EQUIPO lll:

Medición & Control de Tanques y ductos. Medición de presión

Flujo Nivel

Automatización

DOCENTE: Ing. Xany Damaris Márquez Rodríguez.

INSTITUTO TECNOLÓGICO SUPERIOR DE COATZACOALCOS

DIVISIÓN DE INGENIERÍA PETROLERA

GRADO & GRUPO:

7° “A”CARRERA:

Ingeniería Petrolera

ALUMNOS:

Bautista Álvarez Fabiola.González Hernández Estefanía.Gregorio Castañón José LuisHernández Zapién Jesús Alfredo.Núñez Fuentes Diego Antonio.

06-Octubre-15

SISTEMA DE MEDICIÓN DE TANQUES

Sistema de Medición: Es el conjunto de equipos, instalaciones, sistemas informáticos e Instrumentos de Medida, destinados a la Medición de Hidrocarburos.

LINEAMIENTOS TÉCNICOS EN MATERIA DE MEDICIÓN DE HIDROCARBUROS

• Articulo 7.- El Operador Petrolero deberá contar con Sistemas de Medición que le permitan realizar la Medición de Hidrocarburos con Trazabilidad a Patrones o estándares de medida, nacionales o, en su defecto, internacionales. Para tal efecto, dichos Sistemas de Medición deberán considerar, al menos, los siguientes elementos:

a. SELECCIÓN. El o los Instrumentos de Medida deberán ser adecuados para el uso previsto conforme a las características del fluido y condiciones operativas del proceso de que se trate.

a. IDENTIFICACIÓN. El o los Instrumentos de Medida deberán estar considerados en la Bitácora de Registro debidamente identificados y ubicados.

a. CALIBRACIÓN. El o los Instrumentos de Medida deberán estar calibrados y la frecuencia de dicha calibración será en función de las especificaciones del fabricante, proceso y normativa y estándares referidos en el Anexo II de los presentes Lineameintos.

a. MANTENIMIENTO. El o los Instrumentos de Medida deberán ser sujetos de mantenimiento en función de las especificaciones del fabricante y el proceso correspondiente.

a. VERIFICACIÓN. Se debe verificar que los Sistemas de Medición estén funcionando correctamente, conforme a la Bitácora de Registro correspondiente.

MEDICIÓN DE NIVEL

Los beneficios básicos que proporciona la instalación de un sistema de medición de nivel preciso y fiable son los siguientes:

• Mejora en la Calidad del Producto

• Reducción en los costos de operación y mantenimiento

• Cumplimiento de Normativas medioambientales y de calidad

Los dos parámetros que tienen mayor influencia en la selección de la tecnología para la medición de nivel son la presión y temperatura, pero existen otros factores a tener en cuenta: •Variable requerida (masa, densidad,…)•Precisión en la medida•Características del tanque•Condiciones ambientales•Características del producto

TIPOS DE MEDIDORES PARA TANQUES1.-VARILLA O SONDA:

2.-Visor de Vidrio:3.-Flotador: 4.-MEDICIÓN POR PRESIÓN

DIFERENCIAL

MEDIDORES DE TUBERÍAS

1.-DIAFRAGMA 2.-TOBERAS: 3.-VENTURI: 

4.-AFORADOR DE CODO 5.-PITOT

Es uno de los medidores de caudal mas simple, las aberturas piezométricas en el lado interno y externo del codo se conectan a un manómetro diferencial. Debido a la fuerza centrífuga en la curva, la diferencia de presiones está relacionada con el caudal.

Mide la velocidad del flujo en un punto del fluido, consta de un hueco alineado con el flujo que se aproxima y está cerrado por uno de sus extremos con un tapón redondo que tiene un pequeño orificio en la línea central del tubo.

El fluido dentro del tubo Pitot es estacionario, en tanto que el que se aproxima fluye alrededor de este. Una partícula de fluido que se mueve a lo largo de la línea de corriente, que coincide con el eje del tubo Pitot, alcanza el reposo al acercarse a la punta del tubo Pitot (S), debido a que debe dividirse y pasar por ambos lados del tubo.

Medidores de presión

Existen en la industria una gran cantidad de instrumentos utilizados para la medición de presión en las tuberías. Existen diferentes variantes que funcionan bien para la mayoría de los casos, variando únicamente sus propiedades metrológicas como la precisión y el rango.

En general se hace uso de manómetros que transmiten la señal de manera automática a una computadora por medio de una interfaz electrónica.

MANÓMETRO TIPO BOURDON

En general se recurre a manómetros de tipo Bourdon en cabeza de pozo y en las baterías se utilizan dispositivos electrónicos de mayor sensibilidad y precisión como manómetros electrónicos

FLUJO

MEDIDOR TIPO ULTRASÓNICO

Aparato de medición de flujo ultrasónico que convierten y reciben la señal enviada en forma de pulsos a una señal analógica, hacia el equipo electrónico, que los recibe y muestra la velocidad de flujo en una pantalla o computadora

MEDIDOR DE FLUJO TIPO PLACA DE ORIFICIO: Las placas de orificio son los instrumentos de medición de fluidos más comunes para llevar a cabo la medición de fluidos. En la industria petrolera tienen uso principalmente en la medición de corrientes de gas. Son dispositivos que causan caídas de presión, por lo que son denominados dispositivos de presión diferencial.

INSTRUMENTO DE MEDICIÓN TIPO CORIOLIS

• La medición de caudal por el efecto Coriolis, también conocido como medición directa o dinámica, da una señal directamente proporcional al caudal másico y casi independiente de las propiedades del producto como conductividad, presión, viscosidad o temperatura.

• La fuerza Coriolis aparece siempre y cuando se trata de una superposición de movimientos rectos con movimientos giratorios. Para el uso industrial de su principio se sustituye el movimiento giratorio por una oscilación mecánica. Dos tubos de medición por donde pasa el producto oscilan en su frecuencia de resonancia.

• El caudal másico provoca un cambio en la fase de la oscilación entre la entrada y la salida del equipo. Este desfase es proporcional al caudal másico y crea después de una amplificación correspondiente la señal de salida. Las frecuencias de resonancia de los tubos de medición depende de la masa oscilante en los tubos y por lo tanto de la densidad del producto.

• El teorema de Coriolis dice que la aceleración absoluta de un móvil es la resultante de la relativa, la de arrastre y la de Coriolis. Los medidores de caudal másico basados en este teorema son de dos tipos.

• El primer tipo consta de un tubo en forma de W, el cual se hace vibrar perpendicularmente al sentido del desplazamiento del flujo. Esta vibración controlada crea una fuerza de aceleración en la tubería de entrada del fluido y una fuerza de deceleración en la  de salida, con lo que se genera un par que provoca la torsión del tubo, que es proporcional a la masa instantánea del fluido circulante.

• El segundo tipo está formado por dos tubos paralelos; estos se hacen vibrar de forma controlada  a su frecuencia de resonancia.

• Con los sensores adecuados (generalmente ópticos) se detecta la fase de la vibración y con ella el caudal masa, ya que es proporcional. Cuando el caudal masa es cero, la diferencia de fase también es nula.

• La gran ventaja de los caudalímetros basados en la aceleración de coriolis es que son inmunes a prácticamente todo: presión (tanto nominal  como posibles pulsaciones), temperatura (excepto variaciones bruscas), densidad, viscosidad, perfil del flujo, y flujos multifase (con sólidos en suspensión).  

• Un posible problema es la vibración, que si no está controlada y no actúa en forma correcta sobre los elementos preparados para tal fin, se puede transmitir a los tubos y, consecuentemente, someterlos a un proceso de fatiga que conduciría a finalizar con un deterioro prematuro.

Tubos sensores mostrando posición de los detectores y la bobina impulsora

Medidores de temperatura

La temperatura es un parámetro importante que se debe considerar cuando se realizan mediciones de hidrocarburos, ya que modifica el volumen de los fluidos expandiendo en mayor medida a los hidrocarburos volátiles y a los gases. La temperatura se puede tomar en fluidos estáticos o en fluidos dinámicos y para cada condición se consideran instrumentos diferentes.

MEDICIÓN ESTÁTICA DE LA TEMPERATURA

El termómetro electrónico portátil es el instrumento recomendado para la medición manual de temperatura en tanques de almacenamiento. Se considera que un termómetro de este tipo ha alcanzado estabilidad cuando la lectura varía por no más de 0,2 en 30 [s].

AUTOMTIZACIÓN

Todos los pozos e instalaciones de producción cuentan con dispositivos para ayudar a los operadores a observar y controlar las operaciones de producción.

Estos dispositivos son necesarios para controlar el equipo, medir niveles de líquido, flujo de fluidos, temperaturas y presiones; válvulas de control y estrangulamiento y ofrecer seguridad a través de sistemas de paro de emergencia.

• Controles de seguridad de cierre

El equipo de control automático es al mismo tiempo un equipo de control de seguridad, esto es que algunos controles automáticos llevan a cabo funciones de seguridad, antes que sus funciones normales de operación. Incluye a las válvulas de seguridad de cierre por alta o baja presión, válvulas de exceso de flujo, interruptor de temperatura, interruptor de presión y controles de paro de bombeo.

• Válvulas de seguridad

La válvula de seguridad de cierre debido a alta o baja presión y la válvula de exceso de flujo son válvulas controladas por fluido que pasa por la línea de flujo. Este tipo de válvulas son operadas por diafragma neumáticamente.

• INTERRUPTOR DE PRESIÓN • Otro medio de protección para presiones excesivas en la línea de flujo y/o rompimiento de la

misma es el uso de un interruptor y una válvula de control. Los interruptores de presión producen señales neumáticas o eléctricas, requeridas para accionar el control de las válvulas.

• CONTROLES DE NIVEL POR MEDIO DE FLOTADORES. • Un interruptor conectado al flotador del tanque, puede controlar el nivel del líquido en base a

las presiones diferencial y estática, en uno u otro caso, un elemento sensible a la presión emite una señal cuando el nivel deseado del líquido es alcanzado, de tal forma que opera el cierre de una válvula.

• Las ventajas de un sistema automatizado son evidentemente varias, por ejemplo:

• a) Los datos son obtenidos una sola vez, tan cerca a la fuente de información como sea posible.

• b) Los datos del aceite crudo, son convertidos dentro de la computadora en datos legibles tan pronto como sea posible.

• c) Los datos, son almacenados en un banco común que esta estructurado de tal manera que permita una organización, mantenimiento y recuperación óptima.

•  

CONCLUSIÓN

• Los Sistemas de Medición deben ser instalados y operados de tal manera que funcionen adecuadamente, de acuerdo al tipo y características de los fluidos a medir, volúmenes manejados y a las condiciones de operación a que estén sometidos, así como, en su caso, a las especificaciones en el respectivo plan de desarrollo para la Extracción que corresponda.

• Los Sistemas de Medición que utilice el Operador Petrolero deben estar diseñados, construidos, instalados y operados para evitar errores sistemáticos

BIBLIOGRAFÍA

• Rosas (2004). Apuntes de manejo de la producción de superficie. Medición de fluidos de producción. México. Universidad autónoma de México. Recuperable en: http://www.ingenieria.unam.mx/~jagomezc/materias/ARCHIVOS_CONDUCCION/CAPITULO%20V.pdf

•  

• Hernández. D. (2013). Instrumentación y control. Medición de nivel. Recuperable en: http://planespecifico.blogspot.mx/2011/08/medicion-de-nivel.html

• http://fluidos.eia.edu.co/hidraulica/articuloses/medidores/medidoresdeqentuberias/medidoresdeqentuberias.html

Gracias Por Su

Atención Excelente

Día!!

“Nunca consideres el estudio como una obligación, sino como una oportunidad para penetrar en el bello y maravilloso mundo del saber.” Albert Einstein.