Estaciones terminales

INTRODUCCIÓN _____________________ 1Propósitos del Módulo __________________ 2

SECCIÓN 1 - FUENTES DEL PRODUCTOIntroducción __________________________ 3Orígenes del Aceite Crudo y Productos Refinados __________________ 4Programación _________________________ 6Orden de Bombeo______________________ 7Transferencia en Custodia _______________ 8Repaso 1 _____________________________ 9

SECCIÓN 2 - TRANSFERENCIA ENCUSTODIA A TANQUES

Introducción __________________________ 11Distribuidor __________________________ 12Distribuidor de Tuberías y Válvulas________ 12Válvulas _____________________________ 13Recorrido de baches a través del Distribuidor 14Medición y Probador de Medidores ________ 18Flujo a través del Medidor y Bancos de Medidor_____________________ 21Filtros Temporales _____________________ 22Rectificadores de Flujo__________________ 23Medidores____________________________ 23Probador de Medidores _________________ 25Muestreo de Entrada____________________ 27Tipo de Muestreo Automático ____________ 30Densidad ____________________________ 31Presión de la Línea ____________________ 32Recorrido del Bache al Tanque____________ 32Repaso 2 _____________________________ 33

SECCIÓN 3 - DE LOS TANQUES A LA LÍNEAPRINCIPAL

Introducción __________________________ 39Propósito de los Tanques ________________ 40Tipos de Tanque _______________________ 42Calibrando Tanques ____________________ 46Determinación del Volumen del Líquido ____ 46Tomando Temperatura y Recolectando Muestras__________________ 47Prueba de Laboratorio __________________ 48Sedimentos y Agua_____________________ 48Viscosidad ___________________________ 50Presión de Vapor ______________________ 52Bombas de Refuerzo ___________________ 53Repaso 3 _____________________________ 54

SECCIÓN 4 - INYECCIÓN Y ENTREGAIntroducción __________________________ 57Inyecciones___________________________ 58Entregas _____________________________ 62Escenarios de Operación del Operación delDistribuidor (manifold) de Tanques ________ 64Repaso 4 _____________________________ 67

SECCIÓN 5 - SISTEMAS DE CONTROLIntroducción __________________________ 71Jerarquía de Control de la Estación Terminal_ 72Controlador Lógico Programable (PLC) ____ 74Repaso 5 _____________________________ 76

RESUMEN ____________________________ 77

GLOSARIO ___________________________ 80

RESPUESTAS __________________________ 84

ESTACIONES TERMINALES

TABLA DE CONTENIDO

ESTACIONES TERMINALESComportamiento Básico de Fluidos

© 1996 IPL Servicios de Tecnología y ConsultoríaReproducción Prohibida (Enero 1996)

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Telephone +1 - 403-420-8489Fax +1 - 403-420-8411

Reference: 2.2 Etaciones Terminales - Nov, 1997

ATENCIONEl personal de operaciones usa tecnología para alcanzar metas específicas. Un objetivo clave del programa de entrenamiento espromover la comprensión de la tecnología que el personal operativo,usa en su trabajo diario. Este programa de entrenamiento refuerza larelacion trabajo-habilidades mediante el suministro de informaciónadecuada de tal manera que los empleados de oleoductos la puedanaplicar inmediatamente.

La información contenida en los módulos es teórica. El fundamento dela información básica facilita el entendimiento de la tecnología y susaplicaciones en el contexto de un sistema de oleoducto. Todos losesfuerzos se han encaminado para que reflejen los principios científicospuros en el programa de entrenamiento.Sin embargo en algunos casos la teoría riñe con la realidad de laoperación diaria. La utilidad para los operadores de oleoductos esnuestra prioridad mas importante durante el desarrollo de lostemas en el Programa de Entrenamiento para el Funcionamiento deOleoductos.

HABILIDADES DE ESTUDIO

Para que el aprendizaje de los módulos sea más efectivo, se sugieretener en cuenta las siguientes recomendaciones.

1. Trate de que cada periodo de estudio sea corto pero productivo (de10 a 45 minutos). Si usted ha establecido que estudiará durante loscinco dias de la semana un total de dos horas por día, separe lostiempos de estudio con periodos de descanso de dos a cincominutos entre cada sesion. Recuerde que generalmente unasemana de auto estudio reemplaza 10 de horas de asistencia aclases. Por ejemplo si usted tiene un periodo de tres semanas deautoestudio, deberá contabilizar treinta horas de estudio si quieremantener el ritmo de la mayoría de los programas de aprendizaje.

2. Cuando usted esté estudiando establezca conexiones entrecapítulos y tareas. Entre más relaciones logre hacer le será másfácil recordar la información.

3. Hay cuestionarios de autoevaluación al final de cada sección del módulo. Habitualmente el responder a estos cuestionariosincrementará su habilidad para recordar la información.

4. Cuando esté leyendo una sección o un módulo, primero de unvistazo rápido a toda el material antes de comenzar la lecturadetallada. Lea la introducción, conclusiones y preguntas al final decada sección. A continuación como una tarea separada estudie losencabezados, gráficos, figuras y títulos. Despues de esta excelentetécnica de revision previa, usted estará familiarizado con la formacomo está organizado el contenido. Después de la lectura rápidacontinue con la lectura detallada. Su lectura detallada, refuerza loque ya usted ha estudiado y además le clarifica el tema. Mientrasusted este realizando esta lectura deténgase al final de cada sub-sección y pregúntese “¿Que es lo que he acabado de leer?”

5. Otra técnica de estudio útil es escribir sus propias preguntasbasadas en sus notas de estudio y/o en los titulos y subtitulos de los módulos.

6. Cuando esté tomando notas en el salón de clases considere lasiguiente técnica. Si usa un cuaderno de de argollas escriba solo en las página de la derecha. Reserve las página de la izquierdapara sus propias observaciones, ideas o áreas en las que necesiteaclaraciones. Importante: escriba las preguntas que su instructorhace, es posible que usted las encuentre en el custrionario final.

7. Revise. Revise. Revise, El revisar el material aumentará enormemente su capacidad de recordar.

8. El uso de tarjetas para notas, le ayudará a identificar rápidamenteáreas en las cuales usted necesita repasar antes de un exámen.Comience por ordenar a conciencia las tarjetas después de cadasesión de lectura. Cuando aparezca una nueva palabra, escríbala enuna cara de la tarjeta y en el reverso escriba la definición. Esto esaplicable para todos los módulos. Por ejemplo, simbolosquímicos/que representan; estación terminal/definción; unasigla(acronismo)/que significa. Una vez haya compilado sustarjetas y se este preaparando para una prueba, ordénelas con ellado que contiene las palabras hacia arriba; pase una tras otra paraverificar si usted sabe que hay en el reverso. Se ha preguntadousted por qué gastar tiempo innecesario en significados oconceptos? Porque las tarjetas que no pudo identificar, le indicanlas áreas en las cuales necesita reforzar su estudio.

9. Adicionalmente estos módulos tienen identificados métodos deenseñanza específica para ayudar a la comprensión del tema y surevisión. Los términos (palabras, definiciones), que aparecen ennegrilla están en el glosario. Para relacionar la información de los términos y su significado, los números de las páginas aparecenen las definiciones del glosario con el objeto de identificar dondeapareció el término por primera vez en el téxto. Las definicionesque en el glosario no tienen ningún número de página es impor-tante de igual manera entenderlas, pero están completamenteexplicadas en otro módulo.

1

ESTACIoNES TERMINALES

Aceite crudo, productos refinados y gases licuados de petróleo (GLP),entran y salen en un sistema típico de tuberías en estaciones terminalesen varios lugares a lo largo de la tubería (ver Figura 3). En muchossistemas de tuberías, cuando un bache es recibido en la estaciónterminal, el control sobre el movimiento de el bache se transfiere de eloperador central de control a el operador de la estación. Igualmente,cuando los líquidos son inyectados dentro de la tubería principal, elcontrol sobre los líquidos cambia del operador de la estación aloperador central de control. Durante estas líneas de operación,llamadas “inyecciones” y “entregas”, el centro de control y el operadorde la estación trabajan muy de cerca, cada uno controlando una partedel proceso. Para lograr la inyección o entrega sin crear contaminacióndel bache o presión transiente, sobrepresión, cavilación en la bomba uotras perturbaciones en línea, el tiempo y el trabajo en grupo debe deser perfecto. Los dos operadores deben de saber lo que el otro estahaciendo, precisamente como lo irán a hacer y cuando estará hecho.

Cooperación entre el centro de control y los operadores de la estaciónrequiere que cada uno entienda las responsabilidades así como laslimitaciones del otro. A pesar de que los operadores del centro decontrol no requieren un detallado conocimiento técnico de las operaciones terminales, un entendimiento de como los líquidos fluyen a través de la estación ayudará en la comunicación y cooperación conlos operadores de la estación.

Este módulo comienza con una breve reseña acerca de los orígenes delpetróleo que fluye dentro de un sistema típico de tuberías, cómo sullegada es programada y su custodia es transferida. El módulo enfocauna terminal con aceite crudo, productos refinados y GLP fluyendodentro de la estación a partir de varias tuberías y refinerías que transportan aceite a través del sistema de gasoductos. Paso a paso, este módulo identifica el trayecto del líquido mientras este fluye através del distribuidor de entrada, a medición, a medida, a prueba yluego a los tanques donde es guardado hasta que es tiempo de serinyectado dentro de la tubería principal.

De los tanques el líquido fluye dentro de la tubería principal por unacombinación de bombas de refuerzo que aumentan su presión lo suficientemente alta para entrar en la succión de las bombas de latubería principal. El líquido luego fluye abajo de la línea principalhasta que alcanza la estación terminal donde es entregado. El módulodescribe los diferentes tipos de entregas, nuevamente enfatizando comola estación y los operadores del centro de control deben trabajar juntos y comunicarse para lograr las inyecciones y entregas.

Finalmente el módulo provee una explicación concisa del sistema decontrol usado en las estaciones terminales. Puesto que estos sistemas

INTRODUCCIÓN

2

PROGRAMA DE ENTRENAMIENTO PARA OPERACIONES DE DUCTOS

son frecuentemente actualizados para tomar ventaja del incremento demejor tecnología, y varía considerablemente de estación terminal aestación terminal, la explicación del sistema de control es limitado a unadescripción conceptual. Se describe la jerarquía de control y como losdiferentes componentes se interrelacionan. Para una completa descrip-ción del sistema SCADA que controla el movimiento de líquidos através de el sistema entero, refiérase al programa de entrenamiento:Sistema de Control de Tubería. Para una detallada descripción de elprograma y equipos de computación en una específica estación terminal,refiérase a los apropiados manuales en-sitio.

Este módulo presenta información sobre los siguientes aspectos.

• Describe el origen de los diferentes aceites crudos y productosrefinados que vienen dentro de un sistema típico de tuberías.

• Describe el flujo de líquidos a través de una estación terminal típica.• Describe los mayores componentes de una estación terminal y explica

sus funciones.• Describe como los operadores en el centro de control y la estación

cooperan para lograr inyecciones y entregas.

Todos los módulos en la fase de Introducción al Comportamiento de Fluídos.

Figura 1Una Estación Terminal Típica

PROPOSITOS DELMÓDULO

PRE-REQUISITOS

3


Esta sección identifica el origen de los aceites crudos, productosrefinados y gases licuados de petróleo (GLP) que vienen dentro de lasestaciones terminales. También identifica los sistemas de conexión através de las tuberías y describe como ellos permiten el incremento deflexibilidad en programaciones de inyecciones, entregas y transferenciaen custodia.

La siguiente sección usará un sistema genérico de tuberías y estaciónterminal para ilustrar la información presentada.

Después de esta sección, usted podrá completar los siguientes objetivos.

• Identificar el origen de el aceite crudo y productos refinados quevienen dentro de las estaciones terminales.

• Identificar cinco tipos de líquido transportado por un sistema típico detuberías (aceite ligero, aceite mediano, aceite pesado, gasolina ycondensados y GLP).

• Identificar los mayores puntos de inyección y repartición a través deuna tubería típica.

• Reconocer e interpretar la información y propósito de una orden debombeo.

SECCIÓN 1

FUENTES DEL PRODUCTO

INTRODUCCIÓN

OBJETIVOS

4

Un bache es un volumen de producto que es transportado como unaunidad en el sistema de tuberías. Una terminal es la propiedadadyacente a la/o que encierra el derecho de vía de la tubería, queincluye tanques de almacenamiento de aceite y facilidades asociadas.Otro equipo común a las estaciones puede también ser encontrado en elsitio. Estaciones terminales son los puntos de entrada para todo elaceite crudo y productos refinados que son transportados por unsistema de tuberías. Las estaciones terminales son también los puntosde entrega para aceites crudos y productos refinados que han alcanzadosu destino.

Aceite crudo y productos refinados son recibidos de refinerías y de otrosoleoductos. La terminal en este ejemplo recibe envíos de Petro Canadá,Aceite Imperial y refinerías de la Shell de Canadá. También dieciséisdiferentes tuberías alimentan aceite crudo y productos dentro de latubería en ésta terminal. Así como los aceites crudos y productosrefinados continúan por la tubería, ellos pueden ser entregados a unarefinería o a otro oleoducto.

En total, la tubería en el ejemplo despacha 68 diferentes tipos de hidro-carburos en cinco categorías, clasificados de acuerdo a su densidad yviscosidad y, en el caso de gases licuados de petróleo, presión de vapor(ver Figura 2).

Figura 2Clasificaciones del PetróleoEsta tabla muestra la densidad y viscosidad usada para clasificar elaceite crudo y productos refinados que entran el sistema de tuberías en el ejemplo.


ORÍGENES DELACEITE CRUDO Y

PRODUCTOSREFINADOS

Clasificación Rango de Densidad Rango de Densidad Viscosidad Presión de Vapor Reid Presión de Vapor Reidlbm/ft3 kg/m3 CS psi kPa

Petróleo Pesado 56 - 58 904-927 100-250 —- —-Petróleo Medio 55 - 56 876-904 20-100 —- —-Petróleo Ligero 50 - 55 800-876 2-20 —- —-Gasolina y Condensado 37 - 50 600-800 0.4-2 —- —-GLP (Gases Licuados de Petróleo) < 37 < 600 < 0.4 < 150 < 1100

5

Figura 5Ejemplo de una Estación TerminalLíquido fluye dentro de la terminal a partir de 16 oleoductos y 3 refinerías.GLP y productos refinados son medidos y muestreados, y fluyen directa-mente dentro de la línea 1. Aceites crudos son medidos y fluyen a lostanques en donde son almacenados hasta que es tiempo de inyectarlosdentro de la línea principal.


ProbadorLínea 1

Línea 3Línea 2

Bomba de Refuerzo

Bombas de la Línea Principal

Probador de Medidor

Medidor de Turbina

Medidor de desplazamiento positivo

Tubería de Productos

Tubería de GLP

RefíneríaEsso

Oleoducto de Aceite Crudo

Tanque

RefineríaPetroCanadá

RefineríaShell

Instalaciones de almucenamiento de GLP

A la estación de bombeo

Oleoducto Interprovincial

Tanquesde

Distribución

Distribuidor

OleoductoTransmountain

Medidores de Turbina

Calle del Oleoducto

Sistema de Recolecciónde recursos de la Esso

Tuberías Federadas

Sistema de Recolecciónde la Sell de Canadá

Sistema de Recolecciónde la PetroCanada

Oleoductos Imperiales

Oleoducto la Paz

Oleoducto Arco Iris

Sistema de Recolecciónde Recursos de EnergíaNorcen

Medidoresde

DesplazamientoPositivo

6

A partir de las figuras, es claro que existen muchos puntos de inyeccióny entrega a través de la tubería. De hecho, hay tantas inyecciones yentregas que normalmente esto ocurre continuamente, y tambiénsimultáneamente a lo largo de la tubería. Para coordinar el movimientoeficiente de estos diferentes aceites crudos, se emite una programacióncompleta.

Aunque no discutiremos aquí los procesos de programación en detalle,permítanos hacer una rápida mirada a el rol de programación y relacionarlo con el centro de control y la estación de operación. Para una detallada discusión de programación y seguimiento del bache,refiérase al programa de entrenamiento, Programación.

Para arreglar la programación, el programador compila las “propuestas” de todas las refinerías y/o oleoductos (despachadores) que deseen enviar aceite el siguiente mes. Una “propuesta” es un pedidoque es emitido al oleoducto por un despachador quien describe el:

• Tipo de petróleo que será enviado• Volumen de petróleo que será enviado• Volumen usado como atenuador alrededor del bache de GLP, y• Fecha aproximada que se requiere la entrega.

Generalmente, las propuestas deben de ser recibidas por la compañía deoleoductos el día 18 ó 19 del mes anterior.

Si los despachadores quieren transportar mas aceite del espacio que setiene en el oleoducto, se hace una distribución. Una distribución es unporcentaje del total de embarque solicitado que cada despachador espermitido despachar. Por ejemplo, si la capacidad de la tubería es 80%del total solicitado de volumen de embarque, entonces cada despachadorconseguirá transportar 80% de su pedido original de despacho.

También es posible que mas de un despachador solicite la misma fechade entrega. El programador clasificará los conflictos y establecerá elmejor arreglo posible.


PROGRAMACIÓN

7

Existen tres diferentes “esquemas” de programa:• 30 días de pronóstico• 10 días de pronóstico• orden de bombeo diaria.

Los 30 días de pronóstico están basados en los acuerdos hechos con eldespachador y tendrá en cuenta el conocimiento de las condiciones de lastuberías. Por ejemplo, si el mantenimiento requiere que los líquidos sedesvíen de la línea a una específica localidad, el programa toma en cuentala disminución en la producción. Desafortunadamente, los 30 días depronóstico no puede tomar en cuenta todos los resultados posibles. En los10 días de pronóstico se corrige el programa con cambios imprevistos.Cambios imprevistos en el programa incluye cualquier hecho que puedaafectar la tasa de flujo en el oleoducto, tal como:• contratiempos en los procesos en las refinerías que las previenen de

entregar su despacho programado• contratiempo en los oleoductos aguas arriba que previenen a otros

oleoductos de hacer entregas programadas a los puntos de inyección y• contratiempos en los oleoductos que reducen el rendimiento,

incluyendo:- paro de la bomba.- falla de energía eléctrica- escapes o fugas- fallas de la válvula y- paros de emergencia.

Finalmente, un pronóstico de 24 horas, o una orden de bombeo es emitida.Una orden de bombeo es un formato que contiene toda la información relevante acerca de cada despacho o envío. El programadeberá ser puesto al día debido a las operaciones imprevisibles de losoleoductos. A pesar de los programas completos de mantenimiento, elnúmero total de componentes en el sistema hace inevitable que fallasmecánicas causen restricciones de vez en cuando en los oleoductos. Otrasinfluencias que no se pueden controlar en la línea de operación incluyen lainterrupción en la energía eléctrica, lo cual reduce el rendimiento, yproblemas imprevistos en la parte despachadora. Actualizando losprogramas ajusta el tiempo para cada inyección y entrega para asegurarque cualquier cambio sea tomado en cuenta.

Aunque la orden de bombeo pueda parecer en forma críptica, esta contienetoda la información necesitada por el operador central de control y eloperador de la estación para controlar todas las inyecciones y entregas decada estación en el sistema entero. La Figura 6 abajo, muestra un ordentípico de bombeo, indicando la interpretación de todas las abreviaciones y símbolos.


ORDEN DEBOMBEO

8


Figura 6Orden de BombeoEsta figura muestra el orden de bomba, indicando el significado y uso decada elemento.

La Transferencia en Custodia ocurre cuando el aceite crudo o productosrefinados dejan la instalación del despachador y entran al sistema.Cuando un bache entra en el sistema, el oleoducto asume la responsabil-idad por el envío, pero no se lo apropian. Al asumir la responsabilidad porel líquido, el volumen y condición son revisados cuando entran al sistemapara asegurarse que el despachador está aceptando precisamente lo que seha acordado. El volumen del líquido es medido en el sistema de mediciónde la terminal, y la precisión de los medidores son frecuentementerevisados (vea la sección 2). Prueba automática de la densidad, temperatura y viscosidad ocurre directamente en la línea, y muestras sontomadas para pruebas manuales de densidad, viscosidad, presión de vapor,agua, concentraciones de sedimento y otros factores.

Estas pruebas son utilizadas para establecer la exacta calidad de el aceite.Si es necesario, basado en las pruebas, la tubería puede rehusar a aceptar elbache. El despachador deberá asegurar que todos los líquidos que entranen el sistema alcancen las especificaciones requeridas.

Si un bache está contaminado cuando llega a su destino, y puede serdemostrado que la causa de la contaminación es debida a negligencia porparte del oleoducto, la responsabilidad es asumida por el costo del bache.Por otra parte, si la contaminación ocurre debido a un trastorno imprevistoo un “acto de Dios”, entonces todos los despachador comparten el costo.

Cuando el bache alcanza su destino, la custodia es transferida ya sea deregreso al despachadores, o al siguiente oleoducto en la ruta del bache.

EP MAX 2850 M3/HR

CRW 946 0 10400 INJ ......2322/18S/D-OUT CARRIED OVER ......0700/19RESUME MAX 2850 M3/HR WHEN YP HSB 835 INJ ENDS 0855/19OSC 106 0 9800 INJ ......1029/19SW 138 0 9916 INJ ......1355/19CCM 409 0 800 INJ ......1724/19 CCA 225 0 6500 INJ ......1741/19CCM 410 0 800 INJ ......1958/19SW 139 0 10400 INJ ......2015/19SYN 914 0 9000 INJ****** ......2354/19SYN 915 0 10000 INJ ......0303/20SW 149 0 7000 INJ ......0634/20

Tasa de flujo máxima y esperada. Este valor está usualmente basado en un promedio semanual de la semana anterior.

Despachos Esta columna muestra a cuáles tanques se va a bombear el líquido.

Tiempo real en que se hace el

cambio de bache

Númerode Bache

Tamaño deBache en m3

Tipo de operación(inyección o entrega)

Fecha deinyección / entrega

Nombre de les baches

Tiempo en que comienza el bache

1735175020102025

Nombre de laEstación

TRANSFERENCIAEN CUSTODIA


9

1. ¿Cuál de las siguientes declaraciones acerca de lasestaciones terminales no es cierta?a) Las estaciones terminales son los puntos de entrada para todos

los aceites crudos transportados por el sistema de oleoductos.b) Las estaciones terminales son los puntos de entrada para

todos los productos refinados transportados por el sistema deoleoductos.

c) Las estaciones terminales no incluyen facilidades paraalmacenar.

d) Las estaciones terminales son encontradas en puntos de entregay recepción a lo largo de los oleoductos.

2. Verdadero o falso: una vez que la transferencia encustodia ha ocurrido y un bache ha entrado a unsistema de tuberías, la compañía de tuberías asume lapropiedad del bache.a) Verdaderob) Falso

3. Debido a restricciones en la capacidad, un oleoductoha hecho reparticiones. La capacidad de la tubería es80% del total pedido de volumen de envío. Si haycuatro despachadores, ¿que porcentaje de su pedidooriginal de volumen de envio se permitirá a cadadespachador?a) 20%b) 25%c) 60%d) 80%

4. 4. El petróleo pesado tiene una densidad entre:a) 37 - 50 lbm/ft3 (600 - 800 kg/m3)b) 50 - 55 lbm/ft3 (800 - 876 kg/m3)c) 55 - 56 lbm/ft3 (876 - 904 kg/m3)d) 56 - 58 lbm/ft3 (904 - 927 kg/m3)

REPASO 1


10

5. Un bache con una viscosidad de 2-20 cs es clasificadocomo:a) petróleo medianob) petróleo ligeroc) gasolina y condensadod) GLP

6. La clasificación de hidrocarburos cuya presión de vapores menos que 150 psi a 100°F (1100 kPa a 37.5 °C) es:a) petróleo medianob) petróleo ligeroc) gasolina y condensadod) GLP

7. Un pedido emitido a una tubería por un despachadorque describe el tipo, volumen y fecha propuesta deentrega de un bache el cual el despachador desea transportar es llamado una:a) orden de bombeob) boleto de recorridoc) propuestad) programa

Las respuestas están al final del módulo

11


Esta sección comienza la descripción del recorrido de un bache desde elpunto de transferencia en custodia hasta su inyección dentro de la líneaprincipal. Se enfoca en el bache mientras se mueve a través de eldistribuidor de medición de entrada, probador de medidores, muestreo,y dentro del distribuidor de nuevo para ser dirigido al tanque apropiado.

Después de esta sección, usted podrá completar los siguientes objetivos.

• Identificar el propósito y los principales componentes de undistribuidor de entrada.

• Identificar la ruta de los baches desde el punto de transferencia encustodia hasta un tanque específico sobre un esquema del distribuidor.

• Relacionar los medidores de desplazamiento positivo a sus aplicaciones.

• Relacionar los medidores de turbina a sus aplicaciones.• Reconocer la importancia de los probadores de medición.• Reconocer la importancia de los bancos medidores.• Relacionar las temperaturas de entrada de las muestras, densidad y

sedimento (S&W) a la transferencia en custodia.• Reconocer la función de la densidad y temperatura en conjunción con

la medición.

SECCIÓN 2

OBJETIVOS

INTRODUCCIÓN

TRANSFERENCIA EN CUSTODIA A TANQUES

Todos los productos refinados y aceites crudos (líquidos) entran primeroa una terminal a través de un distribuidor. Un distribuidor es una formacompleja de tuberías y válvulas que permite a los operadores de lasestaciones dirigir el petróleo que proviene de cualquier instalación depunto de inyección a cualquier almacenamiento, medición o bombeo enla terminal. El distribuidor conecta las líneas de alimentación, los almacenamientos, las líneas principales y las bombas. El operador de la estación usa el distribuidor para efectuar las siguientes operaciones:• bombea aceite de las líneas de alimentación hacia las líneas principales

con tanques inactivos. • recibe aceite de las líneas de alimentación de los tanques. • transfiere aceite de un tanque a otro.• bombea aceite de un deposito a una línea principal y• envía aceite al medidor.Los componentes del distribuidor son sus tuberías y las válvulas, asícomo los medidores, instalaciones de muestreo y los tanques.

Un distribuidor es un sistema de válvulas y tuberías que juntos crean unavariedad de rutas que los líquidos pueden seguir. Las tuberías mismaspueden ser virtualmente de cualquier tamaño económico o conveniente,de acuerdo a la cantidad de líquido que se espera que circule a través dela estación. En lugar de ser enterrada bajo tierra, las tuberías deldistribuidor son construidas cada vez mas sobre el nivel de la tierra (vea la Figura 7). Esto hace complejas las tuberías del distribuidor, lasválvulas y otros equipos mucho mas accesible para servicio y mantenimiento, minimizando la molestia causada por la excavación de la tubería para cualquier reparación menor.

Figura 7Tubería del Distribuidor Sobre TierraConstruyendo un distribuidor de tuberías a nivel de la tierra hace quecomplejas tuberías, válvulas de medición y otros equipos sean muchomas fáciles de ser servidos, mantenidos y minimiza la molestia causadapor la excavación de tuberías cada vez que algo sale mal.

12


DISTRIBUIDOR

DISTRIBUIDORDE TUBERÍAS Y

VÁLVULAS

13


Los operadores controlan el fluído en el distribuidor abriendo o cerrandototalmente las válvulas. Al abrir las válvulas en la forma correcta ycerrando las válvulas alternativas, el operador de la estación dirige loslíquidos al medidor deseado, tanque o bomba reforzadora.

Esta es una simple explicación de un proceso que se puede llegar a serde un alto nivel de complejidad si no se analiza cuidadosamente.Recuerde que una terminal grande tiene cientos de estas válvulasABIERTA/CERRADA las cuales todas deberán estar en la posicióncorrecta para controlar la dirección de tal vez docenas de corrientes queentran simultáneamente. Una sola válvula, dejada abierta en vez decerrada, podrá resultar en la contaminación del bache, medicionesinexactas y posible perdida de presión en la línea principal.

Figura 8aVálvula de PuertaLas válvulas de Puerta son usadas para controlar la dirección del flujo delos líquidos a través de la estación.

Figura 8bVálvulas de BolaABIERTO/CERRADO o válvulas de ‘bloque’ son usadas para controlar ladirección de los líquidos a través de la estación.

VÁLVULAS

VástagoSello del Vástago

Puerta

Cuerpo dela Válvula

Cerrado

ABIERTO

Flujo del Líquido

CERRADO

VástagoSello del Vástago

Puerta

Cuerpo de la Válvula

Cavidad del Cuerpo

Abierto

Anillo de Sello y Sello

Metal a Metal

Liquid Flow

14


Figura 9Válvulas de no Retorno (check)Las válvulas de no retorno son un tipo especial de válvulas que operanautomáticamente para asegurarse que los líquidos puedan circularsolamente en una dirección a través de la tubería distribuidora. Flujo deretorno a través de la tubería de distribución podría causar que el bachese mezcle y hayan lecturas de medida inexactas. Consulte el móduloVALVULAS DE AISLAMIENTO Y SECCIONALIZACIóN para una descripción detallada delos componentes de la Válvula, operación y aplicaciones en el sistema.

Cuando los baches entran al sistema de tuberías, estos deberán sermedidos para verificar/establecer su volumen (vea “Medidores yProbador de Medidor” pagina 23-26). La Figura 10 muestra un simpledistribuidor que permite al operador de la estación dirigir el líquidodesde la entrada a alguno de los diversos medidores.

Figura 10Simple Distribuidor A Los MedidoresEl operador de la estación abre las válvulas en una ruta que los guíe a losmedidores deseados, y cierra las válvulas que los guía lejos.

Flujo del Líquido

ABIERTO CERRADO

Flujo del Líquido

RECORRIDO DE BACHES

A TRAVES DELDISTRIBUIDOR

Entrada 3

Entrada 2

Entrada 1

Medidor1

Medidor2

Medidor2

15


Las próximas 4 figuras muestran el mismo simple distribuidor. LaFigura 11 muestra tres posibles rutas para que el bache alcance elMedidor 3 desde la Entrada 1.

Figura 11Tres Posibles Rutas del Bache 1 Desde la Entrada 1 al Medidor 3Hasta en este simple distribuidor con solamente 3 entradas y medidoresde circulación, presenta muchas posibles rutas a el medidor 3. La Figurade arriba muestra tres de estas posibles rutas.

Note que por una ruta estratégica (tal como a través de un solo cabezadel distribuidor principal), los otros cabeza es están disponibles para usoalterno simultáneo - por ejemplo la ruta anaranjada desde la entrada 1 ael medidor 3 deja la mayoría del distribuidor libre para dirigir loslíquidos de las entradas 2 o 3 a los medidores 1 y 2.

Entrada 3

Entrada 2

Entrada 1

OOOCCO

CCO

C

CO

OC

C

CO

C

CC C

CC C

CC C

O

Medidor1

Medidor2

Medidor3

O – Válvula AbiertaC – Válvula Cerrada

16


La Figura 2 muestra un segundo bache que está siendo dirigido almedidor 1. De nuevo, aquí hay muchas posibles rutas que el operadorde la estación puede escoger.

Figura 12 Tres Posibles Rutas del Bache 2 Desde la Entrada 2 al Medidor 1De nuevo, aquí hay varias posibles rutas al medidor deseado (Medidor 1)

Un problema resulta, sin embargo, cuando estos dos baches llegan a laestación al mismo tiempo. El bache 1 deberá de ser dirigido al medidor3 mientras el baches 2 deberá de ser dirigido al medidor 1. El desafíopara el operador será escoger rutas que no se crucen una con otra paraque no ocurra contaminación.

Entrada 3

Entrada 2

Entrada 1

OOO

O

OCO

C

C

OC

O

CC

OCOCC OC

C C

C C

C

Medidor1

Medidor2

Medidor3

O – Válvula AbiertaC – Válvula Cerrada

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La Figura 13 muestra los conflictos de ruta. Cuando los operadores delas estaciones escogen las rutas, ellos deberán siempre pensar poradelantado.

Figura 13Conflictos de Ruta Entre los Baches 1 Y 2En esta figura, las rutas posibles para el bache 1 al medidor 3 se muestrasuperpuesta en la posible ruta para el bache 2 al medidor 1. Cualquiercombinación de rutas donde los dos baches se toquen deberá sereliminada como posible ruta a escoger.

¿Qué selección de rutas será mas fácil al añadirse un tercer bache quecircule a el medidor 2?. La Figura 14 ilustra las rutas aceptables.

El ejemplo en la figura 14 muestra un pequeño distribuidor que guíasolamente al primer componente (i.e. los medidores) en la terminal.Cuando los probadores, muestreadores, depósitos y bombas de refuerzoson añadidos, la ruta se vuelve más compleja, y la habilidad de haceruna buena selección de rutas se hace más importante. Por ahora,detengámonos y veamos más de cerca a los medidores.

Entrada 3

Entrada 2

Entrada 1

Medidor1

Medidor2

Medidor3

18


Figura 14Rutas Aceptables a los Medidores Para los Baches 1 Y 2, Y añadiendo Bache 3.A pesar de qui hay más de una ruta, lo cual permite que los baches 1 y 2Ileguen a sus respectivos medidores, la ruta seleccionada en la figurafacilita la adición de un tercer bache, fluyendo al medidor 3.

La compañías de oleoductos miden la cantidad actual de líquido,despachado tan pronto como el bache entra el sistema, y de nuevo cuandoéste deja el sistema — en otras palabras, en la transferencia en custodia.En la transferencia en custodia desde y hacia los transportadores queconectan, el transportador deberá asegurar a los despachadores elvolumen exacto de líquido enviado y aceptar la responsabilidad poralguna pérdida o ganancia que resulte de medidas incorrectas.

Para medir en forma precisa la cantidad de líquido que entra y sale delsistema, se usa un aparato de medición llamado medidor. Existen dostipos de medidores que se usan en las tuberías de líquidos.• medidores de desplazamiento positivo, son diseñados para medir

aceites crudos y• medidores de turbina, son usados para medir GLP y productos

refinados.

Entrada 3

Entrada 2

Entrada 1

Medidor1

Medidor2

Medidor3

PROPÓSITO DE LAMEDICIÓN

MEDICIÓN YPROBADOR DE

MEDIDORES

19


La Figura 15 muestra un medidor de desplazamiento positivo (PD), elcual es un tipo de medidor que mide la tasa de flujo por división del flujocontínuo de líquido en la tubería en segmentos discretos. El medidor dedesplazamiento positivo es como una registradora en un bus. Así como laregistradora cuenta cada persona que pasa a través de ella, así hace elmedidor PD, contando cada segmento de líquido que pasa a través de el.Cada segmento de líquido se mueve hacia adelante a través del medidor enuna dirección positiva. Esta cuenta positiva de la unidad actual es elorigen del nombre desplazamiento positivo. Debido a que este divide lacirculación continua del líquido en la tubería en segmentos discretos, esllamado medidor de desplazamiento. Aletas distribuídas igualmente en laperiferia del rotor se deslizan adentro y afuera para atrapar un segmento delíquido y lo suelta al ser forzado a través de la cámara. Cuando estelíquido desplazado se mueve a través del medidor, mueve un contador quecorresponde a un volumen fijo del segmento. La determinación delvolumen, es simplemente cuestión de substraer el valor “antes” y“después” en el contador.

Los medidores PD son diseñados por las líneas que transportan aceitecrudo y son capaces de manejar la cera y el sedimento que es encontradofrecuentemente en aceites crudos. Sin embargo, los medidores PDnecesitan ser bien mantenidos para asegurar una lectura precisa.

Figura 15Medidor de Desplazamiento PositivoAletas distribuidas igualmente en laperiferia del motor se deslizan adentro yafuera para atrapar un segmento delíquido y lo sueltan al ser forzado a travésde la cámara.Cuando este líquidodesplazado se mueve a través delmedidor, mueve un contador que corre-spondiente a el volumen fijo delsegmento.

MEDIDORES DEDESPLAZAMIENTOPOSITIVO

A

A

A

A

B

B

B

C

A Entrado del crudo en el medidor

C Cámara de medición ilena

D Ciclo Completo

B Cámara de medición de ilenado con crudo

Cámara de medición

Cámara de medición

20


A diferencia de los medidores PD, los medidores de turbina no miden elvolumen directamente. Los medidores de turbina miden la velocidad.La velocidad es entonces usada para calcular el volumen. Losmedidores de turbina, (también conocidos como medidores de infer-encia), consisten en un libre propulsor rotatorio o “turbina” montadaen un soporte axial dentro de una corta longitud de tubería (ver figura16). Cada cuchilla de la turbina tiene un pequeño imán en la punta.Cuando el líquido circula a través de la tubería, la turbina rota a unavelocidad proporcional a la cantidad que circula. Mientras rotan, lascuchillas de la turbina pasan un detector electromagnético o inductivoque genera pulsaciones eléctricas. Las pulsaciones alimentadan uncontador electrónico a través del cual el volumen total pasado a travésdel medidor es determinado. Los medidores de turbina son usados casi exclusivamente por ejemplo, para medir productos de alto octanaje-gasolinas, GPL y condensados.

Figura 16Medidor de TurbinaCuando el líquido fluyea través del medidor, laturbina rota a unavelocidad proporcionala la velocidad de flujo.El medidor mide lacantidad de líquido. Elvolumen del líquido esentonces calculadobasado en lavelocidad.

MEDIDORES DETURBINA

Flujo del Líquido

RecogedorMagnético

21


Para medir el volumen del líquido que entra en la terminal, los operadores de la estación dirigen el bache a través de un “medidor devolumen”

Los medidores normalmente no se encuentran solos en una línea. Una “carrera de medidores” es una seccion de un banco de medidores,consistiendo en un filtro temporal, un medidor, y válvulas asociadas(vea Figura 17).

Figura 17Flujo de Aceite Crudo a través de una Instalación de Medidores.Los medidores son usualmente configurados con rectificadores de flujo yfiltros temporales para asegurar un flujo igual, flujo constante y aceitelibre de partículas. La turbulencia y las partículas pueden adversamenteafectar la circulación del aceite a través del medidor.

FLUJO A TRAVÉSDEL MEDIDOR YBANCOS DEMEDIDORES

MO

MOMO

MO MO MO

MO

MO

MO

MO

M M M M

S S S S

22


Para que un medidor funcione correctamente deberá estar completa-mente libre de material flotante. Todos los líquidos fluyen a través deun filtro temporal en ruta hacia el medidor (vea la Figura 18). Todasestas mallas metálicas encerradas recolectan los pequeños pedazos dematerial que pueden:• Conglomerarse y dañar el medidor e• Introducir errores dentro de las medidas.

Figura 18Filtro TemporalUn filtro temporal es una mallametálica encerrada que atrapapedazos pequeños de material quepueden dañar un medidor que estacorriente abajo e introducir errordentro de la medida del medidor. Los líquidos fluyen a través de filtrostemporales en ruta hacia el medidor.

-------------------

��

Flujodel Líquido

FILTROS TEMPORALES

23


Desde el filtro temporal, el bache fluye a través de un rectificador deflujo, como se muestra en la Figura 19. Los Rectificadores de Flujodisminuyen alguna espiral o remolinos en el flujo que puedan disminuirla precisión de la medida en el medidor. Los medidores de turbina sonespecialmente sensitivos al flujo irregular. A pesar de que los rectificadores de flujo son efectivos, ellos no alivian al operador de laestación de la obligación de hacer todos los esfuerzos posibles paraasegurar que haya un suave fluido a través del medidor. Medición es la actividad crítica en el proceso de transferencia del custodio.

Figura 19Rectificadores de FlujoRectificadores de flujo se aseguran que el líquido que entra al medidoreste libre de turbulencia. Esto ayuda a aumentar la precisión de lamedida en el medidor.

Desde el rectificador de flujo, el bache fluye hacia el medidor, como estáilustrado en la Figura 20. Un solo medidor nunca podrá manejar la grancantidad de líquido que siempre fluye dentro de la terminal a través deuna tubería de entrada. Para acomodar grandes volúmenes de baches,las terminales usan bancos de medidores. Los bancos de medidores sonmedidores individuales en un arreglo de configuración paralela.Digamos que un banco de medidor consta de cinco medidores. Ellíquido llevado hacia el banco medidor en una línea se divide en cinco secciones. Cada sección fluye a través de un filtro temporal, unrectificador de flujo y un medidor. Después de ser medido, el líquidoentra una cabecera y se recombina en la línea. Las lecturas en los cinco metros serán añadidos para dar un volumen total del bache.

RECTIFICADORESDE FLUJO

Flujodel Líquido

MEDIDORES

24


Figura 20Banco de MedidoresGrandes baches podrán requerir más de un medidor para medir elvolumen en tiempo oportuno. El bache es dividido en cinco (u otronúmero conveniente) secciones. Cada sección fluye a través de un filtrotemporal, un rectificador de flujo y un medidor. Después de ser medido,el líquido se recombina dentro de la línea. Las lecturas en los cincomedidores son añadidos para dar un volumen total del bache.

El flujo a través de la instalación de medidores es controlado ya sea porel operador de la estación o calibrador. El operador/calibrador dirigecada paso del proceso de medida, incluyendo:• obtener una lectura del medidor totalizando las señales pulsátiles de

una turbina o medidor de desplazamiento positivo• corrigiendo el volumen medido a 60ºF (15ºC) y a la presión

atmosférica 14.7 psia (101.3 kPa), e• imprimiendo tickets del medidor.Todos los volúmenes transportados a través de un sistema de tuberíasson grabados en el boleto de transferencia en custodia.

25


Aunque los medidores son diseñados para ser precisos, y son siemprebien mantenidos, la mayoría de los medidores no son siempre 100%precisos. Esto es un punto importante, porque la precisión de unmedidor es crítica. Asumiendo que un medidor mide 500,000 Bbl (100,000 m3) de aceite crudo cada mes, y que el aceite crudo es valoradoa $20.00/Bbl ($100.00/m3). Si el medidor se equivoca por solo 0.25%1250 Bbl (250 m3), $25,000 podrían escapar a través del medidor.

Sin embargo, si el margen actual de error puede ser determinado y luegoaplicado a la lectura de el medidor, una lectura verdadera o corregidapuede ser obtenida. Para determinar la lectura corregida, un instrumentollamado probador de medidor es usado para establecer el factor delmedidor por el cual la lectura del medidor puede ser corregida. En elejemplo anterior, usando 500,000 Bbl (100 000 m3) de aceite crudo, sies conocido que el medidor estaba leyendo 0.25% menos, entonces elvolumen corregido podría ser siempre calculado para ese medidor. Elfactor del medidor será +1.0025.

Un probador de medidores es un instrumento diseñado para “probar”,la precisión de un medidor y determinar el factor del medidor. Elprobador es una pieza de tubería calibrada con dos detectores montadosa una distancia medida uno del otro. Conociendo las dimensionesinternas de la tubería y la distancia entre los dos detectores significaconocer el volumen del espacio entre los dos detectores también. Ellíquido desviado a través de el probador empuja una esfera resilientecerrada colocada dentro de la tubería. Cuando la esfera pasa los detectores, el operador de la estación anota la lectura de los medidores y resta la primera de la segunda. Este volumen comparado al volumenfijo que se conoce del probador reflejara la exactitud del medidor. Si hay una diferencia entre los dos, el operador aplica un factor decorrección para los futuros volúmenes medidos.

PROBADOR DEMEDIDORES

26


Figura 21Probador de MedidorEl probador de tubo U es una longitud detubería con un volumen internocalibrado en estándar exactos. El líquidoque fluye a través de el medidor esdirigido por la válvula de cuatro vías através de lados alternos del probadorpara comparar la cantidad medida alvolumen actual conocido. Este procesoes llamado probando el medidor.

Todos los medidores son probados regularmente:• los medidores de desplazamiento positivo son probados por lo menos

una vez al mes, y• los medidores de turbina son normalmente probados con cada bache

pero deberán ser probados de nuevo por lo menos dos veces por mes.Para mas detallada información sobre la prueba delos medidores,consulte el módulo - MEDICIóN DE TRANSFERENCIA EN CUSTODIA.

Válvula deCuatro Vías

27


Desde el medidor, el bache re-entra al sistema de distribución. Eloperador de la estación usa el distribuidor para dirigir el bache a pasarun cuarto de instrumento en donde se extrae una muestra del bache. Enel cuarto de instrumentos, los instrumentos determinan las característicasde los líquidos. Este es el segundo elemento de transferencia encustodia. La compañía de oleoductos deberá de asegurarse que ellosestén recibiendo exactamente lo que ellos acordaron en aceptar.Volumen, temperatura, densidad y presión de la línea son medidosautomáticamente en la línea. Una vez las características son estab-lecidas, todas ellas son verificadas contra el boleto de corrida.

Figura 22aCuarto de Muestreo

Transmisor deTemperatura

Calibrador dePresión

Transmisor dePresión

Cable Tray

Sistema de MuestreoElectro-Hidráulico

Botella de Muestra B

Botella de Muestra A

Calibrador de Presión de N2

Contacto de Presión de N2

Cargade N2

Almacenamientode N2

MUESTREO DEENTRADA

28


Adicionalmente, un muestreador automático pasa una corriente lateralde líquido dentro de una cubeta de muestra especialmente diseñada.Estas muestras van al laboratorio que está en el sitio, donde los técnicosexaminan la viscosidad, contenidos de sulfuro y presión de vapor. Lostécnicos de laboratorio (o a veces el calibrador), también revisan ladensidad por la cantidad de sedimento y agua en el líquido (para unadiscusión de pruebas de laboratorio, consulte la sección 3 de estemódulo).

Figura 22 bCuarto de Muestreo (2)Un muestreador automático extrae un porcentaje del bache dentro deuna cubeta de muestra especialmente diseñada. Estas muestras van aun laboratorio ubicado en el sitio para una prueba manual.

Canal de Cables

Densimetro

Sensor de Gas

Transmisor Detector de Gas

MonitorS & W

Válvula deAlivio

Calibradorde Presión

Contactode FlujoContactode Flujo

Bus deTierra

Anillo de Instrumentos de la bomba y Motor

29


Figura 23Laboratorio de laEstación Terminal Técnicos del laboratorioexaminan las muestras deaceite crudo y productosrefinados para asegurarseque ellos cumplan lasespecificaciones.

Figura 24Panel de InstrumentosLos instrumentos miden automáticamente la temperatura, densidad,contenido de sulfuro y presión de vapor. Las lecturas tomadas por losinstrumentos simplifican el proceso operacional porque las lecturas sontransmitidas directamente al sistema de computadoras usado para operarla estación. El controlador lógico programable (PLC) de la estaciónmuestrea los instrumentos a intervalos regulares, interpreta los datos y pasacualquier cosa relevante cuando es su turno, muestreado por la unidadterminal remota (RTU). El RTU pasa la información al huésped, que la dirigea la terminal presentadora de el operador de la línea.

30


La mayoría de las medidas de temperatura son tomadas electrónica-mente, usando un dispositivo térmico resistivo. Un dispositivo térmicoresistivo (RTD) es una punta o vástago de banda sensitiva delgada de acero insertada dentro de un vástago de termocupla el cual essimplemente un tubo de acero acomodado dentro de una tubería. El vástago de termocupla es llenado con un líquido (normalmente anticongelante), que asume la temperatura del líquido que fluye através de la tubería (ver figura 25).

Cualquier cambio en la temperatura del líquido en el vástago de latermocupla causa un cambio en la resistencia eléctrica del RTD. Untransmisor en la punta de el RTD transmite la resistencia a través de unared electrónica que convierte las señales en grados Fahrenheit o Celsius.

Figura 25Sensor de Temperatura ElectrónicaEl RTD mide la temperatura de los líquidos y lo transmite de regreso alcontrol del sistema de tuberías. Ya que el volumen del líquido y otrascaracterísticas (i.e densidad, presión de vapor y viscosidad) cambia enrelación a los cambios de temperatura, la temperatura deberá siempreser referenciada cuando se miden las características del líquido y elvolumen.

Los sensores de temperatura están típicamente situados en o cerca de losmedidores. Algunos, de hecho, son construídos dentro del medidor. Elvolumen cambia con la temperatura. Como resultado, la industriapetrolera adoptó 60°F (15ºC) como una temperatura estándar. Eso noquiere decir que todos los productos que son medidos por volumentienen que estar a esta temperatura, pero significa que los volúmenes detodos los líquidos medidos a cualquier otra temperatura deberán sercorregidos por un calculo que convierte el volumen a su equivalente de60°F (15ºC).

Vástago de la Termocupla(puede o no ser requerido

en toda instalación de motores)

Unidad ElectrónicaSeñal de Salida

4-20 mA

Conducto2 conductoresPar Protegido Enrollado

Hierro Colado, Casa a prueba

de explosión 2,3 o 4 Alambres hacia el RTD

TIPO DEMUESTREO

AUTOMÁTICO

TEMPERATURA

31

ESTACIONES TERMINALES

La densidad describe la masa de una substancia por unidad de volumen,esta cambia con la temperatura. Así por consistencia, la medición de ladensidad es también referida a 60°F (15ºC).

Densidad es una de las 2 propiedades que determinan la presiónnecesaria para mover los baches dentro de una tubería (la otra esviscosidad). Baches espesos requieren más poderosos bombeos.Debido a que la densidad cambia con la temperatura, la presiónrequerida para mover los baches también cambia con la temperatura.Consecuentemente, los operadores de las estaciones tienen que tenerbuen conocimiento de cualquier cambio de densidad en los baches queellos mueven dentro de sus estaciones.

En el cuarto de muestras, la densidad es medida por un instrumentollamado densitómetro. El densitómetro separa una pequeña porción de líquido de una línea que viene opuesta y la recorre a través de untransductor ñ un largo delgado tubo curvo que tiene una bomba pegadapara asegurar buena circulación. Adentro del tubo esta una larga ydelgada faja de metal. Cuando el líquido fluye a través del tubo el metal vibra. Estas vibraciones son detectadas por sensores, y luego son transmitidas a una estación PLC que convierte las señales en datosque se pueden usar y enviar a la estación del sistema de control.

Figura 26DensitómetroDensitómetros son usados paramedir automáticamente ladensidad de un producto.

Carcaza deamplificador

Embobinado

Embobinado

Masa nodal

Ensamble

Tubo Vibrado R

RTD

Mantenimiento deamplificador

DENSIDAD

32


Todos los despachadores deberán traer sus productos dentro del sistema a una presión específica. La presión es suficientemente alta para moverel producto a las bombas principales de la línea o tanques de almacenamiento, pero bien por debajo de lo que la tubería y el equipo dela estación puede razonablemente tolerar.

Los calibradores electrónicos de presión de línea usan un diafragmaaltamente sensitivo para medir la presión. El diafragma es generalmentecolocado adentro de sistema cerrado que tomu algo del flujo de una líneaque está entrando. Mientras el líquido fluye pasando el diagrama, esteejerce presión. Esta presión causa un cambio de resistencia en un resistorconectado a el diafragma. Este cambio en resistencia es luego transmitidoal PLC y convertido a una unidad común de presión (psi o kPa), y luego estransmitido vía el RTU al cuarto de control de la estación.

Después de muestreo, el bache puede ser dirigido a un tanque o directamente a la estación de las tuberías de las bombas principales. Porejemplo, productos refinados y GPL pueden ir directamente a las bombasreforzadoras y luego a la línea principal mientras que los aceites crudospueden ir dentro de los tanques antes de entrar a la línea principal.

PRESIÓN DE LALÍNEA

RECORRIDO DELBACHE ALTANQUES

33


1. Un grupo de tuberías y válvulas usadas por un operadorde una estación para mandar aceite de algún origen aalgún lugar de la estación es llamado un __________.a) probadorb) medidorc) distribuidord) línea de alimentación

2. En un simple distribuidor, los dos tipos generales deválvulas usadas son __________.a) válvulas de control de presión y ON/OFF válvulasb) válvulas de no retorno (check) y válvulas de control de presiónc) válvula de globo de doble salida y ON/OFF válvulasd) ON/OFF válvulas y válvulas de no retorno (check)

3. Los operadores de la estación usan el distribuidor de laestación para ____________.a) recibir aceite de las líneas alimenticias para los tanquesb) transferir aceite de un tanque al otroc) mandar el aceite de una línea alimenticia a un medidord) todos los puntos mencionados

REPASO 2

34


Para contestar las preguntas 4 – 8 consulte la figura deabajo.

4. Si todas las válvulas en el distribuidor son cerradasexcepto la 3, 19 y 19a, la ruta del líquido es_________________.a) Entrada 2 al medidor Cb) Entrada 1 al medidor Dc) Entrada 1 al medidor Ad) Entrada 2 al medidor B

MedidorA

MedidorB

MedidorC

MedidorD

MedidorE

MedidorF

MedidorG

Entrada 5

Entrada 4

Entrada 3

Entrada 2

Entrada 1

37 38 39 40 41

30 31 32 33 34

21 22 23 24 25

8 9 10 11 12

1 2 3 4 5

36

35

28

27

26 26a

20

19 19a17

16

18

13

14 15

6

7

A Probador

A Probador

A Probador

A Probador

A Probador

A Probador

35


5. ¿Que válvulas tendrían que ser abiertas para dirigir unbache desde la entrada 2 a los medidores E y F(asumiendo que todas las otras válvulas estáncerradas)?a) 8, 21, 22, 26, 27b) 10, 19, 21, 39, 38, 29c) 9, 26, 26a, 27, 28d) 9, 26, 27, 29

6. ¿Qué válvula debería ser cerrada para asegurar que un bache de la entrada 3 que usa el medidor E no secontamina con el bache de la entrada 5 que usa elmedidor F?a) 22b) 26c) 27d) 29

7. Un bache está fluyendo de la entrada 1 al medidor Cvía 4, 14, 13, 16 y 18, ¿Será posible medir otro bacheusando el medidor B?a) sib) no

8. Si existen 5 baches que necesitan ser medidos en elmomento, ¿Será posible guiarlos de acuerdo a lasiguiente configuración?Entrada 1 a medidor BEntrada 2 a medidor DEntrada 3 a medidor CEntrada 4 a medidor E y FEntrada 5 a medidor Aa) sib) no

9. El crudo es medido cuando éste ____________.a) entra al sistema de tuberíasb) sale del sistema de tuberíasc) entra al sistema de tuberías y de nuevo cuando éste sale

36


10. Para medir el volumen de los aceites crudos, se usanmedidores _______ .a) de turbinab) de desplazamiento positivoc) de platos de orificiod) turbulentos

11. Los medidores de turbina no son designados para medirvolumen directamente. En cambio, ellos miden lavelocidad del flujo del líquido del cual es calculado elvolumen.a) verdaderob) falso

12. Los medidores de turbina son usados para medir elvolumen de _________.a) aceites crudos pesadosb) aceites crudos medianosc) condensadosd) agua

13. Los medidores son configurados con los coladores pararecolectar pequeñas partículas de material quepueden _______ .a) introducir errores en las medicionesb) causar cavidadesc) acumularse y dañar el medidord) a y c

14. Para disminuir espirales o remolinos en el flujo del aceiteque podría disminuir la exactitud de la medición de unmedidor, los medidores de turbina son configurados con_______ .a) válvulas de control de presiónb) rectificadores de flujoc) filtros temporalesd) deflectores

37


15. El operador de la estación o aforador dirige cadaetapa de la tanda de medidores, incluyendo______________.a) obtener una lecturab) corrigir el volumen que reflejara las condiciones standardc) imprimir los tickets de los medidoresd) todos los mencionados

16. La lectura de los medidores deberá de ser corregidapara reflejar condiciones standard: una presión de 1atmósfera (14.7 psi) (101.3 kPa) y una temperatura de____________.a) 14ºF (-10°C)b) 32ºF (0°C)c) 60ºF (15°C)d) 77ºF (25°C)

17. Un dispositivo usado para establecer un “factor demedida” para un medidor es llamadoun/una______________.a) computadora de control de oleoductosb) rectificadorc) probadord) tiquete de corrida

18. Un probador de medidor es un dispositivo que comparala lectura del medidor con ____________.a) cualquier otra lectura de medidorb) un volumen corregido conocidoc) una lectura de un medidor que se sabe que es exactod) especificaciones de fábrica del medidor

19. Cuando un muestrador automático remueve lasmuestras del flujo de entrada del aceite, las muestras________.a) son llevadas a un laboratorio externo para ser examinadasb) son llevadas al laboratorio en el local para ser examinadasc) son examinadas inmediatamente por el aforadord) son examinadas solamente si el aforador piensa que podrá haber

un problema.

Las respuestas están al final del módulo.

39


SECCIÓN 3

DE LOS TANQUES A LA LÍNEA PRINCIPAL

OBJETIVOS

INTRODUCCIÓNLa sección 2 traza el recorrido de un bache mientras este fluye a travésdel distribuidor de entrada para medir, probar y tomar muestras. En estasección continúa el fluido de los líquidos a los tanques, donde este esguardado hasta que es inyectado dentro de la tubería principal.

Esta sección también describe los diferentes tipos de tanques usados por los sistemas de tuberías y explica las ventajas y desventajas de cada tipo. Asimismo se explican los roles del aforador y técnico de labo-ratorio, y describe como las muestras son tomadas, incluyendo como lasmuestras son usadas para determinar las características del líquido.

Después de esta sección usted podrá completar los siguientes objetivos.• Reconocer el rol de instalaciones de almacenamiento en las estaciones

terminales.• Identificar las características físicas y usos de: tanques de techo de

cono, tanques de techo que flota, tanque de cúpula geodésica, tanquesesféricos y cavernas bajo tierra.

• Reconocer la importancia de la medida de los tanques y muestreo.• Resumir los métodos usados en el laboratorio para completar los

exámenes en aceite crudo y GLP muestras.• Reconocer el propósito y localización de bombas reforzadoras.

40


Se dijo anteriormente que las tuberías eran algunas veces comparadas alíneas de tren porque, igual que la línea de tren, una tubería transportauna comodidad de un lugar a otro, y el despachador (la compañía que esdueña de el líquido) paga por el servicio. Al proveer un medio de reuniry guardar líquidos para despachos tardíos, los tanques de deposito hacenun programa lo mas flexible posible. Patios de tanques son los “patiosde líneas de tren” de las tuberías. Lugares donde el aceite puede sertemporalmente desviado para ser clasificado, medido, reencausado yguardado. En muchas estaciones terminales, los patios de tanques sontambién una estación recibidora donde los aceites vienen desde laslíneas alimentadoras para ser inyectadas dentro del sistema de tuberías.Como un ejemplo de la capacidad de un tanque en la terminal detuberías, la figura 27 muestra el numero de tanques y su capacidad encada una de las terminales.

Figura 27Capacidad de los tanques en la terminal.

CAPACIDAD DELOS TANQUES EN

LA TERMINAL.

PROPÓSITO DELOS TANQUES

Nombre de/la Número de Tanques Capacidad Total Capacidad Total Terminal del Tanque (Bbl) del Tanque (m3)

Station A 26 4 566 037 725 920

Station B 2 312 990 49 760

Station C 3 305 568 48 580

Station D 3 66 611 10 590

Station E 8 578 428 91 960

Station F 17 1 574 953 250 390

Station G 6 332 993 52 940

Station H 17 2 990 266 475 400

Station J 6 567 421 90 210

Station K 5 415 077 65 990

Station L 25 5 053 701 803 450

Station M 9 2 175 711 345 900

Total 127 18 939 756 3 011 090

41


Los tanques dan a las terminales una tremenda cantidad de flexibilidad.Ellos proveen un lugar para colectar líquidos para despachos tardíos, unlugar para guardar líquidos que podrían necesitar mas exámenes, y unlugar para guardar líquidos cuando las líneas necesitan ser reparadas.

Figura 28Patio de tanquesTodos los tanques en una estación son localizados en un área conocidoscolectivamente como el patio de tanques, y cada tanque en un patiode tanques esta rodeado por una pared contra fuego, una fortificacionconstruida alrededor de el tanquede un alto suficiente para mantenercualquier fuga en caso de que el tanque se rompa.

42


A pesar de que estos parecen muy simples, se toma extremo cuidado enel diseño y construcción de los tanques. La fundación del tanque deberáser capaz de soportar el peso del tanque, su contenido, alguna nieve quese haya acumulado y soportar disrupciones sísmicas. Un anillo deconcreto o un denso cargado anillo de piedra molida centrada bajo lacaparazón de el tanque distribuye el peso concentrado igualmente en elsuelo que esta soportando abajo. La caparazón del tanque es construidade un plato de acero que aumenta en grosor cerca del fondo del tanque.El grosor del plato y caparazón son determinados por la altura y lacapacidad del tanque que va a ser construido, y la máxima densidad dellíquido que va a cargar. Los platos de la caparazón del tanque soncortados del tamaño apropiado, levantado por una grúa, luego soldadosen su lugar por un grupo de soldadores. Cada tanque esta rodeado porun dique de tierra, parecido a un foso construido alrededor de el tanque.El dique es lo suficientemente alto como para contener 110% de lacapacidad de aceite del tanque si el tanque se rompe.

Existen 4 tipos de tanques de almacenamiento comúnmente usados en laindustria de el petróleo:• de techo de cono• de techo flotante• techo de cúpula geodésica, y• esférico.

Tanques de techo de cono son tanques con techos en forma de conoscerrados. Tanques de techo de cono necesitan ventilación que deberá deser abierta cuando los líquidos se mueven hacia adentro o afuera.Ventilación puede ser un problema con tanques de techo de cono ya queeste permite que se eleve el vapor del líquido guardado y se escape a laatmósfera.

Vapores específicos son sulphide de hidrógeno (H2S), un gas altamentetóxico y vapor de petróleo, que es combustible. El vapor de petróleoconstantemente se repone el mismo en el espacio arriba del aceite y esuna fuente de pérdida de aceite.

Figura 29Tanque de techo deconoTanques de techo decono requieren venti-lación que deberá serabierta al bombearlíquidos hacia adentro ohacia afuera.

TANQUES DE TECHODE CONO

TIPOS DETANQUES

43


Los tanques de techo flotador eliminan el problema del escape de vaporque se asocia a los tanques de techo de cono. En un tanque de techo queflota, el techo literalmente flota en la superficie del líquido.Consecuentemente, el vapor no puede escapar del tanque.

Debido a que el techo es plano y estausualmente situado debajo de lasparedes de la parte superior deltanque (que tiene los lados elevados),la nieve y lluvia pueden fácilmenteacumularse en el techo. Sin undrenaje propio, el agua puede filtrarsedentro de el tanque, contaminando elaceite. El sistema de drenaje consiste

en conductos y tuberías o mangueras que extraen agua fuera de el techodel tanque y lo canalizan hacia abajo y fuera de el tanque. Los sistemasde drenaje en los tanques de techo flotador trabajan suficientementebien, pero requieren mantenimiento frecuente. En adición, cuando eltanque se va envejeciendo, los sellos entre el techo y las paredes de el tanque se secan y se encogen, se rajan y algunas veces hasta sepulverizan. Una vez que los sellos comienzan a dañarse, aún con elsistema de drenaje, nada puede mantener el agua fuera de el tanque.

Las atribuciones de un tanque de techo flotador han hecho que algunascompañías instalen luego techos flotantes adentro de tanques que yatienen techos de cono.

Figura 30Tanque de techoflotadorEl techo flota en lasuperficie del aceitepara que el vapor noescape a la atmósfera.

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TANQUES DE TECHOFLOTADOR

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Los tanques de cúpula geodésica eliminan el problema del drenaje en lostanques de techo flotador. Estos tanques son tanques de techo flotadorcon cúpulas geodésicas instaladas. Las cúpulas, hechas de fibra devidrio, son livianas, pero suficientemente fuertes para proteger el techoflotador del ambiente externo.

Figura 31Tanque de cúpulageodésica

Estos son tanques de techoflotador con cúpulageodésica unida. Lascúpulas hechas de fibra devidrio, son livianas perosuficientemente fuerte paraguardar el techo flotadorcontra los elementos.

Todos los tanques detallados hasta ahora son usados para guardar aceitescrudos, condensados y todos los otros líquidos refinados excepto GLP.Porque debido a presión alta de vapor del GLP se requiere un depositoespecial.

Tanques esféricos son usados para guardar productos que necesitan serguardados bajo presión. La forma de los tanques esféricos distribuye lapresión de forma igual sobre toda la superficie del tanque, haciendo queun tanque esférico pueda aguantar mucha más presión que un tanque deforma regular del mismo tamaño.

Figura 32Tanque esféricoLos tanques esféricos sonusados para guardarproductos que necesitan serguardados bajo presión.

TANQUES DE CÚPULAGEODÉSICA

TANQUES ESFÉRICOS

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En algunas partes de el mundo cavernas bajo tierra son usadas paraguardar aceite crudo, productos refinados y GLP, ya sea como líquidosbajo presión alta o como líquidos enfriados bajo presión atmosférica.

Si las cavernas son usadas para guardar gases bajo presión, la formacióngeológica deberá ser suficientemente fuerte para contener la presión.Pero las cavernas usadas para guardar gases como líquidos enfriados, nonecesariamente tienen que ser rodeados por terreno congelado. Dehecho con el tiempo, líquidos enfriados inyectados dentro de lascavernas enfrían el terreno alrededor. Una vez el terreno esta frío, este ayuda a mantener el nuevo líquido inyectado dentro de la formación frío. A pesar de que este proceso no elimina enteramente la necesidad de refrigeración, este reduce significativamente los costosde refrigeración.

Figura 33Caverna bajo tierraCavernas bajo tierra ayudan a reducir los costos de refrigeración alinsular líquidos fríos.

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Cabeza del pozoLienado de Línea

Revestimiento

Línea de Producción

Caverna

Bomba

Petróleo

CAVERNAS BAJOTIERRA

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En la sección 2, vimos como, mientras el aceite fluye dentro de la terminala través del distribuidor, éste pasa por una sección de muestreo donde sudensidad, volumen y temperatura son medidos por instrumentos, y se tomauna muestra. Una vez el aceite alcanza el tanque donde se ha almacenado,muchos de los exámenes hechos antes son repetidos manualmente enadición de examinar la viscosidad, sedimento básico y agua, contenido desulfuro, presión de vapor y punto de encendido. Los instrumentos quehacen las lecturas varían en su grado de exactitud, dependiendo del tipo,haciéndolos buenos para chequeos rápidos y localizando interface de los baches., pero no es ideal para mediciones exactas. En adición, la calibración de los instrumentos deberá ser verificada.

El contenido de un tanque, muy seguido, consiste en aceite de mas de unbache incluyendo productos “mezclados” que son combinados juntos en elmismo tanque, resultando en un producto con características diferentes deaquellos de los componentes originales. Muestras deberán ser tambiéntomadas de estos tanques y probadas para determinar las características delnuevo producto combinado.

Con respecto al aforo y muestreo, al aforador le corresponden 2 tareasfundamentales:• medir el volumen del líquido en cada tanque, y• muestrear el aceite en cada tanque.

El volumen de un líquido en un tanque de almacenamiento es determinado:• tomando una profunda lectura con un calibrador de mano o de acero del

aceite en lo profundo del tanque. La lectura del calibrador de mano o deacero es la medida tomada por el calibrador usando una cinta de aceromedidora.

• consiguiendo una lectura automática del operador del monitor. Eloperador del monitor de la estación da una lectura automática del niveldel aceite, o auto aforo, pero esta lectura puede solamente ser usada entransferencias de no custodia.

• usando un calibrador local automático llamado Varec. El Varec es uncalibrador localizado afuera en el fondo de un tanque, que da una lecturade un volumen. La lectura del volumen es usada para juzgar ya sea quela deseada cantidad de líquido haya sido bombeada adentro o afuera deel tanque.

Las lecturas de un calibrador de acero o de manual son usadas paraconfirmar y chequear calibradores automáticos, y para medir líquidos entransacciones de transferencias de custodia cuando las mediciones no sonllevadas a cabo. En un método específico “vacío” de determinación devolumen, la parte vacía del tanque, (vacío), es substraída de la altura deltanque para dar la altura de fluido en el tanque. Las tablas calibradas de untanque para cada tanque de almacenamiento individual son entoncesusadas para convertir la altura del líquido en volumen.

CALIBRANDOTANQUES

DETERMINACIÓNDEL VOLUMEN

DEL LÍQUIDO

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Una vez los tanques son construídos, las medidas de circunferencia sontomadas a diferentes elevaciones arriba de la base. Este proceso demedidas es llamado Dimensionamiento de Tanques. Dimensionamientode tanques quiere decir que el diámetro dentro del tanque es calculadodesde la circunferencia externa y desde el ya conocido grosor del plato.

Midiendo el volumen del líquido en un tanque siempre envuelve medirla temperatura del líquido. Recuerde del módulo - EFECTOS DE LA

TEMPERATURA EN LOS LÍQUIDOS, que los líquidos se expanden cuando secalientan y se contraen al enfriarse. En la industria del petróleo, todoslos volúmenes son referidos a volumen al 60ºF (15ºC). Para medir latemperatura, aforadores usan un termómetro electrónico que ellos bajandentro del tanque. Normalmente, aforadores toman las lecturas de latemperatura en varios niveles de espacios iguales y locales en el tanquey sacan el promedio de los resultados.

Como la temperatura, las muestras del tanque son tomadas a variosniveles. El aforador baja un cilindro metálico pesado con tapón decorcho o una trampa con hueco en medio dentro del tanque. Comocuando se mide la temperatura las muestras son tomadas de varias áreasde espacios iguales y niveles en tanque. Para una discusión completa demuestras y afore de un tanque, consulte el módulo - MEDICION Y

ALMACENAJE.

Figura 34Midiendo la temperaturade un líquido en untanque.Los aforadores usan el mismoprocedimiento general yasea que estén midiendotemperatura o tomandomuestras de un tanque, laaltura del contenido deltanque es medido, luegodividido en terceras partes. El contenido del tanque seasienta con el tiempo (enausencia de la operación demezcla en el tanque), concomponentes pesados delaceite asentándose en elfondo (incluyendo algo deagua y sedimento) y componentes ligeros cerca de la superficie. Paracolectar una muestra representativa o establecer una temperaturapromedio, el aceite de cada tercera parte de el tanque es usado y losresultados combinados. Los aforadores coleccionan muestras o tomanlecturas de la temperatura del tanque. Para la lectura de la temper-atura, los resultados son un promedio de 5 lecturas tomadas. Para lasmuestras, una cantidad igual de aceite es tomado de cada nivel y lasmuestras separadas se combinan en una sola.

TOMANDOTEMPERATURA YRECOLECTANDOMUESTRAS

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Una vez que las muestras son tomadas (o recolectadas del almacén de muestras), son llevadas al laboratorio del lugar en donde son manualmente probadas para:• sedimento y agua• contenido de azufre• viscosidad• presión de vapor y• punto de encendido.El sedimento y el agua causan corrosión en la tubería y pueden pegar lasválvulas. Cera, el sedimento más común, cubre las paredes de las tuberíashaciéndolas más gruesas. Esto aumenta la pérdida por fricción lo quesignifica que más bombeo (y por ello más energía) deberá ser usado paralograr el rendimiento deseado. Debido a los efectos dañinos delsedimento y el agua, los productos con mas de 0.5% S&W de sedimento yagua son sacados del sistema y guardados hasta que sean tratados.

Probando por sedimento y agua (S&W), impurezas disueltas tales comola sal, agua y otras substancias en el aceite crudo, que vienensuspendidas y se depositan en el fondo del recipiente cuando el aceite seenfría y asienta, toma lugar en el laboratorio. Líquido del muestreadorautomático, un dispositivo para obtener una muestra representativa deun bache de líquido pasando a recibimiento o entrega, es hecho girar entubos centrífugos. La moción giratoria separa cualquier sedimento yagua del líquido, haciéndolo fácil de medir.

Para productos altamente refinados, el sedimento y agua son probadosseparadamente. El contenido de agua es probado directamente en lalínea. Los calibradores colocan las muestras en recipientes de vidrio ylas examinan cuidadosamente por neblina, el grado de claridad dellíquido. Para comprobar si hay neblina, el calibrador usa una tabla deprueba de neblina. El recipiente es puesto 1 pulgada (2.5 cm) en frentede la tabla de prueba de neblina. Al haber mas agua en el aceite, severán menos claras las líneas en la tabla. Las líneas mostradas soncomparadas con una foto dereferencia para clasificar lamuestra. Cualquier muestraclasificada cuatro o mas deberáser reportada inmediatamente.

Figura 35Probando por Sedimento y AguaMuestras de aceite crudo songirados en tubos centrífugos, La fuerza centrífuga de estegiro separa cualquiersedimento y agua para quepuedan ser medidos.

PRUEBA DELABORATORIO

SEDIMENTOS YAGUA

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Figura 36Tabla de Prueba de NeblinaLa tabla de prueba de neblina es usadapara establecer la cantidad de aguapresente en productos refinados.

Figura 37Fotos de Referencia de la Prueba de NeblinaLas líneas mostradas son comparadas a las fotos de referencia para clasificar la muestra. Una prueba de neblina de 6 o mas es suficiente par prevenir al expedidor de hacer la entrega dentro del sistema deoleoducto.

Las pruebas de sedimento en productos de alto octanaje son conducidosen el laboratorio. Las muestras son pasadas a través de filtrosextremadamente finos. Lo que queda es entonces pesado y clasificadocomo sedimento.

1 2 3

4 5 6

50


El azufre puede aparecer en petróleos líquidos como H2S (sulfuro dehidrógeno). El sulfuro de hidrógeno es extremadamente tóxico hasta enmuy pequeñas concentraciones. Debido a el peligro para el personal (y posiblemente para el público) es extremadamente importante conocerel nivel de H2S en cada aceite crudo y productos refinados que pasan através de los oleoductos. En adición, el H2S es extremadamentecorrosivo en presencia de agua.

El azufre puede también aparecer en Petróleo líquido en otras formas deH2S. Todo causa corrosión y necesita ser debidamente removido dellíquido antes de que este entre al sistema.

Para probar la existencia de sulfuro, los técnicos de laboratorio usan unanalizado que pasa una combinación de helio y rayos-x a través de lamuestra. Aceites crudos conteniendo mas de 0.5% de sulfuro es llamadoácido. No todas las refinerías pueden aceptar y procesar aceite crudoácido.

PELIGRO: El H2S es extremadamente tóxico, hasta en cantidadesminutas. En atmósferas donde el H2S pueda estarpresente, los empleados deben usar SCBA (aparatos derespiración autónomos) o aparatos de respirar demanguera, y deben de adherirse estrictamente a todos losprocedimientos establecidos y prácticas seguras de trabajorequeridos para el H2S.

La viscosidad es la medida de habilidad de un líquido para resistirse a fluir. Cuanto más viscoso es un líquido, mas lenta es la fricción y máspresión es requerida para mantenerlo moviéndose a la velocidad de flujo requerida. Esto afecta las operaciones en las líneas y el costo detransporte. Para transportar un líquido muy viscoso, los operadoresdeberán de poner en marcha mas bombas para sobreponer las pérdidas por fricción hacia la próxima estación cuando el líquido mas viscoso semueve hacia abajo.

En adición, la viscosidad varía con la temperatura, así se deberá tomar encuenta la temperatura cuando se prueba la viscosidad.

Para probar la viscosidad de un líquido en el laboratorio, los técnicosponen un volumen medido dentro de un Saybolt o viscosímetrocinemático, luego mide el tiempo que le lleva a ese volumen recorrer unadistancia conocida. Se tiene cuidado de asegurarse que los líquidos sonprobados a la temperatura de la línea porque esa es la temperatura a lacual el líquido tendrá que ser movido. Consulte el módulo - VISCOSIDAD,para una descripción de viscosímetros Saybolt y cinemáticos.

AZUFRE/SULFURO DEHIDRÓGENO

VISCOSIDAD

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Figura 38Viscosímetros Saybolt y Cinemáticos.El viscosímetro mide la cantidad de tiempo requerido(el tiempo de derrame o “movimiento hacia afuera”)para una cantidad dada de líquido que pasa através de un capilar en un tubo de vidrio. Lacantidad de fluido es gobernado por la viscosidaddel líquido. Por lo tanto, el tiempo requerido para quefluya el líquido a través de una distancia acordada esrelacionada a la viscosidad del líquido. El tubo devidrio o viscometro es llenado hasta “A” con aceitecrudo. El tubo de vidrio viscómetro es calentado enun baño viscoso. Mientras que los líquidos fluyen de“A” a “B”, son llevados a una temperatura precisa-mente especificada. Mientras el líquido es desplazadode B a C, el tiempo de derrame es medido. De C a Del tiempo de derrame es medido nuevamente paraasegurar que se repita. Si el tiempo de derrame estafuera de alcance para el tubo viscómetro, otroviscómetro de diferente tamaño es seleccionado.

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Viscosímetro Saybolt

Viscosímetro Cinemático

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Presión de vapor es la presión generada sobre un líquido por laactividad molecular dentro de el líquido. Cuando la temperatura seeleva, la actividad molecular aumenta, generando un aumento correspondiente en la presión de vapor.

Cuando la presión de vapor alcanza la presión ejercida sobre el líquido,el líquido comienza a cambiar de estado de líquido a gas o a ebullición.Si se opera la tubería a una presión mas alta que la presión de vapor seevita que el líquido se evapore en la línea. La temperatura de un líquidoafecta directamente su presión de vapor y por eso, siempre deberá sertomada en cuenta.

La presión de vapor de los líquidos bombeados deberá mantenersedentro de cierto rango. Un oleoducto específico podría decidir que lalínea sea operada sobre 14.9 psi (103 kPa) para mantener aceite crudo ycondensados en un estado líquido. En la práctica, los operadoresproveen un margen de seguridad al operar sobre 35 psi para aceitecrudo. Para GLP, una presión de vapor de 120 psi (830 kPa) puede serrequerida por el mismo oleoducto.

La presión de vapor de los GLP es particularmente susceptible a latemperatura. La regulación impuesta de límite de presión de vapor paraGLP es de 159.5 psi (1100 kPa) a 100°F (37.8°C). a una temperatura deentrega de verano de 68°F (20°C), un GLP con la presión de vapormáxima tendrá una presión de vapor de 107.5 psi (741 kPa) absoluta.

Para aceite crudo y condensados, las pruebas de presión de vaporpueden ser conducidas en el laboratorio usando un calibrador de presiónde vapor Reíd. Los calibradores prueban todos los GLP. Ellos extraenmuestras de un lugar (la muestra entera tomada de una vez) o, si eltiempo lo permite, muestras compuestas (pequeñas cantidades tomadasdurante cierto período de tiempo). Las muestras son transferidas al calibrador de prueba de presión y sumergida a 100°F (37.8°C) hasta que la temperatura constante es alcanzada. El calibrador es leído y lapresión registrada.

PRESIÓN DEVAPOR

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Cuando el programador llama por un aceite especifico de un particulartanque para ser inyectado dentro del oleoducto, el operador de laestación abre la válvula apropiada en el distribuidor para dirigir ellíquido a una bomba de refuerzo. Bombas de refuerzo son usadas paraelevar la presión del líquido lo suficiente para que entre a la succión dela bomba de la primera línea principal corriente abajo. Las bombas derefuerzo incrementan la presión del líquido para que ésta sea lo sufi-cientemente alta para entrar en la succión de el primer grupo de bombasde la línea principal. Muy seguido las bombas de refuerzo son de lavariedad de “envase profundo”. Las bombas de refuerzo de envaseprofundo son enterradas tan profundo bajo tierra como sea posible.

Recordando del módulo, 1 HIDRÁULICA NIVEL 1, que cuanto más grandesea la diferencia de elevación entre dos puntos, mas grande será lacabeza de presión generada. Cuando las bombas de refuerzo se asientanbajo el nivel del fondo del tanque, la altura del líquido sobre la entradade la bomba provee la presión de succión para la bomba. Las bombasde refuerzo son también de múltiples etapas. Esto quiere decir queexiste más de un impulsor en el cuerpo y que cada etapa aumenta lapresión un poquito más hasta que el líquido deja la etapa final a lapresión deseada para entrar a la línea principal.

Figura 39Bombas de RefuerzoLas bombas reforzadoras están situadas lo mas bajo del nivel de el fondodel tanque como sea posible para tomar ventaja del ahorro de energíagenerada por la cabeza del líquido.

BOMBAS DEREFUERZO

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1. Los tanques son usados para guardar líquidos para ____.a) pruebas futurasb) envío posteriorc) reparación de líneasd) todos los anteriores

2. La caparazón de los tanques son construidas de _____.a) concretob) plato de aceroc) diquesd) fibra de vidrio

3. La mayor desventaja asociada con tanques de techoen cono es ______.a) tamaño limitadob) vapores que escapanc) drenajed) fugas en los sellos

4. El tipo de tanque que tiene mas problemas por drenajees llamado un ______.a) tanque de techo flotanteb) tanque de cúpula geodésicac) tanque esféricod) tanque bajo tierra

5. Los tanques esféricos son usados para almacenar______.a) aceite crudo pesadob) condensadosc) GLPd) combustible para turbinas

6. Los miembros del personal responsables por medir elvolumen de líquido en cada tanque es el ______.a) Operador central de controlb) Operador de la estaciónc) Calibradord) Técnico de laboratorio

REPASO 3

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7. El aceite es muestreado y probado manualmentedebido a _______.a) los instrumentos que miden las características de los líquidos

varían ampliamente en su grado de precisiónb) la calibración de los instrumentos deberá de ser verificada.c) los tanques ocasionalmente contienen “mezclas”

(combinaciones de aceites), y no han sido muestreados ni probados como mezclas

d) todos los anteriormente

8. El “método de vacio” es usado para ______.a) tomar una muestra del contenido de los tanquesb) determinar la temperatura del contenido de los tanquesc) determinar el volumen del líquido en los tanquesd) operar un indicador automático de volumen

9. La determinación del volumen de líquido en un tanquemidiendo manualmente la altura de la parte vacía yrestándola de la altura total del tanque es llamado_______.a) autocalibraciónb) el sistema de medición Varecc) método de medición directad) método de vacío

Las respuestas están al final del módulo.

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SECCIÓN 4

INYECCIÓN Y ENTREGA

OBJETIVOS

INTRODUCCIÓNEn las terminales, inyecciones y entregas suceden simultáneamente. Laconducción de inyecciones y entregas requiere una comunicacióncercana entre la línea principal y los operadores de la estación, yatención cuidadosa en los procedimientos establecidos.

Todas las inyecciones y entregas comienzan con las órdenes de bombeodadas por el programador. Como se ha discutido en la Sección 1, las órdenes de bombeo detallan todas las inyecciones y entregas programadas en un día, especificando los baches incluidos y el tiempo aproximado en que ellos tienen que ser entregado o inyectados.

Cuatro horas antes de alguna inyección o entrega, el operador del centro de control contacta el operador de la estación por teléfono ocomputadora, luego ellos van a través de cada paso y el tiempo envueltopara llevar a cabo la inyección o entrega.

Después de esta sección, usted será capaz de completar los siguientesobjetivos.

• Diferenciar entre inyección de una corriente completa, inyección decorriente lateral e inyección/entrega.

• Diferenciar entre entrega de una corriente completa, entrega de unacorriente lateral e inyección/entrega.

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Básicamente, existen tres tipos de inyecciones.• Inyecciones de corriente completa: son inyecciones donde el líquido

bombeado dentro de la línea principal llena completamente unaporción fija de la línea, desplazando su contenido actual.

• Inyecciones de corriente lateral: inyecciones donde los líquidosbombeados dentro de la línea principal comparten la línea con elmismo tipo de líquido que está fluyendo en ese momento en la línea.

• Inyección/entrega: es la substitución donde un líquido es bombeadodentro de la línea principal al mismo tiempo que otro líquido esbombeado dentro de la terminal.

Las inyecciones de corriente completa requieren que el líquido tenga unparo completo aguas arriba de la estación de inyección. Cuatro horasantes de que una inyección de corriente completa suceda, el centro decontrol y los operadores de la estación revisan el procedimiento y decidencuando el operador de la estación deberá “cambiar” a la inyección delbache.

Cuando la hora se aproxima, el operador de la estación monitorea lascaracterísticas líquidas del material moviéndose al pasar el local deinyección. El operador de la estación pone particular atención al bacheque eventualmente precederá el bache inyectado. Cuando el final delbache precedente pasa el punto de inyección, el operador de la estaciónseñala al centro de control donde el operador reconoce el mensaje ycomienza a parar las estaciones de la corriente de arriba para reducir lapresión de la línea aguas arriba de la entrega. El cambio de densidadentre los dos baches causa un cambio en la presión en la interfase (unsalto en la presión). El centro de control y el operador de la estaciónmonitorean la posición del salto de presión. Cuando el salto en la presiónalcanza la estación, el operador del centro de control instruye al operadorde la estación para que cierre la válvula de retención (la válvula quecontrola el flujo principal hacia la estación).

Tan pronto como la presión aguas abajo del punto de inyeccióncomienza a caer, el operador de la estación arranca las bombas derefuerzo y abre las válvulas que conducirá el líquido inyectado dentrode las bombas de la línea principal.

Cuando las válvulas de retención cierran, la presión arriba del flujo seeleva. Para compensar, el operador del centro de control continúaapagando las bombas de la línea principal arriba del flujo y cierra lalínea principal seccionalizando las válvulas en secuencia.

Aproximadamente 10 minutos antes del final de la inyección, eloperador de la estación emite una noticia de advertencia. A ese punto, el operador del centro de control abre las válvulas de sección arriba dela corriente. Una vez que ellas están abiertas, el operador del centro de

INYECCIONES DECORRIENTECOMPLETA

INYECCIONES

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control instruye al operador de la estación que abra poco a poco laválvula de retención. Tan pronto como la válvula de retencióncomienza a abrirse, el operador del centro de control comienza a elevarla línea de presión aguas arriba, y cuando la presión aumenta, eloperador de la estación abre las válvulas más y más, todo el tiempomoderando con las bombas de refuerzo hasta que eventualmente laválvula está completamente abierta y las bombas de refuerzo sonapagadas por el operador de la estación.

Figura 40Inyección de Corriente CompletaEn una inyección de corriente completa, el bache bombeado dentro dela línea llena completamente una porción fija de la línea.

Para conducir inyecciones laterales, los operadores deben poner unaatención muy especial a la velocidad de flujo y volúmenes de líquidosenvueltos. El desafío aquí es inyectar el bache de líquido dentro de lalínea principal sin nunca exceder la máxima velocidad de flujo, y contiempo antes de que el bache entrante haya pasado la estación.

Examinemos los dos casos mas cercanamente. Digamos que la velocidadde flujo antes de la inyección es de 31,450 Bbl/hr (5000 m3/hr), elmáximo permisible. Si la estación entrante de inyección desea inyectarun bache de corriente lateral a 12,580 Bbl/hr (2000 m3/hr), la velocidadde flujo saliente podría ser 43,030 Bbl/hr (7000 m3/hr), lo cual excede lamáxima velocidad de flujo permisible. Así que, para acomodar lainyección, los operadores tienen que bajar los entrantes y la velocidad deflujo de inyección a niveles que no crearan una excesiva velocidad deflujo de salida - quizás 18,870 Bbl/hr (3000 m3/hr) para el líquidoentrante y 12,580 Bbl/hr (2000 m3/hr) para el líquido de inyección.

Cerrado

Tanque

TanqueEstación de Bombeo

Bombasde Refuerzo

Línea Principal

CerradoAbierta

Cerrado

Abierta

Cerrado

INYECCIONESLATERALES

60


Para prevenir que la inyección tome más tiempo que Lo que el bache deentrada tome para pasar la estación, también se necesita dirigir lasvelocidades de flujo. Por ejemplo, la velocidad de flujo para un bachede 37,740 Bbl/hr (6,000 m3/hr) es 18,870 Bbl/hr (3,000 m3/hr). Estosignifica que le llevará dos horas al bache entrante para pasar la estación.¿Podría un bache de 37,740 Bbl/hr (6,000 m3/hr) del mismo líquido serinyectado a una velocidad de flujo de 12,580 Bbl (2,000 m3/hr)?.

El operador de la estación, a 12,580 Bbl (2,000 m3/hr), necesita treshoras para inyectar el bache - pero el bache entrante no estará ahí pormucho tiempo. Para acomodar la inyección, los operadores deben incrementar la velocidad de flujo de la inyección del bache y (de manera que el flujo saliente no exceda el máximo) bajar la velocidad de flujo del entrante. Invirtiendo las velocidades de flujo iniciales,haciéndolas 12,580 Bbl (2,000 m3/hr) para el bache entrante y 18,870Bbl/hr ((3,000 m3/hr)) para la inyección, es una manera de acomodaresta inyección particular de la corriente lateral.

Figura 41Inyección de Corriente LateralEn una inyección de corriente lateral, el líquido bombeado dentro de lalínea comparte la línea con el mismo tipo de líquido que está en la línea.

Tanque

Tanque Estación de Bombeo

Bombasde Refuerzo

PCV

CerradoCerrado

Línea Principal

Cerrado

AbiertoAbierto

Abierto

61


La inyección/entrega es muy similar a la entrega completa de inyecciones, la diferencia, es que la válvula de bloqueo en lugar decerrarse, el operador de la estación a una hora determinada gira laválvula de entrega para abrirla y esto da un empuje, y luego cierra laválvula de bloqueo de la línea principal.

Esta programación típica se combina con el itinerario del bache deproducción para una inyección/entrega, así el intervalo creado por laentrega del producto es suficientemente largo para acomodar lainyección del producto. Pero a veces esto no es posible. Cuando losdos baches de entrega son de tamaños diferentes, el operador tiene quecambiar la tasa de flujo, para que el intervalo creado por la entrega delproducto, pueda acomodarse a la inyección del producto.

Por ejemplo, imagine que 62,900 Bbl. (10 000m3) de flujo de líquido,31,450 Bbl (5000 m3/hr) tiene que ser entregado al mismo tiempo queun bache de producto de 94,350 Bbl (15 000 m3/hr) que está en el itinerario para ser inyectado. Los operadores acomodan estos baches de productos que no son iguales, haciendo bajar la tasa del flujo de laentrega de los baches de productos, aproximadamente a 12,580 Bbl/hr(2000 m3/hr), y ajustando la tasa de flujo para inyección del bache deproducto a una tasa mayor, quizás a 18,870 Bbl/hr (3000 m3/hr).

Figura 42Inyección/EntregaEn la inyección/entrega, un líquido es bombeado dentro de la línea y almismo tiempo otro líquido es bombeado afuera de la línea.

Cerrado

Cerrado

Tanque

Tanque Estación be Bombeo

Bombasde

Refuerzo

Línea Principal

CerradoAbierto

Abierto

Cerrado

Abierto

Cerrado

PCV

INYECCIÓN/ENTREGA

62


Así como hay tres tipos de inyección, hay tres tipos de entregas.• Entrega de corriente completa: todos los líquidos dentro de una

determinada porción de la línea son entregados a la terminal.• Entrega de corriente lateral: solo una parte de los líquidos dentro de una

determinada porción de la línea son despachados a la línea terminal.• Inyección/entrega: como se dijo anteriormente, el líquido es inyectado

dentro de la línea principal al mismo tiempo que el otro líquido esentregado a la terminal.

La entrega completa trabaja de la misma manera que la entrega completa deinyección, con algunas diferencias obvias. Cuando el bache de producciónllega a la estación, el operador no cierra la válvula de retención, pero en sulugar abre la válvula de entrega, el líquido va directamente a las múltiplesestaciones para medición. Una vez que la entrega está siendo procesada, eloperador del centro de control confirma que la válvula de bloqueo estácerrada, luego procede a cerrar la parte restante de la línea de corriente haciaabajo de la estación.

Aproximadamente 10 minutos antes del final de la entrega, el operador de laestación manda una señal de advertencia, en ese instante, el operador delcentro de control comienza a abrir toda la sección de válvula de fracción decorriente abajo, las cuales estaban cerradas. Cuando éstas están abiertas eloperador del centro de control da instrucciones al operador de la estación queabra muy poco la válvula de seccionalización de la estación. Con la válvulade seccionalización de la estación a medio abrir, el operador del centro decontrol comienza a subir la presión de la línea corriente abajo. Cuando lapresión sube, la válvula de seccionalización de la estación se abre completamente (esto lleva 3 minutos). Cuando la válvula está abierta, ellíquido circula a través de ella y llega a las bombas corriente abajo. La líneade corriente abajo de la línea principal comienza a funcionar nuevamente.

Figura 43Despacho CompletoEn un despacho completo, los líquido son entregados a la porción deter-minada de la línea.

ENTREGAS

ENTREGAS DECORRIENTECOMPLETA

Cerrado

Tanque

TanqueEstación de Bombeo

Bombasde

Refuerzo

Línea PrincipalAbiertoCerrado

Abierto

PCV

63


En la entrega de corriente colateral, como en la entrega de corriente ainyección, el operador de la estación del centro de control, tiene que prestarmucha atención a la cantidad y a la tasa de flujo de cada líquido. La pruebaes entregar el líquido manteniendo una tasa de flujo mayor del máximopermitido. Adicionalmente, el período de tiempo requerido para la entregano debe exceder el período de tiempo del bache de producción cuando estápasando por la estación.

En el primer punto, supongamos que la tasa de flujo de la tubería antes de laentrega es de 18 870 Bbl/hr (3000 m3/hr). Si la estación de entrega quieresacar un bache de producción @ 15725 Bb/hr (2500 m3/hr) la salida de latasa del flujo en la línea principal bajará a 3145Bbl/hr. (500 m3/hr) Paraacomodar la entrega, los operadores tienen que modificar las tasas de flujo aniveles de manera que no caigan por de bajo de una mínima tasa de flujorequerida.

El segundo punto, nunca permitir que la duración del tiempo requerido parala entrega, exceda la longitud de tiempo que el bache estará pasando por laestación, también demanda atención a las tasas se flujo. Suponiendo que lamínima tasa de flujo para 62900 Bbl (10 000 m3) de la entrega, del bache deproducción es de 18 870 Bbl/hr (3000 m3/hr). ¿Puede un bache de produc-ción de 31 450 Bbl (5000 m3) despachar @ 6290 Bbl/hr. (1000 m3/hr)?El operador de la estación, a la tasa de flujo dada, necesita cinco horas paraentregar el bache de producción. Pero el bache de producción entrante noestará ahí por mucho tiempo. Para acomodar la entrega, el operador debe incrementar la tasa de flujo de entrega del bache de producción o bajar laentrega de la tasa de flujo, o acomodar las dos, mientras está seguro que la tasa de flujo esté entre el máximo y el mínimo permitido para la tasa de flujo.

Figura 44Entrega LateralEn la entrega de corriente colateral solo parte de el líquido dentro de laporción determinada de la línea principal es entregado.

Cerrado

Tanque

Tanque Estación de Bombeo

Bombasde

Refuerzo

Línea Principal

CerradoAbierto

AbiertoAbierto

Abierto

Cerrado

Cerrado

PCV

ENTREGAS LATERALES

64


No se debe asumir que la inyección del flujo del líquido va directamentedel tanque al la bomba de refuerzo En realidad, el flujo de los líquidospasa a través de un distribuidor de tanque multiple que está en la ruta dela línea principal. Los distribuidores de los tanques permite al operadorde la estación:• bombear líquidos dentro de cualquier tanque desde la línea principal o

desde el distribuidor del medidor• bombear líquidos desde cualquier tanque a la línea principal, y• bombear los líquidos desde un tanque a cualquier otro tanque.Los distribuidores de tanques se parecen a los distribuidores demedidores, en los cuales el líquido circula directamente por un arreglode válvulas y tuberías. Una falla común que puede ocurrir en losdistribuidores de tanques es una falla en la válvula. El operador delcentro de control y el operador de la estación deben reconocer estasfallas, y comunicarse los problemas entre ellos. Los dos escenariossiguientes miran a las fallas que pueden ocurrir en las válvulas y comopueden afectar las operaciones de las líneas.

Se refiere a la Figura 45. El operador de la estación acaba de terminarde bombear un bache de producción del Tanque 2 y gira el próximobache de producción del tanque 4 a su control. Para hacer el giro, cierrala Válvula 1 y 2, y abre la Válvula 3 y4. La Válvula 4 no se puede abrir.

Figura 45La válvula 4 no se puede abrir

El operador del centro de controlvigila las unidades de la estación debombeo. Después de dos o tresminutos el operador del centro decontrol nota los cambios de la líneaque observa en la pantalla:• la presión de succión está bajando• la estrangulación está aumentando• la presión de la tubería está aumen-

tando y• la presión de descarga está bajando.Unos minutos más tarde, la bomba baja y la succión decrece.

Caja de Presión

Válvula de Control de la Presión

Descarga de Presión

Tanque 3 Tanque 4

Tanque 1 Tanque 2

Bomba deLanzamiento

Succión de Presión

1 2

3 4

2.1

2.2

2.3

ESCENARIO 1

ESCENARIOS DEOPERACIÓN DEL

DISTRIBUIDOR(MANIFOLD) DE

TANQUES

65


El operador del centro de control llama a la estación para saber si saben loque está sucediendo. El operador de la estación verifica el Tanque 4 y diceque el nivel de este tanque no ha bajado. El operador de la estación controlalas válvulas desde su pantalla y notifica que todo parece normal.

Porque la presión de succión ha bajado, es claro que algo está previniendo alpetróleo de llegar a la estación de la bomba. Mientras el nivel del líquido enel tanque no disminuye, parece ser que algo está previniendo al petróleodejar el tanque. En adición, el nivel estático del líquido elimina una fugacomo la causa posible de la perdida de presión, porque si hubiese habidofuga, el nivel del líquido hubiese bajado, aunque no tan pronto como seríaen una operación normal.

Habiendo eliminado otras posibilidades, parece evidente que una de lasválvulas entre el Tanque 4 y la estación de la bomba no se ha abrió cuandodebía haberse abierto.

Una vez que la solución posible se ha establecido, alguien debe verificarmanualmente cada válvula a través del camino del flujo hasta que seencuentre la válvula con la falla.

A veces, cuando la válvula falla en la posición cerrada, no está completamente cerrada. En este caso, será imposible decir que no hay una fuga. Otra vez, se deberá hacer una verificación manual, para asegurar que no hay una fuga, y encontrar la válvula que esta fallando.

Figura 46 Válvula que Falla en Cerrarse

Tanque 3 Tanque 4

Tanque 1 Tanque 2

1 2

3 4

2.1

2.2

2.3

Presión en el Case

Válvula de Control de Presión

Presión de Descarga

Bombade Refuerzo

Presión de Succión

66


El operador acaba de bombear un bache de producción desde el Tanque 1 y cambia al próximo bache de producción en el Tanque 3. Para hacerel cambio, el/ella debe cerrar la Válvula 1, y abrir la Válvula 3.Válvula 1 falla en cerrarse.

En este caso, el operador de la estación será el que note que algo anda mal:• el nivel del líquido en el Tanque 3 esta bajando, pero no es tan rápido

como la tasa del flujo lo indicaría.El operador de la estación llama al operador del centro de control, quien comunica que la presión de succión es un poco mas alta, pero que no es serio.

El operador verifica las válvulas en su pantalla y comunica que todoparece ser normal.

Porque la presión de succión sobre la línea principal esta bombeando lo suficiente, es claro que suficiente líquido está pasando dentro de lalínea principal. También es claro que todo el líquido no puede venir del Tanque 3. El operador de la estación debe encontrar otra fuente del líquido. La más obvia posibilidad es el Tanque 1. Otra vez, lasválvulas deben ser manualmente controladas para encontrar la que noestá funcionando.

La consecuencia de este escenario es la posibilidad de un bache deproducción contaminado.

ESCENARIO 2

67


REPASO 41. La única manera de conseguir que el petróleo llegue alotro extremo de la tubería es bombear igual volumenque en cualquier lugar de la corriente hacia arriba.a) ciertob) falso

2. El tipo de inyección donde el líquido es bombeado a lalínea completamente, llena una porción determinadade la línea se llama un/a:a) inyecciónes de corriente completab) inyecciónes lateralesc) inyección/entrega

3. La primera válvula en cerrarse durante una inyecciónde corriente completa se llama: una_________.a) válvula de control de presiónb) válvula de bloqueoc) válvula de no-retorno d) válvula de globo

4. El documento que detalla toda la inyección ydespacho con especificaciones de los baches deproducción y los tiempos aproximados se llama un________.a) boleto de medidor b) orden de bombeoc) cuenta de saldod) recibo de transferencia

5. El tipo de inyector que requiere un paro completo de lalínea de corriente hacia arriba de la estación deinyección se llama:a) inyecciónes de corriente completab) inyecciónes lateralesc) inyección/entrega

68


6. Durante una inyección de corriente completa, eloperador del centro de control cierra las bombas de lalínea principal corriente abajo y cierra la válvula deseccionalización de la línea principal porque________.a) la presión de la línea sube cuando la válvula de entrega se cierrab) la línea de presión baja cuando la válvula de entrega se abrec) el ciclo de la estación de bombeo tiene control de la línea

principald) la bomba de refuerzo y las bombas de la línea principal no

pueden operar al mismo tiempo

Las respuestas a la pregunta 7 - 11 se refieren a la figura de arriba

7. ¿ Cuáles de las siguientes configuraciones de las válvulaspermitirá al operador de la estación dirigir el petróleodesde la entrada 3 a la línea principal vía Medidor 1 ?a) ABIERTA: 34, 36, 49, 51, 52, 55, 60, 61, 62

CERRADA: 35, 50, 54, 57, 58, 59, 63b) ABIERTA: 34, 35, 21a, 22, 57, 60, 61, 62

CERRADA: 36, 21, 63, 58, 59c) ABIERTA: 34, 36, 51, 53, 56, 64, 65, 66

CERRADA: 35, 50, 54, 63d) ABIERTA: 34, 36, 51, 53, 64, 65, 66,

CERRADA: 35, 49, 50, 54, 56, 63

Tanque C

Tank A Tank B

Tanque FTanque E

Tanque D

Tanque BTanque A

Medidor 1 Medidor 2

Apertura 1

Apertura 3

Apertura 2

1 2 3 4

5 6 7

14 15 16 17

18 19 20 21a

21 2232

3334

3536

47

48

49

50

51

51a

52

5354 55

56

57 58 59

60 61 6263

64 65 66

8

9

10 1112

13

23

24

25

26

26a27

28

29 30

31

37

3839

40 4142

43

44

45

46

A la Línea Principal

69


8. ¿ Cuáles de las configuraciones de las válvulas siguientespuede usar un operador de estación para dirigir elpetróleo desde la Entrada 1 al Tanque F?a) ABIERTA: 1, 2, 3, 4, 10, 25, 26, 30, 31, 39, 40, 37

CERRADA: 6, 7, 11, 26a, 29, 41b) ABIERTA: 1, 2, 3, 7, 52, 55, 54, 56, 64, 65, 66

CERRADA: 1, 2, 6, 40, 41, 42c) ABIERTA: 1, 2, 3, 6, 40, 41, 42

CERRADA: 3, 37, 39d) ABIERTA: 1, 2, 6, 40, 41, 42

CERRADA: 37, 39

9. ¿De acuerdo al dibujo, es posible despachar el petróleoal Tanque F desde la Entrada 1 y mover el petróleodesde el Tanque B a la línea principal AL MISMOTIEMPO?a) Sib) No

10. ¿De acuerdo al dibujo es posible entregar el petróleo alTanque A y mover el petróleo del Tanque B a la líneaprincipal AL MISMO TIEMPO?a) Sib) No

11. ¿De acuerdo al dibujo cuál de los caminos del flujo esimposible?a) petróleo desde la Entrada 1, al Medidor 1, al Tanque Cb) petróleo desde la Entrada 2, al Tanque F, al Medidor 2, a la línea

principalc) petróleo desde la Entrada 3, al Medidor 1, al Tanque D, a la línea

principal/


71


SECCIÓN 5

INTRODUCCIÓN

OBJETIVOS

SISTEMAS DE CONTROL

Los sistemas de control de la estación terminal consiste de una combinación de componentes de computadoras, programas, terminalesvisuales y equipo de comunicaciones. El sistema de control de laestación terminal permite operación a control remoto de la estacióndesde su sala de control, supervisando y controlando la estación.

Hay una variedad de tipos de sistemas de control de estación terminalque están actualmente en uso, incluyendo los sistemas Factory Link,RTAP y Metra. A medida que la tecnología avanza, programas(software) y equipo (hardware) de sistemas de control continúancambiando. Los operadores deben desarrollar familiaridad con todos lossistemas actualmente en uso (cuando se tiene la oportunidad), y debenestar siempre mentalmente preparados para otro cambio, porque lamejora (upgrade) del equipo de control es inevitable. Esta sección nodiscute como cada tipo de programa trabaja; pero da una idea general delas relaciones entre el programa (software) de control que usted ve en sumonitor, y el equipo que responde a los cambios usted hace y loscomandos que usted envía.

Para un tratamiento completo de este tema, refiérase al programa deentrenamiento PIPELINE CONTROL SYSTEMS.

Al finalizar esta sección, usted va a poder completar los siguientesobjetivos.• Identificar el rol del operador controlando el movimiento de los

líquidos a través de la terminal. • Reconocer la jerarquía en el sistema de control de la estación.• Diferenciar entre las funciones principales de la terminal visual

(video display terminal) en la sala de control, servidores y equipo decomunicación, unidad terminal remota (RTU), controlador lógicoprogramable (PLC), e instrumentos y aparatos en el terreno.

72


Figura 47Operador de la estaciónLos operadores de la estación terminal controlan el equipo de la estaciónterminal desde la sala de control de la estación. Los sistemas de controlconsiste de una combinación de componentes de computadoras(hardware), programas (software), pantallas terminales y equipo decomunicaciones. Del sistema de control de la estación se permite operarla estación a control remoto desde su sala de control de la estación,supervisando y controlando la estación.

Cuando un comando es iniciado en la computadora de la sala de controlde la terminal de la estación, este comando viaja a través de una seriesde subsistemas jerárquicos, hacia la unidad que va a ser afectada por elcomando. Los subsistemas están enumerados en orden consecutivo:• la terminal de una computadora • uno o más controladores lógicos programables (PLCs), e• instrumentos y equipo en el terreno.

Cada subsistema puede comunicarse solamente con el subsistema que seencuentra directamente encima o debajo del mismo en esta jerarquía.Cuando el comando es transmitido a la unidad correspondiente y esllevado a cabo, la ejecución de la unidad afectada es supervisada porinstrumentos locales, y los datos vuelven a la sala de control en laterminal, a través de la misma ruta.

JERARQUÍA DECONTROL DE LA ESTACIÓN

TERMINAL

73


Figura 48Pantallas de computadoras en la sala de control

Los operadores de la estación usan una interfaz gráfica de usuario(graphical user interface) para abrir y cerrar válvulas, las bombas derefuerzo (boosters), y para leer datos en el equipo de la estaciónprincipal. Cuando ellos realizan variaciones en el bache de producción(batch swings) sus acciones son llevadas a cabo por medio de macros(acciones pre-programadas y que electrónicamente llevan a caboacciones repetitivas) que automáticamente miden el balanceo, abren ycierran las válvulas correctas y activan las bombas de refuerzo en cooperación con el operador del centro de control.

Figura 49Unidad terminal remota

LA SALA DE CONTROLDE LA TERMINAL

74


Los comandos para abrir y cerrar las válvulas y activar las bombas derefuerzo, son enviadas al controlador lógico programable (PLC)apropiado. Allí el trabajo real de llevar a cabo el comando comienza.Un controlador lógico programable (PLC) es un equipo decomputación diseñado para:

• controlar las bombas abriéndolas y cerrándolas• controlar las válvulas abriéndolas o cerrándolas completamente o

parcialmente• proveer datos operacionales en bruto a la unidad terminal remota (RTU)

(y eventualmente al operador de la estación en el control) “escuchando”lo que sale de la instrumentación de la estación

• asegurar un medio ambiente de operación seguro, ejecutando indepedi-entemente procedimientos de cierres de emergencia si es necesario y

• controlar automáticamente ciertas unidades con el propósito demantener las operaciones de la tubería dentro de límites preestablecidos.

Figura 50Controlador lógico programable y módulos I/O (entrada/salida)Los PLC controlan bombas y válvulas, y proveen datos operacionales a lasala de control. El PLC también ejecutará procedimientos de cierres deemergencia si es necesario.

Los PLCs están colocados dentro de cabinetes que contienen la unidadcentral de procesamiento (CPU) y la interfase de entrada/salida (usual-mente en forma modular).

CONTROLADORLÓGICO

PROGRAMABLE(PLC)

75


Los PLCs están conectados a instrumentos y equipos en el terreno através de módulos de I/O (entrada/salida). Los instrumentos puedenincluir sensores de presión o temperatura, medidores y dispositivos dedetección. Los dispositivos de campo, son primeramente las unidadesde bombeo y válvulas. El PLC puede notar y medir cantidades físicascon respecto a una máquina o proceso, como por ejemplo proximidad,posición, movimiento, nivel, temperatura, presión y el voltaje de lacorriente, a través de sus comunicaciones con instrumentos y equipos.En base al status o valores que recibe, el PLC emite varios comandosque controlan diferentes equipos como por ejemplo válvulas, bombas,motores y alarmas.

Para más información sobre la instrumentación de la estación, refiérasepor favor al módulo SISTEMAS DE CONTROL E INSTRUMENTACION.

INSTRUMENTOS YDISPOSITIVOS

76


1. Un comando enviado desde la sala de control de laestación a un equipo en la estación viaja desde laestación directamente al los/el/la ________ .a) Instrumentosb) RTUc) PLCd) Módulo de I/O (entrada/salida)

2. El sistema de control de la estación permite operar laestación desde una sala de control, supervisando ycontrolando ________ .a) válvulasb) bombas de refuerzoc) tanquesd) todos los mencionados anteriormente

3. Los RTUs solo mandan información a la computadoraanfitrión (host computer) en la sala de control cuandoson sondeadas (polled); los RTUs no ofrecen informacióna) verdaderob) falso

4. Un control lógico programable es un artefacto decomputación diseñado para ________ .a) Controlar las válvulas abriéndolas o cerrándolas, totalmente

o parcialmenteb) Proveer datos operacionales en bruto al RTUc) Ejacutar independientemente procedimientos de cierre de

emergenciad) Todos los mencionados anteriormente

5. ¿Cuál de los siguientes es un “dispositivo”?a) termómetrob) transductor para medir presionesc) válvula de control de presiónd) medidor


REPASO 5

77


RESUMENSECCIÓN 1 - FUENTES DEL PRODUCTO• Los líquidos entran y salen de un sistema de oleoducto en estaciones

terminales en varios lugares a lo largo del oleoducto.

• A medida que cada bache de producción llega a la estación terminal,el control sobre el movimiento del bache de producción, se transfieregradualmente del operador en el centro de control, al operador de laestación. Asimismo, cuando los líquidos son inyectados en la líneaprincipal, el control sobre los líquidos se transfiere gradualmente deloperador de la estación al operador del centro de control.

• El petróleo crudo y los productos refinados llegan de refinerías y deotros oleoductos.

• El operador de la estación usa el múltiple para dirigir el flujo a unade las estaciones y lleva a cabo las siguientes operaciones:- bombea el petróleo de las líneas de abastecimiento a las líneas

principales con tanques inactivos- recibe en los tanques petróleo de líneas de abastecimiento- transfiere petróleo de un tanque a otro- bombea petróleo de un tanque a la línea principal, y- envía petróleo a un medidor.

• La mediciones deben ser exactas. El oleoducto debe ser capaz deasegurar a sus exportadores el volumen exacto del líquido enviado, ytomar la responsabilidad por cualquier pérdida o ganancia resultantede una medición errónea.

• Medidores de desplazamiento positivo están diseñados para medirpetróleo crudo.

• Medidor con turbina son usados para medir GLP y productosrefinados.

• Los probadores de medidor son usados para establecer un factor demedidores por el cual la lectura del medidor pueda ser corregido.

• La temperatura debe ser medida en conjunto con la medición (delvolumen) porque los líquidos se expanden y contraen en proporcióna la temperatura.

• Se toman muestras y se analiza el petróleo crudo y los productosrefinados para verificar instrumentación, y para asegurar que eloleoducto está recibiendo y enviando exactamente lo que ellosacordaron recibir o enviar.

78


SECCIÓN 2 - TRANSFERENCIA EN CUSTODIA A TANQUES

• Patios de tanque son lugares donde el petróleo puede ser desviadotemporalmente para ser clasificado, medido, desviado a otra ruta yalmacenado.

• Hay cuatro tipos de tanques de almacenamiento usados comúnmenteen la industria petrolera: techo de cono, techo flotante, techogeodésico y esférico.

• Tanques con techo de cono tienen techos cerrados y de forma cónicay pueden ser usados para almacenar todo tipos de petróleos líquidoscon la excepción de GLP. Tanques con techo flotante son usadostambién para almacenar todo los tipos de petróleos, pero tienentechos chatos que flotan sobre la superficie del líquido. Tanques contechos flotantes, son mejorados cuando se le agregan una cúpulageodésica, que mantiene afuera los elementos. Tanques esféricosson usados para almacenar líquidos que deben ser mantenidos bajopresión moderada (por ejemplo GLP).

• La calibración de tanques y la colección de muestras son necesariaspara verificar la instrumentación y para analizar los líquidos que sonmezclados directamente en los tanques.

• Bombas de refuerzo extraen petróleo directamente de los tanques y lomueven al primer grupo (set) de bombas en la línea principal. Ellasestán instaladas lo más abajo posible del nivel de la base del tanque,para tomar ventaja de la succión generada por la altura de loslíquidos en el tanque.

SECCIÓN 3 DE LOS TANQUES A LA LÍNEA PRINCIPAL• Inyecciones de corriente completa son inyecciones en las cuales los

líquidos bombeados dentro de la línea llenan completamente unaporción determinada de la línea. Las inyecciones de corrientecompleta necesitan un paro completo en el flujo de la línea corrientearriba de la estación de inyección.

• Inyección de corriente lateral son inyecciones en las cuales el líquidoque es bombeado dentro de la línea comparte la línea con el mismotipo de líquido que ya se estaba moviendo en la línea. En inyec-ciones de corriente lateral, los operadores deben prestar muchaatención a las tasas y los volúmenes de flujo. Acá el desafío esinyectar un bache de producción de líquido dentro de la líneaprincipal sin que haya una disminución debajo de la tasa de flujomínima aguas arriba.

79


• Inyección/entrega son inyecciones donde un líquido es bombeadodentro de la línea al mismo tiempo que otro líquido es bombeadofuera de la línea

• En las entrega de corriente completa todo el líquido dentro de unaporción fija de la línea es entregada.

• En inyección de corriente lateral solo una parte del líquido dentro deuna porción determinada de la línea es entregada.

SECCIÓN 4 - INYECCIÓN Y ENTREGA• Hay tres niveles de control del oleoducto: los operadores del centro

de control controlan toda la línea principal desde el centro decontrol; operadores de estaciones controlan las estaciones en laterminal desde la sala de control en la terminal; y los técnicos en elterreno pueden controlar bombas individuales en el lugar de bombeo.

• Los sistemas de control de la estación consisten de una combinaciónde componentes de computadoras, programas, terminales visuales yequipo de comunicaciones. La terminal del sistema de controlpermite operar la terminal desde la sala de control, supervisando ycontrolando las válvulas, las bombas de refuerzo y tanques ubicadosen la terminal.

• En la terminal, la jerarquía del control de los componentes de lacomputadora (hardware) es:- la interfaz gráfica de los operadores de la estación y terminal de

trabajo- un controlador lógico programable- instrumentos y equipos.

SECCIÓN 5 - SISTEMA DE CONTROL• Los instrumentos pueden incluir sensores de presión o temperatura,

medidores y equipos de detección, mientras que los equipos incluyenbombas y válvulas

• A través del sistema de control, el controlador puede notar y medircantidades físicas con respecto a una máquina o proceso, como porejemplo proximidad, posición, movimiento, nivel, temperatura,presión , la corriente eléctrica y el voltaje de la corriente. El PLCemite varios comandos que controlan varios equipos como porejemplo válvulas, bombas, motores y alarmas, en base al status ovalores que recibe.

80


agua y sedimentos (S&W)impurezas disueltas en el petróleo crudo, tales como sal, agua, asfalto yotras substancias. Estas substancias se liberan de la suspensión y sedepositan en el fondo del contenedor a medida que el petróleo se enfríay se asienta. (p. 48)

bache de producciónes el volumen de un producto el cual es transportado como una unidaden el sistema de tubería. (p. 4)

banco de medidoresmedidores simples arreglados en configuraciones paralelas. (p. 23)

boleto de transferencia en custodioformato o planilla utilizada para registrar todos los volúmenes transportados a través del sistema de tubería. (p. 24)

bombas de refuerzo (bombas booster)son bombas utilizadas para aumentar la presión del líquido lo suficientecomo para entrar a la succión de la primera bomba principal aguasabajo. (p. 53)

carrera de medidoressección de un banco de medidores consistiendo de un filtro temporal, unmedidor y su válvula asociada (p. 21).

controlador lógico programable (plc)equipo de computación designado para controlar automáticamenteciertos equipos con el propósito de mantener las operaciones de latubería. (p. 74)

densitómetroinstrumento que extrae líquido desde una línea de entrada y lo dirige através de un transductor. Consiste de un lazo con una bomba adheridapara permitirle buena circulación. Dentro del tubo se encuentra unacinta de metal delgada y larga. A medida que el líquido fluye a travésdel tubo el metal comienza a vibrar. Las vibraciones son recogidas porsensores y luego son transmitidas al computador, el cual convierte lasseñales a libras masa/pies cúbico (lbm/ft3, Kg/m3 ). (p. 31)

dimensionamiento de un tanquees el procedimiento utilizado para desarrollar tablas relacionadas con lostanques. Un dimensionador de tanques mide las dimensiones de untanque incluyendo el espesor de la pared y el volumen de cualquierequipo como, placas aforadoras y conexiones de la tubería dentro deltanque. El dimensionador luego computariza el volumen del líquidoque el tanque puede almacenar a distintas profundidades. (p. 47)

GLOSARIO

81


dispositivo térmico resistivo instrumento que mide electrónicamente la temperatura de un líquido. (p. 30)

distribuidorarreglo complejo de tubos y válvulas, el cual permite a los operadoresde estación dirigir el petróleo entrante desde cualquier punto de recibo acualquier almacenamiento, indicadores o instalaciones de bombeo en elterminal. (p. 12)

entregas de corriente completaes la operación en la tubería donde el líquido bombeado a la línea delterminal, llena completamente una parte fija de la línea, desplazando sucontenido actual. (p. 62)

entregas lateralesoperación de tubería en la cual una parte del líquido dentro de unaporción fija de la línea principal es entregada a un terminal. (p. 62)

estaciones terminalesson puntos de entrada de todo el petróleo crudo y productos refinadostransportados por sistemas de tubería. (p. 4)

instrumentoequipo que lee y registra información especifica acerca de la condicióny operación de la tubería, incluyendo sensores de tensión o temperatura,indicadores y equipos de detección.

inyección de corriente completa es la operación en la tubería donde el líquido bombeado dentro de lalínea principal llena completamente una porción fija de la línea. (p. 58)

inyección/despachooperación de la tubería en donde un líquido se bombea dentro de la líneaprincipal y al mismo tiempo otro líquido se bombea hacia el terminal.(p. 58)

inyecciónes lateralesinyecciones donde el líquido que se bombea a la línea principalcomparte la línea con el mismo tipo de líquido en existencia en la línea. (p. 58)

medidorequipo que mide la cantidad de líquido entrando y saliendo de unsistema de tubería. (p. 18)

82


medidor de desplazamiento positivomedidor en el cual el elemento de medición separa mecánicamente el líquido con cantidades discretas de volumen fijo y registra las cantidades en unidades de volumen. (p. 19)

medidor de turbinamedidor en el cual el elemento de medición es un rotor de múltiplescuchillas y al cual la corriente medida imparte una rapidez rotacional quees proporcional a la velocidad promedio de la corriente. El volumen semide contando las revoluciones del rotor electrónicamente. (p. 20)

módulo de entrada y salidaconexión física entre equipos de campo e instrumentos, y el controlador delógica programable (PLC) y la unidad procesadora central (CPU). (p. 75)

muestreadorequipo utilizado para una muestra representativa de un bache de produc-ción (batch) de líquido en proceso de despacho o recibo. Consiste deprobeta, envase y un controlador ajustable de tasa de muestreo. (p. 48)

neblinagrado de claridad de un líquido. (p. 48)

orden de bombeoformato con toda la información relevante a cada despacho. (p. 7)

patio de tanquespatios de ubicación de tanques donde el petróleo puede ser temporal-mente contenido para su clasificación, medición, reubicación yalmacenamiento. (p. 40)

petróleo sulfuroso (ácido)petróleo crudo con un contenido de azufre de más de 0.5%. (p. 50)

presión de vaporpresión generada sobre un líquido debido a la actividad molecular dellíquido. (p. 52)

probador de medidor equipo designado para ensayar o probar la precisión de un medidor ydeterminar el factor del mismo. (p. 25)

programadorempleado responsable de establecer los futuros movimientos deloleoducto basándose en la coordinación de todos los despachosrequeridos. (p. 6)

83


prorrateoes el porcentaje del envío total solicitado que se le permite a cada exportador. (p. 6)

rectificadores de flujorectificadores existentes dentro de la tubería, los cuales reducencualquier flujo espiral o turbulento que pudiera disminuir la precisión enlas medidas del indicador. (p. 23)

terminal propiedad adyacente ubicada dentro del derecho de paso de la tubería, la cual incluye tanques para almacenar petróleo e instalacionesasociadas. Otros equipos comunes también pueden ser encontrados eneste terreno. (p. 4)

transferencia en custodiaes la aceptación o paso de responsabilidad durante el almacenamiento y transportación de un volumen determinado o medido de petróleolíquido. Cualquier pérdida o ganancia que resulte de medidas inadecuadas será responsabilidad del ente que opera la tubería. (p. 8)

tubería de línea principales todo el equipo que incluye válvulas, bridas, accesorios, incluyendo laprimera válvula sin considerar la línea principal de la estación debomba, terminal, patio de tanques o puntos de entrega. Esto incluyefiltros temporales, cruces, estaciones de derivación y líneas de instru-mentos que son conectadas a la línea principal. (p. 62)

unidad terminal remota (RTU )computador ubicado en un lugar remoto, el cual reúne la informaciónque suplen todos los controladores de lógica programable (PLC) en ellugar y retransmite esa información al computador principal. (p. 74)

Varecindicador localizado en la parte baja externa del tanque, el cual da unalectura interna de volumen. La lectura de volumen se utiliza para deter-minar si la cantidad deseada de líquido ha sido bombeada al tanque ofuera de él. (p. 46)

viscosímetroEs un instrumento que mide viscosidad electrónicamente. (figura p. 51)

84

REPASO 1 REPASO 2 REPASO 31. c 1. c 1. d2. b 2. d 2. b3. d 3. d 3. b4. d 4. b 4. a5. b 5. c 5. c6. d 6. c 6. c7. c 7. b 7. d

8. a 8. c9. c 9. d

10. b11. a12. c13. d14. b15. d16. c17. c18. b19. b

REPASO 4 REPASO 51. a 1. c2. a 2. d3. b 3. a4. b 4. d5. a 5. c6. a7. c8. c9. b10. a11. d


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