Post on 26-Nov-2015
I
II
UNIVERSIDAD TECNOLGICA EQUINOCCIAL
FACULTAD DE CIENCIAS DE LA INGENIERA
CARRERA DE TECNOLOGA DE PETRLEOS
TEMA: ANLISIS COMPARATIVO ENTRE MEDIDORES DE TIPO
TURBINA Y DESPLAZAMIENTO POSITIVO, PARA JUSTIFICAR EL
CAMBIO DE LOS ACTUALES MEDIDORES VOLUMTRICOS DE CRUDO,
MEDIANTE UNA DESCRIPCIN DETALLADA DE LOS MISMOS EN LA
ESTACIN AGIP OIL BAEZA. PERIODO MARZO 2010 JUNIO 2010
TESIS DE GRADO PREVIA LA OBTENCIN DEL TTULO DE
TECNLOGO DE PETRLEOS
AUTOR: ANDRS SEBASTIN MENDOZA LUDEA
DIRECTOR DE TESIS: ING. FAUSTO RAMOS AGUIRRE
QUITO ECUADOR
Julio 2010
III
DECLARACIN
Del contenido del presente trabajo se responsabiliza el autor.
________________________________
ANDRS SEBASTIN MENDOZA LUDEA
C.I. 1716044159
IV
CERTIFICACIN DEL DIRECTOR
Quito, 10 Agosto de 2010
Seor Ingeniero
Jorge Viteri M. M.Sc. MBA
Decano de la Facultad de Ciencias de la Ingeniera
Universidad Tecnolgica Equinoccial
Presente
Seor Decano
Por medio de la presente informo a Ud. Que la Tesis titulada ANLISIS COMPARATIVO
ENTRE MEDIDORES DE TIPO TURBINA Y DESPLAZAMIENTO POSITIVO, PARA
JUSTIFICAR El. CAMBIO DE LOS ACTUALES MEDIDORES VOLUMTRICOS DE
CRUDO, MEDIANTE UNA DESCRIPCIN DETALLADA DE LOS MISMOS EN LA
ESTACIN AGIP OIL BAEZA. PERIODO MARZO 2010 JUNIO 2010, desarrollada por
el Sr. Andrs Sebastin Mendoza Ludea, previa a la obtencin del ttulo de Tecnlogo de
Petrleos, ha sido concluida bajo mi direccin y tutora.
El Sr. Decano dispondr el trmite correspondiente para a calificacin 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 elaboracin de esta tesis. De igual manera a la Universidad Tecnolgica Equinoccial
por brindarme los conocimientos necesarios para desarrollarme como profesional.
Tambin a la empresa AGIP OIL ECUADOR que con su consentimiento y apertura han
permitido que este estudio se desarrolle de la mejor manera.
Andrs Sebastin Mendoza Ludea
VII
DEDICATORIA
Dedico la presente tesis a mis Padres por los que siento mucho cario y admiracin, y
que con su apoyo y dedicacin han hecho de m una persona de bien.
Tambin 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.
Andrs Sebastin Mendoza Ludea
VIII
NDICE GENERAL
CARTULA ...................................................................................................................... I
DECLARACIN ............................................................................................................ III
CERTIFICACIN DEL DIRECTOR ............................................................................ IV
CERTIFICADO DE LA EMPRESA ............................................................................... V
AGRADECIMIENTO .................................................................................................... VI
DEDICATORIA ........................................................................................................... VII
NDICE GENERAL..................................................................................................... VIII
NDICE DE CONTENIDO............................................................................................. IX
NDICE DE FIGURAS ................................................................................................. XV
NDICE DE IMGENES ............................................................................................ XVI
NDICE DE ECUACIONES .................................................................................... XVIII
NDICE DE TABLAS ................................................................................................. XIX
NDICE DE ANEXOS ................................................................................................. XIX
RESUMEN .................................................................................................................... XX
SUMMARY ............................................................................................................... XXII
IX
NDICE DE CONTENIDO
CAPTULO I ..................................................................................................................... 1
1. INTRODUCCIN ........................................................................................................ 1
1.1 Formulacin ............................................................................................................ 2
1.2 Justificacin............................................................................................................. 2
1.3 Objetivos ................................................................................................................. 4
1.3.1 Objetivo General .............................................................................................. 4
1.3.2 Objetivos Especficos ....................................................................................... 4
1.4 Metodologa ............................................................................................................ 5
1.4.1 Mtodos de investigacin ................................................................................. 5
1.4.2 Tcnicas de investigacin ................................................................................ 6
1.5 Hiptesis .................................................................................................................. 6
1.5.1 Hiptesis General ............................................................................................. 6
1.5.2 Hiptesis Especficas ....................................................................................... 6
1.6 Variables ................................................................................................................. 7
1.6.1 Variable dependiente ........................................................................................ 7
1.6.2 Variable independiente .................................................................................... 7
1.6.3 Variable interviniente ....................................................................................... 8
CAPTULO II ................................................................................................................... 9
2. MARCO TERICO ...................................................................................................... 9
2.1 Antecedentes ........................................................................................................... 9
2.2 Actores intervinientes en las Operaciones de la Estacin ..................................... 11
2.2.1 Ministerio de Recursos Naturales No Renovables ......................................... 11
X
2.2.2 Direccin 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 Estacin 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 Definicin de Transferencia de Custodia ......................................... 23
2.2.7.3 Equipos o Partes de una Unidad de Medicin 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 presin y temperatura ..................... 30
2.2.7.3.5 Medidores Volumtricos de Flujo Tipo Turbina Faure Herman Tzn
(Norma API mpms Captulo 5 Seccin 3 Measurement Of Liquid
Hydrocarbons By Turbine Meters) ................................................................. 32
2.2.7.3.6 Probador de Medidores .................................................................... 35
2.2.7.4 Vlvula de Cuatro Vas ........................................................................... 38
2.2.7.4.1 Pig Catcher ....................................................................................... 38
2.2.7.4.2 Vlvula 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 Elctrico y Comunicaciones ........................ 43
2.2.7.6.1 Generadores Elctricos..................................................................... 43
2.2.7.6.2 Comunicaciones ............................................................................... 43
2.2.7.7 Unidad de Compresin 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 Anlisis de la Gravedad API ASTM D1298 .......................... 46
2.2.7.8.1.2 Anlisis del contenido de agua por destilacin ASTM - D4006
..................................................................................................................... 46
2.2.7.8.1.3 Anlisis del contenido de sedimentos ASTM D473 .............. 46
2.2.7.8.1.4 Anlisis de viscosidad ASTM-D445 ......................................... 47
2.2.7.8.1.5 Anlisis 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 Clculo del factor del medidor (Meter Factor) (Mf) ............................................. 51
2.4 Medicin dinmica del flujo ................................................................................. 54
2.4.1 Principales tipos de Medidores de flujo ......................................................... 55
2.4.1.1 Medidor volumtrico tipo Turbina ....................................................... 56
2.4.1.2 Medidor volumtrico de Desplazamiento Positivo ................................ 58
2.4.1.3 Medidor volumtrico tipo Ultrasnico .................................................... 60
2.4.1.4 Medidor msico tipo Coriolis.................................................................. 62
2.4.2 Consideraciones bsicas 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 Estndares ............................................................................ 65
2.4.2.4 Fluidos Pulsantes ..................................................................................... 66
2.4.2.5 Limitaciones Fsicas ................................................................................ 67
2.4.2.6 Gases Condensados ................................................................................. 67
2.4.2.7 Lquidos Crticos ..................................................................................... 67
CAPTULO III ................................................................................................................ 69
3. ANLISIS TCNICO 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 precisin ................................................................... 71
3.1.2 Instalacin tpica del medidor tipo Turbina ................................................... 88
3.1.3 Especificaciones tcnicas del fabricante del medidor tipo Turbina Faure
Herman Tzn ............................................................................................................. 89
3.1.4 Condiciones de operacin de los medidores tipo Turbina en la Estacin 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 precisin ................................................................... 97
3.2.2 Instalacin tpica del medidor de Desplazamiento Positivo .......................... 98
XIII
3.2.3 Especificaciones tcnicas 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
CAPTULO IV .............................................................................................................. 112
4. INVESTIGACIN DE CAMPO - ESTACIN AGIP OIL BAEZA ....................... 112
4.1 Condiciones del fluido y flujo e interpretacin en la curva de la Norma API
Mpms Captulo 5 Seccin 1 ...................................................................................... 113
4.2 Clculo y tabla del nmero de Reynolds para algunos das y flujos de 600, 1500,
2000 BPH .................................................................................................................. 116
4.3 Interpretacin de la curva universal de rendimiento de medidores de Turbina, la
relacin con el nmero de Reynolds calculado y el tipo de flujo ............................. 118
4.4 Determinacin de las presiones de trabajo en la estacin y su relacin con la
presin de vapor del crudo ........................................................................................ 122
4.5 Otras variables independientes que inciden en la operacin del medidor de tipo
Turbina y causen el desplazamiento de la relacin entre la velocidad del lquido y la
del rotor ..................................................................................................................... 123
4.6 Factor econmico en el cambio de los medidores de Turbina por los de
Desplazamiento Positivo ........................................................................................... 131
XIV
CAPTULO V ............................................................................................................... 132
5. JUSTIFICACIN ESTADSTICA DEL CAMBIO DE LOS MEDIDORES TIPO
TURBINA POR LOS DE DESPLAZAMIENTO POSITIVO ..................................... 132
5.1 Control estadstico segn la norma API MPMS Captulo 13 Seccin 2 ............. 132
5.1.1 Procedimiento para el control estadstico segn la norma API Mpms ........ 133
5.1.2 Lmites de control ........................................................................................ 136
5.1.3 Criterios de aceptacin del factor de medicin MF ..................................... 137
5.2 Control estadstico para los medidores tipo Turbina en la Estacin AGIP OIL
Baeza ......................................................................................................................... 138
CAPTULO VI .............................................................................................................. 144
6. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES ........................................................ 144
6.1 Conclusiones ....................................................................................................... 144
6.2 Recomendaciones ................................................................................................ 147
BIBLIOGRAFA GENERAL ....................................................................................... 144
GLOSARIO .................................................................................................................. 151
ANEXOS ...................................................................................................................... 151
XV
NDICE DE FIGURAS
FIGURA 1. Partes principales de una Unidad LACT ..................................................... 23
FIGURA 2. Tubos enderezadores de flujo en la seccin aguas arriba del medidor ....... 29
FIGURA 3. Medidor volumtrico tipo Turbina helicoidal ............................................. 56
FIGURA 4. Medidor volumtrico de Desplazamiento Positivo ..................................... 59
FIGURA 5. Medidor volumtrico ultrasnico ................................................................ 60
FIGURA 6. Medidor volumtrico ultrasnico ................................................................ 62
FIGURA 7. Medidor con turbina .................................................................................... 71
FIGURA 8. Condiciones que influyen en la precisin de medicin ............................... 72
FIGURA 9. Curva universal de rendimiento de medidores de Turbina ......................... 76
FIGURA 10. Velocidad del rotor y del lquido en un medidor de Turbina. ................... 79
FIGURA 11. Seccin aguas arriba y aguas abajo en un medidor de Turbina. ............... 80
FIGURA 12. Distorsin del perfil de velocidad ............................................................. 81
FIGURA 13. Conjunto de condiciones de flujo utilizando elementos enderezadores de
acuerdo a Norma API MPMS Captulo 5 Seccion 3 .................................................... 82
FIGURA 14. Efecto del Remolino del lquido................................................................ 85
FIGURA 15. Rotor Flotante Medidor de Turbina Serie Sentry de Smith Meter ......... 86
FIGURA 16. Diagrama Esquemtico de una instalacin tpica de Medidores de Turbina.
......................................................................................................................................... 88
FIGURA 30. Principio de operacin de un medidor de Desplazamiento Positivo ......... 97
FIGURA 18. Tpico arreglo de una estacin de medicin con 3 medidores de
Desplazamiento Positivo ................................................................................................. 99
FIGURA 19. Principio de operacin medidor PD primera etapa ................................. 101
XVI
FIGURA 20. Principio de operacin medidor PD segunda etapa ................................. 101
FIGURA 21. Principio de operacin medidor PD tercera etapa ................................... 102
FIGURA 22. Principio de operacin medidor PD cuarta etapa .................................... 103
FIGURA 23. Medidor de Turbina vs Desplazamiento Positivo (Norma API MPMS
Captulo 5 Seccin 1) .................................................................................................... 115
FIGURA 24. Curva Universal de Rendimiento de Medidores de Turbina ................... 119
FIGURA 25. Velocidad del rotor y del lquido en un medidor de Turbina. ................. 123
FIGURA 26. Conjunto de condiciones de flujo utilizando elementos enderezadores de
acuerdo a Norma API MPMS Captulo 5 Seccion 3 .................................................. 124
NDICE DE IMGENES
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 presin ............................................................. 30
IMAGEN 6. Transmisor e indicador digital de presin .................................................. 31
IMAGEN 7. Transmisor e indicador de temperatura ...................................................... 31
IMAGEN 8. Transmisor e indicador digital de temperatura........................................... 32
IMAGEN 9. Medidor de flujo volumtrico 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. Vlvula de cuatro vas .............................................................................. 38
IMAGEN 14. Pig catcher o recogedor del chancho ........................................................ 39
IMAGEN 15. Vlvula de seguridad ................................................................................ 40
IMAGEN 16. Cuarto de control automatizado con sistema SCADA ............................. 41
IMAGEN 17. Computadora de flujo OMNI ................................................................... 42
IMAGEN 18. Generadores elctricos ............................................................................. 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 fsico qumicas de los crudos en Estacin Baeza Abril
2010 ................................................................................................................................. 91
IMAGEN 27. Condiciones de operacin medidor A ...................................................... 92
IMAGEN 28. Condiciones de operacin medidor B ...................................................... 93
IMAGEN 29. Condiciones de operacin medidor C ...................................................... 94
IMAGEN 30. Ensayo fisicoqumico del crudo en la Estacin Baeza ........................... 114
IMAGEN 31. Carta de control del medidor A .............................................................. 141
IMAGEN 32. Acta de suspensin de la operacin del medidor C................................ 143
XVIII
NDICE DE ECUACIONES
ECUACIN 1. Ecuacin de la viscosidad cinemtica ................................................. 156
ECUACIN 2. Ecuacin clsica de continuidad ............................................................ 33
ECUACIN 3. Factor del medidor MF .......................................................................... 52
ECUACIN 4. Modelo para calcular el Factor del Medidor ......................................... 52
ECUACIN 5. Velocidad del fluido en Medidores Ultrasnicos .................................. 61
ECUACIN 6. Frmula para calcular el Nmero de Reynolds ..................................... 75
ECUACIN 7. Frmula para calcular la longitud de tubera aguas arriba del medidor 83
ECUACIN 8. Frmula para mantener constante la curva de TRD (y la caida de presion
del medidor) .................................................................................................................... 87
ECUACIN 9. Frmula para calcular el Numero de Reynolds ................................... 117
ECUACIN 10. Frmula para mantener constante la curva de TRD (y la cada de presion
del medidor) .................................................................................................................. 126
ECUACIN 11. Promedio aritmtico para un grupo de valores MF del medidor. ...... 133
ECUACIN 12. Desviacin estndar para un grupo de valores MF del
medidor. ........................................................................................................................ 134
ECUACIN 13. Lmite de alarma superior para un grupo de valores MF del
medidor. ........................................................................................................................ 134
ECUACIN 14. Lmite de alarma inferior para un grupo de valores MF del
medidor. ........................................................................................................................ 134
ECUACIN 15. Lmite de control superior para un grupo de valores MF del
medidor. ........................................................................................................................ 135
XIX
ECUACIN 16. Lmite de control inferior para un grupo de valores MF del
medidor. ........................................................................................................................ 135
NDICE DE TABLAS
TABLA 1. Tabla del nmero 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 estadstico ..................................................................... 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
NDICE DE ANEXOS
Anexo 1. Norma API - MPMS Captulo 13 Statistical Aspects Of Measuring And
Sampling Seccin 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 tcnica de los medidores de Turbina Faure Herman Tzn .................... 163
Anexo 4. Boletn tcnico del medidor de Desplazamiento Positivo Smith Meter E3 .. 171
Anexo 5. Boletn tcnico 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 nfasis en los medidores
volumtricos tipo Turbina que se encuentran instalados en la estacin Baeza, de esta
manera concluir que los medidores de Desplazamiento Positivo son los que deben
realizar la contabilizacin del crudo proveniente del oriente ecuatoriano (sector
Sarayacu sector Villano) y que llega a la estacin. El anlisis tcnico comparativo
entre estos dos medidores de flujo es el que justifica el cambio que debe llevarse a cabo,
debido a que las propiedades fisicoqumicas del crudo en Baeza no estn dentro de las
especificaciones tcnicas que da el fabricante del medidor de Turbina.
Adicional a esto se realiz una investigacin de campo, donde se obtuvo datos oficiales
de laboratorio como viscosidad, densidad API, %BSW, %S, etc., tambin datos de
diseo de la unidad LACT, calibraciones y certificaciones de los equipos, condiciones
de flujo de la estacin, condiciones de operacin, costos y los mantenimientos que se
realizan en los medidores de Turbina.
La empresa AGIP OIL ECUADOR, es la encargada de la administracin de la Estacin
Baeza y por ende de realizar la transferencia del crudo proveniente del Campo Villano
(Bloque 10) y tambin el del sector de Sarayacu (PETROAMAZONAS EP), y la DNH
(Direccin Nacional de Hidrocarburos) es la que controla la Transferencia de Custodia
en representacin 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 consideracin
que la viscosidad mxima 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 anlisis estadstico del factor MF (Meter Factor) que es por el
cual se multiplica el volumen diario de petrleo entregado al SOTE; este factor es el
resultado de la comparacin del volumen estndar de los medidores de Turbina frente al
volumen estndar de un prover, a este procedimiento se denomina CALIBRACIN de
MEDIDORES y se realiza por ley quincenalmente; la aprobacin del factor se realiza
previo el anlisis estadstico de los doce ltimos resultados oficiales y si el valor actual
sale fuera de los lmites de alarma del anlisis estadstico, se rechaza el factor, lo que
provoca que salga de servicio ocasionando problemas en las mediciones diarias. La
justificacin del cambio de los actuales medidores de Turbina se da por las continuas
fallas de estos medidores con resultados FUERA de los lmites de alarma, esto
provocado por las condiciones del crudo que se ha analizado en el presente trabajo.
Todos los anlisis y resultados estn avalados por la aplicacin de normas tcnicas
internacionalmente aceptadas en la industria hidrocarburfera 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 (Direccin 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
CAPTULO I
1
CAPTULO I
1. INTRODUCCIN
La importancia de un cambio en los actuales medidores de la Estacin AGIP
OIL Baeza y la peticin por medio de la autoridad de control nacional DNH,
obliga a realizar un anlisis tcnico 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 diseados para productos livianos
y destilados cuya viscosidad mxima es de 350 cSt.) no son los adecuados en
este tipo de mediciones.
La posible implementacin del medidor de Desplazamiento Positivo en la
Estacin AGIP OIL Baeza, exige realizar una descripcin detallada del mismo,
con el propsito de conocer las especificaciones tcnicas del medidor.
Las futuras investigaciones o estudios sobre equipos en la Transferencia de
Custodia que se realicen en la industria hidrocarburfera, conlleva a realizar una
investigacin minuciosa, con el fin de recopilar informacin tcnica, real y
actualizada de los medidores volumtricos de flujo de tipo Turbina y de
Desplazamiento Positivo.
2
1.1 FORMULACIN
Si se comparara las caractersticas del crudo que se bombea en la Estacin AGIP OIL
- Baeza con los requerimientos de estos dos medidores volumtricos de flujo y tomando
en cuenta que la necesidad de cambiar al medidor de Desplazamiento Positivo es un
pedido de la Direccin Nacional de Hidrocarburos (DNH) se podra justificar dicho
cambio en la Estacin AGIP OIL Baeza mediante un estudio tcnico?
1.2 JUSTIFICACIN
La Estacin AGIP OIL - Baeza est 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 petrleo desde el Bloque 10 situado en el Puyo (Provincia de Pastaza
sector Villano), para luego ser entregado al estado ecuatoriano por medio de mediciones
volumtricas 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 contabilizacin se la determina a travs de
medidores volumtricos 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 diseo y las especificaciones tcnicas del medidor tipo turbina se encuentra
una restriccin para las propiedades fisicoqumicas del crudo, el fabricante recomienda
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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 medicin se vera afectada al momento de presenciar dichas ceras, y
tambin por el hecho de tener un fluido altamente viscoso lo que provoca inestabilidad
en el flujo y en la presin 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 operacin para mantener la velocidad constante.
El crudo que actualmente se bombea en la Estacin 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 104F que son
caractersticas que cumplen con los requerimientos del medidor tipo Turbina, por esta
razn 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, aqu 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 tcnico comparativo que
justifique la importancia de cambiar el medidor tipo Turbina por un medidor de
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Desplazamiento Positivo el cual si est diseado para crudos ms pesados, aquellos que
contienen cera u otros sedimentos y son adecuados tambin para fluidos altamente
viscosos (hasta 1000 cSt.), con este cambio obtener una medicin volumtrica ms real
y precisa que beneficiar 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 anlisis comparativo entre medidores de tipo Turbina y Desplazamiento
Positivo, para justificar el cambio de los actuales medidores volumtricos de crudo,
mediante una descripcin detallada de los mismos en la Estacin AGIP OIL Baeza.
1.3.2 OBJETIVOS ESPECFICOS
Determinar la eficiencia del medidor de Desplazamiento Positivo y las causas de
por qu el medidor tipo Turbina no es el adecuado para operar con el crudo que
llega a Baeza, a travs de un anlisis tcnico comparativo y as establecer la
importancia y necesidad de un cambio en los actuales medidores en la Estacin
AGIP OIL Baeza.
Conocer las especificaciones tcnicas del medidor de Desplazamiento Positivo a
travs de una descripcin detallada para determinar las consideraciones
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adecuadas al momento de realizar la posible implementacin del equipo en la
estacin AGIP OIL Baeza.
Recopilar informacin tcnica, real y actualizada de los medidores volumtricos
de flujo de tipo Turbina y de Desplazamiento Positivo, a travs de una
investigacin minuciosa, para ser tomada en cuenta en futuras investigaciones o
estudios sobre equipos en la Transferencia de Custodia dentro de la industria
hidrocarburfera.
1.4 METODOLOGA
1.4.1 MTODOS DE INVESTIGACIN
En la elaboracin de esta tesis se emplearon los siguientes mtodos:
El Mtodo de Observacin Cientfica se basa en la realizacin de pasantas, prcticas,
visitas al campo o lugar donde se desarrollar la investigacin, con el fin de adquirir los
conocimientos e informacin necesaria para llevar a cabo la tesis planteada. Con la
informacin y los conocimientos adquiridos, la investigacin ser ms detallada y
tendremos una idea ms clara de cmo realizar el estudio.
El Mtodo deductivo se lo realiza con el fin de recopilar toda la informacin necesaria
en las empresas auspiciantes, bibliotecas, bibliotecas virtuales, internet, y servir para
tener un respaldo informativo que intervenga con el desarrollo de la tesis.
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1.4.2 TCNICAS DE INVESTIGACIN
La Tcnica de Campo se refiere a que la tesis fue desarrollada en el lugar donde se va a
realizar la investigacin con el fin de adquirir la informacin necesaria que ayudara a
desarrollar el presente estudio.
1.5 HIPTESIS
1.5.1 HIPTESIS GENERAL
Si se realizara un anlisis comparativo entre medidores de tipo Turbina y
Desplazamiento Positivo, se justificara el cambio de los actuales medidores
volumtricos de crudo en la Estacin AGIP OIL Baeza.
1.5.2 HIPTESIS ESPECFICAS
Si se determinara la eficiencia del medidor de Desplazamiento Positivo y las
causas de por qu el medidor de tipo Turbina no es el adecuado para las
caractersticas fisicoqumicas del crudo que llega a Baeza, se establecera la
importancia de un cambio en los actuales medidores de la Estacin AGIP OIL-
Baeza.
Si se conocera las especificaciones tcnicas del medidor de Desplazamiento
Positivo se determinara las consideraciones adecuadas al momento de realizar la
posible implementacin del equipo en la estacin AGIP OIL Baeza.
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Si se recopilara informacin tcnica, real y actualizada de los medidores
volumtricos de flujo de tipo Turbina y de Desplazamiento Positivo se tomara
en cuenta en futuras investigaciones o estudios sobre equipos en la Transferencia
de Custodia dentro de la industria hidrocarburfera.
1.6 VARIABLES
1.6.1 VARIABLE DEPENDIENTE
La importancia de un cambio en los actuales medidores volumtricos de flujo
de la Estacin AGIP OIL Baeza.
La implementacin del medidor de Desplazamiento Positivo en la Estacin
AGIP OIL Baeza.
Las futuras investigaciones o estudios sobre equipos en la Transferencia de
Custodia que se realicen en la Industria Hidrocarburfera.
1.6.2 VARIABLE INDEPENDIENTE
Operatividad del medidor tipo Turbina contra el de Desplazamiento Positivo.
Especificaciones tcnicas del medidor de Desplazamiento Positivo.
Informacin tcnica, real y actualizada de los medidores volumtricos de flujo
de tipo Turbina y de Desplazamiento Positivo.
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1.6.3 VARIABLE INTERVINIENTE
Densidad API del crudo.
Viscosidad del crudo.
% BSW
Dimetro de los medidores volumtricos de flujo
Contenido de parafinas.
Caudal de bombeo.
Presin de vapor Red.
Velocidad del flujo.
CAPTULO II
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CAPTULO II
2. MARCO TERICO
En el presente captulo se hace referencia a la Estacin de Bombeo, Control y
Transferencia de Custodia AGIP OIL Baeza.
2.1 ANTECEDENTES
En Baeza provincia del Napo est situada una estacin 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 Estacin 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 travs de la unidad LACT.
Una unidad LACT es un conjunto de equipos especialmente diseados para el control
automtico de la calidad del crudo, y la contabilizacin automtica del mismo, esta
unidad pertenece al estado ecuatoriano y es arrendada a la operadora; tambin existen
las unidades ACT que sirven para el mismo propsito pero son de propiedad directa del
estado ecuatoriano, en Ecuador estn instaladas en la estacin de almacenamiento y
bombeo de Lago Agrio N1 a cargo de la Gerencia de Oleoducto.
Una unidad LACT est compuesta principalmente de las siguientes partes:
- Banco de medidores de flujo volumtrico 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 dimetro - flujo
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de 2000 BPH, medidor B de 3 pulgadas de dimetro - flujo de 1500 BPH,
medidor C de 3 pulgadas de dimetro - flujo de 600 BPH.
- Probador o prover, para realizar la comparacin con el meter.
- Toma muestras automticos o sampler.
El crudo que llega a la Estacin 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
inyeccin del crudo al SOTE, y en el Art. 8 menciona estos anlisis con sus respectivas
normas internacionales aceptadas por la DNH:
Muestreo de petrleo. Norma ASTM D-4177.
Determinacin de agua por destilacin. Norma ASTM D-4006.
Determinacin de sedimentos por extraccin. Norma ASTM D-473.
Determinacin de viscosidad a 80F. Norma ASTM D-445.
Determinacin de porcentaje en peso de azufre. Norma ASTM D-4294.
Determinacin de gravedad API. Norma ASTM D-1298.
Correccin de densidad y volumen a 60F. Norma ASTM D-1250.
Calibracin de probadores volumtricos. 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 104F (caractersticas que cumplen con
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los requerimientos del medidor tipo Turbina, esta es la razn por la cual inicialmente
fueron instalados estos medidores en la Estacin), pero luego este crudo en el sector de
Sarayacu se mezcla con crudo de la empresa francesa PERENCO que actualmente es
ya PETROAMAZONAS EP, aqu 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 caractersticas
fisicoqumicas del crudo exceden el lmite determinado en las especificaciones tcnicas
del medidor, ya que el medidor de tipo Turbina tienen un rango mximo permitido de
350 cSt de viscosidad.
En la Estacin Baeza tambin interviene la Direccin Nacional de Hidrocarburos
(DNH) que es la que fiscaliza la Transferencia de Custodia en representacin 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 ESTACIN
A continuacin se hace referencia a los actores que interviene en las operaciones de la
estacin.
2.2.1 MINISTERIO DE RECURSOS NATURALES NO RENOVABLES
El Ministerio de Recursos Naturales No Renovables es el rgano estatal encargado de
regular, controlar y normar las actividades hidrocarburferas en el pas.
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El 14 de septiembre de 2009 se cre el Ministerio de Recursos Naturales No Renovables
(MRNNR), en reemplazo del Ministerio de Minas y Petrleos, mediante Decreto
Ejecutivo No. 46, publicado en el Registro Oficial No. 36.
Para la administracin soberana de estos recursos, el MRNNR mantiene negociaciones
con las compaas petroleras que operan en el pas para cambiar la modalidad
contractual. El propsito principal es lograr que el total de la produccin de crudo sea
del estado y que la contratista reciba un pago por sus servicios.
Tambin trabaja en la conformacin del Sistema EP PETROECUADOR, la gran
empresa pblica en la que estarn agrupadas las actuales filiales de la empresa petrolera
estatal, as como las de economa mixta donde el Estado ecuatoriano tiene y tenga la
mayora de acciones.
A partir del 26 de Julio de 2010, segn reforma de la Ley de Hidrocarburos, se crea la
Agencia de Regulacin y Control Hidrocarburfero (ARCH) organismo tcnico
administrativo que controlar y fiscalizar la actividad hidrocarburfera en todas sus
fases tanto en la empresa pblica como en la privada. Esta Agencia reemplazar a la
DNH (Direccin Nacional de Hidrocarburos).
2.2.2 DIRECCIN NACIONAL DE HIDROCARBUROS
Es una entidad relacionada con el Ministerio de Recursos Naturales No Renovables,
cuyos objetivos son: controlar y fiscalizar las operaciones hidrocarburferas y velar por
el cumplimiento de las normas de calidad, cantidad, continuidad, oportunidad y
seguridad sobre la base de las disposiciones legales y reglamentarias, as como de
aquellas regulaciones que emita el MRNNR:
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a) Direccin del control de actividades relacionadas con el ejercicio de las
operaciones hidrocarburferas, en sus diferentes fases.
b) Aprobacin o autorizacin de operaciones en las diferentes fases de la actividad
hidrocarburfera, delegadas por el Ministro de Recursos Naturales no
Renovables.
c) Autorizacin de Operacin de los sujetos de control que intervienen en la
cadena hidrocarburfera.
d) Emisin de informes o dictmenes.
e) Autorizacin de cupos de exportacin.
f) Imposicin de sanciones de infracciones a la Ley de Hidrocarburos y sus
reglamentos disposiciones legales y normas tcnicas.
g) Notificacin de valores provisionales y definitivos.
h) Calificacin y registro a inspectoras independientes y su personal tcnico.
i) Oficializacin de Informacin hidrocarburfera.
Una de las principales misiones de la DNH es controlar y fiscalizar las operaciones de
hidrocarburos que ejecutan las personas jurdicas, nacionales o extranjeras, pblicas o
privadas, delegadas por el Estado, en los sistemas de transporte, sistemas de
almacenamiento y movimiento de petrleo, combustibles lquidos de los hidrocarburos
y otros derivados, GLP y gas natural. Incluye las personas naturales en los mbitos que
las leyes y reglamentos les permiten participar en estos sistemas.
En la Estacin Baeza la DNH se encarga bsicamente del control y fiscalizacin en la
Unidad LACT, especialmente en el conteo de los barriles que pasan por los medidores
de flujo y es uno de los actores ms interesados en que se realice el cambio de
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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 Repblica Economista Rafael Correa, mediante decreto ejecutivo N
315 emitido el martes 6 de abril de 2010, cre la Empresa Pblica de Hidrocarburos del
Ecuador, EP PETROECUADOR, como una persona de derecho pblico con
personalidad jurdica, patrimonio propio dotada de autonoma presupuestaria,
financiera, econmica, administrativa y de gestin.
De igual manera, mediante decreto ejecutivo N 314 se cre la Empresa Pblica de
Exploracin y Explotacin de Hidrocarburos PETROAMAZONAS EP cuyo objetivo
principal es la gestin de las actividades asumidas por el Estado en el sector estratgico
de los hidrocarburos y substancias que los acompaan, en las fases de exploracin y
explotacin.
EP PETROECUADOR asume la exploracin y explotacin de los yacimientos de
hidrocarburos en el territorio nacional y mar territorial, y tiene a su cargo la
administracin y explotacin del Sistema de Oleoducto Transecuatoriano (SOTE -
construido en 1972 por la Texaco-Gulf). EP PETROECUADOR tambin contrata los
servicios de la operadora AGIP OIL ECUADOR para la administracin y operacin de
la Estacin Baeza.
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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 Compaa Italiana de Energa y una de las seis
ms grandes del mundo, la cual se ha establecido en nuestro pas desde febrero del ao
2000 como Contratista de Prestacin de Servicios de Riesgos con PETROECUADOR.
(Actualmente EP PETROECUADOR)
AOE forma parte de las empresas que contribuyen a la explotacin 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 produccin de agua y 20000 barriles es produccin de
crudo.
Entre las instalaciones de operacin se encuentran:
- Dos plataformas petrolferas:
Villano A con una rea de 4 hectreas, dispone de 12 pozos productores,
4 pozos inyectores y un taladro para perforacin y reacondicionamiento.
Villano B con una rea de 2.2 hectreas, dispone de 2 pozos productores,
y un taladro para reacondicionamiento.
- El fluido viaja a travs de una lnea de flujo, que dispone de 6 vlvulas
automticas de cierre remoto ubicado en diferentes puntos a lo largo de la
tubera hasta llegar al CPF (Centro de Facilidades de Produccin), aqu se trata
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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 estacin de bombeo para vencer la columna atmosfrica, y luego ser
bombeado el crudo hacia la Estacin de Baeza.
Tambin tiene a su cargo la administracin y control de la Estacin 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. Tambin en la Estacin 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 Estacin Baeza.
2.2.5 VERIFICADORA INDEPENDIENTE DE LA UNIVERSIDAD CENTRAL
DEL ECUADOR
Tiene como responsabilidad la realizacin de todos los ensayos fsico qumicos
determinados en el Acuerdo Ministerial 014 Articulo 8 y adems verificar y certificar
las calibraciones quincenales de los medidores LACT; para ello trabaja en el laboratorio
y en la planta con personal tcnico idneo.
Todos los procedimientos de verificacin tanto en crudo como en medidores se realizan
bajo normas internacionales aceptadas en la industria hidrocarburfera, ASTM y API;
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adems cuenta con un manual de Gestin de Laboratorio con el cual se pretende
garantizar la calidad y confiabilidad de los diferentes ensayos y pruebas.
La principal funcin del laboratorio es emitir certificados de calidad de muestras de
crudo a travs 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 petrleos y sus derivados, todo esto
con el objetivo de garantizar la exactitud, integridad y confiabilidad de los resultados.
La Estacin AGIP OIL ECUADOR BAEZA es un sitio de transferencia de custodia
de crudo, donde los resultados que se obtiene de los anlisis tienen connotaciones
oficiales y legales para las partes interesadas.
Este procedimiento de gestin presenta de manera formal, sinttica y sistemtica los
principios generales que orientan la operacin del laboratorio.
Toda directiva emitida por el Director Tcnico del Laboratorio as como instructivos,
anexos, procedimientos, y otros documentos entregado por la Empresa AGIP OIL
ECUADOR, ser anexada a este procedimiento de gestin tanto en formato escrito
como digital si lo amerita.
Los objetivos del procedimiento de esta gestin son los siguientes:
a) Definir la poltica de la calidad.
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b) Definir los objetivos especficos de gestin de la calidad.
c) Definir la responsabilidad y autoridad de la organizacin del laboratorio.
d) Definir los procedimientos operativos y de control.
e) Definir la identificacin de los documentos de soporte para el control de la
calidad del producto (petrleo).
La poltica de gestin de la calidad en el laboratorio se basa en que el Centro de
Desarrollo y Transferencia de Tecnologa CTT de la Universidad Central del Ecuador,
su Director Ejecutivo y el Director Tcnico, declaran como poltica de la calidad para
todas las operaciones inherentes al laboratorio, las siguientes:
1. Aplicar los principios y clusulas indicadas en la Norma Tcnica Internacional
ISO / IEC 17025: 2005 Requisitos generales para la competencia de los
laboratorios de ensayo y calibracin documento que existe impreso en los
archivos del laboratorio, que ha sido estudiado por todo el personal y que est a
disposicin 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
Fiscalizacin y Control DNH (Direccin 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. Capacitacin permanente de todo el personal de laboratorio.
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6. Homologar las directivas, normas reglamentos y otros procedimientos indicados
por la parte contratante (AGIP OIL ECUADOR) a la Norma Tcnica
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 fsica al interior de las instalaciones. Cumplir con la parte pertinente
del Sistema Integrado de Gestin (SGI).
8. Comprometer a todo el personal directivo y operativo del laboratorio a cumplir
con esta poltica de calidad y propender al mejoramiento continuo.
Los Objetivos especficos de este procedimiento de gestin estn indicados en la
poltica 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. Capacitacin permanente para el mejoramiento continuo.
5. Satisfaccin de los clientes internos y externos que utilizan y aplican nuestros
servicios.
6. Emitir procedimientos operativos para el funcionamiento del laboratorio.
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7. Revisar y actualizar continuamente este procedimiento de gestin de acuerdo a
la dinmica de evolucin de los conocimientos cientficos y los procesos
tecnolgicos.
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 pas y es parte de la EP PETROECUADOR.
El Sistema del Oleoducto Transecuatoriano est constituido por: los centros de
almacenamiento en Lago Agrio y Balao; el ducto propiamente dicho; estaciones de
bombeo reductoras de presin; 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 produccin de los campos de la amazonia ecuatoriana. Este almacenamiento tiene una
capacidad total de 2 millones de barriles.
En Lago Agrio, Provincia de Sucumbos, inicia el ducto principal que, con una
extensin total de aproximadamente 498 kilmetros, llega hasta el Terminal de Balao,
Provincia de Esmeraldas, en el Pacfico.
El ducto cruza la cordillera de los Andes, alcanzando una altura mxima de 4.096
metros (SNM). Tiene una capacidad de transporte de 360.000 bpd para crudo de
23,7API y 390.000 bpd utilizando qumico reductor de friccin; 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, Quinind, que dispone de tres.
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Para proteccin de la tubera, en la vertiente occidental de los Andes, se dispone de
cuatro estaciones reductoras de presin: San Juan, Chiriboga, La Palma y Santo
Domingo.
Finalmente, el crudo llega al Terminal Martimo 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 3220.000 barriles.
2.2.7 PARTES PRINCIPALES DENTRO DE LA ESTACIN AGIP OIL BAEZA
A continuacin se menciona las partes principales de la Estacin Agip Oil Baeza.
2.2.7.1 UNIDAD DE BOMBEO
Las bombas son transformadores de energa. Reciben la energa mecnica que puede
proceder de un motor elctrico, trmico, etc., y la convierten en energa que un fluido
adquiere en forma de presin, de posicin o de velocidad.
Normalmente las bombas utilizadas con las Unidades LACT son del tipo centrifugas o
de pistn. Tanto bombas ANSI como API se pueden utilizar en Unidades LACT pero en
la Estacin Baeza se utilizan 4 bombas de Desplazamiento Positivo para la transferencia
del petrleo dos son elctricas y las otras dos de combustin. Estas bombas transfieren
el petrleo crudo desde los tanques de almacenamiento hacia la unidad LACT, as
como para la transferencia al SOTE.
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IMAGEN 1. Bombas de transferencia tipo Desplazamiento Positivo
Fuente: Estacin Baeza AOE
Elaborado por: Andrs Sebastin Mendoza L.
2.2.7.2 UNIDAD LACT O DE TRANSFERENCIA DE CUSTODIA
Una unidad LACT es un conjunto de componentes y tuberas montadas sobre un patn,
en la Estacin 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.
Est diseada para medir de manera precisa, tanto la calidad como la cantidad de un
hidrocarburo lquido. Esta medicin, se hace para transferir de manera automtica y
precisa la custodia de un lquido de una parte responsable a otra. Por lo tanto, todos los
componentes utilizados para medir la cantidad y calidad, deben tener la posibilidad de
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revisarse en lnea y deben estar calibrados, para asegurar una operacin 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 informacin de la medicin es correcta.
FIGURA 1. Partes Principales de una Unidad LACT
Fuente: Programa de Entrenamiento para Operaciones de Ductos UTE
Elaborado por: Andrs Sebastin Mendoza L.
2.2.7.2.1 DEFINICIN DE TRANSFERENCIA DE CUSTODIA
Los productos petroleros se originan al borde del pozo. Despus, estos son
transportados, procesados y almacenados un nmero de veces hasta llegar a los
consumidores. Durante este trayecto desde la cabeza del pozo al cliente, el propietario
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del producto puede cambiar. Sin embargo, en ciertas situaciones de transporte y
almacenamiento, el propietario del producto sigue siendo el mismo: slo 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 petrleo lquido.
Cualquier prdida o ganancia que resulte de una medicin errnea es la responsabilidad
de la compaa 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:
Inyeccin del crudo al oleoducto (de propiedad del transportador) por el
productor (despachador).
Recepcin del crudo en una instalacin de almacenamiento de Refinera.
Inyeccin de un producto refinado al oleoducto.
Movimiento de un producto al oleoducto a travs de un lmite jurisdiccional.
Entrega del producto refinado en la instalacin de almacenamiento para venta.
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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 medicin del crudo, gases licuados de petrleo (GLP) y productos refinados en
oleoductos y tanques de almacenamiento es una parte sumamente importante de la
operacin del oleoducto. Las compaas operadoras de oleoductos (transportadoras)
deben conocer los volmenes de petrleo crudo, LPG y otros lquidos que manejan, ya
que estos volmenes 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 satisfaccin tanto del comprador como del
vendedor del producto.
2.2.7.3 EQUIPOS O PARTES DE UNA UNIDAD DE MEDICIN LACT
A continuacin se define los equipos o partes de la unidad de medicin LACT.
2.2.7.3.1 SAMPLER TOMA MUESTRAS
Es un dispositivo que toma muestras de petrleo para determinar el BS&W y API
principalmente, en Baeza el laboratorista est encargado de recoger la muestra y
examinar el % de azufre contenido en el crudo, la viscosidad del fluido, la gravedad
API, agua por destilacin, anlisis de contenido de sedimentos, entre otros.
26
El sampler que se encuentra en Baeza no se encuentra normado pero debera estarlo
bajo la norma ASTM D4177 (Muestreo automtico de petrleo y productos de
petrleo).
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 automticos de
BS&W, densidad, viscosidad en lnea y como tambin presin y temperatura, pero
estos datos no pueden intervenir en la fiscalizacin ya que son solo referenciales y
sirven para el control de proceso mediante el sistema SCADA.
IMAGEN 2. Sampler o toma muestras
Fuente: Estacin Baeza AOE
Elaborado por: Andrs Sebastin Mendoza L.
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2.2.7.3.2 STRAINER FILTRO
Es un eliminador de partculas slidas tales como costras de la tubera, esquirlas /de
soldadura, arena, etc., las cuales pueden causar muestreos y aforos inexactos. Cuando se
trabaja con bombas centrifugas, el filtro se instala despus de ellas. En el caso de
bombas de desplazamiento positivo, la instalacin se hace en la bomba.
Los filtros utilizados en las Unidades LACT generalmente son del tipo canasta en lnea.
Los filtros de canasta pueden equiparse con tapas de apertura rpida o la tapa puede ser
una brida ciega. Indicadores y/o interruptores de presin diferencial pueden ser
instalados a travs del filtro de canasta para seal 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 est arrancando (llenando) el sistema.
El filtro/eliminador de aire no reemplaza al desaireador. El material de la canasta del
filtro puede ser acera al carbn o acero inoxidable con orificios de 1/8 pulgadas de
dimetro 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.
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IMAGEN 3. Strainer o filtro
Fuente: Estacin Baeza AOE
Elaborado por: Andrs Sebastin Mendoza L.
2.2.7.3.3 LAMINADORES DE FLUJO 8X6
Es un tramo de tubera especialmente diseado para conseguir un flujo estable, son
tambin conocidos como tubos enderezadores de flujo y se ubican en la seccin aguas
arriba del medidor tipo Turbina para propiciar que el flujo de crudo que ingresa a la
turbina sea en rgimen laminar (Reynolds entre 0 hasta 2200).
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FIGURA 2. Tubos enderezadores de flujo en la seccin aguas arriba del medidor
Fuente: Curso Especializado en Medicin de Hidrocarburos
Elaborado por: Andrs Sebastin Mendoza L.
IMAGEN 4. Tubos enderezadores de flujo
Fuente: Estacin Baeza AOE
Elaborado por: Andrs Sebastin Mendoza L.
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2.2.7.3.4 TRANSMISORES E INDICADORES DE PRESIN Y TEMPERATURA
En la Estacin Baeza los transmisores e indicadores de presin y temperatura deben ser
confiables y precisos, ya que los transmisores envan una seal al gabinete de control y
esta informacin se utiliza en el clculo de las cantidades de lquido. Por lo tanto, deben
suministrar equipos con extremada precisin. Los Indicadores deben ser de fcil 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 presin deben instalarse de manera que una vlvula
permita su revisin y calibracin sobre el tubo. En Baeza estos transmisores estn
calibrados y certificados por MINGA (Empresa Certificadora) y se lo hace cada 3
meses.
IMAGEN 5. Transmisor e indicador de presin
Fuente: Estacin Baeza AOE
Elaborado por: Andrs Sebastin Mendoza L.
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IMAGEN 6. Transmisor e indicador digital de presin
Fuente: Estacin Baeza AOE
Elaborado por: Andrs Sebastin Mendoza L.
IMAGEN 7. Transmisor e indicador de temperatura
Fuente: Estacin Baeza AOE
Elaborado por: Andrs Sebastin Mendoza L.
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IMAGEN 8. Transmisor e indicador digital de temperatura
Fuente: Estacin Baeza AOE
Elaborado por: Andrs Sebastin Mendoza L.
2.2.7.3.5 MEDIDORES VOLUMTRICOS DE FLUJO TIPO TURBINA
FAURE HERMAN TZN (NORMA API MPMS CAPTULO 5 SECCIN 3
MEASUREMENT OF LIQUID HYDROCARBONS BY TURBINE METERS)
La Unidad LACT de la estacin Baeza est compuesta por un banco de 3 medidores
tipo Turbina de diseo 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 dimetro respectivamente.
El principio para medir el flujo volumtrico es por deduccin, detecta la velocidad de
flujo en base a la velocidad de rotacin de un rotor de alabes que se encuentra dentro del
diseo del medidor. Se asume que el flujo volumtrico (Q) es proporcional a la
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velocidad de flujo que se mide (V), suponiendo una rea de flujo constante. Esto se
describe en la siguiente ecuacin:
ECUACIN 1. Ecuacin clsica de continuidad
Fuente: Programa de Entrenamiento para Operaciones de Ductos UTE
Elaborado por: Andrs Sebastin Mendoza L.
Donde: Q = Flujo volumtrico (pie3/s)
V= Velocidad de flujo (pie/s)
A= rea de flujo (pie2)
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IMAGEN 9. Medidor de flujo volumtrico tipo turbina Faure Herman (FE410 A,
B)
Fuente: Estacin Baeza AOE
Elaborado por: Andrs Sebastin Mendoza L.
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IMAGEN 10. Banco de medidores tipo turbina Faure Herman
Fuente: Estacin Baeza AOE
Elaborado por: Andrs Sebastin Mendoza L.
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
vlvulas y accesorios que tambin sirve para verificar la precisin del medidor.
Una vez que el medidor est listo para comprobarse, se le conecta el probador. Un
probador de medicin 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 estndar. Antes de probarse un medidor, el lquido se corre tanto
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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 presin se anota y se hacen las correcciones.
Cuando todo est listo, el calibrador pone un contador electrnico a cero y empieza a
correr. Para cada seccin se registra el nmero total de cuentas de medicin. (En un
probador bi-direccional, el total es la suma de las cuentas registradas al fluir el lquido a
travs del probador en cada direccin). Adems, el calibrador registra la velocidad de
flujo promedio y la densidad lquida promedio y luego corrige el volumen de ambos
probador y medidor a temperatura y presin estndar.
Por cada seccin, el producto empuja una bola flexible bien ajustada que acta como un
pistn a travs del probador.
Conforme se mueve la bola a lo largo de probador, sta activa al primer anillo indicador
e inicia el contador del medidor. Al fluir el lquido a travs 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 medicin el calibrador compara la lectura del
medidor con el volumen conocido por el probador.
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IMAGEN 11. Probador o prover
Fuente: Estacin Baeza AOE
Elaborado por: Andrs Sebastin Mendoza L.
IMAGEN 12. Bola flexible
Fuente: Estacin Baeza AOE
Elaborado por: Andrs Sebastin Mendoza L.
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2.2.7.4 VLVULA DE CUATRO VAS
Es una vlvula especialmente diseada para direccionar el flujo y accionar la bola
flexible que realizar las corridas para determinar el volumen en el probador. Est
ubicada antes de la entrada del flujo al probador.
IMAGEN 13. Vlvula de cuatro vas
Fuente: Estacin Baeza AOE
Elaborado por: Andrs Sebastin Mendoza L.
2.2.7.4.1 PIG CATCHER
Es ms comnmente llamado como el recogedor del chancho, sirve para atrapar el
chancho que viaja por el oleoducto de AGIP desde Villano hasta Baeza.
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IMAGEN 14. Pig catcher o recogedor del chancho
Fuente: Estacin Baeza AOE
Elaborado por: Andrs Sebastin Mendoza L.
2.2.7.4.2 VLVULA DE SEGURIDAD
Las vlvulas de seguridad o vlvulas de alivio son instaladas antes del medidor y
despus del probador, sirven para aliviar la presin con la que el fluido est circulando
por la Unidad LACT dependiendo del set point en la que se encuentra calibrada.
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IMAGEN 15. Vlvula de seguridad
Fuente: Estacin Baeza AOE
Elaborado por: Andrs Sebastin Mendoza L.
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 supervisin de control y adquisicin de datos, todo esto
se realiza de forma automtica a travs de PLCs (Controladores Lgicos
Programables), desde el cuarto de control en Baeza se opera el sistema SCADA y fue
diseado para funcionar con ordenadores, los cuales proporcionan comunicacin con los
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dispositivos de campo y automticamente desde la pantalla del ordenador controlan el
proceso (monitoreo, despacho, medicin, etc.)
El sistema SCADA est conformado por:
- Instrumentacin electrnica digital y anloga.
- Vlvulas motorizadas de doble sello para los medidores y para el probador.
- Probador de doble va.
- Controladores lgicos programables PLCs.
- Medidores de flujo tipo Turbina.
- Computador de flujo.
- Sistema supervisorio para control y monitoreo HMI.
IMAGEN 16. Cuarto de control automatizado con sistema SCADA
Fuente: Estacin Baeza AOE
Elaborado por: Andrs Sebastin Mendoza L.
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2.2.7.5.2 COMPUTADORES DE FLUJO OMNI
El computador de flujo OMNI calcula, exhibe e imprime los datos que sern utilizados
para las funciones operacionales o de facturacin. En dicho computador estn
ingresadas todas las tablas para que calcule e imprima los datos que se dan cuando se
realiza una calibracin del medidor. En el caso de un dao en el computador de flujo
OMNI existe otro que automticamente lo reemplazara. Durante el procedimiento de
calibracin de los factores de medicin, el computador de flujo OMNI controla la
alineacin y lanzamiento de esferas en el Probador para la determinacin de los
factores.
IMAGEN 17. Computadora de flujo OMNI
Fuente: Estacin Baeza AOE
Elaborado por: Andrs Sebastin Mendoza L.
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2.2.7.6 UNIDAD DE ABASTECIMIENTO ELCTRICO Y COMUNICACIONES
La unidad de abastecimiento elctrico y comunicaciones se compone de:
2.2.7.6.1 GENERADORES ELCTRICOS
En Baeza existe un generador auxiliar que se utiliza para suplir energa en caso de
requerirlo, y abastecer al campamento, al cuarto de control, compresores de aire y para
luz externa. (La energa proporcionada no es suficiente para el arranque de las bombas)
IMAGEN 18. Generadores elctricos
Fuente: Estacin Baeza AOE
Elaborado por: Andrs Sebastin Mendoza L.
2.2.7.6.2 COMUNICACIONES
En la estacin Baeza todo el tipo de comunicaciones se realizan por dos medios,
comunicacin satelital y a travs de fibra ptica.
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2.2.7.7 UNIDAD DE COMPRESIN DE AIRE
La unidad de compresin en la Estacin Baeza consta de 2 compresores, el compresor A
abastece en aire para instrumentos donde la presin mxima es de 110 PSI y el B
suministra aire para utilidades con una presin mxima de 120 PSI.
IMAGEN 19. Compresores de aire A, B
Fuente: Estacin Baeza AOE
Elaborado por: Andrs Sebastin Mendoza L.
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 Estacin ya que de aqu se
obtienen los resultados a los anlisis que se realizan al petrleo crudo y son los que
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garantizan la calidad del mismo, adems de esto, cumplir con los requerimientos
ministeriales previo a la inyeccin del crudo al SOTE.
IMAGEN 20. Laboratorio de control de calidad
Fuente: Estacin Baeza AOE
Elaborado por: Andrs Sebastin Mendoza L.
2.2.7.8.1 ENSAYOS QUE SE REALIZAN EN EL CRUDO Y SUS RESPECTIVAS
NORMAS
A continuacin se resumen los ensayos que se realizan al crudo y sus respectivas
normas tomando en cuenta que todos los anlisis y prcticas de laboratorio estn
normados por entidades internacionales, tales como la American Society for Testing
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and Materials, ASTM, y del Manual of Petroleum Measurement Standard del
American Petroleum Institute.
2.2.7.8.1.1 ANLISIS DE LA GRAVEDAD API ASTM D1298
Este anlisis sirve para determinar la gravedad API de petrleo crudo, productos
derivados del petrleo o mezclas del petrleo y productos que no son del petrleo
normalmente manejados como lquidos. Se realiza la medicin a travs de un
hidrmetro a temperaturas convenientes, lecturas de densidad reducidas a 15C y
lecturas de densidad relativa (gravedad especfica) y gravedad API a 60F, por medio de
las tablas estndar internacional.
2.2.7.8.1.2 ANLISIS DEL CONTENIDO DE AGUA POR DESTILACIN
ASTM D4006
En este mtodo se determina la presencia de agua en crudos por destilacin.
2.2.7.8.1.3 ANLISIS DEL CONTENIDO DE SEDIMENTOS ASTM D473
Este mtodo de prueba cubre la determinacin de sedimento en crudo y aceite sensible
por extraccin con tolueno.
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2.2.7.8.1.4 ANLISIS DE VISCOSIDAD ASTM-D445
Con este mtodo se determina la viscosidad cinemtica de los derivados lquidos del
petrleo, tanto transparentes como opacos, mediante la medicin del tiempo para que un
volumen de lquido fluya bajo la accin de la gravedad a travs de un capilar de vidrio
debidamente calibrado (Viscosmetro). La viscosidad dinmica se obtiene multiplicando
la viscosidad cinemtica medida por la densidad del lquido.
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 justificacin tcnica en el cambio de los
medidores.
2.2.7.8.1.5 ANLISIS DEL CONTENIDO DE AZUFRE ASTM D-4294
En este ensayo se obtiene la cantidad de azufre que contiene el petrleo crudo y es
importante para determinar la calidad y por ende el costo del producto.
2.2.7.9 UNIDAD DE ALMACENAMIENTO
La Estacin Baeza cuenta con 3 tanques de techo fijo para el almacenamiento del crudo
proveniente de los campos de produccin y tiene una capacidad por tanque de 75.000
barriles.
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IMAGEN 21. Tanques de techo fijo para almacenamiento de crudo
Fuente: Estacin Baeza AOE
Elaborado por: Andrs Sebastin Mendoza L.
2.2.7.10 UNIDAD DE CONTROL DE INCENDIOS
Para contrarrestar cualquier eventualidad no deseada que se pueda ocasionar en la
Estacin 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 tuberas ubicadas tanto en los tanques de almacenamiento,
como en la Unidad LACT, adicional a esto existen extinguidores manuales ubicados
estratgicamente alrededor de la Estacin, y tambin hay trajes especiales contra
llamas para el personal, estos trajes estn listos para ser usados y se encuentran en el
cuarto de control.
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IMAGEN 22. Bombas y piscina API para contrarrestar incendios
Fuente: Estacin Baeza AOE
Elaborado por: Andrs Sebastin Mendoza L.
IMAGEN 23. Extinguidor manual
Fuente: Estacin Baeza AOE
Elaborado por: Andrs Sebastin Mendoza L.
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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 estn intercomunicados con una piscina API, donde
se evacuara todo el crudo derramado y se llevara el debido proceso de separacin del
agua del crudo.
IMAGEN 24. Piscina API
Fuente: Estacin Baeza AOE
Elaborado por: Andrs Sebastin Mendoza L.
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 Estacin (baos,
cocina, etc.) son llevadas a una planta tratadora, donde se realiza