al desplazarse la esfera entre los

switches del probador.

K-Factor, Valor constante que corresponde a los pulsos/bls del medidor.

CTLm, Factor de corrección por temperatura del fluido en el medidor.

CPLm, Factor de corrección por presión del fluido en el medidor.

54

2.4 MEDICIÓN DINÁMICA DEL FLUJO

La medición dinámica determina la cantidad de flujo que circula a través de un

elemento primario de medición. Existen varios métodos para medir el caudal según sea

el tipo de caudal: medidores volumétricos y medidores de caudal de masa.

Los medidores volumétricos determinan el caudal en volumen del fluido, bien sea

directamente (desplazamiento positivo), bien indirectamente por deducción (presión

diferencial, área variable, velocidad, fuerza, tensión inducida, torbellino).

Los medidores de caudal de masa pueden efectuarse a partir de una medición

volumétrica compensándola por las variaciones de densidad del fluido, o bien

determinar directamente el caudal masa aprovechando características medibles de la

masa del fluido.

En cualquier medidor hay tres áreas concernientes al problema de medición y al

medidor en sí. FLUIDO: significa las características del material a ser medido (un

ejemplo es un fluido de dos fases, líquido y gas no pueden ser medidos sin que sean

separados). FLUJO: significa que el movimiento del material en la tubería está

preparado para medirlo (un ejemplo de esto es que el flujo inmediatamente corriente

debajo de un regulador no está preparado para ser medido). MEDICIÓN: significa

alguna clase de medidor puesto en una línea desde que se pueda obtener una lectura

desde la cual pueda ser inferido un flujo en la tubería.

55

2.4.1 PRINCIPALES TIPOS DE MEDIDORES DE FLUJO

En la mayor parte de las operaciones realizadas en los procesos industriales y en las

efectuadas en laboratorio y en plantas piloto es muy importante la medición de los

caudales de líquidos o gases.

Existen varios métodos para medir el caudal según sea el tipo de caudal volumétrico o

másico deseado. Entre los transductores más importantes figuran los siguientes:

- Medidor volumétrico tipo Turbina (NORMA API –MPMS CAPÍTULO 5

SECCIÓN 3 MEASUREMENT OF LIQUID HYDROCARBONS BY

TURBINE METERS).

- Medidor volumétrico de Desplazamiento Positivo (NORMA API –MPMS

CAPÍTULO 5 SECCIÓN 2 MEASUREMENT OF LIQUID

HYDROCARBONS BY DISPLACEMENT METERS).

- Medidor volumétrico Ultrasónico (NO ESTA NORMADO POR EL API).

- Medidor másico Coriolis (NORMA API –MPMS CAPÍTULO 5 SECCIÓN 6

MEASUREMENT OF LIQUID HYDROCARBONS BY CORIOLIS METERS)

Los únicos medidores oficializados por API para la medición de transferencia de

custodia son los de tipo Turbina, Desplazamiento Positivo y Coriolis, pero este último

tiene un limitante ya que solo sirve para la medición de flujos másicos bajos. El medidor

Ultrasónico no está reconocido para mediciones oficiales en la Transferencia de

Custodia, solo para realizar mediciones internas en la industria.

56

2.4.1.1 MEDIDOR VOLUMÉTRICO – TIPO TURBINA (NORMA API –MPMS

CAPÍTULO 5 SECCIÓN 3 MEASUREMENT OF LIQUID HYDROCARBONS

BY TURBINE METERS)

Los medidores de turbina consisten en un rotor que gira al paso del fluido con una

velocidad directamente proporcional al caudal. La velocidad del fluido ejerce una fuerza

de arrastre en el rotor; la diferencia de presiones debida al cambio de área entre el rotor

y el cono posterior ejerce una fuerza igual y opuesta. De este modo el rotor está

equilibrado hidrodinámicamente y gira entre los conos anterior y posterior sin necesidad

de utilizar rodamientos axiales evitando así un rozamiento que necesariamente se

produciría.

FIGURA 3. Medidor volumétrico tipo turbina helicoidal

Fuente: Materia de Equipos y Herramientas I – Ing. Raúl Baldeón


57

Existen dos tipos de convertidores para captar la velocidad de la turbina. En el de

reluctancia la velocidad viene determinada por el paso de las palas individuales de la

turbina a través del campo magnético creado por un imán permanente montado en una

bobina captadora exterior. El paso de cada pala varia la reluctancia del circuito

magnético. Esta variación cambia el flujo induciendo en la bobina captadora una

corriente alterna que, por lo tanto es proporcional al giro de la turbina.

En el tipo inductivo el rotor lleva incorporado un imán permanente y el campo

magnético giratorio que se origina induce una corriente alterna en una bobina captadora

exterior.

En ambos casos, la frecuencia que genera el rotor de turbina es proporcional al caudal

siendo del orden de 250 a 1200 ciclos por segundo para el caudal máximo. Por ejemplo,

si un rotor de seis palas gira a 100 revoluciones por segundo, genera 600 impulsos por

segundo. El número de impulsos por unidad de caudal es constante. La turbina está

limitada por la viscosidad del fluido, debido al cambio que se produce en la velocidad

del perfil del líquido a través de la tubería cuando aumenta la viscosidad. En las

paredes, el fluido se mueve más lentamente que en el centro, de modo que, las puntas de

las palas no pueden girar a mayor velocidad. En general, para viscosidades superiores a

3-5 centistokes se reduce considerablemente el intervalo de medida del instrumento.

La precisión es muy elevada, del orden de ± 0,3 %. La máxima precisión se consigue

con un régimen laminar instalando el instrumento en una tubería recta de longitudes

mínimas 15 diámetros aguas arriba y 6 diámetros aguas abajo. El campo de medida

llega hasta la relación 15 a 1 entre el caudal máximo y el mínimo y la escala es lineal. El

58

instrumento es adecuado para la medida de caudales de líquidos limpios o filtrados.

Debe instalarse de tal modo que no se vacié cuando cesa el caudal ya que el choque del

agua a alta velocidad contra el medidor vacio lo dañaría seriamente. La sobre velocidad

por exceso de caudal puede ser también perjudicial para el instrumento. La frecuencia

generada por el medidor de turbina se transmite a un convertidor indicador o totalizador.

2.4.1.2 MEDIDOR VOLUMÉTRICO DE DESPLAZAMIENTO POSITIVO

(NORMA API –MPMS CAPÍTULO 5 SECCIÓN 2 MEASUREMENT OF

LIQUID HYDROCARBONS BY DISPLACEMENT METERS)

Los medidores de desplazamiento positivo miden la cantidad de fluido que circula por

un conducto, dividiendo el flujo en volúmenes separados y sumando los volúmenes que

pasan a través del medidor. Las partes mecánicas del instrumento se mueven

aprovechando la energía del fluido y dan lugar a una pérdida de carga. La precisión

depende de los huelgos entre las partes móviles y las fijas y aumenta con la calidad de

mecanización y con el tamaño del instrumento.

59

FIGURA 4. Medidor volumétrico de desplazamiento positivo



En cada medidor, se pueden destacar tres componentes comunes:

- cámara, que se encuentra llena de fluido,

- desplazador, que bajo la acción del fluido circulando, transfiere el fluido desde

el final de una cámara a la siguiente, y

- mecanismo (indicador o registrador), conectado al desplazador, que cuenta el

número de veces que el desplazador se mueve de una parte a otra en la cámara

de trabajo.

60

Un problema importante que se debe tener en cuenta al fabricar un medidor de

desplazamiento positivo es conseguir una buena estanqueidad de las partes móviles,

evitando un par de rozamiento inaceptable y que la cantidad de líquido de escape a

través del medidor sea moderada. Por esta razón, es necesario calibrar el medidor de

desplazamiento a varios caudales, dentro del margen de utilización, con un fluido de

viscosidad conocida.

2.4.1.3 MEDIDOR VOLUMÉTRICO TIPO ULTRASÓNICO

Los transductores de ultrasonidos miden el caudal por diferencia de velocidades del

sonido al propagarse este en el sentido del flujo del fluido y en el sentido contrario.

FIGURA 5. Medidor volumétrico ultrasónico



61

Los sensores están situados en una tubería de la que se conocen el área y el perfil de

velocidades. Los principios de funcionamiento de estos instrumentos son variados. En

uno de los modelos sencillos la velocidad del fluido está determinada por la siguiente

fórmula:

ECUACIÓN 4. Velocidad del Fluido en Medidores Ultrasónicos

Fuente: Instrumentación Industrial - Antonio Creus


V= velocidad del fluido

C = velocidad del sonido en el fluido;

α= ángulo de haz del sonido con relación al eje longitudinal de la tubería:

D= diámetro interior de la tubería;

Δt= diferencia entre los tiempos de transito del sonido aguas arriba y aguas abajo

del fluido.

62

2.4.1.4 MEDIDOR MÁSICO TIPO CORIOLIS (NORMA API –MPMS

CAPÍTULO 5 SECCIÓN 6 MEASUREMENT OF LIQUID HYDROCARBONS

BY CORIOLIS METERS)

Este es un medidor que recientemente esta normado por API y el gran limitante es que

está diseñado para la medición de flujos másicos pequeños.

FIGURA 6. Medidor volumétrico ultrasónico



Se basa en el teorema de Coriolis que dice que la aceleración absoluta de un móvil es la

resultante de la relativa, la de arrastre y la de Coriolis. Los medidores de caudal másico

63

basados en este teorema son de dos tipos. El primer tipo consta de un tubo en forma de

, el cual se hace vibrar perpendicularmente al sentido del desplazamiento del flujo.

Esta vibración controlada crea una fuerza de aceleración en la tubería de entrada del

fluido y una fuerza de deceleración en la de salida, con lo que se genera un par que

provoca la torsión del tubo, que es proporcional a la masa instantánea del fluido

circulante. El segundo tipo está formado por dos tubos paralelos; estos se hacen vibrar

de forma controlada a su frecuencia de resonancia. Con los sensores adecuados

(generalmente ópticos) se detecta la fase de la vibración y con ella el caudal masa, ya

que es proporcional. Cuando el caudal masa es cero, la diferencia de fase también es

nula. La gran ventaja de los caudalímetros basados en la aceleración de Coriolis es que

son inmunes a prácticamente todo: presión (tanto nominal como posibles pulsaciones),

temperatura (excepto variaciones bruscas), densidad, viscosidad, perfil del flujo, y flujos

multifase (con sólidos en suspensión). Un posible problema es la vibración, que si no

está controlada y no actúa en forma correcta sobre los elementos preparados para tal fin,

se puede transmitir a los tubos y, consecuentemente, someterlos a un proceso de fatiga

que conduciría a finalizar con un deterioro prematuro.

2.4.2 CONSIDERACIONES BÁSICAS PARA TODOS LOS MEDIDORES DE

FLUJO

En cualquier medidor hay tres áreas concernientes al problema de medición y al

medidor en sí. FLUIDO: significa las características del material a ser medido (un

ejemplo es un fluido de dos fases, líquido y gas no pueden ser medidos sin que sean

separados). FLUJO: significa que el movimiento del material en la tubería está

64

preparado para medirlo (un ejemplo de esto es que el flujo inmediatamente corriente

abajo de un regulador no está preparado para ser medido). MEDICIÓN: significa alguna

clase de medidor puesto en una línea desde se pueda observar una lectura desde cual

pueda ser inferido un flujo en la tubería).

2.4.2.1 EL FLUIDO

EL fluido en si puede distinguirse en varias categorías, la primera de la cual es

comprensible e incomprensible. En términos generales los fluidos comprensibles

pueden ser los gases, y los incomprensibles los líquidos. En algunos casos especiales

ciertos fluidos son manipulados en condiciones en las cuales son llamados gases pero

actúan como líquidos y gases pero no son mezclas de los dos estados, por ejemplo

dióxido de carbono y el etileno.

2.4.2.2 FASE SIMPLE

El fluido debe estar en fase simple esto quiere decir que el fluido debe ser un líquido o

un gas en el punto donde se va a medir ya sea en la placa orificio o en el área de rotor de

una turbina. La razón para indicar esto es que muy a menudo el fluido en estos puntos

esta a la presión más baja que puede verse en ese punto del proceso. Tratándose de un

líquido cuya presión de flujo es muy cercana a su presión de vapor, puede producirse

vaporización parcial del líquido en el elemento de medida. Si esto sucede (aunque hay

una fase simple corriente arriba), hay un flujo de dos fases en el medidor y por

consiguiente estamos ante un problema porque el medidor no puede medir tal flujo.

Bajo especiales consideraciones, las mediciones de líquidos con vapores podrían ser

65

llevadas a cabo si la cantidad de vapores es menor del 5% en volumen en el líquido.

Deberá ser medido como un líquido con tolerancias adicionales y con los factores de

corrección apropiados.

Por otro lado un gas, no debe contener más del 2% en peso de sólidos o líquidos (por

ejemplo, agua en vapor).

2.4.2.3 FLUIDOS NO ESTÁNDARES

Un fluido que no guarde las características de tal, no tiene sentido la clase de medidor

que se escoja, no será exacto. Esta exactitud no proviene del medidor sino que será

debido a que el fluido no está en condiciones de ser medido. A más que un fluido de

estar en fase simple, debe ser homogéneo. El fluido no debe estar moviéndose en la

tubería en masas aglomeradas de petróleo y agua.

Deberá presentar una estructura consistente a través de la tubería, esto también se aplica

a la temperatura que deberá ser constante a través de la tubería. No sebe estar en capas,

lo que puede suceder a regímenes de flujo muy bajos. En algunos casos se ha podido

observar diferencia de hasta 10°F entre el tope y el fondo de la tubería en flujos de

vapor de agua. Para obtener una medida correcta se debe instalar un mezclador estático

antes del elemento de medición de temperatura. Situaciones similares pueden

presentarse en mediciones de gas natural donde debido a flujos muy reducidos (por

recortes imprevistos en las entregas) algunas medidas de temperatura no son iguales en

el tope y al fondo del medidor.

66

Entonces se requiere que el fluido sea homogéneo tanto en composición como en la

temperatura. Si esto no se cumple, se incurrirá en error en la operación misma de

medición o en los factores de corrección aplicados.

2.4.2.4 FLUIDOS PULSANTES

El transporte de fluidos por tuberías se hace por medio de compresores para mover

gases y bombas para líquidos, estos son fuentes de fluctuaciones en el flujo y también

en la presión. Los reguladores son otro ejemplo de aparatos que pueden causar

pulsaciones, esto origina errores en la medida y afecta adversamente en algún grado el

medidor. Por lo tanto, el fluido no debe ser pulsante cuando esta siendo medido. Para

evitar esto se pueden utilizar accesorios que amortigüen las pulsaciones. De esto se

puede dar cuenta que no es posible adelantar un criterio sobre la exactitud con la que se

puede medir un fluido sin antes conocer la aplicación para un sistema particular.

Pulsaciones pueden producir errores de hasta un 30% en la medida sin ser causa del

medidor, sino de su aplicación.

Los medidores de desplazamiento positivo, medidores de turbina y todos los medidores

reaccionan en algún grado a la pulsación de flujo, uno más que otros. De tal manera,

que para medición correcta, no debería intentarse medir un ―flujo pulsante‖.

67

2.4.2.5 LIMITACIONES FÍSICAS

Hoy otras limitaciones como la presión, temperatura, el espacio físico y los materiales

de los cuales pueden ser fabricados los medidores para los fluidos que van a ser

medidos. Estos son parámetros para escoger un medidor, algunos medidores no pueden

ser fabricados en ciertos materiales requeridos para resistir la corrosión o la erosión.

Hay presiones y temperaturas de trabajo que están fuera de los límites de la capacidad

de algunos de los medidores.

2.4.2.6 GASES CONDENSADOS

De igual manera, los gases en condensación tienen el mismo tipo de problemas al medir

flujo. En la producción de gas natural un separador seca los líquidos de un gas a una

temperatura dada y el gas queda justo en el punto de condensación. Si corriente abajo

del separador se reduce la temperatura, se puede condensar mas líquido y estaremos

ante el mismo problema que el del vapor. Esto es común en la medición de gas en los

campos de producción. Nuevamente aquí las inexactitudes provienen de las

características del fluido y no del medidor.

2.4.2.7 LÍQUIDOS CRÍTICOS

Cualquier líquido cerca de su punto crítico presente el mismo tipo de problema y origina

las mismas dificultades para medirlo. Aquí sucede lo inverso en el cual ocurren grandes

cambios en la densidad al tiempo que el gas se forma con un incremento muy pequeño

en temperatura.

68

Es posible tener una emisión de vapor en un medidor, aunque técnicamente la

temperatura este por debajo del vapor, debido a que hay una gran turbulencia en el

medidor que hace que inicie la vaporización. En vista de que existe baja presión

localizada en un punto del medidor en el cual no es posible medirla, la presión

observada es mayor que la presión actual.

CAPÍTULO III

69

CAPÍTULO III

3. ANÁLISIS TÉCNICO COMPARATIVO ENTRE EL MEDIDOR DE TIPO

TURBINA Y EL DE DESPLAZAMIENTO POSITIVO

La medición es el proceso utilizado para cuantificar el volumen de un producto al

moverse pasando por un punto específico del oleoducto. El volumen es una medida de

cantidad referida al espacio que ocupa una sustancia. En la actividad petrolera los

volúmenes se miden en barriles (bbl) o metros cúbicos (m3). Los volúmenes de gas se

miden en miles de pies cúbicos (Mcf) o metros cúbicos (m3).

El volumen se mide con instrumentos denominados ‗medidores‘. Comúnmente se

utilizan dos tipos de medidores en tuberías para transportar líquidos:

• Medidores tipo turbina.

• Medidores de desplazamiento positivo (PD).

El primer paso para determinar el volumen estándar neto de un producto es la medición

de su volumen. La precisión en este punto es esencial ya que los ajustes posteriores se

basan en la información de la medición.

70

3.1 MEDIDOR DE TIPO TURBINA (FAURE HERMAN TZ80 110N – TZ150

400N) (NORMA API –MPMS CAPÍTULO 5 SECCIÓN 3 MEASUREMENT OF

LIQUID HYDROCARBONS BY TURBINE METERS)

Este medidor es de origen francés, es de diseño helicoidal que utiliza un rotor de paletas

múltiples al cual el flujo medido imparte una velocidad rotatoria que es proporcional a

la velocidad media del flujo.

El volumen se deriva contando las revoluciones del rotor. Los medidores con turbina

miden el volumen indirectamente o por deducción.

En lugar de medir un volumen dado de líquido, estos miden la velocidad del líquido

conforme fluye sobre la turbina, traduciendo luego dicha medición a volumen.

Los medidores con turbina están equilibrados con precisión y están mejor adecuados

para medir líquidos ligeros -gasolina, gases licuados de petróleo (GLP), condensados y

diesel ligeros- que fluyen a ritmo continuo. Los medidores con turbina se utilizan en

lugar de los medidores de desplazamiento positivo PD cuando las velocidades de flujo y

las tasas de medición de presión son altas. Las bajas de presión a lo largo de los

medidores PD son altas y la velocidad de flujo por metro es más baja. En consecuencia,

los medidores con turbina pueden ser preferibles. Los medidores con turbina se utilizan

a veces para medir el petróleo crudo, pero no son recomendables.

71

FIGURA 7. Medidor con Turbina



3.1.1 FACTORES QUE AFECTAN LA PRECISIÓN

Los medidores con turbina son fiables, fáciles de instalar y de mantener. Sin embargo,

la precisión del medidor con turbina está influenciada por el régimen de flujo, cualquier

variación en el área de medición de flujo y el flashing (golpeteo).

La fricción del fluido afecta la velocidad a la cual giran los rotores y por consiguiente la

precisión en la medición. A altas velocidades de flujo, el efecto no es significativo, pero

al bajar la velocidad del flujo, la resistencia del rozamiento se vuelve mucho más

perceptible.

La velocidad del rotor también se ve influenciada por la configuración de las paletas del

rotor. Las paletas pueden salirse de alineación debido a residuos y/o también por la alta

viscosidad del flujo, las paletas son susceptibles a daños. La forma de su borde puede

72

cambiar por erosión, corrosión o depósitos. Estas condiciones también afectan la

relación entre la rotación del rotor y la velocidad del líquido que fluye. El resultado es

una variación en el rendimiento del medidor.

Las mediciones del medidor con turbina se basan en el principio de que el área por la

que fluye el líquido es constante. Con el tiempo, los depósitos crecen en el interior del

oleoducto y los residuos pueden acumularse. Esto reduce el área de flujo y la precisión

de las mediciones.

La precisión también puede verse afectada por el flashing. El ‗flashing‘ (golpeteo) es la

formación de burbujas que afectan la velocidad del rotor en los medidores con turbina y,

en consecuencia la exactitud en la medición. Las burbujas llenan el espacio en el área de

flujo que de otro modo estaría llena con líquido. Como resultado, la velocidad del rotor

aumenta creando un error considerable en medición.

FIGURA 8. Condiciones que Influyen en la Precisión de Medición



73

En ambos medidores con turbina y de desplazamiento positivo, la medición de volumen

está influenciada por la temperatura y presión del líquido que se mide. El volumen del

líquido cambia al variar su temperatura o presión. Al aumentar la temperatura,

el volumen de líquido se incrementa. Cuando sube la temperatura en un bache de

petróleo crudo, por ejemplo, ocupa más espacio en la tubería debido a que las

moléculas están mucho menos espaciadas.

Conforme se incrementa la presión, el volumen decrece. Por ejemplo, un bache de crudo

en una tubería bajo presión ocupa menos espacio debido a que sus moléculas se han

unido a la fuerza. El efecto es similar al de exprimir un pedazo de espuma - cuanto

más presión se aplica, el volumen es mucho menor. No es necesario considerar la

presión del vapor cuando se miden productos petroleros líquidos, tales como petróleos

crudos o condensados con densidades mayores o iguales a 39.8 lbm/pie3 (638 kg/m3).

El área efectiva de flujo del rotor, del medidor puede cambiar debido a cualquiera de las

siguientes razones, o una combinación de las mismas:

- Erosión: por los contaminantes abrasivos (arena, etc.)

- Corrosión: por los contaminantes corrosivos.

- Depósitos: por la precipitación de los sólidos (por ejemplo, cera, parafina).

- Espesor de la capa limite debido al número de Reynolds (Re) más bajo

(Viscosidad más alta o flujo más bajo) o aspereza de la superficie.

- Cavitación: por falta de contrapresión.

- Obstrucciones: acumulación aguas arriba de basura o hierba.

74

- Variaciones significativas en la presión-temperatura en las condiciones de

operación.

Erosión, Corrosión y Depósitos

Aun una acumulación o erosión aparentemente insignificante del rotor de alabes entre

las calibraciones del medidor puede tener un efecto muy importante sobre el

rendimiento del mismo.

Una capa muy delgada en todas las superficies interiores del medidor de turbina puede

cambiar muy significativamente el área de flujo a través del medidor. Por ejemplo, una

película de una milésima de pulgada (0,001‖) de espesor en todas las superficies

interiores de un medidor de turbina de 4 pulgadas reducirá su área de flujo, y por

consiguiente su factor de medidor, por aproximadamente el 0,5%. Este efecto es

proporcional al cuadrado (segunda potencia) del tamaño del medidor. Por eso, para un

medidor de 2 pulgada, una capa de una milésima de pulgada afectara al rendimiento del

medidor más o menos en el 2%.

Espesor de la capa limite

Una de las razones porque no se recomienda el uso de medidores de turbina para

líquidos de alta viscosidad es el aumento substancial del espesor de la capa limite, y

como resultado, la reducción en el área de flujo, que ocurre al acercarse al flujo laminar.

Cuando la relación no dimensional, llamada el Numero de Reynolds es menor de 6000,

el espesor de la capa limite comienza a aumentarse rápidamente. El espesor de la capa

limite es relativamente constante e insignificante al operar dentro del rango turbulento

75

del flujo (número de Reynolds igual a 10.000). Sin embargo, este espesor aumenta

significativamente cuando disminuye el Re, y se acerca al flujo completamente laminar

(Re menor de 2.000). (Ver Fig. 9)

El número no dimensional de Reynolds (Re) es la relación entre las fuerzas de inercia y

las fuerzas viscosas y se expresa matemáticamente de las siguientes maneras:

ECUACIÓN 5. Fórmula para calcular el Número de Reynolds



Donde: = Flujo en galones por minuto

= Flujo en barriles por hora

SG = gravedad especifica

Viscosidad absoluta (centipoises)

Viscosidad cinemática (centistokes)

Diámetro interno (pulgadas)

76

FIGURA 9. Curva Universal de Rendimiento de Medidores de Turbina



A mayor viscosidad menor es el número de Reynolds, a mayor velocidad mayor es el número de

Reynolds.

La curva universal de rendimiento de medidores que se indica en la figura anterior

(Factor ―K‖ vs. Re) muestra el efecto de espaciamiento de la capa límite sobre el

rendimiento del medidor. A medida que se disminuye el Re, se acerca al flujo laminar,

se reduce el área efectiva del flujo, haciendo que la velocidad del líquido, y por

consiguiente, el factor ―K‖ del medidor (pulsos/unidad de volumen) se aumente. Se

puede estimar el efecto de la viscosidad del líquido sobre el rango de exactitud de la

linealidad del medidor por las curvas universales del rendimiento de este tipo.

Cavitación

Cuando un líquido pasa por el anillo estrecho del rotor, su velocidad aumenta. Este

aumento de velocidad produce una reducción correspondiente de presión en este punto.

Si esta presión llega a ser más baja que la del vapor del líquido, entonces se forman

77

bolsas o cavidades de vapor. Estas cavidades ocupan el área de flujo y aumentaran la

velocidad del líquido. El resultado es una velocidad más alta del rotor y el sobre

registro. Para prevenir la cavitación es necesario proporcionar contrapresión sobre el

medidor.

Efecto Basura

Obviamente, cualquier basura que obstruya parte del área de flujo a través del rotor

afectara drásticamente al rendimiento del medidor.

Variación de Presión y Temperatura

Los medidores de turbina experimentan cambios en el área de flujo a raíz de las

variaciones significativas en la presión y temperatura de operación. El área de flujo a

través de un medidor de turbina típico aumentara solo el 0.002%, algo insignificante,

luego de un aumento de 100 psi en la presión de operación, pero aumentara el 0.02%,

valor que si es importante, luego de un aumento de 10°F en la temperatura. Para mayor

precisión, el medidor deberá ser calibrado en el rango normal de operación de presión,

temperatura y flujo.

Por otro lado en el medidor de turbina, la relación constante que se supone entre la

velocidad del rotor y del líquido puede ser afectada significativamente por los cambios

que ocurren en cualquiera de las variables independientes de las calibraciones del

medidor.

78

Si las condiciones fueran ideales y no hubieran fuerzas de retardo del rotor tales como la

resistencia y la inercia, ni el remolino del líquido, la velocidad angular del rotor VR,

seria directamente proporcional a la velocidad del líquido, VF, durante la operación tanto

en estado estable como transitorio. Por eso, la constante de proporcionalidad seria

definida solamente por el ángulo del alabe; mientras mayor es el ángulo del alabe,

mayor seria la velocidad angular del rotor.

Sin embargo, en realidad siempre existen fuerzas de retardo que causan la

desproporcionalidad entre VR y VF. Esta desproporcionalidad llega a ser muy importante

a las tasas de flujo bajas y/o viscosidades altas como se muestra en la Figura 10.

Las variables independientes que posiblemente cambien durante la operación del

medidor y causen el desplazamiento de la relación entre la velocidad del líquido son:

- Angulo del alabe del rotor (AR).

- Estabilidad del rotor (Equilibrio del Rotor, ajuste del rodamiento) (SR).

- Velocidad del líquido (VF) (Perfil de Velocidad).

- Perfil de flujo.

- Remolinos en el caudal.

- Factor de fricción entre el rotor y el rodamiento del eje (fg).

- Densidad del líquido (ρ (rho)).

- Acabado de la superficie del rotor (εR (épsilon)).

- Viscosidad del líquido (μ (mu)).

79

FIGURA 10. Velocidad del rotor y del líquido en un medidor de Turbina.



Angulo del alabe del rotor

El ángulo del alabe del rotor (Aβ) puede cambiar si este es golpeado por un objeto

extraño. También un alabe que ha sido diseñado con características inadecuadas de

rigidez puede flexionar hasta otro ángulo según las diferentes condiciones de carga.

Estabilidad del rotor

Los factores principales que afectan a la estabilidad del rotor (SR) son el balance del

rotor y el ajuste entre el rotor y el rodamiento del eje. El buen balance del rotor es

esencial para el buen rendimiento del medidor. Los rotores pueden desbalancearse por

los depósitos o erosión desiguales. El ajuste del rodamiento también es afectado por los

80

depósitos y el desgaste. El efecto de la mayor inestabilidad del rotor es principalmente

una mayor resistencia del mismo (fricción mecánica en el rodamiento).

Perfil de la velocidad del líquido

La variación en el perfil de la velocidad axial del líquido (VF) para una VF media dada

es una de las principales razones por los cambios en la proporcionalidad entre la

velocidad del rotor y la velocidad del líquido. Un cambio en el perfil de la velocidad del

líquido afecta tanto a la torsión de impulso del rotor (TRD) como la torsión de la

resistencia viscosa (TVD).

La geometría de los límites del flujo (paredes) aguas arriba e inmediatamente aguas

abajo del rotor define el perfil de la velocidad del flujo a la altura del rotor para un

conjunto dado de características del líquido (principalmente la viscosidad y la

velocidad). Idealmente cualquier alteración en los límites del flujo debería estar a una

distancia suficiente del rotor para que no afecte el perfil de la velocidad del líquido (Ver

Fig. 11)

FIGURA 11. Sección Aguas Arriba y Aguas Abajo en un Medidor de Turbina.



81

Cualquier cambio en la geometría de los límites (es decir codos, reductores, aperturas de

válvulas, depósitos, compaginación irregular de bridas, etc.) (Ver Fig. 12) que

estuvieran suficientemente cerca al rotor para afectar el perfil de la velocidad del líquido

a la altura del rotor, afectara el rendimiento del medidor (el factor ―K‖).

Un perfil de velocidad distorsionado es inestable. Cualquier cambio en la velocidad y/o

cambiara su forma y afectara el rendimiento del medidor de turbina. Un perfil de

velocidad simétrico es necesario para obtener un buen rendimiento del medidor de

turbina para toda gama de condiciones de operación.

FIGURA 12. Distorsión del perfil de velocidad

Fuente: Curso Especializado en Medicion de Hidrocarburos

Elaborado por: Andres Sebastian Mendoza L.

Acondicionamiento del flujo

Al igual que otros tipos deductivos (de detección de velocidad) de medidores de flujo,

los medidores de turbina requieren acondicionamiento de la corriente de flujo

inmediatamente aguas arriba y abajo del medidor. Las recomendaciones detalladas del

82

API (Norma API – MPMS Capítulo 5 Sección 3) para el acondicionamiento del flujo

para los medidores de turbina se detallan en la Figura 11 y 13.

FIGURA 13. Conjunto de condiciones de flujo utilizando elementos enderezadores

de acuerdo a Norma API – MPMS Capítulo 5 Seccion 3



L = Longitud total del enderezador de flujo (≥ 10D).

A = Longitud cámara aguas arriba (2D – 3D).

B = Longitud del elemento enderezador de flujo (2D – 3D).

C = Longitud cámara aguas abajo (≥ 5D).

D = Diametro nominal del medidor.

n = Número de tubos (≥ 4D).

d = Diámetro nominal de cada tubo (B/d ≥ 10)

La experiencia ha demostrado que una longitud nominal de 20 diametros de tubería del

mismo diámetro del medidor aguas arriba y 5 diámetros de tubería del mismo diámetro

del medidor aguas abajo provee un efectivo acondicionamiento de flujo en muchas

instalaciones.

83

Sin embargo, la longitud de tubería requerida aguas arriba debe ser verificada para cada

instalación, usando el método presentado en el apendice A ―Flow Conditionig

Technology Without Straightening Elements‖ del capítulo 5 seccion 3 del API –

MPMS.

Basados en datos empíricos este apendice A recomienda que la longitud del tramo recto

de tubería requerida aguas arriba del medidor puede ser calculada asi:

ECUACIÓN 6. Fórmula para calcular la longitud de tubería aguas arriba del

medidor



De donde:

L = Longitud de tubería aguas arriba del medidor, en pies.

D = Diámetro nominal del medidor, en pies.

KS = Relacion velocidad de turbulencia, adimensional.

f = Factor de fricción Darcy-Weisbach, adimensional.

Remolino en el caudal

El remolino del líquido (velocidad angular) también puede ser causado por las

alteraciones en los límites de flujo aguas arriba del rotor. (Ver Fig. 14) Por eso, la

84

seccion de enderezamiento que se recomienda en la Figura 11 y 13 tiene un haz de

tubos, con una relación mínima de L / D de ≥ a 10 y las venas de enderezamiento

instaladas a una longitud máxima aguas arriba, mayor o igual (≥ a 5 diámetros del

medidor), para eliminar o reducir cualquier remolino que pueda existir debido a la

geometría de la tubería aguas arriba.

El propósito del haz de tubos o venas de enderezamiento es eliminar cualquier remolino

―en la corriente de flujo antes de que llegue al medidor‖. El remolino aumentará o

disminuirá la velocidad angular normal del rotor. Una sección muy larga de tubería

recta también ayudará a amortiguar cualquier componente angular de velocidad en la

corriente de flujo.

Al omitir el haz de tubos la experiencia ha demostrado que en muchas instalaciones la

longitud de enderezamiento aguas arriba del medidor debe ser aumentada a 20 o 30

diámetros de tubo y 5 diámetros aguas abajo del medidor, para cumplir con un efectivo

acondicionamiento de tubo.

85

FIGURA 14. Efecto del Remolino del líquido



Fricción en los rodamientos del rotor

Una de las caracteristicas distintivas de un medidor de turbina de alto rendimiento de un

Oleoducto es la muy baja friccion de los rodamientos. También, debido al servicio

continuo de alta velocidad, los rodamientos del medidor de turbina tienen que ser muy

resistentes al desgaste. Por eso normalmente se utilizan cojinetes de carburo de

tungsteno que son muy precisos y altamente pulidos.

La holgura entre el rodamiento movible del rotor y el cojinete de la plataforma

estacionaria tiene que ser muy exacta para asegurar que la rotación ocurra sobre una

pelicula delgada de líquido (es decir, como un hidroplano) para minimizar aún más la

fricción.

86

En algunos medidores de turbina, se elimina la fricción del rodamiento de empuje,

balanceando el rotor hidraulicamente para todo su rango normal de flujo, usando una

tecnica similar a la que se indica en la Figura 15.

FIGURA 15. Rotor Flotante – Medidor de Turbina Serie Sentry de Smith Meter



Friccion por viscosidad

La Figura 10 nos indica tambien el efecto de la resistencia por viscosidad sobre la

relación entre la velocidad del rotor y del líquido. La tasa de flujo en la que la velocidad

del rotor comienza a estar desproporcionada a la del líquido, aumenta a medida que se

aumenta la viscosidad.

La resistencia viscosa del rotor es afectada por la viscosidad del líquido (μ), el acabado

de la superficie del rotor (ε R) y su velocidad (VR ); también por el área entre las

superficies del rotor y las superficies estacionarias adyacentes, y la distancia entre las

mismas, como por ejemplo la superficie del aro del rotor en relación con la carcasa.

87

La erosión, corrosión y depositos pueden afectar el acabado de las superficies

estacionarias y la del rotor así como el espacio libre entre las mismas.

Densidad del líquido

La torsión de impulso del rotor (T RD ) que esta disponible para vencer las fuerzas de

resistencia del rotor es directamente proporcional a la densidad del líquido (ρ) y al

cuadrado de la velocidad del líquido (VF 2).

Para mantener constante la curva de T RD (y la caida de presión del medidor),

independiente de la densidad del líquido, se multiplica el flujo máximo nominal normal

del medidor, así como el mínimo, por la raíz cuadrada de la relación de densidad, ((ρ/ρ

x) 1/2).

Por ejemplo, un medidor de 4 pulgadas de diámetro con un flujo nominal normal de 140

– 1.000 USGPM para Querosen (ρ=0,80) tendría una capacidad nominal de 175 – 1.250

USGPM para propano (ρx=0,51).

ECUACIÓN 7. Fórmula para mantener constante la curva de TRD (y la caida de

presion del medidor)



88

De donde:

CN = Capacidad nominal para mantener la curva de TRD a diferentes densidades.

QN = Flujo máximo o mínimo nominal normal del medidor. (BPH ó GPM)

Relación de densidades. (adimensional)

3.1.2 INSTALACIÓN TÍPICA DEL MEDIDOR TIPO TURBINA

Los medidores de turbinas deben trabajar con una corriente de flujo que ha sido

suficientemente acondicionada para eliminar remolinos y la deformación del perfil de la

velocidad causada por filtros, codos, válvulas y otros accesorios. Si no existen

limitaciones de espacio, el medidor puede ser instalado con una tubería recta de por lo

menos 20 diámetros del tubo, aguas arriba de medidor y 5 diámetros aguas abajo del

medidor. La instalación aguas arriba puede reducirse a un mínimo de 10 diámetros si se

utiliza enderezador de flujo.

FIGURA 16. Diagrama Esquemático de una Instalación Típica de Medidores de

Turbina.



89

1. Válvula de bloqueo, si es requerida.

2. Dispositivo de diferencial de presión, si es requerida.

3. Filtro o eliminación de vapor, si es requerida para cada medidor o toda la

estación.

4. Laminadores de flujo.

5. Medidor de turbina.

6. Tubería recta.

7. Dispositivo para medir la presión.

8. Dispositivo para medir la temperatura.

9. Válvula de 4 vías.

10. Válvula de control si es requerida.

11. Válvula de retención si es requerida.

3.1.3 ESPECIFICACIONES TÉCNICAS DEL FABRICANTE DEL MEDIDOR

TIPO TURBINA FAURE HERMAN TZN

El rango de los Medidores de Turbina va de 1 a 24 pulgadas de diámetro y 150# ANSI a

2500 ANSI. El rango de rata de flujo va desde 9 BPH hasta 57100 BPH. El rango de

temperatura para algunas turbinas va desde (-50°F a +250°F) para turbinas pequeñas y

desde (-50°F hasta +700°F) en los tamaños grandes.

Los medidores de turbina son utilizados en fluidos menos viscosos. La linealidad es de

± 0.025% y la Repetibilidad de ± 0.02%. La relación máxima-mínima de flujo es de

10:1. La Turbina helicoidal para Custody-Transfer FAURE HERMAN TZN dispone de

90

un rotor de diseño helicoidal, está especialmente diseñada para la medición de

productos en unidades LACT, se encuentra en tamaños desde 0,5 hasta 20 pulgadas de

diámetro. Tiene una exactitud de 0,15% y un rango de viscosidad de 0,1 a 350 cSt.

3.1.4 CONDICIONES DE OPERACIÓN DE LOS MEDIDORES TIPO TURBINA

EN LA ESTACIÓN AGIP OIL BAEZA

En las siguientes imágenes se detalla las condiciones fisicoquímicas del crudo que llega

a los medidores tipo Turbina, este es el reporte mensual del mes de Abril del 2010 que

se realizó en el laboratorio de la estación (ver imagen 26), de igual manera las cartas de

calibración de los medidores volumétricos tipo turbina (ver imagen 27, 28, 29).

91

IMAGEN 26. Condiciones físico químicas de los crudos en Estación Baeza – Abril

2010

Fuente: Estación AOE Baeza


92

IMAGEN 27. Condiciones de operación medidor A



93

IMAGEN 28. Condiciones de operación medidor B



94

IMAGEN 29. Condiciones de operación medidor C



95

3.1.6 VENTAJAS Y DESVENTAJAS DEL MEDIDOR TIPO TURBINA

A continuación se menciona las ventajas y desventajas del medidor tipo turbina.

3.1.6.1 VENTAJAS

- Costo inicial.

- Pequeños tamaños y pesos.

- Larga vida de los rodamientos.

- Amplios rangos de temperatura y presión.

- Bajo mantenimiento.

- Maneja altos flujos.

3.1.6.2 DESVENTAJAS

- Requiere productos limpios.

- Es necesario instalar acondicionadores de flujo.

- Dificultad para medir líquidos con alta viscosidad.

- Necesidad de accesorios electrónicos.

- Susceptibles a flujos sucios y depósitos.

- Sensibles a cambios de viscosidad.

- Susceptibles a daños por ―gas slugging‖.

- Requiere calibraciones frecuentes.

- Requiere flujo laminar.

- Requiere contrapresión mínima.

96

3.2 MEDIDOR DE DESPLAZAMIENTO POSITIVO (SMITH METER E3, G6)

(NORMA API –MPMS CAPÍTULO 5 SECCIÓN 2 MEASUREMENT OF

LIQUID HYDROCARBONS BY DISPLACEMENT METERS)

En el caso de que se realice el cambio en los medidores, los medidores SMITH METER

E3 – G6 serían los que reemplacen a los medidores de Turbina (FAURE HERMAN

TZN), el medidor SMITH METER E3 de 3 pulgadas de diámetro y los 2 medidores G6

de 6 pulgadas de diámetro, son de origen americano y al contrario de los medidores de

tipo turbina, los medidores de desplazamiento positivo, miden el volumen directamente

reteniendo y soltando después cantidades moderadas de líquido para registrar el

volumen.

Los medidores PD son más adecuados para líquidos altamente viscosos y aquellos que

contienen cera u otros sedimentos debido a que dichos medidores son menos

susceptibles los de turbina al daño que ocasionado por residuos.

97

FIGURA 30. Principio de operación de un medidor de Desplazamiento Positivo



3.2.1 FACTORES QUE AFECTAN LA PRECISIÓN

El desgaste normal, la viscosidad líquida, el resbalamiento y depósitos pueden

influenciar la precisión de la lectura de un medidor PD.

El desgaste normal hace que las superficies de contacto se gasten. Esto ocasiona que el

volumen desplazado de la cámara de medición aumente y cambie el rendimiento del

medidor.

Los líquidos de movimiento lento presentan algunos problemas a los medidores PD

debido a que la capa divisoria en la punta de la paleta permanece constante. No

98

obstante, con líquidos menos viscosos, la capa divisoria se adelgaza y la medición

volumétrica se ve afectada.

El ‗resbalamiento‘ es la pérdida de líquido a través del espacio entre las paredes de la

cámara y las aletas del medidor. El resbalamiento para líquidos altamente viscosos es

casi cero, pero para líquidos ligeros como la gasolina puede ser mucho mayor.

Los depósitos como cera y otros contaminantes pueden acumularse dentro de la cámara

del medidor. Esto resulta en una reducción del volumen que se registra, creándose así

inexactitud.

3.2.2 INSTALACIÓN TÍPICA DEL MEDIDOR DE DESPLAZAMIENTO

POSITIVO

En la Norma API – MPMS (Capítulo 5 Sección 2 Measurement Liquid Hydrocarbons

by Displacement meters) se menciona que para la instalación de un medidor de

desplazamiento positivo se debe seleccionar una base adecuada para apoyar el medidor,

que éste no quede sobre la tubería a excepción de los medidores instalados

verticalmente que si están sostenidos por la tubería. Hay que disponer de tubos de

salida de tal manera que se evite la formación de un sifón, que impediría el drenaje del

líquido.

Es necesario proteger al medidor y al sistema de tubería contra los efectos de la

expansión térmica, lo cual debe instalarse una válvula de alivio térmica adecuada.

También hay que evitar esfuerzo de la tubería sobre el medidor e instalar un desaireador

o eliminador de gases para impedir la entrada de aire o vapor en el medidor.

99

En este tipo de instalación se debe remover el mecanismo interior o pasar el flujo por un

by-pass si el sistema se va a someter a una prueba de presión de agua y limpiar el

interior de la tubería antes de poner en funcionamiento el medidor, sin calibrar con

agua ni permitir que esta quede en el interior del medidor y además estar completamente

seguro de la dirección del flujo, mirando por el alojamiento correspondiente a la brida y

por último instalar una válvula de control de contrapresión aguas abajo del medidor.

FIGURA 18. Típico arreglo de una estación de medición con 3 medidores de

desplazamiento positivo

Fuente: Programa de Entrenamiento para Operaciones de Ductos


1. Válvula reductora de presión manual o automática si es requerida.

2. Filtro, eliminador de vapor si es requerido, para cada medidor o toda la estación.

100

3. Medidor de desplazamiento positivo.

4. Dispositivo para medir la temperatura.

5. Dispositivo para medir la presión.

6. Válvula de retención si es requerida.

7. Válvula de control si es requerida.

8. Válvula de 4 vías.

9. Válvula de control de flujo si es requerida.

10. Válvula de bloqueo si es requerida.

11. Dispositivo de diferencial de presión si es requerido.

3.2.3 ESPECIFICACIONES TÉCNICAS DEL FABRICANTE

PRINCIPIO DE OPERACIÓN

Estos medidores son giratorios y de desplazamiento positivo. La carcasa es labrada a

precisión y contiene un rotor que gira sobre rodamientos de bolitas, e incluye álabes

distribuidos en forma pareja. Al fluir el líquido a través del medidor, el rotor y los

álabes (paletas) giran alrededor de una leva fija, haciendo que estos se desplacen hacia

afuera. El movimiento sucesivo de los álabes forma una cámara de medición de

volumen exacto entre dos de los álabes, el rotor, la carcasa, y las tapas inferior y

superior. Cada rotación del rotor produce una serie continua de estas cámaras cerradas.

Ni los álabes, ni el rotor, hacen contacto con las paredes estacionarias de la cámara de

medición. Una de las características sobresalientes del medidor Smith es el hecho de

que el flujo pasa sin perturbaciones durante la medición. No se desperdicia energía

agitando innecesariamente el líquido.

101

1. El líquido no medido (área sombreada) ingresa al medidor. El rotor y los álabes

giran hacia la derecha. Los álabes A y D se encuentran totalmente extendidos,

formando la cámara de medición. Los álabes B y C están retraídos.

FIGURA 19. Principio de operación medidor PD primera etapa

Fuente: FMC Technlogies - Boletín MN01011S


2. El rotor y los álabes han efectuado una octava de revolución. El álabe A se

encuentra totalmente extendido. El álabe B está parcialmente extendido. El álabe

C se ha retraído completamente. El álabe D se encuentra parcialmente retraído.

FIGURA 20. Principio de operación medidor PD segunda etapa



102

3. Ha ocurrido un cuarto de revolución. El álabe A se encuentra extendido todavía

y ahora el B está ahora extendido. Existe ahora un volumen exacto y conocido

de líquido en la cámara de medición.

FIGURA 21. Principio de operación medidor PD tercera etapa



4. Una octava de revolución más tarde, el líquido medido está saliendo del

medidor. Está a punto de formarse otra cámara de medición entre los álabes C y

B. El álabe A se encuentra retraído, y el C está empezando a salir.

En tres octavos de revolución se han formado dos cámaras de medición, y otra

está a punto de formarse. Este ciclo continúa repitiéndose mientras fluya el

líquido.

103

FIGURA 22. Principio de operación medidor PD cuarta etapa



CARACTERÍSTICAS

Los medidores de desplazamiento positivo para Unidades LACT generalmente van en

tamaños de 2 pulgadas a 16 pulgadas de diámetro y en rangos de bridas ANSI 150# a

ANSI 600#. Las ratas de flujo van desde 60 a 13000 BPH. Se dispone de tamaños más

grandes pero los costos tienden a ser muy altos. Cuando se encuentra con ratas de flujo

altas, es mejor utilizar múltiples medidores.

Utilizando medidores múltiples pequeños en lugar de un medidor grande, reducen el

tamaño del probador. Una ventaja adicional es que si el tren de medición falla,

solamente se pierde un pequeño porcentaje de la capacidad de medición. La linealidad

de los medidores de desplazamiento positivo es de ± 0.25% y la Repetibilidad es de ±

0.02%. La relación máxima-mínima de flujo es de 10:1. El rango normal estándar de

temperatura es de (-25°F a +125°F).

El modelo E3 tiene 3 pulgadas de diámetro y maneja tasas de flujo de 500 GPM y el

modelo G6 tiene 6 pulgadas de diámetro y maneja flujos de 1200 GPM. Acepta líquidos

con viscosidades de hasta 1000 cSt.

104

El medidor de desplazamiento positivo Smith Meter funciona con una insuperable

precisión y durabilidad, combinada con una alta estabilidad, baja caída de presión, larga

vida útil y fácil mantenimiento.

Los medidores Smith Meter PD de doble carcasa están diseñados para funcionar con

baja caída de presión y bajo deslizamiento.

Estas características significativas de diseño, junto con una fabricación de precisión,

proporcionan una exactitud y estabilidad óptimas que se traducen en un ahorro en el

costo de operación de una estación.

En los terminales de comercialización del petróleo, donde la fiabilidad, el aumento del

volumen manejado y un tiempo mínimo de inactividad y mantenimiento son esenciales,

el SMITH METER ofrece la solución perfecta. Las características innovadoras de su

diseño – paletas de policetona leva superreforzada, cojinetes sólidos resistentes al

desgaste, rotor horizontal y salida de pulsos directa, combinan las ventajas de un

medidor de turbina con la estabilidad de un medidor PD tradicional.

Cuando el crudo es pesado, el volumen es alto, la medición es automática y la fiabilidad

en la medición es necesaria, el medidor Smith Meter PD proporciona una absoluta

exactitud y estabilidad. El medidor PD utiliza un principio de medición de flujo directo

que no se ve afectada por variaciones en la velocidad y la viscosidad, por lo que es la

elección ideal para las aplicaciones en producción de petróleo.

105

INSTALACIÓN

1. El medidor y sus accesorios son instrumentos de precisión y deben ser tratados como

tales. Antes de su instalación, deben estar protegidos los equipos contra las condiciones

climáticas adversas y del abuso casual.

2. La instalación debe incluir protección contra la arena, polvo, lluvia, cellisca, etc., si

existen condiciones climáticas extremadamente adversas.

3. Con la excepción de las instalaciones verticales, el medidor debe ser montado sobre

una base o plataforma adecuada, a fin de que no se apoye en la tubería. Están

disponibles para todos los medidores, los dibujos acotados que indican el tamaño y

ubicación de todos los agujeros de anclaje.

4. Instale el medidor de tal manera que no sea posible drenar el producto

accidentalmente; sin embargo, es aconsejable vaciar periódicamente el agua y

sedimento del mismo. Al instalar el medidor, asegúrese que el tapón de drenaje esté

accesible.

5. La tubería no deberá ejercer ninguna fuerza indebida sobre el medidor.

6. Protege el medidor y el sistema contra los efectos de la expansión térmica, mediante

la instalación de una válvula de alivio.

106

7. De ser necesario, se debe colocar un desaireador o eliminador de aire, a fin de evitar

el ingreso de aire o vapor al medidor.

8. Se debe limpiar internamente toda la tubería antes de poner en marcha el medidor.

Hay que eliminar completamente el óxido, tierra, bolas de soldadura u otros materiales

extraños.

Saque el mecanismo interior de los medidores de doble carcasa, o el rotor y los álabes

de los medidores de simple carcasa, y purgue las líneas, a fin de evitar los daños al

elemento de medición. Hay que proteger el medidor con un colador de malla #4, por lo

menos. Todos los medidores no ferrosos deben instalarse aguas abajo de un filtro de 5

micrones, por lo menos.

9. Si es necesario, se debe colocar aguas abajo del medidor una válvula limitadora de

flujo, a fin de protegerlo de los caudales excesivos.

10. Saque el mecanismo interior si se va a realizar una prueba de presión con agua, o

purgar los desechos del sistema.

11. No realice ninguna calibración con agua, ni permita que ésta permanezca dentro del

medidor. Lave el medidor con aceite lubricante liviano, si va a ser almacenado, o

permanecer fuera de servicio.

107

12. A menos que se especifique lo contrario, el flujo a través del medidor es de

izquierda a derecha, visto desde el lado de la carcasa donde están las bridas. Es posible

modificar la mayoría de los medidores, para que el flujo sea de derecha a izquierda.

Pida mayor información a la fábrica.

13. Se puede ubicar el contador en cualquiera de las cuatro posiciones, que tienen 90°

entre sí. El contador de números grandes puede ser colocado en cualquiera de las ocho

posiciones, que tienen 45°entre sí.

PUESTA EN MARCHA

De ser posible, se debe llenar el medidor por gravedad. Si se utilizan bombas para llenar

el medidor, hay que ejercer sumo cuidado al abrir las válvulas.

Es necesario realizar los siguientes pasos a fin de evitar los daños:

1. Saque el tapón 1 de la conexión de desfogue, que se encuentra en la parte superior de

la tapa del medidor, e instale una válvula de sangrado y sistema de drenaje adecuados.

2. Después de haber cerrado completamente la válvula aguas abajo, abra lentamente la

válvula que se encuentra aguas arriba.

3. Abra la válvula de sangrado y permita que se desfogue el aire hasta que deje de salir.

4. Abra lentamente la válvula que está aguas abajo hasta que se inicie el flujo. Observe

que sale más aire. Continúe operando el medidor a este caudal muy lento hasta que se

108

desfogue todo el aire. (Este proceso es necesario para eliminar el aire que está atrapado

dentro del rotor.)

5. Cierre la válvula de sangrado y establezca lentamente el flujo normal. Hay que

realizar este proceso cada vez que se drene el medidor.

Información General de Operación

6. Se deben accionar lentamente las válvulas de entrada y salida, para evitar los choques

de la línea. Al cerrarlas bruscamente, se puede crear fuerzas que son mayores que la

presión normal de la línea. Esto puede producir daños en el medidor, o en otros equipos.

7. No accione manualmente el contador tipo ‗reset‘, mientras el medidor esté operando.

8. El pasador de sujeción de la cabeza de la impresora de tarjetas deberá estar en

posición inferior o fija, mientras el medidor esté funcionando.

9. Los medidores que tienen calibradores manuales, o ATC, sólo pueden operar en un

sentido.

10. Se ha realizado el ajuste de la calibración en la fábrica, a fin de obtener un error

nulo, para la capacidad máxima que indica la placa de identificación, y con un solvente

de 2 cP. Debido a las variaciones que existen en las condiciones de operación (p.ej., en

el líquido, la presión, y la tasa de flujo), se debe probar el medidor después instalarlo.

Ver las normas de referencia de API. (Manual of Petroleum Measurement Standards.

109

API Chapter 4, Proving Systems. API Chapter 5, Section 5.2 - Measurement of Liquid

Hydrocarbons by Displacement Meter Systems. API Chapter 12, Section 2 Field

Manual - Instructions for Calculating Liquid Petroleum Quantities Measured by Turbine

or Displacement Meters.)

11. Se efectúa la calibración manual del medidor, ajustando el dial del calibrador. Es

posible cambiar la calibración por incrementos de .0005 (1/20 del 1 por ciento). El dial

indica ±, y está ubicado debajo de la tapa con seguro de alambre, que se encuentra en el

regulador del calibrador, en el domo superior del medidor. Al hacer girar el dial de

calibración hacia la izquierda, se aumenta la cantidad de producto registrado por el

medidor, y ésta se disminuye al hacerlo girar hacia la derecha. En los medidores con

ATC (Compensación Automática por Temperatura), cada muesca hace un cambio que

es equivalente al Coeficiente de Expansión por grado F. Por ejemplo, un calibrador

ATC para 38° API dará .00048 por muesca, porque el líquido de 38° API posee un

Coeficiente de Expansión de .00048/°F. Si existe un ATG (Compensador Automático

por Temperatura y Gravedad) en el medidor, el ajuste se efectúa con un tornillo que se

encuentra debajo de la tapa pequeña con seguro de alambre, marcada ―meter ajustment‖

(ajuste del medidor). Al hacerlo girar hacia la derecha, se disminuye el registro.

12. Para obtener el mejor servicio de los medidores Smith, se sugiere mantener

anotaciones detalladas. Se deben registrar los datos incluyendo el modelo, número de

serie, tasa de flujo, tipo de producto, espacios libres del medidor, lecturas del

totalizador, factor de medidor, y otra información pertinente. Estos datos serán una guía

excelente para la coordinación del programa de mantenimiento preventivo.

110

3.2.5 VENTAJAS Y DESVENTAJAS DEL MEDIDOR DE DESPLAZAMIENTO

POSITIVO

A continuación se menciona las ventajas y desventajas del medidor de desplazamiento.

3.2.5.1 VENTAJAS

- Inmune a cambios de viscosidad.

- No se transmite la tensión de la tubería al elemento de medición, gracias a su

doble carcasa.

- El elemento de medición puede ser sacado fácilmente para mantenimiento o para

limpiar la línea durante la puesta en marcha.

- La presión diferencial a través de las paredes de la cámara de medición es

mínima, eliminando así la posibilidad de que se presenten cambios en las

dimensiones de la cámara de medición debido a las variaciones de presión del

sistema.

- Las pérdidas a través de los espacios libres de un medidor de Desplazamiento

Positivo de alto rendimiento variaran desde casi cero para las viscosidades

mayores de aproximadamente 20 centipoises hasta el 0.5% o 1% para la gasolina

(no es el caso de Baeza).

- Capacidad para medir líquidos viscosos.

- Facilidad para operar sin fuentes externas de potencia.

- Capacidad para registrar una rata de flujo cerca de cero.

- Conceptos sencillos de diseño y operación.

- Extremadamente estable.

111

- Baja caída de presión.

- Maneja altas/ medias viscosidades.

- Opera sin alimentación externa.

- Precisión superior y estabilidad inigualable.

- Bajo costo de funcionamiento.

- Larga vida útil.

3.2.5.2 DESVENTAJAS

- Costo inicial.

- Susceptibles a daños por flujos pulsantes y ―GAS SLUGGING‖.

- Susceptibles a daños por erosión y corrosión.

- Severas reducciones en flujo si el medidor es atascado u obstruido. (Casi como

cerrar una válvula).

- Altos requerimientos de mantenimiento.

- Muchas partes móviles.

- Sensible a ―bolsas‖ de gas/aire.

CAPÍTULO IV

112

CAPÍTULO IV

4. INVESTIGACIÓN DE CAMPO - ESTACIÓN AGIP OIL BAEZA

A través del oficio No. 017 PIEP-FOD-2010 enviado desde el Instituto de Estudios del

Petróleo de EP PETROECUADOR hacia el Gerente de Operaciones de AOE, Ingeniero

Rafael Guzmán, sugiriendo que se permita llevar a cabo el presente estudio y por ende

el ingreso a las instalaciones de la Estación, se pudo desarrollar la investigación de

campo en el mes de Junio del año 2010.

Aquí se tomó varios datos que dan apoyo a la justificación del cambio en los medidores

volumétricos de flujo de la unidad LACT y respaldan el presente estudio.

Es necesario mencionar que algunos de los datos que se obtuvieron en campo y se

emplearán a continuación fueron facilitados por el personal de la empresa AGIP OIL

ECUADOR, ARCH y del laboratorio de la CERTIFICADORA INDEPENDIENTE DE

LA UNIVERSIDAD CENTRAL DEL ECUADOR.

En este capítulo, a través de interpretaciones graficas y cálculos, se justifica

técnicamente el cambio de los medidores de tipo Turbina por los de Desplazamiento

Positivo, consiguiendo de esta manera las conclusiones y recomendaciones apropiadas

que se plasmaran en el capítulo final del presente estudio.

113

4.1 CONDICIONES DEL FLUIDO Y FLUJO E INTERPRETACIÓN EN LA

CURVA DE LA NORMA API – MPMS CAPÍTULO 5 SECCIÓN 1

El principal problema que encontramos en Baeza es que el crudo que llega a la Estación

tiene una viscosidad de 630 cSt promedio, este valor esta fuera del límite establecido

para el medidor de tipo Turbina, pero si esta dentro del rango para el de Desplazamiento

Positivo. Ver IMAGEN 26. Condiciones físico químicas de los crudos en Estación

Baeza – Abril 2010.

La viscosidad promedio durante Abril de 2010 fue de 636 cSt y la densidad API de

19.1°. Estos datos justifican que el crudo que llega a la Estación Baeza y que es

contabilizado en la Unidad LACT a través del banco de medidores de flujo tipo

Turbina, excede el rango de viscosidad (hasta 350 cSt) que el fabricante recomienda

para el medidor tipo Turbina FAURE HERMAN TZN (Tz80 110n – Tz150 400n),

provocando así una variación evidente en la exactitud del instrumento.

El medidor volumétrico de Desplazamiento Positivo permite rangos de viscosidad de

hasta 1000 cSt, esta es la razón principal de porque es necesario el cambio de los

medidores de Turbina por los de Desplazamiento Positivo en la Estación.

114

IMAGEN 30. Ensayo fisicoquímico del crudo en la Estación Baeza



115

En la Figura 23 podemos ver la relación que tiene cada uno de estos medidores con la

viscosidad y la rata de flujo.

FIGURA 23. Medidor de Turbina vs Desplazamiento Positivo (Norma API –

MPMS Capítulo 5 Sección 1)

Fuente: Norma API – MPMS Capítulo 5 Sección 1


116

En Baeza Existen tres medidores de tipo Turbina de diseño helicoidal: el medidor A es

de 6 pulgadas de diámetro y maneja un flujo de 2000 BPH (1400 GPM), el medidor B

es de 6 pulgadas de diámetro y opera con un flujo de 1500 BPH (1050 GPM) y el

medidor C es de 3 pulgadas de diámetro y trabaja con un flujo de 600 BPH (420 GPM).

La figura 23 nos muestra que el medidor adecuado para esta operación es el de

Desplazamiento Positivo ya que la viscosidad del crudo que llega a Baeza es de 630 cSt

promedio (Ver Imagen 26) y con los flujos que manejan los medidores el único que está

dentro del rango según la Norma API – MPMS Capítulo 5 Sección 1 es el medidor de

Desplazamiento Positivo.

4.2 CÁLCULO Y TABLA DEL NÚMERO DE REYNOLDS PARA ALGUNOS

DÍAS Y FLUJOS DE 600, 1500, 2000 BPH

En la siguiente tabla se toma como referencia 5 días del mes de Abril del 2010 con sus

respectivas viscosidades, y se calcula el régimen para cada medidor a un determinado

flujo.

El número de Reynolds se calcula de la siguiente manera:

117

ECUACIÓN 8. Fórmula para calcular el Numero de Reynolds



TABLA 1. Tabla del número de Reynolds para diferentes caudales

# REYNOLDS - ESTACIÓN AGIP OIL BAEZA

FECHA FLUJO

(BPH) DIÁMETRO

(pulgadas)

VISCOSIDAD

CINEMÁTICA

(cSt) # REYNOLDS RÉGIMEN

05-abr-10

600 3 617.3 717 Laminar

1500 6 617.3 897 Laminar

2000 6 617.3 1196 Laminar

10-abr-10

600 3 619.1 715 Laminar

1500 6 619.1 894 Laminar

2000 6 619.1 1192 Laminar

15-abr-10

600 3 641.1 691 Laminar

1500 6 641.1 863 Laminar

2000 6 641.1 1151 Laminar

20-abr-10

600 3 665.3 665 Laminar

1500 6 665.3 832 Laminar

2000 6 665.3 1109 Laminar

25-abr-10

600 3 636.6 696 Laminar

1500 6 636.6 869 Laminar

2000 6 636.6 1159 Laminar

Fuente: Andrés Sebastián Mendoza L.


118

En la tabla 1 se define que el régimen del crudo que llega al banco de medidores tipo

Turbina en la unidad LACT de Baeza es laminar, debido a la alta viscosidad del líquido

y al caudal que se maneja entre 600 y 2000 BPH.

Una de las razones técnicas de porque no se recomienda el uso de medidores de tipo

turbina para crudos de alta viscosidad es el aumento substancial del espesor de la capa

límite, y como efecto, la reducción en el área de flujo dentro del medidor, que ocurre al

acercarse al flujo laminar.

Cuando el número de Reynolds es menor de 6.000, el espesor de la capa limite

comienza a aumentarse rápidamente. El espesor de la capa limite es relativamente

constante e insignificante al operar dentro del rango turbulento del flujo (número de

Reynolds igual a 10.000). Pero este espesor aumenta significativamente cuando

disminuye el Reynolds, y se acerca al flujo completamente laminar (Reynolds menor de

2.000).

4.3 INTERPRETACIÓN DE LA CURVA UNIVERSAL DE RENDIMIENTO DE

MEDIDORES DE TURBINA, LA RELACIÓN CON EL NÚMERO DE

REYNOLDS CALCULADO Y EL TIPO DE FLUJO

Teniendo en consideración que la tabla 1 nos indica que el régimen en que se encuentra

el crudo en la unidad LACT de la estación es laminar (Reynolds entre 600 a 1.200) y

guiándonos en la Figura 9 podemos concluir que la respuesta del medidor de tipo

119

turbina no es lineal, y la linealidad se estabilizaría al alcanzar el numero de Reynolds

superior a 10.000, pero esto solo sucedería si el crudo que llega a la estación tendría una

viscosidad menor (entre 40-75 cSt). También es evidente que el perfil de velocidad del

crudo tiene una distorsión (pendiente), que también es una variable que afecta en la

precisión del instrumento (Factor K), en cambio el flujo turbulento tiene un perfil de

velocidad simétrico. Un cambio en el perfil de la velocidad del líquido afecta tanto a la

torsión de impulso del rotor (TRD) como la torsión de la resistencia viscosa (TVD).

FIGURA 24. Curva Universal de Rendimiento de Medidores de Turbina



Estas condiciones modificarán el factor K del medidor (pulsos/unidad de volumen),

afectando la velocidad del rotor y por consiguiente obteniendo inexactitud en la

medición de la velocidad del líquido.

120

Por esta razón se debe utilizar para la medición en la transferencia de custodia de la

estación Baeza un medidor de desplazamiento positivo que no tiene restricción para

crudos altamente viscosos y por ende permite regímenes laminares.

En el siguiente ejemplo empleando las condiciones de flujo del medidor A, B y C de la

estación Baeza, demostramos que si el crudo que llega a la estación estaría en el rango

de estas viscosidades ideales (entre 40 a 75 cSt), tendríamos un Reynolds aproximado a

10.000 (flujo turbulento):

Medidor A

Flujo = 2000 BPH

Viscosidad ideal (entre 40 – 75 cSt) = 73 cSt

Diámetro del medidor = 6 pulgadas

Medidor B

Flujo = 1500 BPH

121



Medidor C

Flujo = 600 BPH



122

4.4 DETERMINACIÓN DE LAS PRESIONES DE TRABAJO EN LA

ESTACIÓN Y SU RELACIÓN CON LA PRESIÓN DE VAPOR DEL CRUDO

El NPSH (Net Positive Suction Head) o cabeza neta positiva de succión, nos indica que

tanta succión se debe tolerar antes que la presión en el intake de la bomba alcance la

presión de vapor. El NPSH debe ser igual a la presión de vapor del crudo más 35 PSI

para que no se produzca el efecto de cavitación.

El NPSH es un parámetro importante en la operación de un circuito de corriente liquida,

si la presión en el circuito es menor que la presión de vapor del líquido, éste entrará en

algo parecido a la ebullición: se vaporiza, produciéndose el fenómeno de cavitación, que

puede dificultar o impedir la circulación de líquido, y causar daños en los elementos del

circuito, lo que produciría un severo daño en las bombas.

En este caso el efecto de cavitación también podría darse en la contabilización del crudo

que pasa por los medidores, ya que se formarían burbujas de vapor en el crudo y no

sería homogéneo.

La presión de operación en la Estación Baeza es de 650 PSI promedio en la entrada de

las bombas y 550 PSI promedio a la salida de los medidores de tipo Turbina. La presión

de vapor del crudo es de 12 PSI por tal razón no tendríamos ningún problema de

cavitación en el circuito de corriente liquida dentro de la Unidad LACT.

http://es.wikipedia.org/wiki/Ebullici%C3%B3n

http://es.wikipedia.org/wiki/Cavitaci%C3%B3n

123

4.5 OTRAS VARIABLES INDEPENDIENTES QUE INCIDEN EN LA

OPERACIÓN DEL MEDIDOR DE TIPO TURBINA Y CAUSEN EL

DESPLAZAMIENTO DE LA RELACIÓN ENTRE LA VELOCIDAD DEL

LÍQUIDO Y LA DEL ROTOR

Siempre existen variables que causan la desproporcionalidad entre VR (velocidad del

rotor) y VF (Velocidad del fluido). Esta desproporcionalidad llega a ser muy importante

a las tasas de flujo bajas y/o viscosidades altas como en Baeza, la Figura 10 indica el

efecto de la resistencia por viscosidad sobre la relacion entre la velocidad del rotor y del

líquido.

FIGURA 25. Velocidad del rotor y del líquido en un medidor de Turbina.



124

La tasa de flujo en la que la velocidad del rotor comienza a estar desproporcionada a la

del líquido, aumenta a medida que se aumenta la viscosidad, como se muestra en la

figura 10.

Perfil de flujo

El acondicionamiento de flujo es necesario para enderezar al fluido y que el perfil de

flujo que entra al medidor sea simetrico, es por esto que se coloca unos enderezadores

de flujo aguas ariba del medidor, tomando en cuenta que la longitud de tuberia

requerida aguas arriba y aguas abajo debe ser según las recomendaciones detalladas del

API (Norma API – MPMS Capítulo 5 Sección 3):

FIGURA 26. Conjunto de condiciones de flujo utilizando elementos enderezadores

de acuerdo a Norma API – MPMS Capítulo 5 Seccion 3



L = Longitud total del enderezador de flujo (≥ 10D).

A = Longitud cámara aguas arriba (2D – 3D).

B = Longitud del elemento enderezador de flujo (2D – 3D).

C = Longitud cámara aguas abajo (≥ 5D).

125

D = Diametro nominal del medidor.

n = Número de tubos (≥ 4D).

d = Diámetro nominal de cada tubo (B/d ≥ 10)

En Baeza se cuenta con un medidor de 3 pulgadas de diámetro y dos de 6 pulgadas de

diámetro respectivamente y se cumple esta configuracion ya que la distancia aguas

arriba de cada uno de los medidores es de 7 pies, y la distancia aguas abajo es de 4 pies.

Valores que cumplen y satisfacen las recomendaciones de la Norma API – MPMS

Capítulo 5 Seccion 3.

Densidad del líquido (ρ)

Es importante señalar que la torsión de impulso del rotor (T RD ) que esta disponible

para vencer las fuerzas de resistencia del rotor es directamente proporcional a la

densidad del líquido (ρ) y al cuadrado de la velocidad del líquido (VF 2).

Es por esto que para mantener constante la curva de T RD (y la caida de presión del

medidor), independiente de la densidad del líquido, se multiplica el flujo máximo

nominal normal del medidor, asi como el mínimo, por la raíz cuadrada de la relación de

densidad, ((ρ/ρ x) 1/2).

A continuación se calcula y analiza la fórmula para mantener constante la curva TRD

utilizando la densidad promedio del crudo que llega a Baeza.

126

ECUACIÓN 9. Fórmula para mantener constante la curva de TRD (y la caída de

presion del medidor)



De donde:

CN = Capacidad nominal para mantener la curva de TRD a diferentes

densidades.

QN = Flujo maximo o minimo nominal normal del medidor. (BPH ó

GPM)

Relación de densidades. (adimensional)

De acuerdo a la ficha técnica de los medidores tipo turbina TZN Faure Herman

adjuntada en el presente estudio (Anexo 3), tenemos que:

- Para el medidor tipo Turbina Faure Herman A y B de 6 pulgadas de diámetro el flujo

máximo nominal es de 2520 BPH y el mínimo es de 252 BPH.

- Para el medidor C de 3 pulgadas de diámetro el flujo máximo nominal es de 690 BPH

y el mínimo es de 69 BPH.

127

- El medidor de tipo turbina esta diseñado para crudos livianos con densidad de 0.8761

gr/cm3 (30 °API) y el crudo que llega a Baeza esta alrededor de 0.9395 gr/cm

3 (19.1

°API).

Gracias a los datos antes mencionados y utilizando la ECUACIÓN 8 (Fórmula para

mantener constante la curva de TRD y la caída de presión del medidor) , obtuvimos la

capacidad nominal mínima y máxima para cada uno de los medidores:

Medidor A y B (TZ150-400N)

Capacidad mínima nominal para mantener TRD en medidor A y B:

- Flujo mínimo nominal (QN) = 252 BPH

- Densidad nominal del medidor (ρ) = 0.8761 gr/cm3

- Densidad del crudo en Baeza (ρX) = 0.9395 gr/cm3

BPH

Capacidad máxima nominal para mantener TRD en medidor A y B:

- Flujo máximo nominal (QN) = 2520 BPH

128



BPH

Medidor C (TZN 3-110)

Capacidad mínima nominal para mantener TRD en medidor C:

- Flujo mínimo nominal (QN) = 69 BPH



BPH

129

Capacidad máxima nominal para mantener TRD en medidor C:

- Flujo máximo nominal (QN) = 690 BPH



BPH

A continuacion en la Tabla 2 se expresa la capacidad nominal para mantener la curva

TRD en el medidor de 3 pulgadas de diámetro y en el medidor de 6 pulgadas de

diámetro.

130

TABLA 2. Tabla de la capacidad nominal para mantener la curva TRD con la

densidad del crudo en Baeza

Medidor

Densidad

nominal

del

medidor

(ρ)

(gr/cm3)

Densidad del

crudo en

Baeza (ρ)

(gr/cm3)

Relación de

densidades

(adimensional)

Flujo

mínimo

nominal

(BPH)

Flujo

máximo

nominal

(BPH)

A y B 0,8761 0,9395 0,932517296 252 2520

C 0,8761 0,9395 0,932517296 69 690

Capacidad

mínima

nominal para

mantener TRD

(BPH)

Capacidad

máxima nominal

para mantener

TRD (BPH)

243 2433

67 666

Fuente: Andrés Sebastián Mendoza L.


En la tabla 2 se obtuvo que la capacidad mínima y máxima nominal para mantener la

TRD en el medidor A y B de 6 pulgadas de diámetro es de 243 – 2433 BPH, mientras

que en el medidor C de 3 pulgadas de diámetro la capacidad mínima y máxima nominal

para mantener la TRD es 67 – 666 BPH para el crudo que llega a Baeza, de esta manera

se pudo concluir que la densidad del líquido es una variable que afecta en la exactitud

del medidor de tipo turbina, ya que es directamente proporcional a la capacidad nominal

para mantener la curva de TRD.

131

4.6 FACTOR ECONÓMICO EN EL CAMBIO DE LOS MEDIDORES DE

TURBINA POR LOS DE DESPLAZAMIENTO POSITIVO

La empresa encargada en el reemplazo de los medidores de tipo Turbina por los de

Desplazamiento Positivo seria MINGA S.A., este cambio tendrá un costo aproximado

de 850.000 USD. Esta ―gran‖ cifra es insignificante frente a las pérdidas que ocasiona

tener un instrumento de medición de flujo de hidrocarburos que no nos brinde datos

confiables y precisos.

Se ha registrado que alrededor de 500.000 barriles de crudo no han sido contabilizados

por estos medidores en los últimos años, lo que sí es una gran pérdida económica para la

empresa AGIP OIL ECUADOR.

Es por esto que el valor económico que MINGA S.A. ha planteado para este reemplazo,

no justifica que no se realice el cambio oportuno de los medidores.

CAPÍTULO V

132

CAPÍTULO V

5. JUSTIFICACIÓN ESTADÍSTICA DEL CAMBIO DE LOS MEDIDORES

TIPO TURBINA POR LOS DE DESPLAZAMIENTO POSITIVO

Se demostró en los capítulos anteriores del presente estudio que existen algunos factores

que afectan la exactitud del medidor de tipo Turbina. Y también se concluyó que el

adecuado en la medición para las características físico químicas (viscosidad – densidad

API) del crudo que llega a la Estación Baeza es el medidor de Desplazamiento Positivo.

Sin embargo en el presente capítulo se realiza una justificación estadística, tomando

datos reales de la variación del factor MF de los medidores de la Estación, los cuales

son validados por la DNH y las partes interesadas en la Estación. Estos datos son

ajustados en un control estadístico que dicta la Norma API MPMS Capítulo 13 Sección

2.

5.1 CONTROL ESTADÍSTICO SEGÚN LA NORMA API MPMS CAPÍTULO 13

SECCIÓN 2

La Norma API MPMS Capítulo 13 ―Statistical Aspects of Measuring and Sampling‖

Sección 2 ―Methods of Evaluating Meter Proving Data‖ establece los procedimientos

para evaluar el desempeño del medidor tomando en consideración el factor MF del

mismo. Y nos indica que se debe realizar un control estadístico que involucre el

comportamiento de dicho factor.

133

5.1.1 PROCEDIMIENTO PARA EL CONTROL ESTADÍSTICO SEGÚN LA

NORMA API MPMS CAPÍTULO 13 SECCIÓN 2

El procedimiento para este control estadístico es el siguiente:

- Primero: Tomar los datos del MF (Meter Factor) validado por la autoridad

DNH y las partes interesadas y la verificadora; 12 datos correspondientes a los 6

últimos meses (en este control estadístico no se toman los datos validados en

actas por mal funcionamiento de los equipos).

- Segundo: Una vez obtenidos estos datos se realiza un control estadístico de

acuerdo a los numerales 13.2.5 – 13.2.6 – 13.2.6.3 de la Norma API MPMS para

determinar los siguientes parámetros:

a) Promedio aritmético de los 12 datos oficiales aplicando la siguiente

ecuación:

ECUACIÓN 10. Promedio aritmético para un grupo de valores MF del medidor.

Fuente: Norma API MPMS Capítulo 13 Sección 2 Numeral 6.3 Ecuación 1


b) Cálculo de la desviación estándar para los 12 datos oficiales:

134

ECUACIÓN 11. Desviación estándar para un grupo de valores MF del

medidor.

Fuente: Norma API MPMS Capítulo 13 Sección 2 Numeral 6.3 Ecuación 2


c) Cálculo del límite de alarma superior e inferior :

ECUACIÓN 12. Límite de alarma superior para un grupo de valores MF

del medidor.

Fuente: Norma API MPMS Capítulo 13 Sección 2 Numeral 7.1


ECUACIÓN 13. Límite de alarma inferior para un grupo de valores MF del

medidor.



135

d) Cálculo del límite de control superior e inferior :

ECUACIÓN 14. Límite de control superior para un grupo de valores MF

del medidor.



ECUACIÓN 15. Límite de control inferior para un grupo de valores MF del

medidor.



NOTA: El rango de los límites de alarma superior e inferior y de los límites de control

superior e inferior se reajustan automáticamente con el ingreso de un nuevo factor MF

validado, eliminando el primer dato del control estadístico de tal manera que siempre se

trabaja con 12 datos.

136

5.1.2 LÍMITES DE CONTROL (NORMA API MPMS CAPÍTULO 13 SECCIÓN

2 NUMERAL 7.1)

Una jerarquía de límites de control puede ser establecida como un criterio para varios

niveles de actividades en respuesta a cambios inusuales del factor del medidor. Los

límites de control pueden estar basados sobre variaciones estadísticas de un medidor

individual o de un grupo de medidores o pueden ser fijados basados en la experiencia y

consentimiento mutuo de las partes afectadas en la medición de transferencia en

custodia. Los límites de control estadísticos se basan normalmente en los rangos de

niveles de confiabilidad mostrados en la Tabla 3.

TABLA 3. Niveles de Control Estadístico

Nivel de

Control

Nivel de

Confiabilidad

Alarma 90% al 95%

Acción 95% al 99%

Tolerancia > 99%



Los límites de alarma pueden ser usados para indicar cuando es necesario realizar las

siguientes actividades:

- Inspeccionar los equipos de medición. (Transmisores, Sensores, etc.)

- Evaluar la estabilidad de las condiciones de operación. (Presión, Temperatura,

Flujo, Densidad API, Viscosidad, etc.)

- Verificar si existen fugas en la válvula.

- Revisar los cálculos de las corridas de medición.

137

Los límites de acción pueden ser usados para indicar cuándo se debe considerar

cualquiera o todas de las siguientes actividades:

- Recalibrar la instrumentación.

- Inspeccionar, ajustar, limpiar y reparar el equipo mecánicamente.

- Generar un tiquete o tiquetes de corrección.

Los límites de tolerancia pueden ser usados para indicar cuándo se deben realizar una o

cualquiera de las siguientes actividades.

- Realizar una auditoría o revisar todos los equipos y procedimientos de cálculos.

- Revisar y adecuar las facilidades de Transferencia en Custodia para un potencial

cambio de equipos.

- Realizar análisis de laboratorio de los fluidos medidos para verificar sus

propiedades y controlar las condiciones de operación.

5.1.3 CRITERIOS DE ACEPTACIÓN DEL FACTOR DE MEDICIÓN MF

Un factor de medición se aprueba si el cálculo del factor MF de la nueva medición esta

en el rango del límite de alarma superior e inferior . Sin embargo por

experiencia mas no estadísticamente en Ecuador se puede decir que del promedio

aritmético de los 12 factores de calibración, debe sumar 12,5 diezmilésimas para definir

el y restar del mismo promedio 12,5 diezmilésimas para definir el . (Referencia

Oficio N.- 0287-DIREHI-A-2009, Ministerio de Recursos Naturales No Renovables, 27

de Mayo de 2009)

138

5.2 CONTROL ESTADÍSTICO PARA LOS MEDIDORES TIPO TURBINA EN

LA ESTACIÓN AGIP OIL BAEZA

Como ejemplo de las desviaciones del MF (Meter Factor) en los medidores (A, B, C)

desde el 31/12/2008 al 15/11/2009 se presenta los resultados del control estadístico

anterior, en el cual se demuestra cuantas veces el factor medido se desvió mas de las

12,5 diezmilésimas propuestas como criterio de validación de este factor por la

autoridad de control DNH.

TABLA 4. Desviaciones del factor MF del medidor A

FECHA Factor MF - Factor MF

31/12/2008 1 1,0204 0,0017

15/01/2009 2 1,0225 -0,0004

31/01/2009 3 1,0220 0,0001

15/02/2009 4 1,0219 0,0002

28/02/2009 5 1,0220 0,0001

15/03/2009 6 1,0214 0,0007

31/03/2009 7 1,0201 0,0020

15/04/2009 8 1,0201 0,0020

01/05/2009 9 1,0201 0,0020

15/05/2009 10 1,0233 -0,0012

31/05/2009 11 1,0233 -0,0012

15/06/2009 12 1,0236 -0,0015

30/06/2009 13 1,0210 0,0011

15/07/2009 14 1,0211 0,0010

31/07/2008 15 1,0238 -0,0017

15/08/2009 16 1,0230 -0,0009

31/08/2009 17 1,0223 -0,0002

16/09/2009 18 1,0224 -0,0003

30/09/2009 19 1,0224 -0,0003

15/10/2009 20 1,0239 -0,0018

31/10/2009 21 1,0227 -0,0006

15/11/2009 22 1,0222 -0,0001

= 1,0221



139

TABLA 5. Desviaciones del factor MF del medidor B


31/12/2008 1 1,0335 0,0010

15/01/2009 2 1,0345 0,0000

31/01/2009 3 1,0337 0,0008

15/02/2009 4 1,0353 -0,0008

28/02/2009 5 1,0345 0,0000

15/03/2009 6 1,0335 0,0010

31/03/2009 7 1,0339 0,0006

15/04/2009 8 1,0359 -0,0014

01/05/2009 9 1,0342 0,0003

15/05/2009 10 1,0342 0,0003

31/05/2009 11 1,0342 0,0003

15/06/2009 12 1,0368 -0,0023

30/06/2009 13 1,0346 -0,0001

15/07/2009 14 1,0361 -0,0016

31/07/2008 15 1,0361 -0,0016

15/08/2009 16 1,0354 -0,0009

31/08/2009 17 1,0329 0,0016

16/09/2009 18 1,035 -0,0005

30/09/2009 19 1,0350 -0,0005

15/10/2009 20 1,0323 0,0022

31/10/2009 21 1,0323 0,0022

15/11/2009 22 1,0349 -0,0004

= 1,0345



140

TABLA 6. Desviaciones del factor MF del medidor C


31/12/2008 1 1,0182 0,0030

15/01/2009 2 1,0233 -0,0021

31/01/2009 3 1,0221 -0,0009

15/02/2009 4 1,0226 -0,0014

28/02/2009 5 1,0225 -0,0013

15/03/2009 6 1,0224 -0,0012

31/03/2009 7 1,0224 -0,0012

15/04/2009 8 1,0205 0,0007

01/05/2009 9 1,0205 0,0007

15/05/2009 10 1,0222 -0,0010

31/05/2009 11 1,0222 -0,0010

15/06/2009 12 1,0222 -0,0010

30/06/2009 13 1,0261 -0,0049

15/07/2009 14 1,0182 0,0030

31/07/2008 15 1,0178 0,0034

15/08/2009 16 1,0158 0,0054

31/08/2009 17 1,0182 0,0030

16/09/2009 18 1,0155 0,0057

30/09/2009 19 1,0204 0,0008

15/10/2009 20 1,0184 0,0028

31/10/2009 21 1,0173 0,0039

15/11/2009 22 1,0164 0,0048

= 1,0212



A continuación se adjunta una carta de control del medidor A que está actualmente en

servicio, en la cual se evidencia este control estadístico. Los cálculos y gráficos son

realizados mediante software especializado.

141

IMAGEN 31. Carta de Control del Medidor A



142

En la imagen anterior es evidente que los 12 factores tomados del medidor A están

dentro del rango de límite de alarma superior e inferior. Se puede observar también que

el factor que más se desvió del promedio aritmético de las 12 mediciones fue el tomado

el 15 de Mayo de 2010, alcanzando 8 diezmilésimas de desviación; aun así respeta el

criterio de aceptación del factor del medidor (máximo 12,5 diezmilésimas) que exige la

autoridad de control DNH.

Adicional a esto es importante mencionar que en Baeza actualmente los medidores B y

C se encuentran fuera de servicio por no cumplir con los criterios de aceptación de los

factores MF, lo que reconfirma la necesidad de remplazar los medidores de turbina por

los de desplazamiento positivo en la Estación. Como constancia de lo anterior

mencionado se adjunta al presente capítulo un acta de suspensión de la operación del

medidor C formalmente validada por los actores intervinientes en la Estación.

143

IMAGEN 32. Acta de suspensión de la operación del medidor C



CAPÍTULO VI

144

CAPÍTULO VI

6. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES

6.1 CONCLUSIONES

- La viscosidad del crudo es el factor principal que determina si el medidor de

Desplazamiento Positivo o el de Turbina de Flujo proporciona la mejor exactitud

para una aplicación en especial de Transferencia de Custodia. En la Imagen 26

del presente estudio podemos verificar que la viscosidad del crudo que se tiene

en la Estación Baeza tiene un promedio de 636 cSt, esta variable afecta al

medidor de tipo Turbina que esta diseñado para fluidos de viscosidad baja en el

rango de 0,1 a 350 cSt.

- La gravedad API también afecta a los medidores de tipo Turbina, es evidente

que la variación en la proporcionalidad de la velocidad del líquido y la velocidad

del rotor del medidor, se incrementa al aumentar la densidad. Además la torsión

de impulso del rotor (T RD ) que esta disponible para vencer las fuerzas de

resistencia del rotor del medidor de turbina es directamente proporcional a la

densidad del liquido (ρ) y al cuadrado de la velocidad del liquido (VF 2).

Por esta razón para mantener constante la curva de TRD (y la caída de presión del

medidor), independiente de la densidad del líquido, debemos multiplicar el flujo

máximo nominal normal del medidor, asi como el mínimo, por la raíz cuadrada

de la relación de densidad, ((ρ/ρ x) 1/2).

145

- El medidor de Turbina tiene mejor rendimiento para líquidos con baja

viscosidad, ya que el flujo se mantiene en régimen turbulento a ratas de flujo

medias, esto evita el fenómeno de incremento en el espesor de la capa límite y la

reducción en el área transversal interna del medidor. Principales causas para una

medición errónea.

- Los medidores de Turbina tienen mejor rendimiento cuando desarrollan el

máximo flujo turbulento (esto es, cuando el número de Reynolds está por

encima de 10.000). Por lo tanto, las turbinas de flujo pueden ser usadas con

líquidos de alta viscosidad a altas ratas de flujo. En Baeza no sucede esto, ya que

el Reynolds para el medidor A es 1150, para el medidor B es 870, y en el

medidor C es de 690. Todos estos son regímenes laminares, ver Tabla 1.

- Las turbinas de flujo no se pueden utilizar con líquidos que contengan sustancias

que puedan aglomerarse alrededor de la superficie del medidor afectando el área

de flujo a través del rotor y la velocidad del mismo, por ejemplo parafinas,

asfaltenos, resinas y sus compuestos.

- En la curva universal de rendimiento de medidores que se indica en la Figura 9

(Factor K vs. Reynolds) se muestra el resultado de espaciamiento de la capa

límite sobre el rendimiento del medidor. Cuando se disminuye el Reynolds y el

flujo se acerca a régimen laminar, disminuye el área efectiva del flujo, haciendo

que la velocidad del líquido, y por lo tanto el factor K del medidor

(pulsos/unidad de volumen) se aumente. Debido a esto se puede concluir que el

efecto de la viscosidad del líquido sobre el rango de exactitud del medidor de

146

tipo Turbina, no es lineal. Y es claro que un medidor de Desplazamiento

Positivo tiene una relación de linealidad más grande que un medidor de Turbina

para todos los hidrocarburos líquidos de hasta 1000 cSt de viscosidad.

- En el análisis estadístico del factor del medidor, las características físico

químicas del crudo que llega a la estación Baeza (viscosidad 630 cSt, 19°API

promedio), es lo que ha ocasionado que en las últimas calibraciones el MF

(Meter Factor) de los medidores B y C se disparen fuera de los límites de alarma

que dicta la Norma API MPMS Capitulo 13 ―Statistical Aspects of Measuring

and Sampling‖ Sección 2 ―Methods of Evaluating Meter Proving Data‖. Y sobre

todo la desviación de las 12,5 diezmilésimas que se tiene como referencia por

sobre la media aritmética de las 12 últimas mediciones. Ver Tabla 4, 5, 6. Esto

afecta la confiabilidad de los medidores y por tanto es indispensable su cambio,

lo que es confirmado por la Autoridad fiscalizadora la DNH.

- El medidor de Desplazamiento Positivo ofrece más Estabilidad que cualquier

otro tipo de Medidor de Flujo para el tipo de crudo que se mide en la Estación

Baeza.

- Los transmisores de presión y temperatura de la estación están certificados y

calibrados por MINGA (Empresa Certificadora), y se lo realiza cada 3 meses.

147

6.2 RECOMENDACIONES

- La incertidumbre tiene un costo y se debe minimizar. Esta incertidumbre puede

ser cuantificada mediante los límites de alarma superior e inferior del control

estadístico del MF (Factor del Medidor). Así el MF promedio es igual a 1,0250

el Estado ecuatoriano deberá pagar 0,15 USD por cada barril entregado si el

precio está en 60 USD/barril y esto por la contabilización diaria que se da en

Baeza que es 22000 BPD seria un pago que debe hacer el Estado a la Operadora

por 3300 USD/día. Este sería el costo real de la incertidumbre.

- La mejor forma de controlar el comportamiento del medidor son las

calibraciones que por ley se realizan cada 15 días, este control estadístico que se

le da al factor MF del medidor también se lo tiene que aplicar a los nuevos

medidores de Desplazamiento Positivo para de esta manera garantizar y

constatar la efectividad del instrumento.

- No se debe usar un medidor de Desplazamiento Positivo, si la capacidad

nominal de presión del medidor tiene que ser mayor que 600# ANSI (1.440

psig), basándonos en el boletín técnico que nos da el fabricante del medidor (Ver

Anexo 4 y 5). Criterio que no afecta en Baeza, ya que la presión de operación en

la estación es 650 PSI aproximadamente.

- Para mayor precisión cualquier medidor de flujo volumétrico deberá ser

calibrado en el rango normal de operación de presión, temperatura y flujo.

Respaldándonos en la Norma API Capitulo 13 Sección 2 Numeral 13.2.6.1.

148

- Los medidores de Turbina no deben ser utilizados con líquidos que contienen

parafina u otras sustancias. El depósito de parafinas sobre el rotor de alabes

puede cambiar significativamente el área de flujo dentro del medidor, afectando

de esta manera el rendimiento del medidor.

- El sampler del sistema automático de muestreo diario debe cumplir con la

Norma ASTM D4177 (Muestreo automático de petróleo y productos de

petróleo), en cuanto a su capacidad y a la regulación de la cantidad de muestra

diaria tomada. En Baeza el sampler no se encuentra normado.

- No es necesario cambiar el probador actual y la válvula de cuatro vías de la

estación Baeza si se da el cambio a medidores de Desplazamiento Positivo, sin

embargo el que si deberá ser remplazado es el toma muestras o sampler.

149

BIBLIOGRAFÍA GENERAL

1. SOTO, Luis C., ECHEVERRÍA, Andelfo. ―Curso Especializado en Medición de

Hidrocarburos Líquidos y Control de Perdidas por Transporte y

Almacenamiento‖. Quito – Ecuador, Junio 2004.

2. CREUS SOLE, Antonio. Instrumentación Industrial, Séptima Edición. Editorial

Alfaomega. México, agosto 2006.

3. API MPMS 5.1 (Capítulo 5 ―Metering‖ Sección 1 ―General Consideration for

Measurement by Meters‖).

4. API MPMS 5.2 (Capítulo 5 ―Metering‖ Sección 2 ―Measurement of Liquid

Hydrocarbons by Displacement Meters‖).


Hydrocarbons by Turbine Meters‖).


Hydrocarbons by Coriolis Meters‖).

7. API MPMS 12.2 (Capítulo 12 ―Calculation of Petroleum Quantities‖ Sección 2

―Calculation of Liquid Petroleum Quantities Measured by Turbine or

Displacement Meters‖).

150

8. API MPMS 13.2 (Capítulo 13 ―Statistical Aspects of Measuring and Sampling‖

Sección 2 ―Statistical Methods of Evaluating Meter Proving Data‖).

9. RAMOS AGUIRRE, Fausto. Programa de Entrenamiento para Operaciones de

Ductos, Materia de Transporte y Almacenamiento UTE – carrera Técnología de

Petróleos. Quito – Ecuador, 2009.

10. http://www.recursosnorenovables.gov.ec/es/hidrocarburos/direccion-nacional-

de-hidrocarburos.html

11. http://www.recursosnorenovables.gov.ec/es/el-ministerio/politicas-de-gestion-

ministerial.html

12. http://es.wikipedia.org/wiki/Petroecuador

13. http://mx.answers.yahoo.com/question/index?qid=20070304173021AASvF1D

14. http://es.wikipedia.org/wiki/Gravedad_API

15. http://www.sbif.cl/sbifweb/servlet/Glosario?indice=5.0&letra=F

16. http://es.wikipedia.org/wiki/Gravedad_específica

17. http://es.wikipedia.org/wiki/Peso_específico

18. http://www.jmarcano.com/glosario/glosario_p.html

19. http://www.faureherman.com

20. http://info.smithmeter.com/literature/docs/sb0a001s.pdf

21. http://info.smithmeter.com/literature/docs/mn01011s.pdf

22. http://www.novatec.cr/Utilitarios/Bombas/NPSH.pdf

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http://www.faureherman.com/

http://info.smithmeter.com/literature/docs/sb0a001s.pdf

http://info.smithmeter.com/literature/docs/mn01011s.pdf

151

GLOSARIO

% BS&W: Es el porcentaje de agua y sedimentos contenidos en el petróleo, la norma

dice que para el transporte de hidrocarburos este porcentaje debe ser menor al 0,5%.

% S: Es el porcentaje en peso de Azufre contenido en el petróleo.

°F: Grados Fahrenheit. (Unidad de Temperatura)

Acuerdo Ministerial 014: Es un acuerdo dictado por el Ministerio de Recursos

Naturales No Renovables que se refiere a las normas que se deben cumplir previo a la

inyección del crudo al SOTE.

Back up: contar con un equipo adicional de respaldo.

Barriles brutos fiscalizados: Es el volumen de petróleo crudo medido en las unidades

ACT, LACT o en los tanques de almacenamiento, corregido a temperatura estándar de

60°F e incluido el volumen de BS&W.

Barriles netos fiscalizados: Es el volumen de petróleo crudo medido en las unidades

ACT, LACT o en los tanques de almacenamiento, corregido a temperatura estándar de

60°F y restado el volumen de BS&W.

BPH: Barriles por hora. (Unidad de Caudal)

Calibración: es el procedimiento de comparación entre lo que indica un instrumento y

lo que ―debiera indicar‖ de acuerdo a un patrón de referencia con valor conocido.

152

Capa límite: En mecánica de fluidos, la capa limite de un fluido es la zona donde el

movimiento de éste es perturbado por la presencia de un sólido con el que está en

contacto.

Cavitación: es la formación, luego el colapso o la explosión, de pequeñas burbujas en

el líquido. La cavitación tiene lugar cuando la presión en la tubería baja por debajo de la

presión de vapor del líquido trasladado. Las burbujas de vapor forman y fluyen junto

con el líquido. Las burbujas se desbaratan rápidamente (explosión) cuando estas

encuentran una presión más alta que la presión de vapor.

CPF: Es el centro de facilidades de producción donde el crudo proveniente de los

diferentes pozos productores, es tratado, para que cumpla con las normas de calidad y

pueda ser transportado.

Densidad: La densidad es la medida de cuánta masa hay contenida en una unidad de

volumen (densidad = masa/volumen).

Derivados: Son los productos limpios extraídos del petróleo mediante procesos

industriales.

Error: Es la diferencia entre en valor verdadero y el valor observado.

Exactitud: Es la habilidad del instrumento para determinar el valor verdadero de la

variable que se está midiendo. Normalmente es una función del proceso de calibración

del instrumento de medición.

Fiscalización: Es un mecanismo de control que tiene una connotación muy amplia; se

entiende como sinónimo de inspección, de vigilancia, de seguimiento de auditoría, de

http://es.wikipedia.org/wiki/Mec%C3%A1nica_de_fluidos

http://es.wikipedia.org/wiki/Fluido

153

supervisión, de control y de alguna manera de evaluación, ya que evaluar es medir, y

medir implica comparar. El término significa, cuidar y comprobar que se proceda con

apego a la ley y a las normas establecidas al efecto.

GPM: Galones por minuto. (Unidad de Caudal)

Gravedad API: La gravedad API, de sus siglas en inglés American Petroleum Institute,

es una medida de densidad que describe cuán pesado o liviano es el petróleo

comparándolo con el agua. Un mayor valor de gravedad API representa que éste tiene

un mayor valor comercial.

Gravedad Específica: Es la relación de el peso de un volumen dado de petróleo a 60 °

F a el peso del mismo volumen de agua a 60 ° F, ambos pesos corregidos por el empuje

del aire.

In Situ: En el lugar.

Linealidad: Es la habilidad para generar una salida proporcionalmente lineal entre el

mínimo y el máximo rango operacional.

Medición: Es un procedimiento para determinar un valor para una variable física.

NPSH (Net Positive Suction Head): Cabeza neta positiva de succión, nos indica que

tanta succión se debe tolerar antes que la presión en el intake de la bomba alcance la

presión de vapor y se produzca la cavitación del líquido.

Oleoducto: Se denomina oleoducto a la tubería e instalaciones conexas utilizadas para

el transporte de petróleo y sus derivados a grandes distancias.

http://es.wikipedia.org/wiki/Petr%C3%B3leo

http://es.wikipedia.org/wiki/Petr%C3%B3leo

154

Peso Relativo: Es el peso resultante del producto del volumen en barriles netos y la

gravedad específica del crudo.

Petróleo Crudo: Mezcla líquida de hidrocarburos de origen natural que se encuentra en

yacimientos limitados por rocas impermeables.

Presión de vapor: Es la presión (en escala absoluta) a la cual un fluido empieza a

ebullir a una temperatura dada.

PSI: Libras por pulgada cuadrada. (Unidad de Presión)

Repetibilidad: Es la habilidad para determinar o reproducir un mismo valor en varias

lecturas sucesivas y con los parámetros operacionales constantes y aproximándose en la

misma dirección.

SOTE: Sistema de Oleoducto Transecuatoriano.

Tanque de Almacenamiento: Contenedor grande destinado a almacenar líquidos o

gases.

Transferencia de Custodia: Se refiere al proceso de determinar de la forma más

precisa posible la cantidad y calidad de un hidrocarburo transferido entre dos partes a

fin de establecer su valor comercial o de fiscalización.

Unidad ACT: Es un equipo especial utilizado para medir y registrar automáticamente

la transferencia de custodia de volúmenes, en barriles, de petróleo crudo que se

transportan por el Oleoducto Transecuatoriano. Está constituido por el banco de

medidores, toma muestras y probador de medidores en la estación de bombeo No. 1

Lago Agrio, de conformidad con las normas internacionales. Estas unidades son los

155

dispositivos de medición de volúmenes y recolección de muestras del Centro de

Medición del Petróleo Crudo, que la operadora transfiere al Terminal Petrolero de Balao

y/o a las estaciones de bombeo para consumo de sus unidades.

Unidad LACT: Son aparatos especiales para medir y registrar automáticamente la

transferencia de custodia por concesión de los volúmenes, en barriles, de petróleo crudo

producido en los diferentes campos u operaciones de producción, así como de los

volúmenes de hidrocarburos provenientes de instalaciones industriales anexas, para

luego ser transportados por el oleoducto. Está constituido por el banco de medidores,

toma muestras y probadores de medidores diseñados, instalados y equipados de

conformidad con las normas API SPEC 11N, API 2502 o su equivalente o la más

reciente publicación u otra aplicada por la ARCH. Estas unidades son los dispositivos

de medición de volúmenes y recolección de muestras del Centro de Fiscalización y

Entrega de la Producción de Petróleo Crudo, que los usuarios hacen al RODA y/o al

SOTE.

Válvula: Es un dispositivo encargado de abrir o cerrar el conducto por el que entra el

líquido o el gas al conducto donde estén instaladas.

Viscosidad: Es la resistencia que presenta el fluido al movimiento. Y se clasifica en

dos:

- Absoluta o Dinámica ( ): es una medida de la fuerza de cohesión

intermolecular del fluido que causa una resistencia al fluir por unidad de tiempo.

Según Newton, la viscosidad absoluta es la relación entre la fuerza por unidad de

área y la velocidad de desplazamiento por unidad de espesor de la capa de

fluido. La unidad es el Poise (100 cP = 1Poise = g/cmseg).

156

- Cinemática (ν): es la relación entre la viscosidad absoluta y la densidad del

fluido. En el sistema internacional (SI) la unidad de viscosidad cinemática es el

metro cuadrado por segundo (m2/s). La unidad CGS correspondiente al stoke

(St), con dimensiones de centímetro cuadrado por segundo y el centistoke (cSt),

10-2

stokes, que es el submúltiplo más utilizado. (mm2/s)

1

Viscosidad Cinemática

1 Programa de Entrenamiento para Operaciones de Ductos UTE

ANEXOS

157

ANEXO 1. NORMA API - MPMS CAPÍTULO 13 “STATISTICAL ASPECTS OF

MEASURING AND SAMPLING” SECCIÓN 2 “STATISTICAL METHODS OF

EVALUATING METER PROVING DATA” NUMERAL 13.2.6.1

158

ANEXO 2. ACUERDO MINISTERIAL 014 - REGLAMENTO PARA EL

TRANSPORTE DE CRUDO POR EL SOTE

REGLAMENTO PARA EL TRANSPORTE DE CRUDO POR EL SOTE

Acuerdo Ministerial 14, Registro Oficial 280 de 26 de Febrero del 2004.

Artículo 7.- Los volúmenes de petróleo crudo entregados por los usuarios, serán

registrados a través de las unidades LACT, instaladas tan cerca como fuere posible del

respectivo punto de entrega a los Sistemas de Oleoductos Operados por

PETROECUADOR.

Además se considerará como petróleo crudo, los derivados hidrocarburíferos y/o

residuos entregados a la Operadora para ser transportados por el Sistema de Oleoductos

operados por Petroecuador.

Las calibraciones de los medidores instalados en las unidades LACT y ACT serán de

responsabilidad exclusiva de cada uno de los usuarios y/u operadoras, las cuales se

realizarán antes de su uso y posteriormente dos veces al mes, los días 1 y 16, y cuando

sea necesario por funcionamiento defectuoso de la misma, a solicitud de cualquiera de

las partes contratantes o de la DNH, en función de las especificaciones dadas por el

fabricante de los equipos y las normas bajo las cuales fueron fabricadas. Estas

calibraciones serán realizadas por compañías inspectoras independientes calificadas por

la DNH, presenciadas por las operadoras y certificadas por la DNH.

Cualquier mecanismo, dispositivo que por su uso o función afecte la precisión de la

medición o control, debe ser suministrado con un medio para sellar con seguridad, los

159

cuales serán sellados por la DNH, y si eventualmente, sé requiere realizar trabajos que

impliquen la rotura los sellos de seguridad, los usuarios y las operadoras previamente

notificarán a la DNH en la jurisdicción correspondiente.

De la rotura o colocación de sellos de seguridad, se dejará constancia en actas suscritas

por representantes de la DNH, usuarios y/u operadoras según sea el caso.

Artículo 8.- En la fiscalización de los volúmenes y calidad de petróleo crudo entregados

por los usuarios a los Sistemas de Oleoductos (SOTE, RODA) Operados por

PETROECUADOR y el bombeado transportado desde la estación No. 1 Lago Agrio

hasta el Terminal Petrolero de Balao, en el caso del SOTE, se aplicarán las normas

técnicas internacionales aceptadas por la DNH, que comprenden pero no se limitan a las

descritas a continuación:

- Muestreo de petróleo, Norma ASTM D-4177.

- Determinación de agua por destilación, Norma ASTM D-4006.

- Determinación de sedimentos, por extracción, Norma ASTM D-473.

- Determinación de viscosidad a 80 grados F, Norma ASTM D445.

- Determinación de porcentaje en peso de azufre, Norma ASTM D-4294.

- Determinación de gravedad API, Norma ASTM D1298.

- Corrección de densidad y volumen a 60 grados F, Norma ASTM D-1250.

- Calibración de probadores volumétricos API MPMS capítulo 4.

160

Artículo 9.- Los resultados de la fiscalización diaria de petróleo crudo (entregas a los

sistemas de oleoductos operados por PETROECUADOR SOTE y/o RODA) se

asentarán en el registro respectivo, que normalmente incluirá la siguiente información:

Fecha de entrega.

Lecturas iniciales, finales y diferencia.

Temperatura observada.

% en volumen de BS&W redondeado a una milésima.

Gravedad API observada, API a 60°F y API seco resultante redondeado a una décima.

Gravedad específica redondeada a una diez milésima.

Factores de corrección de medidores redondeados a una diez milésima.

Viscosidad en cSt a 80°F redondeado a una décima.

Porcentaje del contenido en peso de azufre redondeado a una centésima.

Volúmenes en barriles brutos a 60°F redondeado a una centésima.

Volúmenes en barriles netos a 60°F redondeados a una centésima.

Total diario, acumulado mensual y acumulado total de: barriles brutos, barriles netos y

peso relativo.

161

Para efectos de redondeo, las operadoras y los usuarios del Sistema de Oleoductos

Operados por PETROECUADOR deben sujetarse a las normas aplicables conforme el

MPMS capítulo 12, sección 2 y/o similares.

Las operadoras y los usuarios elaborarán un registro mensual con los resultados de la

fiscalización diaria, en la cual se incluirán los acumulados mensuales de los volúmenes

en barriles brutos fiscalizados, barriles netos fiscalizados y peso relativo.

Adicionalmente, se determinará en forma mensual la gravedad API seco, la viscosidad

mezcla y el porcentaje en peso de azufre de acuerdo a las siguientes expresiones:

Los registros de producción fiscalizada diaria de petróleo crudo (Entregas a los Sistemas

de Oleoductos Operados por PETROECUADOR) serán presentados diariamente a la

DNH.

Artículo 10.- El petróleo crudo producido por los usuarios no podrá ser recibido y/o

transportado por las operadoras de existir una o más de las siguientes causas

comprobadas por las operadoras o la DNH.

a) Cuando tenga más del 1% de agua y sedimentos (BS&W);

b) Cuando tenga sustancias y/o posea características que pudieran dañar las

instalaciones de transporte y almacenamiento o interferir con el adecuado

funcionamiento de las instalaciones, de conformidad con las prácticas normales de la

industria petrolera;

162

c) Cuando la gravedad API sea menor a los asignados en la correspondiente regulación

emitida por la DNH;

d) Cuando existiere orden del Ministerio del ramo que prohíba expresamente el

transporte de dicho petróleo;

e) Cuando existan condiciones operativas que impidan su recepción, siempre que no

sean de aquellas contempladas en el artículo 15 del presente acuerdo ministerial; y,

f) Cuando la unidad LACT del usuario y las unidades ACT no se encuentren

funcionando correctamente, situación que será determinada mediante el control diario

de los medidores, conforme a lo establecido en el artículo 7 de este acuerdo.

163

ANEXO 3. FICHA TÉCNICA DE LOS MEDIDORES DE TURBINA FAURE

HERMAN TZN

164

165

166

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169

170

171

ANEXO 4. BOLETÍN TÉCNICO DEL MEDIDOR DE DESPLAZAMIENTO

POSITIVO SMITH METER E3

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173

174

175

ANEXO 5. BOLETÍN TÉCNICO DEL MEDIDOR DE DESPLAZAMIENTO

POSITIVO SMITH METER G6

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177

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Documents

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