Facilidades de Superficie en La Industria Petrolera

7/27/2019 Facilidades de Superficie en La Industria Petrolera

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1. Introd2. Estaci3. Comp4. Los Fl5. Clasifi6. Selecci7. Consid8. Tanqu9. Bomba10. Ejemp11. Descri12. Biblio

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Facilidades de superficie en la industria petrolera Pgina3de37

Estacin de Descarga[1]

La estacin de descarga es el punto donde toda la produccin de petrleo del campo es fiscalizada antes de ser bombeada al patiode tanques; estas estaciones no slo reciben el crudo de las estaciones de flujo en el rea sino tambin de los pozos cercanos a ella.Su funcin principal es el tratamiento final del crudo para obtener un crudo que cumplan con las especificaciones de calidad.

Las estaciones de descarga estn provistas de equipos destinados al tratamiento, almacenamiento y bombeo del petrleo hasta los

patios tanques. Para el tratamiento, cuentan con separadores gas crudo para las producciones limpias (libres de agua), sucias(con agua) y de prueba, adems de realizar la separacin agua/crudo por medio de calentadores y tanques de lavado o deestabilizacin y as cumplir con las especificaciones de concentracin (menor al 0,5 % de agua y sedimentos).

El propsito fundamental de una estacin de descarga es separar el gas, el agua y los sedimentos que arrastra el petrleo cuandoes extrado de los yacimientos; este proceso se denomina tratamiento del crudo.

P ro ceso de M an ej o de l Pet r l eo den t r o de un a Es t ac in d e F l u j o

El proceso de manejo se puede dividir en etapas generales, entre las que se encuentran: etapa de recoleccin, separacin,depuracin, calentamiento, deshidratacin, almacenamiento y bombeo.

Es importante mencionar que en todas las Estaciones de Flujo ocurre el mismo proceso, por lo que podemos decir que estas etapasson empleadas en un gran nmero de estaciones; luego de pasar por estas etapas, los distintos productos pasarn a otros procesosexternos a la estacin. A continuacin se describe cada una de las etapas por las que pasan los fluidos provenientes de los pozos:

Etapa de Recoleccin

Esta es una de las etapas ms importantes del proceso y consiste en recolectar la produccin de los diferentes pozos de unadeterminada rea a travs de tuberas tendidas desde el pozo hasta la Estacin de Flujo respectiva, o a travs de tuberas o lneasprovenientes de los mltiples de petrleo, encargados de recibir la produccin de cierto nmero de pozos o clusters.

Etapa de Separacin

Una vez recolectado, el petrleo crudo o mezcla de fases (lquida y gas) se somete a una separacin lquidogas dentro delseparador. La separacin ocurre a distintos niveles de presin ytemperatura establecidas por las condiciones del pozo de dondeprovenga el fluido de trabajo. Despus de la separacin, el gas sale por la parte superior del recipiente y el lquido por la inferiorpara posteriormente pasar a las siguientes etapas. Es importante sealar que las presiones de trabajo son mantenidas por losinstrumentos de control del separador.

Etapa de Depuracin

Por esta etapa pasa nicamente el gas que viene de la etapa de separacin, y lo que se busca es recolectar los restos de petrleo ensuspensin que no se lograron atrapar en el separador, adems de eliminar las impurezas que pueda haber en el gas, como lo sonH2S y CO2. El lquido recuperado en esta etapa es reinsertado a la lnea de lquido que va hacia el tanque de lavado o dealmacenamiento segn sea el caso, el gas limpio es enviado por las tuberas de recoleccin a las plantas de compresin ominiplantas, y otra cantidad va para el consumo interno del campo cuando se trabaja con motores a gas.

Etapa de medicin de petrleo

El proceso de medicin de fluidos y posterior procesamiento de datos, se hace con la finalidad de conocer la produccin general dela estacin y/o produccin individual de cada pozo.

La informacin sobre las tasas de produccin es de vital importancia en la planificacin de la instalacin del equipo superficial ysubterrneo, tales como la configuracin de los tanques, tuberas, las facilidades para la disposicin del agua y el

dimensionamiento de las bombas. Algunas de las decisiones ms importantes de la compaa estn basadas en las los anlisishechos por los ingenieros de petrleo, cuyo trabajo es ampliamente dependiente de la informacin de la prueba de pozos.

Etapa de Calentamiento

Despus de pasar el crudo por el separador, la emulsin agua-petrleo va al calentador u horno, este proceso de calentamiento dela emulsin tiene como finalidad ocasionar un choque de molculas acelerando la separacin de la emulsin. Este proceso esllevado a cabo nicamente en las estaciones en tierra debido a las limitaciones de espacio que existe en las estaciones que estncostafuera (mar, lago, etc.), y para petrleos que requieran de calentamiento para su manejo y despacho.


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Etapa de Deshidratacin del petrleo

Despus de pasar por la etapa de calentamiento, la emulsin de petrleo y agua es pasada por la etapa de deshidratacin con lafinalidad de separar la emulsin y extraer las arenas que vienen desde los pozos. Luego el petrleo es enviado a los tanques dealmacenamiento y el agua a los sistemas de tratamiento de efluentes.

Etapa de Almacenamiento del Petrleo

Diariamente en las Estaciones de Flujo es recibido el petrleo crudo producido por los pozos asociados a las estaciones, este esalmacenado en los tanques de almacenamiento despus de haber pasado por los procesos de separacin y deshidratacin y luego,en forma inmediata, es transferido a los patios de tanque para su tratamiento y/o despacho.

Etapa de Bombeo

Despus de pasar por las distintas etapas o procesos llevados a cabo dentro de la Estacin de Flujo, el petrleo ubicado en lostanques de almacenamiento es bombeado hacia los patios de tanques para su posterior envi a las refineras o centros de despachoa travs de bombas de transferencia.

Com pon en tes bs icos en u n a es tac in d e f l u j o

Todas las Estaciones de Flujo para realizar sus funciones, necesitan la interrelacin operativa de una serie de componentesbsicos, como son:

Mltiples o recolectores de entrada. Lneas de flujo. Separadores de petrleo y gas. Calentadores y/o calderas. Tanques. Bombas.

Generalmente, las estaciones de flujo estn diseadas para cumplir un mismo fin o propsito, por tal razn, los equipos que laconforman son muy similares en cuanto a forma, tamao y funcionamiento operacional. Sin embargo, las estructuras de stas y ladisposicin de los equipos varan entre una filial y otra.

Mltiples o recolectores de entrada.

Son arreglos mecnicos de tuberas yvlvulas que consisten generalmente en varios tubos colocados en posicin horizontal,

paralelos uno con respecto al otro y conectados a cada una de las lneas de flujo. Su funcin es recolectar la produccin de lospozos que llegan a las estaciones de flujo y distribuirla hacia los diferentes procesos del sistema. Sin embargo, los arreglos de

vlvulas, conexiones y tuberas deben ser de manera tal que, cuando sea requerido, el flujo de cada pozo individual pueda seraislado para propsitos de prueba de pozos. Esto es que el flujo de cada pozo pueda ser llevado a un separador de prueba, parasegregar y medir petrleo o productos de destilacin, produccin de gas y en algunos casos produccin de agua.

Tubo mltiple Bsico

El arreglo bsico de la conexin al tubo mltiple para cada pozo individual es indicado en la en la figura 1.3. El flujo entrantearriba a una vlvula de choque ajustable (block valve) con entrada abierta en el punto A y a travs de vlvula de retencin (check

valve) en el punto B. Para la rutina de produccin, la vlvula de choque en el cabezal (punto D) es cerrada y la produccin semezcla con la de otros pozos a travs de una vlvula del cabezal (punto C) abierta fluyendo por la lnea de flujo hacia el separadorprincipal. Para desviar este pozo hacia el separador de prueba, la vlvula del punto C es cerrada y la vlvula en el punto D esabierta.

Para reparar cualquier parte del mltiple, la vlvula de bloqueo en el punto A debe ser cerrada. La vlvula B previene que no hayareflujo desde cualquier otro pozo de presin mayor que entre a la lnea de flujo principal o comn hacia este pozo.

La unin en el punto E proporciona conexiones rpidas de lneas de desvo en caso de que la lnea del pozo necesite remocin deparafina o expulsar arena y sedimentos. La figura 1.3 muestra solo una parte del mltiple para un pozo. Tantos pozos como sedesee pueden ser aadidos por unidades idnticas de conexin a las uniones de salida en los puntos F y G.

En algunas reas costa afuera, las lneas de flujo y tubos mltiples para superar la presin de estrangulamiento deben llevarse a lapresin mxima del pozo y los mismos deben ser diseados para eso.


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Lneas de flujo.

Se denomina lnea de flujo a la tubera que se conecta desde el cabezal de un pozo hasta el mltiple de produccin de sucorrespondiente estacin de flujo. Las lneas de flujo son aquellos sistemas de manejo que transportan el flujo en forma bifsica,desde los pozos hasta un punto de convergencia denominado mltiple. Cada mltiple esta conformado por secciones tubulares,cuya capacidad y tamao dependen del nmero de secciones tubulares. Son fabricados en diferentes dimetros, series y rangos detrabajo y se seleccionan segn el potencial de produccin y presiones de flujo del sistema.

En el diseo de las lneas de flujo se calculan principalmente lo siguiente:

La cada de presin a lo largo de la lnea de flujo, la cual se calcula usando modelos multifsicos.

Los espesores ptimos del tipo de material a usar considerando las presiones de trabajo.

Los sistemas de limpieza y de mantenimiento.

Los sistemas de proteccin.

Los sistemas de anclaje.

Separadores de petrleo y gas. [4]

El trmino "separador de petrleo y gas" en la terminologa del argot petrolero es designado a un recipiente presurizado que esutilizado para separar los fluidos producidos de pozos de petrleo y gas en componentes lquidos y gaseosos. Un recipiente deseparacin puede ser llamado de las siguientes formas:

Separador de petrleo y gas.

Separador.

Separador por etapas.

Trampa.

Recipiente de retencin, tambor de retencin, trampa de retencin, retenedor de agua, retenedor de lquido.

Cmara de separacin flash, recipiente de separacin flash, o trampa de separacin flash.

Separador por expansin o recipiente de expansin.

Depurador (depurador de gas), de tipo seco o hmedo.

Filtro (filtro de gas), de tipo seco o hmedo.

Filtro-Separador.

Los trminos "Separador de petrleo y gas", "Separador", "Separador por etapas", "Trampa", se refieren a un separador depetrleo y gas convencional. Estos recipientes de separacin son normalmente utilizados en locaciones de produccin oplataformas cerca del cabezal, tubo mltiple o unidad de tanques para separar los fluidos producidos del pozo, en lquido y gas.

UnRecipiente de retencin, tambor de retencin, trampa de retencin puede ser utilizado para remover solo agua del fluido depozo o remover todo el lquido, petrleo ms agua, del gas. En el caso de un retenedor de agua utilizado cerca del cabezal delpozo, el gas y el petrleo son descargados normalmente juntos, y el agua libre es separada y descargada del fondo del recipiente.

Un retenedor de lquido es utilizado para remover todo el lquido del gas. El agua y los hidrocarburos lquidos son descargadosjuntos del fondo del recipiente, y el gas es descargado por el tope.

Una cmara de separacin flash (recipiente o trampa) se refiere normalmente a un separador convencional de petrleo y gasoperado a baja presin, con el lquido de un separador de alta presin iniciando la liberacin flash dentro de este. Esta cmara deseparacin flash es frecuentemente la segunda o tercera etapa de separacin, donde el lquido empieza a descargarse desde lacmara de separacin flash hacia almacenamiento.

Un recipiente de expansin es el separador de primera etapa en una unidad de baja temperatura o separacin fra. Este recipientepuede ser equipado con un serpentn de calentamiento para derretir los hidratos, o un lquido inhibidor de hidratos (tal comoglicol) puede ser inyectado al momento de la entrada de fluido del pozo antes de la expansin en el recipiente.

Un depurador de gas puede ser similar a un separador de petrleo y gas. Normalmente este maneja fluidos que contienen menoslquido que el producido de pozos de petrleo y gas. Los depuradores de gas son usados normalmente en recoleccin de gas,

ventas, y lneas de distribucin donde no se requiere manejar tapones o baches de lquidos, como es a menudo el caso conseparadores de petrleo y gas. El depurador de gas tipo seco utiliza extractores de neblina y otros internos similares a los deseparadores de petrleo y gas. El depurador de gas tipo hmedo pasa la corriente de gas a travs de un bao de petrleo u otro


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liquido que limpie polvo y otras impurezas del gas. El gas es pasado a travs de un extractor de neblina donde todo el lquidoremovible es separado de este.

Un "depurador" puede referirse a un recipiente utilizado aguas arriba de cualquier recipiente o unidad que procese gas paraproteger la unidad o recipiente aguas abajo, de lquido hidrocarburo y/o agua.

El "filtro" (filtro de gas o filtro/separador) se refiere a un depurador de gas tipo-seco; especialmente si la unidad es utilizada en

principio para remover el polvo de la corriente de gas. Un medio filtrante es utilizado en los recipientes para remover polvo, finos,herrumbre y otros materiales extraos del gas. Tales unidades removern lquido del gas.

Un separador de gas y petrleo generalmente incluye las siguientes componentes y caractersticas esenciales.

Un recipiente que incluye (a) seccin y/o dispositivo para la separacin primaria, (b) seccin de asentamiento "por gravedad"secundaria, (c) extractor de neblina para remover pequeas partculas de liquido del gas, (d) salida del gas, (e) seccin deasentamiento de liquido (separacin) para remover el gas o vapor del petrleo (en una unidad trifsica, esta seccin separaagua del petrleo), (f) salida del petrleo, y (g) salida del agua (unidad trifsica).

Adecuada Capacidad volumtrica de lquido para manejar "baches" de los pozos y lneas de flujo.

Adecuado dimetro y altura o longitud del recipiente para permitir que se separe ms liquido del gas de forma tal que elextractor de neblina no sea sobrecargado de lquido.

Un mecanismo de control del nivel de lquido en el separador, el cual normalmente incluye un controlador del nivel de lquidoy una vlvula de diafragma en la salida del petrleo. Para operacin trifsica, el separador debe incluir un controlador del nivelde lquido en la interfase agua-petrleo y una vlvula de control de descarga de agua.

Una vlvula de alivio de presin en la salida de gas para mantener una presin estable en el recipiente.

Dispositivos de alivio de presin.

En muchos sistemas de equipos de produccin en superficie, el separador de gas-petrleo es el primer recipiente hacia dondefluyen los fluidos del pozo luego de ser levantados a superficie. Si embargo, otros equipos tales como calentadores y retenedoresde agua, pueden ser instalados aguas arriba del separador.

Lo s F lu i dos de l Pozo y sus Car ac te r s t i cas

Pet r l eo C ru doEl petrleo Crudo es una mezcla compleja de hidrocarburos producidos en forma liquida. La gravedad API del petrleo Crudopuede estar en un rango de 6 a 50 API y una viscosidad de 5 a 90000 cp en condiciones de operacin promedio. La coloracin

varia de verde claro, amarillo, marrn y negro.

Condensado

Este es un hidrocarburo que puede existir en la formacin como lquido o como vapor condensado. La licuefaccin decomponentes gaseosos del condensado normalmente ocurre con la reduccin de la temperatura del fluido de pozo a condicionesde operacin en superficie. Las gravedades API de los lquidos de condensados pueden estar en un rango de 50 a 120 API y

viscosidades de 2 a 6 cp a condiciones estndar. La coloracin puede ser blanco agua, amarillo claro, o azul claro.

Ga s N a t u r a l

Un gas puede ser definido como una sustancia que no tiene forma o volumen propio. Este llenara cualquier recipiente que locontenga y tomara la forma del mismo. El hidrocarburo gaseoso asociado con el petrleo crudo es referido al gas natural y puedeser encontrado como gas "libre" o como gas "en solucin". La gravedad especfica del gas natural puede variar de 0.55 a 0.024 acondiciones estndar.

Gas L i b r e

El gas libre es un hidrocarburo que existe en la fase gaseosa a presin y temperatura de operacin. El gas libre puede referirse acualquier gas a cualquier presin que no este en solucin o mantenido mecnicamente en el hidrocarburo lquido.


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Gas en So luc in

El gas en solucin es homogneamente contenido en petrleo a una presin y temperatura dada. Una reduccin en la presin y/oun incremento en la temperatura pueden causar que el gas sea emitido del petrleo. Entonces se asume las caractersticas de gaslibre.

Vapo r es Cond ensab l e s .

Estos hidrocarburos existen como vapor a ciertas condiciones de presin y temperatura y como lquido a otras condiciones. En lafase de vapor, ellos asumen las caractersticas de un gas. En la fase de vapor, los vapores condensables varan en gravedadespecifica de 0.55 a 4.91 (aire =1), y viscosidad de 0.006 a 0.011 cp a condiciones estndar.

A g u a

El agua producida con el petrleo crudo y el gas natural puede estar en forma de vapor o liquido. El agua liquida puede ser libre oemulsionada. El agua libre alcanza la superficie separada del hidrocarburo lquido. El agua emulsionada es dispersada como gotasen el hidrocarburo lquido.

Im pu r ezas y M a te r i a l e s Ex t r aos

Los fluidos producidos del pozo puede contener impurezas gaseosas tales como nitrgeno, dixido de carbono, sulfuro dehidrogeno, y otros gases que no son hidrocarburos en naturaleza u origen. Los fluidos del pozo pueden contener impurezas

liquidas o semilquidas, tales como agua y parafina. Ellos tambin pueden tener impurezas slidas, tales como lodo deperforacin, arena, fango y sal.

Funciones Principales de los Separadores de Gas-Petrleo

La separacin de gas del petrleo puede iniciarse una vez que los fluidos fluyen a travs de la formacin hacia el pozo y puedeaumentar progresivamente a travs de la tubera de produccin, lneas de flujo y equipos de manejo en superficie. Bajo ciertascondiciones, el fluido puede ser separado en su totalidad en lquido y gas antes de que este alcance el separador de petrleo y gas.En tales casos, el recipiente separador proporciona solo una "ampliacin" para permitir que el gas y el lquido descender hacia susrespectiva salidas.

Remover Petrleo del Gas

La diferencia en densidad de los hidrocarburos lquidos y gaseosos puede permitir una separacin aceptable en un separador de

petrleo y gas. Sin embargo, en algunas instancias, es necesario utilizar algunos dispositivos mecnicos comnmente referidoscomo "extractores de neblina" para remover liquido del gas antes de que este sea descargado del separador.

Remover Gas del Petrleo

Las caractersticas fsico-qumicas del petrleo y estas condiciones de presin y temperatura determinan la cantidad de gas queeste contendr en solucin. La tasa a la cual el gas es liberado de un petrleo dado es una funcin del cambio en la presin ytemperatura. El volumen de gas que un separador remover del petrleo crudo depende de (1) caractersticas fsico-qumicas delcrudo, (2) la presin de operacin, (3) la temperatura de operacin, (4) tasa de entrampamiento, (5) tamao y configuracin delseparador, y (6) otros factores.

La tasa de entrampamiento y nivel de liquido en el separador determinan el tiempo de "retencin" o "asentamiento" del petrleo.Un tiempo de retencin de 1 a 3 minutos es generalmente adecuado para obtener una separacin satisfactoria de crudo y gas, amenos que se est manejando crudo espumante. Cuando el crudo espumante es separado, el tiempo de retencin debe ser

incrementado de 5 a 20 minutos, dependiendo de la estabilidad de la espuma y el diseo del separador.Separacin Agua - Petrleo

En algunas instancias es preferible separar y remover el agua del fluido antes de que este fluya a travs de las reducciones depresin, tales como las causadas por los estranguladores y vlvulas. Tales remociones de agua pueden prevenir dificultades quepodran ser causadas aguas abajo por la misma, tales como corrosin, formacin de hidratos, y formacin de emulsiones quepueden ser difciles de resolver.

El agua puede ser separada del petrleo en un separador trifsico mediante el uso de qumicos y separacin gravitacional. Si elseparador trifsico no es lo suficientemente grande para separar el agua adecuadamente, esta puede ser separada en un recipiente


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e en cantidadrano medio eun fondo cni

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l


11/37

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n es utilizadrupo de pozosos separadoressfricos. Elloo va desde

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o para separ, o una localide produccipueden ser

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sicas el gas edo del pozo e

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12/37


ubicado en la parte mas baja del recipiente.

Separador Elevado

Los separadores pueden ser instalados sobre plataformas en o cerca de patio de tanque o sobre plataformas costa-fuera de talforma que el liquido pueda fluir desde el separador hacia almacenamiento o recipientes aguas abajo por gravedad. Esto permiteoperar el separador a la ms baja presin posible para capturar la mxima cantidad de lquido para minimizar la prdida de gas y

vapor hacia la atmsfera o hacia el sistema de gas a baja presin.Separadores por Etapas

Cuando el fluido producido es pasado a travs de ms de un separador con los separadores en serie, los separadores son referidoscomo separadores por etapa.

Cl a s i f i ca c i n p o r el p r i n c i p i o u t i l i z a d o p a r a l a s ep a r a c i n p r im a r i a

Los separadores pueden ser clasificados de acuerdo al mtodo utilizado para llevar a cabo la separacin primaria en el separador.

Diferencia de densidad (separacin por gravedad)

Esta clasificacin incluye todas las unidades que no poseen elementos de entrada, deflector, placas de choques, o empaque en laentrada del recipiente.

La separacin primaria se obtiene solamente por la diferencia de densidad del petrleo, gas, o vapor. Estas unidades son pocas ennmero y muchos separadores tienen un extractor de neblina cerca de la salida de gas para remover las gotas de petrleo en el gas.

Choque y/o Coalescencia

Este tipo de separador incluye todas las unidades que utilizan una placa o dispositivo de empaque en la entrada del separador parallevar a cabo la separacin inicial del petrleo y del gas. Un nmero infinito de diseos puede ser utilizado en la entrada delseparador, pero uno de los arreglos ms simples y efectivos es ilustrado en figura 1.11.

Fuerza Centrifuga

La fuerza centrifuga puede ser utilizada tanto para la separacin primaria como para la secundaria de petrleo y gas en elseparador. La fuerza centrifuga puede ser obtenida tanto con una entrada tangencial dimensionada apropiadamente o unelemento espiral interno dimensionado de manera apropiada con el fondo y el tope del abierto o parcialmente abierto. Estoselementos centrfugos causan flujo ciclnico del fluido entrante a velocidades tan altas para separar el fluido en una capa externa ocilindro de lquido y en un cono interno o cilindro de gas o vapor. Lavelocidad requerida para la separacin centrifuga varia desdecerca de 40 hasta aproximadamente 300 pies/s. La velocidad mas comn de operacin esta entre 80 y 120 pies/s.

Sel ecc in y Ap l i c ac in de Sepa r ado r es y D epu r ado r es

Los separadores de petrleo y gas son fabricados en tres configuraciones bsicas: vertical, horizontal y esfrico. Depuradores degas son fabricados en dos formas bsicas: vertical y horizontal. Cada una de estas unidades tiene ventajas y usos especficos. Laseleccin de una unidad particular para ser utilizada en cada aplicacin se basa usualmente en cual obtendr los resultadosdeseados a los costos mas bajos de equipo, instalacin y mantenimiento la tabla 12.5 muestra una comparacin de las ventajas ydesventajas de los separadores verticales, horizontales y esfricos.

Separadores Verticales

Las aplicaciones para los separadores verticales de gas y petrleo incluyen lo siguiente:

Fluidos del pozo que tienen una alta relacin gas-lquido.

Fluidos del pozo que contienen cantidades apreciables de arena, lodo, y slidos similares finamente divididos.

Instalaciones con limitaciones de espacio horizontal pero con pocas o ninguna limitacin de altura, tales como plataformas deproduccin costa-fuera.

Fluidos del pozo donde el volumen puede variar ampliamente e instantneamente, tales como pozos de levantamiento por gasintermitente (intermitent gas lift).

Aguas debajo de otro equipo de produccin que permite o causa condensacin de lquido o coalescencia.

Aguas arriba de otro equipo de proceso en campo que no funciona apropiadamente con lquido entrampado en el gas.


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Donde la economa favorece al separador vertical.

Separadores Horizontales

Las aplicaciones para los separadores horizontales de gas y petrleo incluyen lo siguiente:

Separacin liquido/liquido en instalaciones con separador trifsico para obtener una separacin agua-petrleo ms eficiente.

Separacin del crudo espumante donde la mayor rea de contacto gas-lquido del recipiente horizontal permitir y/o causarun rompimiento ms rpido de la espuma y una separacin gas-lquido ms eficiente.

instalaciones donde limitaciones de altura indican el uso de un recipiente horizontal debido a su forma.

Fluido de pozo con una alta relacin gas-petrleo (RGP).

Pozos con tasa de flujo relativamente constante y con poco o ningn cabeceo o surgencia de lquido.

Donde unidades porttiles son requeridas tanto para uso de prueba como produccin.

Donde unidades mltiples pueden ser apiladas para conservar espacio de planta.

Aguas arriba de otro equipo de proceso en campo que no funciona apropiadamente con lquido entrampado en el gas.

Aguas debajo de otro equipo de produccin que permite o causa condensacin de lquido o coalescencia.

Donde la economa favorece al separador horizontal.

Separadores Esfricos

La siguiente es una lista de las aplicaciones para los separadores esfricos de petrleo y gas.

Fluidos del pozo con altas relaciones gas-petrleo, tasas de flujo constante, si cabezos ni baches.

Instalaciones donde existe limitaciones de altura y espacio horizontal.

Aguas debajo de unidades de procesos, tales como deshidratadores de glicol y endulzadores de gas, para depurar y recuperarlos fluidos de procesos tales como la amina y el glicol.

Instalaciones donde la economa favorece los separadores esfricos.

Instalaciones que requieren un separador pequeo donde un hombre pueda transportar un separador esfrico a la localizacine instalarlo.

Depurador para combustible y gas de proceso para uso de planta y o campo.

Depuradores de Gas

Muchos depuradores de gas vertical y horizontal donde el gas ha sido previamente separado, limpiado, transportado y/oprocesado con otro equipo. De manera tal que, mas de las impurezas tales como lquidos entrantes, barro, costras de metaloxidado, y polvo han sido removidos del gas por otro equipo, y el depurador de gas esta siendo utilizado para "pulir" el gas. Losdepuradores de gas son generalmente son utilizados para asegurar que el gas no contenga materiales que puedan ir en detrimentopara los equipos, de manera tal que el depurador es instalado para proteger los compresores, deshidratadores, endulzadores,medidores y reguladores.

Alguno de los usos para depuradores de gas son: limpiar gas (1) para combustible para calentadores, hervidores, generadores devapor, motores; (2) para gas de control para plantas de procesamiento y equipos; (3) aguas arriba del compresor; (4) Aguas arribade deshidratadores y endulzadores; (5) Aguas abajo de deshidratadores y endulzadores para conservar los fluidos del proceso; (6)

Aguas arriba del sistema de distribucin de gas; (7) Aguas arriba de y en lneas de transmisin de gas para remover lquidosentrantes, costras de metal oxidado, y polvo; (8) Aguas arriba y/o Aguas debajo de estaciones de regulacin de presin; y (9)

Aguas abajo de la lnea de transmisin de gas de plantas de compresin para remover el lubricante de la lnea.

Controles, Vlvulas, Accesorios y Caractersticas de Seguridad para Separadores de Petrleo y Gas.

Controles

Los controles requeridos para los separadores de petrleo y gas son controladores de nivel de liquido para el petrleo y la interfaseagua-petrleo (operacin trifsica) y vlvula de control de contrapresin de gas con controlador de presin.


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Vlvulas

Las vlvulas requeridas para los separadores de petrleo y gas son: la vlvula de control de descarga de petrleo, vlvula de controlde descarga de agua (operacin trifsica), vlvulas de drenaje, vlvula de bloqueo, vlvula de alivio de presin, y vlvulas parainspeccin externa de nivel (por visores).

Accesorios

Los accesorios requeridos para los separadores de petrleo y gas son los manmetros, termmetros, reguladores de reduccin dela presin (para gas de control), visores de nivel, cabezal de seguridad con disco de ruptura, tubera.

Caractersticas de Seguridad para los Separadores de Petrleo y Gas

Los separadores de petrleo y gas deben ser instalados a una distancia segura de otros equipos de la locacin. Donde ellos estninstalados sobre plataformas costa-fuera o prximos a otros equipos, deben ser tomadas precauciones para prevenir perjuicios alpersonal y daos a los equipos adyacentes en caso de que el separador o sus controles o accesorios fallen.

Los siguientes elementos de seguridad son recomendados para muchos de los separadores de petrleo y gas.

Controles de nivel de liquido alto y bajo

Los controles de nivel de liquido alto y bajo normalmente son pilotos operados por un flotador que acciona una vlvula en la

entrada del separador, abriendo un hipas cerca del separador, haciendo sonar una alarma, o realizando alguna otra funcinpertinente para prevenir el dao que pueda resultar de altos o bajos niveles de lquidos en el separador

Controles de Presin Alta y Baja

Los Controles de presin alta y baja son instalados en los separadores para prevenir que presiones excesivamente altas o bajasinterfieran con las operaciones normales. Estos controles pueden ser neumticos, mecnicos y elctricos y pueden sonar unaalarma, accionar una vlvula de cierre, abrir un hipas, o realizar otras funciones pertinentes para proteger el personal, elseparador, y equipos adyacentes.

Controles de Temperatura Alta y Baja

Los controles de temperaturas deben ser instalados en los separadores para cerrar la unidad, para abrir o cerrar un hipas hacia uncalentador, o sonar una alarma cuando la temperatura en el calentador llega a ser muy baja o muy alta. Tales controles de

temperaturas no son utilizados normalmente en los separadores, pero pueden ser apropiados en casos especiales. Vlvulas de Alivio

Estas vlvulas son normalmente instaladas a la presin de diseo del recipiente. Las vlvulas de alivio sirven principalmente comouna advertencia, y en algunos casos son muy pequeas para manejar la capacidad de fluido total del separador. Vlvulas de aliviode capacidad total pueden ser utilizadas y son particularmente recomendadas cuando no es usado un disco de ruptura en elseparador.

Disco de Ruptura

Un disco de ruptura es un dispositivo que contiene una membrana de metal delgada que es diseada para romperse cuando lapresin en el separador excede unvalor predeterminado. Este es usualmente de 1.25 a 1.5 veces la presin de diseo del separador.El disco de ruptura es normalmente seleccionado de forma tal que no se rompa hasta que la vlvula de alivio no se haya abierto ysea incapaz de prevenir la presin excesiva en el separador.

Cons i d er a c i o ne s de Oper a c i n y M an t en im i en t o pa r a Sepa r a do r es de Pet r l eo y Gas

Inspeccin Peridica

En refineras y plantas de proceso, es prctica normal inspeccionar todos los recipientes y tuberas presurizados por corrosin yerosin. En los campos de petrleo, generalmente no se sigue esta prctica, y el equipo es reemplazado despus de la falla. Estapoltica puede crear condiciones peligrosas para el personal de operacin y equipos adyacentes. Se recomienda que la inspeccinperidica sea establecida y seguida para proteger en contra de fallas indebidas.

Instalacin de Dispositivos de Seguridad


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Todos los dispositivos de seguridad deben ser instalados tan cerca del recipiente como sea posible y de manera tal que la fuerza dereaccin de descarga de fluidos no los destruya, desajuste, o disloque. La descarga de los dispositivos de seguridad no debe poneren peligro al personal u otros equipos.

Cabezales de Seguridad (Discos de Ruptura)

La descarga de un cabezal de seguridad debe estar abierta sin restriccin. La lnea de descarga de un dispositivo de seguridad debe

estar paralela a un separador vertical y perpendicular al horizontal, de otra manera el separador puede ser expulsado por la fuerzade reaccin de la descarga de fluidos. No debe utilizarse una vlvula entre el cabezal de seguridad y el separador debido a que estapuede ser cerrada inadvertidamente. No se debe permitir que se acumule agua cerca del disco de ruptura debido a que puedeformar hielo y alterar las caractersticas de ruptura del disco. La operacin de separadores de petrleo y gas fuera de los limites dediseo e instalar discos de ruptura, no se recomienda.

Las vlvulas de alivio de presin pueden corroerse y filtrar o puede "congelarse" en la posicin cerrada. Estas deben ser revisadasperidicamente y reemplazada sino trabaja en buenas condiciones. Las lneas de descarga, especialmente las vlvulas de alivio decondicin completa, deben estar de forma tal que la fuerza de reaccin de descarga no mueva el separador.

Extractores de Neblina

Algunos extractores de neblina en separadores de gas y petrleo requieren un drenaje o conducto descendente de lquido desde elextractor de neblina hasta la seccin de lquido del separador. Este drenaje ser una fuente de problema cuando la cada depresin a travs del extractor de neblina llegue a ser excesiva. Si la cada de presin del extractor de neblina, medida en pulgadas

de petrleo, excede la distancia desde el nivel de liquido en el separador hasta el extractor de neblina, el petrleo fluir desde elfondo hacia arriba a travs del drenaje del extractor de neblina y saldr con el gas. Esta condicin puede complicarse por untaponamiento parcial del extractor de neblina con parafina u otro material extrao. Esto explica porque algunos separadorestienen capacidades definidas que no pueden ser excedidas sin un conductor de lquido en la salida de gas, y esto tambin explicaporque las capacidades de algunos separadores pueden ser disminuidas con el uso. En aos recientes, los separadores de diseosavanzado han utilizado extractores de neblina que no requieren drenajes o conductos de lquidos, estos diseos eliminan estafuente de problemas (ver figura 1.11).

Bajas Temperaturas

Los separadores deben ser operados por encima de la temperatura de formacin de hidratos. De otra manera los hidratos puedenformarse dentro del recipiente y taponarlo parcial o completamente, reduciendo la capacidad del separador y, en algunos casoscuando la salida de liquido o gas son taponadas, causando que la vlvula de seguridad se abra o el disco de ruptura se rompa.Serpentines de vapor pueden ser instalados en la seccin de lquido del separador para fundir los hidratos que puedan formarseall. Esto es especialmente apropiado en separadores de baja presin.

Fluidos Corrosivos

Un separador que maneje fluidos corrosivos debe ser revisado peridicamente para determinar cuando se requerir un trabajo dereparacin. Casos extremos de corrosin pueden requerir una reduccin de la presin de trabajo del recipiente. Se recomiendarealizar prueba hidrosttica peridicamente, especialmente si los fluidos que estn siendo manejados son corrosivos. nodospueden ser utilizados en los separadores para proteger contra la corrosin electroltica. Algunos operadores determinan el espesorde la pared y del cabezal con indicadores de espesor ultrasnicos y calculan la mxima presin de trabajo permisible del espesorde metal restante. Esto debera hacerse anualmente costa afuera y cada 2 a 4 aos en tierra firme.

Parafina

Un separador que maneje petrleo de base parafnica necesitara ser limpiado con vapor peridicamente para prevenir el

taponamiento y como resultado la reduccin de la capacidad. Esta reduccin en capacidad frecuentemente resulta en el transportede lquido en el gas o descarga de gas excesivo con el lquido.

Operacin de Alta Capacidad

Cuando los separadores estn operando cerca o a su mxima capacidad, deberan ser revisados cuidadosamente y peridicamentepara terminar cuando esta siendo llevado a cabo una separacin aceptable.

Cargas de Choque de Presin

Los pozos deberan ser conectados o desconectados lentamente. La apertura y el cierre rpido de las vlvulas causan cargas dechoque perjudiciales sobre el recipiente, sus componentes, y la tubera.


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Descarga Ahogada de Lquido

La descarga ahogada de pequeos volmenes de lquido desde los separadores normalmente debe ser evitada. El ahogamientopuede causar erosin o amplio desgaste de la vlvula y asientos internos de la vlvula de descarga de lquido y pueden erosionar elcuerpo de la vlvula de descarga hasta un punto que puede estallar a o debajo de la presin de trabajo.

Sin embargo, el ahogamiento de la descarga puede necesario debido a que unidades de proceso, tales como separadores de menor

presin o unidades de estabilizacin, aguas abajo del separador pueden requerir flujo relativamente estable. Vlvulas de control enla descarga de lquido deberan ser dimensionadas para el volumen de lquido que el separador debe manejar. Tales vlvulasnormalmente deberan ser ms pequeas que las lneas en las cuales estn instaladas. Vlvulas internas reducidas pueden serutilizadas para disear la vlvula apropiadamente para minimizar el desgaste durante el servicio de ahogamiento.

Manmetros

Los manmetros y otros dispositivos mecnicos deberan ser calibrados peridicamente. Vlvulas de aislamiento deberan serutilizadas de tal manera que los manmetros puedan ser fcilmente removidos para pruebas, limpieza, reparacin, reemplazo.

Grifos y Visores de Medicin

Los grifos y visores de medicin deberan mantenerse limpios de tal manera que el nivel de lquido observado en el visor indiquesiempre el verdadero nivel de lquido en el separador. Se recomienda la limpieza peridica con solvente.

Limpieza de Recipientes

Se recomienda que todos los recipientes separadores estn equipados con accesos, boca de visita, y/o conexiones de desage de talforma que los recipientes sean limpiados peridicamente.

Calentadores. [9,10]

Se define como un equipo donde se genera calor que se obtiene de la combustin de combustibles, generalmente lquidos ogaseosos, con el oxgeno del aire; usualmente se suministra aire en exceso. En ellos los gases que resultan de la combustinocupan la mayor parte del volumen de calentamiento. Este contiene varias cmaras formadas por una serie de tuberas conserpentines y por cuyo interior circula el fluido que se desea calentar con el calor que genera la combustin. Por el interior de lacaja circula el fuego generado por los quemadores, el cual es transmitido al crudo que la rodea. Durante este proceso el crudoalcanza una temperatura de 190 F aproximadamente. Este proceso se realiza en dos o tres etapas. Luego el crudo con el aguacaliente es desplazado hasta el tanque de lavado. Aqu tambin el gas que se suministra por la parte superior del calentadorimpulsa a la mezcla hasta el tanque de lavado. Este proceso se hace con la finalidad de facilitar la extraccin del agua contenida en

el petrleo.

Las funciones del calentador son:

Calentar la emulsin hasta el punto requerido para conseguir la fcil separacin de petrleo y el agua. Eliminar la mayor parte del gas de la emulsin. Separar cantidades apreciables de agua libre, si se encuentran

Los instrumentos que controlan el proceso de calentamiento del petrleo se resumen en la siguiente tabla:

INSTRUMENTO FUNCIN

Vlvula TrmicaRegula el flujo de gas que llega hasta los quemadores, con la finalidad de mantener la temperatura del petrleo entre los

rangos requeridos

Manmetro Mide la presin del interior del calentador.

Termmetro Mide la temperatura del petrleo contenido en el calentador.

Regulador d e presin Regula el flujo del gas combustible necesario para el funcionamiento del calentador.


17/37

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18/37

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Tanques de Prueba [9]

Son recipientes cilndricos cuya capacidad puede variar de acuerdo al volumen de produccin de cada estacin. La emulsin agua-petrleo es separada mecnicamente al ser tratada. El proceso consiste en el asentamiento de los fluidos por gravedad (proceso dedecantacin), en virtud de sus diferentes densidades. El agua por ser ms pesada que el petrleo, se asienta en el fondo del tanque.

Tanques de Almacenamiento [10,11]

Son depsitos cilndricos que tienen la finalidad de recibir el producto de los tanques de lavado y de esta manera albergar el crudoque ser bombeado al Patio de Tanques Principal, cumpliendo con las especificaciones de calidad (% AyS), sin embargo de no seras, ser devuelto a los calentadores.

Los tanques son recipientes generalmente metlicos capaces de almacenar fluidos eficientemente. El diseo y la construccin deestos tanques dependen de las caractersticas fsico-qumicas de los lquidos por almacenar.

En la industria del petrleo los tanques para almacenar hidrocarburos lquidos se clasifican de la siguiente manera:

a) Por su construccin, en empernados, remachados y soldados.

b) Por su forma, en cilndricos y esfricos.

c) Por su funcin, en techo fijo y en techo flotanteLos tanques esfricos son utilizados para almacenar productos ligeros como gasolina, propano, etc. Su forma permite soportarpresiones mayores de 25 psig.

Los dems tipos de tanques se utilizan para almacenar petrleo crudo, a presiones cercanas a la atmosfrica.

Los tanques cilndricos, soldados y de techo flotante se encuentran estandarizados en la industria del petrleo.

TANQUES DE TECH O F I JO

El techo de este tipo de tanques est soldado al cuerpo, siendo su altura siempre constante.

La forma del techo es cnica, teniendo instalado vlvulas de venteo tipo PV que actan a presin y a vaco (2-4 onzas/pulg2 depresin o vaco).

Las prdidas de crudo por evaporacin en estos tipos de tanques son altas debido al espacio vaco que existe entre el techo y elnivel de lquido, que vara conforme cambia este nivel.

TANQUES DE TECH O FLOTANTE EXTERNO

Los tanques de techo flotante externo poseen un techo mvil que flota encima del producto almacenado. El techo flotante consistede una cubierta, accesorios y un sistema de sello de aro. La cubierta flotante generalmente son de acero soldado y de dos tipos:pontn o doble cubierta.

Los techos de tanques flotantes permiten reducir en forma significativa las prdidas de los voltiles de los lquidos que sealmacenan. Con esto se logra reducir los costos de produccin, la contaminacin ambiental y los riesgos de incendios.

El secreto de estos tipos de techo, radica en la eliminacin del espacio de vapor sobre el lquido que presentan los tanques de techofijo.

La construccin de estos tipos de tanques se inici poco despus de la Primera Guerra Mundial, por el ao 1923. Actualmente, seha estandarizado el uso de estos tanques.

TECHO FLOTANTE TIPO PONTN

Estos tanques tienen un pontn anular alrededor del borde y una plataforma de espesor simple en el centro. La superficie superiordel pontn tiene inclinacin hacia el centro, para facilitar el drenaje del agua de lluvia, mientras que la superficie inferior tiene unascenso hacia el centro, para permitir la acumulacin de los vapores.

El tamao del pontn, depende de las dimensiones del tanque y de los requerimientos de flotacin que se tiene.


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Adems de la flotabilidad, los pontones hacen un aislamiento que evita la accin directa de los rayos solares sobre la superficie dellquido en el espacio anular. La plataforma de espesor simple, deja un espacio libre con la superficie del lquido para acumular los

vapores que se forman. Estos vapores forman un colchn aislante que se lican cuando la temperatura decrece. Los vaporescondensados entran a la fase lquida.

Estos tipos de tanques son apropiados para almacenar hidrocarburos con presin de vapor hasta de 12 lppca durante temporadasde verano; durante el invierno, pueden manejar hidrocarburos con presin de vapor an ms altos.

As mismo, estos tanques tienen facilidades para manejar lluvias hasta de 254 mm en 24 horas.

Los pontones estn seccionados de tal modo que el techo no se hundira si se produjera una rotura en la plataforma central o enotro de los pontones.

Estos techos permiten una excelente proteccin contra incendios, as como contra la corrosin.

TECHO FLOTANTE DE DOBLE PLATAFORMA

Estos tipos de tanques tienen dos plataformas completas que flotan sobre la superficie del lquido. Aunque estos diseos detanques fueron los primeros en construirse, recin en a mediados de 1940 se empezaron a construir en tanques de alta capacidad.

La plataforma superior presenta una inclinacin hacia el centro del tanque con el fin de permitir el drenaje de las aguas de lluviashacia el sistema primario y al de emergencia que dispone el tanque.

Este tipo de techo, es el ms eficiente de los diferentes tipos de techo flotante que existen en el mercado, debido esencialmente aque entre ambas plataformas existe un espacio lleno de aire que produce un aislamiento efectivo entre la superficie total dellquido y el techo, lo que permite almacenar lquidos de alta volatilidad.

La plataforma superior, que obviamente se encuentra sobre la superficie del lquido, impide que el contenido del tanque llegue altecho del mismo bajo ninguna circunstancia.

El sistema de drenaje de aguas de lluvias que poseen estos tanques, permiten manejar hasta 254 mm de lluvias en 24 horas.

SELLOS

El espacio perifrico que existe entre el anillo del techo flotante y la pared del tanque, debe estar hermticamente cerrado por unsello. Si no fuera as, las ventajas que ofrecen los techos flotantes se veran seriamente afectadas, hacindolo vulnerable a prdidaspor evaporacin innecesarias y a riesgos de incendios.

La estructura de las paredes de los tanques durante su operacin de almacenamiento y bombeo de crudo, sufre normalmentevariaciones que en algunos casos llegan a aumentar o disminuir el dimetro, en la parte superior, entre 8 y 10 pulgadas. Estasituacin obliga a que los sellos sean diseados considerando estos cambios de dimensiones, que depender esencialmente deltamao del tanque.

Los sellos tipo Anillos Metlicos, son los de mayor uso a nivel mundial en los tanques de techo flotante. Estos sellos estnformados por un anillo de acero galvanizado, cuya parte inferior permanece sumergido por debajo del nivel de lquido. Unacontinua cubierta de goma sinttica a prueba de intemperie, se utiliza para cerrar el espacio entre el anillo de la seccin sellante yel anillo del techo flotante. El borde inferior de esta goma est empernado al borde del techo flotante. El borde superior de la gomaest fijado al tope del anillo metlico del sello. Fig. 2-A.

El anillo sellante est soportado y sujeto firmemente, pero en forma suave, contra la pared del tanque, por un soporte colgante quemantiene una presin radial uniforme. Esta ligera presin minimiza la accin abrasiva del anillo sellante contra la pared deltanque. El soporte colgante (pantagraph hanger) mantiene centrado el techo en el tanque. Si por alguna causa el techo trata de

salirse del centro, la presin del soporte colgante se incrementa en el lado donde se recuesta el techo, corrigiendo en formaautomtica la desviacin.

El soporte colgante es capaz de corregir desviaciones en ms o menos cinco pulgadas de las dimensiones nominales.

Entre los ellos tipo anillo metlico, se conocen los modelos SR-1, SR-3, SR-5 y el SR-7.

TANQUES DE TECH O FLOTANTE IN TERNO

Estos tipos de tanques presentan la particularidad, normalmente de disponer un techo fijo y otro interno flotante.


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Generalmente se instala en tanques cuyo techo fijo se encuentra deteriorado o en los casos de requerirse por la necesidad dealmacenar productos ms voltiles.

Las prdidas por evaporacin en estos tanques son an menores que las que se producen en los tanques de techo flotante externo.

Medida Del Contenido De Los Tanques

A continuacin, se describen los mtodos que habrn de utilizarse para medir el contenido de los tanques, siendo utilizadas parallenar la forma: CERTIFICADO DE MEDIDAS DE TANQUES, o la forma: SHIP"S ULLAGE REPORT.

Estos mtodos se basan en la designacin ASTM: D-1085; API Standard 2545.

M tod o d e m ed ic in d i r ecta :

El mtodo consiste en bajar una cinta de medida directa con plomada (Fig. 3), al interior del tanque hasta que la punta de laplomada apenas toque el fondo del tanque, o la placa de nivel cero fijada en el fondo. El nivel de petrleo se determina por lacantidad de cinta mojada, cuya lectura se llama la medida directa (Fig.4) El uso de este mtodo, se limita al aforo de tanques detecho flotante, a la medicin de pequeas cantidades de agua o residuos en cualquier tanque o comportamiento de buque-tanques

y ala obtencin de aforos aproximados no oficiales en cualquier clase de tanques. El sistema de medicin directa es susceptible detres fuentes de error que deben evitarse:

1) La cinta puede bajarse demasiado, lo cual permite que la plomada se incline dando por resultado una lectura en exceso.

2) La presencia de sedimentos muy pesados puede hacer difcil o imposible alcanzar el fondo del tanque. Si ocurre esto, lalectura de cinta resultar baja.

3) Si la plomada atina a descansar en una cabeza de remache, o en una irregularidad de una lmina del fondo, o en cualquiercuerpo extrao, la lectura de cinta resultar baja.

M tod o de m ed ic in i nd i r ecta

El mtodo consiste en bajar una cinta de medida directa con plomada al interior del tanque, hasta que una parte de la cinta quedeen el seno del lquido, detenindose se observa la lectura de cinta al nivel del punto de referencia.

Restando la lectura de la cinta en el punto de referencia, de la profundidad de referencia y agregando al residuo la cantidad decinta mojada, se obtiene el nivel de lquido en el tanque (Fig.4). Este mtodo se usa en todos los tipos de tanques, menos en los

equipados con techos flotante. Con excepcin de los errores aritmticos posibles, el mtodo de medicin indirecta es de granprecisin.

Punto de referencia: El punto de referencia consiste en una marca fijada situada en la boca de aforo o en un tubo de medida de untanque de techo fijo, en la cual se sostiene la cinta mientras se practica un aforo (Fig.4).

Profundidad de referencia: La profundidad de referencia es la distancia vertical entre el punto de referencia y las lminas delfondo, o la placa de nivel cero de un tanque de techo fijo. Esta cifra debe marcarse al troquel en una placa fija (o con pintura) altecho del tanque, cerca de la boca de aforo (Fig.4)

Indicacin de la cinta: la indicacin de la cinta, es la cantidad de cinta mojada (bien sea en la cinta o en la plomada) y estdeterminada por la marca que deja el nivel del lquido que se mide (Fig. 4 y 5).

Aforo de apertura: El aforo de apertura es la medida tomada en un tanque antes de un recibo o una entrega de petrleo o refinado.

Aforo de cierre: El aforo de cierre es la medida tomada en un tanque despus de un recibo o una entrega de petrleo o refinado.Aforo directo: Aforo directo es la altura del lquido en el tanque, medida desde la superficie de nivel hasta el fondo del tanque, ohasta la placa fija de nivel cero (Fig. 4).

Aforo Indirecto: Aforo indirecto es la distancia vertical desde el punto de referencia hasta la superficie de lquido en el tanque (Fig.4).

Asiento en los tanques: El asiento en los tanques (acumulaciones), consiste en un material slido o semislido que se haprecipitado en el fondo de un tanque, y el cual no se puede extraer en operaciones habituales de bombeo. Estas acumulacionesconsisten ordinariamente de arena, limo, cera y emulsin agua-petrleo.


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Agua de fondo: El agua de fondo es el agua que se encuentra con frecuencia en el fondo de los tanques a un nivel sensible, bien seapor encima o por debajo de las acumulaciones de fondo. Cuando se mantiene cierta cantidad de agua en el fondo de un tanque conel propsito de obtener una lectura ms precisa del petrleo, o para evitar que ste se escape por roturas de las lminas del piso, sele llama "colchn de agua" (Fig.5). Un trmino sinnimo de agua de afondo es "Agua y Sedimentos Libres".

Pasta detectora de agua: Es una pasta que cambia de color al contacto del agua. Cubriendo la plomada y una parte de la cinta conella, y practicando un aforo directo, se obtiene la altura del agua en el fondo del tanque.

Pasta detectora de gasolina: es una pasta que cambia de color al contacto de la gasolina u otro destilado transparente del petrleo.Cubriendo una parte de la cinta con ella y bajando esta porcin cubierta dentro del producto a medir, se encuentra la medidaexacta.

Boca de aforo: apertura a travs de la cual se hacen mediciones. Tiene una tapa con bisagras que deber ser cerrada exceptodurante la operacin de aforar.

Tubo de Medidas: es un tubo perforado que se extiende desde el fondo del tanque, al cual se le solda hasta la boca de aforo dentrode la cual no est pegado. El tubo tendr un dimetro de 4" y ser hecho de acero salvo las 4" del extremo superior que serfabricado de bronce o cobre, o de otro material sin chispas. El borde superior del tubo deber ser nivel para que todas las partesdel borde se encuentren equidistantes de aquella parte del fondo del tanque a la cual se le solda el tubo. As, el borde superior seconvierte en el punto de referencia del tanque. El propsito del tubo es permitir la medida del nivel de lquido en el tanque sin lainterferencia de espuma o de ondas.

PROCED IM IENTO

Mtodo de Medicin Directa:

Este mtodo debe usarse para el aforo de tanques de techo flotante y para la medicin de los residuos en los tanques de un buqueantes de la carga y despus de la descarga. Este mtodo puede tambin usarse para determinar la altura del agua de fondo encualquier tipo de tanque o compartimento de tanque, siempre y cuando los residuos sean lo suficientemente fluidos para permitirel paso de la plomada hasta el fondo del tanque o hasta la placa de nivel cero.

Baje la cinta y su plomada dentro del lquido, manteniendo siempre en contacto con el borde de la boca de aforo la cara lisa de lacinta (sin graduaciones), hasta que la plomada se encuentre a corta distancia del fondo. Luego baje lentamente la cinta hasta quela plomada apenas toque el piso. Saque la cinta y lea la cantidad de cinta mojada con aproximacin de 1/8". Asiente esta lectura enla hoja de control, usando la lnea "Nivel de Lquido", bajo "1. Medida". Repita la operacin y asiente la lectura en la misma hoja,usando la misma lnea "Nivel de Lquido", pero bajo el encabezamiento "2 Medida". Si las dos cifras no resultan iguales, reptasela operacin hasta que dos lecturas coincidan exactamente y ests ltimas deben ser los aforos enviados a la oficina de control enla hoja respectiva. Las medidas que mostraron diferencias se desechan.

Mtodo de medicin indirecta:

Este mtodo se usar para el aforo de tanques con techo fijo y para el aforo de buques despus de la carga y antes de la descarga.Tambin debe usarse para obtener los niveles de los residuos y agua de fondo en los tanques.

Baje la cinta y su plomada lentamente dentro del tanque manteniendo siempre en contacto con el borde de la boca de aforo o deltubo de medidas, la cara lisa de la cinta (sin graduaciones), hasta que la plomada penetre el lquido. Sostenga la cinta en reposohasta que la plomada cese de oscilar, luego baje la cinta muy lentamente deslizndola sobre el punto de referencia hasta que unaporcin se moje. Contine bajando la cinta con mucho cuidado hasta que la misma pulgada y fraccin de pulgada que aparecemarcada en la profundidad de referencia, aparezca en la cinta en perfecta coincidencia con el punto de referencia.

Asiente esta lectura de la cinta. Extraiga la cinta y asiente su lectura mojada con aproximacin de 1/8". Ambos asientos se hacenen la hoja de control, usando las lneas previstas bajo "1 Medida".

Limpie la cinta y efecte una segunda operacin completa de medida. Para esta operacin baje la cinta como antes hasta que unaporcin de ella se moje, pero ahora contine bajando la cinta lentamente hasta que la marca de una pulgada entera coincida con elnivel de referencia. Asiente esta lectura de la cinta. Extraiga la cinta y asiente su lectura mojada con aproximacin de 1/8". Ambosasientos se hacen en la hoja de control, usando las lneas previstas bajo "2 Medida".

El medidor ahora deber completarlos clculos exigidos en la hoja de control, para asegurarse de que el nivel de lquido es igual enla "1 Medida" y "2 Medida". Si no se obtiene este resultado, deben practicarse nuevos aforos hasta que el nivel de lquido sea el


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mismo en ambas medidas, siendo stos los que deben enviarse a la oficina en la hoja de control. Las medidas que mostrarondiferencias se desechan.

M ED IC IN DE AGUA D E FONDO (AGUA Y SED IM ENTO L IB RES)

Razones para medir el agua de fondo:

1) Para corregir la cantidad de producto medido en el tanque, a fin de compensar el cambio de capacidad del tanque queresulta de la flexin de las lminas del fondo. Esta flexin puede ocurrir cuando el tanque est situado sobre tierra esponjosa.En estos casos debe mantenerse en el tanque una cantidad de agua suficiente para cubrir el fondo y subir algunas pulgadas enlas paredes.

2) Para corregir la cantidad de producto medido en el tanque, a fin de compensar el cambio devolumen del agua de fondocomo consecuencia de:

a) Agua precipitada del crudo o refinado durante los movimientos o entre ellos.

b) Escape sin control del agua por las paredes o en el fondo durante los movimientos, o entre ellos o la remocin intencionalde agua por medios mecnicos o manuales.

Cuando medir el agua d

Facilidades de Superficie en La Industria Petrolera

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