medidores flujo

II

UNIVERSIDAD TECNOLGICA EQUINOCCIAL

FACULTAD DE CIENCIAS DE LA INGENIERA

CARRERA DE TECNOLOGA DE PETRLEOS

TEMA: ANLISIS COMPARATIVO ENTRE MEDIDORES DE TIPO

TURBINA Y DESPLAZAMIENTO POSITIVO, PARA JUSTIFICAR EL

CAMBIO DE LOS ACTUALES MEDIDORES VOLUMTRICOS DE CRUDO,

MEDIANTE UNA DESCRIPCIN DETALLADA DE LOS MISMOS EN LA

ESTACIN AGIP OIL BAEZA. PERIODO MARZO 2010 JUNIO 2010

TESIS DE GRADO PREVIA LA OBTENCIN DEL TTULO DE

TECNLOGO DE PETRLEOS

AUTOR: ANDRS SEBASTIN MENDOZA LUDEA

DIRECTOR DE TESIS: ING. FAUSTO RAMOS AGUIRRE

QUITO ECUADOR

Julio 2010

III

DECLARACIN

Del contenido del presente trabajo se responsabiliza el autor.

________________________________

ANDRS SEBASTIN MENDOZA LUDEA

C.I. 1716044159

IV

CERTIFICACIN DEL DIRECTOR

Quito, 10 Agosto de 2010

Seor Ingeniero

Jorge Viteri M. M.Sc. MBA

Decano de la Facultad de Ciencias de la Ingeniera

Universidad Tecnolgica Equinoccial

Presente

Seor Decano

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

ENTRE MEDIDORES DE TIPO TURBINA Y DESPLAZAMIENTO POSITIVO, PARA

JUSTIFICAR El. CAMBIO DE LOS ACTUALES MEDIDORES VOLUMTRICOS DE

CRUDO, MEDIANTE UNA DESCRIPCIN DETALLADA DE LOS MISMOS EN LA

ESTACIN AGIP OIL BAEZA. PERIODO MARZO 2010 JUNIO 2010, desarrollada por

el Sr. Andrs Sebastin Mendoza Ludea, previa a la obtencin del ttulo de Tecnlogo de

Petrleos, ha sido concluida bajo mi direccin y tutora.

El Sr. Decano dispondr el trmite correspondiente para a calificacin y defensa.

Atentamente,

V

CERTIFICADO DE LA EMPRESA

VI

AGRADECIMIENTO

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

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

la elaboracin de esta tesis. De igual manera a la Universidad Tecnolgica Equinoccial

por brindarme los conocimientos necesarios para desarrollarme como profesional.

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

permitido que este estudio se desarrolle de la mejor manera.

Andrs Sebastin Mendoza Ludea

VII

DEDICATORIA

Dedico la presente tesis a mis Padres por los que siento mucho cario y admiracin, y

que con su apoyo y dedicacin han hecho de m una persona de bien.

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

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

Andrs Sebastin Mendoza Ludea

VIII

NDICE GENERAL

CARTULA ...................................................................................................................... I

DECLARACIN ............................................................................................................ III

CERTIFICACIN DEL DIRECTOR ............................................................................ IV

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

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

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

NDICE GENERAL..................................................................................................... VIII

NDICE DE CONTENIDO............................................................................................. IX

NDICE DE FIGURAS ................................................................................................. XV

NDICE DE IMGENES ............................................................................................ XVI

NDICE DE ECUACIONES .................................................................................... XVIII

NDICE DE TABLAS ................................................................................................. XIX

NDICE DE ANEXOS ................................................................................................. XIX

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

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

IX

NDICE DE CONTENIDO

CAPTULO I ..................................................................................................................... 1

1. INTRODUCCIN ........................................................................................................ 1

1.1 Formulacin ............................................................................................................ 2

1.2 Justificacin............................................................................................................. 2

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

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

1.3.2 Objetivos Especficos ....................................................................................... 4

1.4 Metodologa ............................................................................................................ 5

1.4.1 Mtodos de investigacin ................................................................................. 5

1.4.2 Tcnicas de investigacin ................................................................................ 6

1.5 Hiptesis .................................................................................................................. 6

1.5.1 Hiptesis General ............................................................................................. 6

1.5.2 Hiptesis Especficas ....................................................................................... 6

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

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

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

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

CAPTULO II ................................................................................................................... 9

2. MARCO TERICO ...................................................................................................... 9

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

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

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

X

2.2.2 Direccin Nacional de Hidrocarburos ............................................................ 12

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

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

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

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

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

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

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

2.2.7.2.1 Definicin de Transferencia de Custodia ......................................... 23

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

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

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

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

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

2.2.7.3.5 Medidores Volumtricos de Flujo Tipo Turbina Faure Herman Tzn

(Norma API mpms Captulo 5 Seccin 3 Measurement Of Liquid

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

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

2.2.7.4 Vlvula de Cuatro Vas ........................................................................... 38

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

2.2.7.4.2 Vlvula de Seguridad ....................................................................... 39

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

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

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

XI

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

2.2.7.6.1 Generadores Elctricos..................................................................... 43

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

2.2.7.7 Unidad de Compresin de Aire ............................................................... 44

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

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

2.2.7.8.1.1 Anlisis de la Gravedad API ASTM D1298 .......................... 46

2.2.7.8.1.2 Anlisis del contenido de agua por destilacin ASTM - D4006

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

2.2.7.8.1.3 Anlisis del contenido de sedimentos ASTM D473 .............. 46

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

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

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

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

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

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

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

2.4 Medicin dinmica del flujo ................................................................................. 54

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

2.4.1.1 Medidor volumtrico tipo Turbina ....................................................... 56

2.4.1.2 Medidor volumtrico de Desplazamiento Positivo ................................ 58

2.4.1.3 Medidor volumtrico tipo Ultrasnico .................................................... 60

2.4.1.4 Medidor msico tipo Coriolis.................................................................. 62

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

XII

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

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

2.4.2.3 Fluidos No Estndares ............................................................................ 65

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

2.4.2.5 Limitaciones Fsicas ................................................................................ 67

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

2.4.2.7 Lquidos Crticos ..................................................................................... 67

CAPTULO III ................................................................................................................ 69

3. ANLISIS TCNICO COMPARATIVO ENTRE EL MEDIDOR DE TIPO

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

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

3.1.1 Factores que afectan la precisin ................................................................... 71

3.1.2 Instalacin tpica del medidor tipo Turbina ................................................... 88

3.1.3 Especificaciones tcnicas del fabricante del medidor tipo Turbina Faure

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

3.1.4 Condiciones de operacin de los medidores tipo Turbina en la Estacin AGIP

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

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

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

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

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

3.2.1 Factores que afectan la precisin ................................................................... 97

3.2.2 Instalacin tpica del medidor de Desplazamiento Positivo .......................... 98

XIII

3.2.3 Especificaciones tcnicas del fabricante ...................................................... 100

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

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

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

CAPTULO IV .............................................................................................................. 112

4. INVESTIGACIN DE CAMPO - ESTACIN AGIP OIL BAEZA ....................... 112

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

Mpms Captulo 5 Seccin 1 ...................................................................................... 113

4.2 Clculo y tabla del nmero de Reynolds para algunos das y flujos de 600, 1500,

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

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

relacin con el nmero de Reynolds calculado y el tipo de flujo ............................. 118

4.4 Determinacin de las presiones de trabajo en la estacin y su relacin con la

presin de vapor del crudo ........................................................................................ 122

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

Turbina y causen el desplazamiento de la relacin entre la velocidad del lquido y la

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

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

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

XIV

CAPTULO V ............................................................................................................... 132

5. JUSTIFICACIN ESTADSTICA DEL CAMBIO DE LOS MEDIDORES TIPO

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

5.1 Control estadstico segn la norma API MPMS Captulo 13 Seccin 2 ............. 132

5.1.1 Procedimiento para el control estadstico segn la norma API Mpms ........ 133

5.1.2 Lmites de control ........................................................................................ 136

5.1.3 Criterios de aceptacin del factor de medicin MF ..................................... 137

5.2 Control estadstico para los medidores tipo Turbina en la Estacin AGIP OIL

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

CAPTULO VI .............................................................................................................. 144

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

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

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

BIBLIOGRAFA GENERAL ....................................................................................... 144

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

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

XV

NDICE DE FIGURAS

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

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

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

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

FIGURA 5. Medidor volumtrico ultrasnico ................................................................ 60

FIGURA 6. Medidor volumtrico ultrasnico ................................................................ 62

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

FIGURA 8. Condiciones que influyen en la precisin de medicin ............................... 72

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

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

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

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

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

acuerdo a Norma API MPMS Captulo 5 Seccion 3 .................................................... 82

FIGURA 14. Efecto del Remolino del lquido................................................................ 85

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

FIGURA 16. Diagrama Esquemtico de una instalacin tpica de Medidores de Turbina.

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

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

FIGURA 18. Tpico arreglo de una estacin de medicin con 3 medidores de

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

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

XVI

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

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

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

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

Captulo 5 Seccin 1) .................................................................................................... 115

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

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

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

acuerdo a Norma API MPMS Captulo 5 Seccion 3 .................................................. 124

NDICE DE IMGENES

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

XVII

IMAGEN 13. Vlvula de cuatro vas .............................................................................. 38

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

IMAGEN 15. Vlvula de seguridad ................................................................................ 40

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

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

IMAGEN 18. Generadores elctricos ............................................................................. 43

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

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

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

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

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

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

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

IMAGEN 26. Condiciones fsico qumicas de los crudos en Estacin Baeza Abril

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

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

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

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

IMAGEN 30. Ensayo fisicoqumico del crudo en la Estacin Baeza ........................... 114

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

IMAGEN 32. Acta de suspensin de la operacin del medidor C................................ 143

XVIII

NDICE DE ECUACIONES

ECUACIN 1. Ecuacin de la viscosidad cinemtica ................................................. 156

ECUACIN 2. Ecuacin clsica de continuidad ............................................................ 33

ECUACIN 3. Factor del medidor MF .......................................................................... 52

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

ECUACIN 5. Velocidad del fluido en Medidores Ultrasnicos .................................. 61

ECUACIN 6. Frmula para calcular el Nmero de Reynolds ..................................... 75

ECUACIN 7. Frmula para calcular la longitud de tubera aguas arriba del medidor 83

ECUACIN 8. Frmula para mantener constante la curva de TRD (y la caida de presion

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

ECUACIN 9. Frmula para calcular el Numero de Reynolds ................................... 117

ECUACIN 10. Frmula para mantener constante la curva de TRD (y la cada de presion

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

ECUACIN 11. Promedio aritmtico para un grupo de valores MF del medidor. ...... 133

ECUACIN 12. Desviacin estndar para un grupo de valores MF del

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

ECUACIN 13. Lmite de alarma superior para un grupo de valores MF del

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

ECUACIN 14. Lmite de alarma inferior para un grupo de valores MF del

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

ECUACIN 15. Lmite de control superior para un grupo de valores MF del

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

XIX

ECUACIN 16. Lmite de control inferior para un grupo de valores MF del

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

NDICE DE TABLAS

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

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

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

TABLA 3. Niveles de control estadstico ..................................................................... 136

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

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

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

NDICE DE ANEXOS

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

Sampling Seccin 2 Statistical Methods Of Evaluating Meter Proving Data Numeral

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

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

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

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

Anexo 4. Boletn tcnico del medidor de Desplazamiento Positivo Smith Meter E3 .. 171

Anexo 5. Boletn tcnico del medidor de Desplazamiento Positivo Smith Meter G6 .. 175

XX

RESUMEN

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

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

volumtricos tipo Turbina que se encuentran instalados en la estacin Baeza, de esta

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

realizar la contabilizacin del crudo proveniente del oriente ecuatoriano (sector

Sarayacu sector Villano) y que llega a la estacin. El anlisis tcnico comparativo

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

debido a que las propiedades fisicoqumicas del crudo en Baeza no estn dentro de las

especificaciones tcnicas que da el fabricante del medidor de Turbina.

Adicional a esto se realiz una investigacin de campo, donde se obtuvo datos oficiales

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

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

de flujo de la estacin, condiciones de operacin, costos y los mantenimientos que se

realizan en los medidores de Turbina.

La empresa AGIP OIL ECUADOR, es la encargada de la administracin de la Estacin

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

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

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

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

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

XXI

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

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

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

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

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

Se presenta resultados de anlisis estadstico del factor MF (Meter Factor) que es por el

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

resultado de la comparacin del volumen estndar de los medidores de Turbina frente al

volumen estndar de un prover, a este procedimiento se denomina CALIBRACIN de

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

previo el anlisis estadstico de los doce ltimos resultados oficiales y si el valor actual

sale fuera de los lmites de alarma del anlisis estadstico, se rechaza el factor, lo que

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

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

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

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

Todos los anlisis y resultados estn avalados por la aplicacin de normas tcnicas

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

XXII

SUMMARY

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

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

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

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

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

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

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

given by the manufacturer of the turbine meter.

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

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

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

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

are needed for the turbine meters.

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

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

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

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

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

Displacement Meter.

XXIII

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

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

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

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

cstk.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

this study.

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

accepted standards in the oil industry such as API and ASTM

CAPTULO I

1

CAPTULO I

1. INTRODUCCIN

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

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

obliga a realizar un anlisis tcnico comparativo para determinar la eficiencia

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

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

los medidores de tipo Turbina (especialmente diseados para productos livianos

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

este tipo de mediciones.

La posible implementacin del medidor de Desplazamiento Positivo en la

Estacin AGIP OIL Baeza, exige realizar una descripcin detallada del mismo,

con el propsito de conocer las especificaciones tcnicas del medidor.

Las futuras investigaciones o estudios sobre equipos en la Transferencia de

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

investigacin minuciosa, con el fin de recopilar informacin tcnica, real y

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

Desplazamiento Positivo.

2

1.1 FORMULACIN

Si se comparara las caractersticas del crudo que se bombea en la Estacin AGIP OIL

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

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

pedido de la Direccin Nacional de Hidrocarburos (DNH) se podra justificar dicho

cambio en la Estacin AGIP OIL Baeza mediante un estudio tcnico?

1.2 JUSTIFICACIN

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

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

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

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

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

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

una cantidad medida de crudo, esta contabilizacin se la determina a travs de

medidores volumtricos de flujo.

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

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

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

permite determinar el flujo.

Dentro del diseo y las especificaciones tcnicas del medidor tipo turbina se encuentra

una restriccin para las propiedades fisicoqumicas del crudo, el fabricante recomienda

3

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

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

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

exactitud en la medicin se vera afectada al momento de presenciar dichas ceras, y

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

tipo de crudos.

Estas importantes razones obligan a realizar un estudio tcnico comparativo que

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

4

Desplazamiento Positivo el cual si est diseado para crudos ms pesados, aquellos que

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

viscosos (hasta 1000 cSt.), con este cambio obtener una medicin volumtrica ms real

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

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

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

este cambio.

1.3 OBJETIVOS

1.3.1 OBJETIVO GENERAL

Realizar un anlisis comparativo entre medidores de tipo Turbina y Desplazamiento

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

mediante una descripcin detallada de los mismos en la Estacin AGIP OIL Baeza.

1.3.2 OBJETIVOS ESPECFICOS

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

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

llega a Baeza, a travs de un anlisis tcnico comparativo y as establecer la

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

AGIP OIL Baeza.

Conocer las especificaciones tcnicas del medidor de Desplazamiento Positivo a

travs de una descripcin detallada para determinar las consideraciones

5

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

estacin AGIP OIL Baeza.

Recopilar informacin tcnica, real y actualizada de los medidores volumtricos

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

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

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

hidrocarburfera.

1.4 METODOLOGA

1.4.1 MTODOS DE INVESTIGACIN

En la elaboracin de esta tesis se emplearon los siguientes mtodos:

El Mtodo de Observacin Cientfica se basa en la realizacin de pasantas, prcticas,

visitas al campo o lugar donde se desarrollar la investigacin, con el fin de adquirir los

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

informacin y los conocimientos adquiridos, la investigacin ser ms detallada y

tendremos una idea ms clara de cmo realizar el estudio.

El Mtodo deductivo se lo realiza con el fin de recopilar toda la informacin necesaria

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

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

6

1.4.2 TCNICAS DE INVESTIGACIN

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

realizar la investigacin con el fin de adquirir la informacin necesaria que ayudara a

desarrollar el presente estudio.

1.5 HIPTESIS

1.5.1 HIPTESIS GENERAL

Si se realizara un anlisis comparativo entre medidores de tipo Turbina y

Desplazamiento Positivo, se justificara el cambio de los actuales medidores

volumtricos de crudo en la Estacin AGIP OIL Baeza.

1.5.2 HIPTESIS ESPECFICAS

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

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

caractersticas fisicoqumicas del crudo que llega a Baeza, se establecera la

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

Baeza.

Si se conocera las especificaciones tcnicas del medidor de Desplazamiento

Positivo se determinara las consideraciones adecuadas al momento de realizar la

posible implementacin del equipo en la estacin AGIP OIL Baeza.

7

Si se recopilara informacin tcnica, real y actualizada de los medidores

volumtricos de flujo de tipo Turbina y de Desplazamiento Positivo se tomara

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

de Custodia dentro de la industria hidrocarburfera.

1.6 VARIABLES

1.6.1 VARIABLE DEPENDIENTE

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

de la Estacin AGIP OIL Baeza.

La implementacin del medidor de Desplazamiento Positivo en la Estacin

AGIP OIL Baeza.

Las futuras investigaciones o estudios sobre equipos en la Transferencia de

Custodia que se realicen en la Industria Hidrocarburfera.

1.6.2 VARIABLE INDEPENDIENTE

Operatividad del medidor tipo Turbina contra el de Desplazamiento Positivo.

Especificaciones tcnicas del medidor de Desplazamiento Positivo.

Informacin tcnica, real y actualizada de los medidores volumtricos de flujo

de tipo Turbina y de Desplazamiento Positivo.

8

1.6.3 VARIABLE INTERVINIENTE

Densidad API del crudo.

Viscosidad del crudo.

% BSW

Dimetro de los medidores volumtricos de flujo

Contenido de parafinas.

Caudal de bombeo.

Presin de vapor Red.

Velocidad del flujo.

CAPTULO II

9

CAPTULO II

2. MARCO TERICO

En el presente captulo se hace referencia a la Estacin de Bombeo, Control y

Transferencia de Custodia AGIP OIL Baeza.

2.1 ANTECEDENTES

En Baeza provincia del Napo est situada una estacin perteneciente a la empresa AGIP

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

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

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

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

PETROECUADOR, a travs de la unidad LACT.

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

automtico de la calidad del crudo, y la contabilizacin automtica del mismo, esta

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

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

estado ecuatoriano, en Ecuador estn instaladas en la estacin de almacenamiento y

bombeo de Lago Agrio N1 a cargo de la Gerencia de Oleoducto.

Una unidad LACT est compuesta principalmente de las siguientes partes:

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

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

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

10

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

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

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

- Toma muestras automticos o sampler.

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

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

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

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

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

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

normas internacionales aceptadas por la DNH:

Muestreo de petrleo. Norma ASTM D-4177.

Determinacin de agua por destilacin. Norma ASTM D-4006.

Determinacin de sedimentos por extraccin. Norma ASTM D-473.

Determinacin de viscosidad a 80F. Norma ASTM D-445.

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

Determinacin de gravedad API. Norma ASTM D-1298.

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

Calibracin de probadores volumtricos. Norma API MPMS.

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

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

11

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

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

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

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

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

fisicoqumicas del crudo exceden el lmite determinado en las especificaciones tcnicas

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

350 cSt de viscosidad.

En la Estacin Baeza tambin interviene la Direccin Nacional de Hidrocarburos

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

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

remplazado por uno de Desplazamiento Positivo.

2.2 ACTORES INTERVINIENTES EN LAS OPERACIONES DE LA ESTACIN

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

estacin.

2.2.1 MINISTERIO DE RECURSOS NATURALES NO RENOVABLES

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

regular, controlar y normar las actividades hidrocarburferas en el pas.

12

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

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

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

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

con las compaas petroleras que operan en el pas para cambiar la modalidad

contractual. El propsito principal es lograr que el total de la produccin de crudo sea

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

Tambin trabaja en la conformacin del Sistema EP PETROECUADOR, la gran

empresa pblica en la que estarn agrupadas las actuales filiales de la empresa petrolera

estatal, as como las de economa mixta donde el Estado ecuatoriano tiene y tenga la

mayora de acciones.

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

Agencia de Regulacin y Control Hidrocarburfero (ARCH) organismo tcnico

administrativo que controlar y fiscalizar la actividad hidrocarburfera en todas sus

fases tanto en la empresa pblica como en la privada. Esta Agencia reemplazar a la

DNH (Direccin Nacional de Hidrocarburos).

2.2.2 DIRECCIN NACIONAL DE HIDROCARBUROS

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

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

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

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

aquellas regulaciones que emita el MRNNR:

13

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

operaciones hidrocarburferas, en sus diferentes fases.

b) Aprobacin o autorizacin de operaciones en las diferentes fases de la actividad

hidrocarburfera, delegadas por el Ministro de Recursos Naturales no

Renovables.

c) Autorizacin de Operacin de los sujetos de control que intervienen en la

cadena hidrocarburfera.

d) Emisin de informes o dictmenes.

e) Autorizacin de cupos de exportacin.

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

reglamentos disposiciones legales y normas tcnicas.

g) Notificacin de valores provisionales y definitivos.

h) Calificacin y registro a inspectoras independientes y su personal tcnico.

i) Oficializacin de Informacin hidrocarburfera.

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

hidrocarburos que ejecutan las personas jurdicas, nacionales o extranjeras, pblicas o

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

almacenamiento y movimiento de petrleo, combustibles lquidos de los hidrocarburos

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

las leyes y reglamentos les permiten participar en estos sistemas.

En la Estacin Baeza la DNH se encarga bsicamente del control y fiscalizacin en la

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

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

14

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

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

2.2.3 E.P. PETROECUADOR

El Presidente de la Repblica Economista Rafael Correa, mediante decreto ejecutivo N

315 emitido el martes 6 de abril de 2010, cre la Empresa Pblica de Hidrocarburos del

Ecuador, EP PETROECUADOR, como una persona de derecho pblico con

personalidad jurdica, patrimonio propio dotada de autonoma presupuestaria,

financiera, econmica, administrativa y de gestin.

De igual manera, mediante decreto ejecutivo N 314 se cre la Empresa Pblica de

Exploracin y Explotacin de Hidrocarburos PETROAMAZONAS EP cuyo objetivo

principal es la gestin de las actividades asumidas por el Estado en el sector estratgico

de los hidrocarburos y substancias que los acompaan, en las fases de exploracin y

explotacin.

EP PETROECUADOR asume la exploracin y explotacin de los yacimientos de

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

administracin y explotacin del Sistema de Oleoducto Transecuatoriano (SOTE -

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

servicios de la operadora AGIP OIL ECUADOR para la administracin y operacin de

la Estacin Baeza.

15

2.2.4 AGIP OIL ECUADOR

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

parte del grupo ENI Italia, la mayor Compaa Italiana de Energa y una de las seis

ms grandes del mundo, la cual se ha establecido en nuestro pas desde febrero del ao

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

(Actualmente EP PETROECUADOR)

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

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

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

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

crudo.

Entre las instalaciones de operacin se encuentran:

- Dos plataformas petrolferas:

Villano A con una rea de 4 hectreas, dispone de 12 pozos productores,

4 pozos inyectores y un taladro para perforacin y reacondicionamiento.

Villano B con una rea de 2.2 hectreas, dispone de 2 pozos productores,

y un taladro para reacondicionamiento.

- El fluido viaja a travs de una lnea de flujo, que dispone de 6 vlvulas

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

tubera hasta llegar al CPF (Centro de Facilidades de Produccin), aqu se trata

16

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

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

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

una estacin de bombeo para vencer la columna atmosfrica, y luego ser

bombeado el crudo hacia la Estacin de Baeza.

Tambin tiene a su cargo la administracin y control de la Estacin Baeza, donde se

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

empresa PETROAMAZONAS EP (sector Sarayacu) para posteriormente ser inyectado

el crudo al SOTE. Tambin en la Estacin se realiza un control de calidad para registrar

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

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

la calidad del crudo en la Estacin Baeza.

2.2.5 VERIFICADORA INDEPENDIENTE DE LA UNIVERSIDAD CENTRAL

DEL ECUADOR

Tiene como responsabilidad la realizacin de todos los ensayos fsico qumicos

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

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

y en la planta con personal tcnico idneo.

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

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

17

adems cuenta con un manual de Gestin de Laboratorio con el cual se pretende

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

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

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

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

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

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

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

La Estacin AGIP OIL ECUADOR BAEZA es un sitio de transferencia de custodia

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

oficiales y legales para las partes interesadas.

Este procedimiento de gestin presenta de manera formal, sinttica y sistemtica los

principios generales que orientan la operacin del laboratorio.

Toda directiva emitida por el Director Tcnico del Laboratorio as como instructivos,

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

ECUADOR, ser anexada a este procedimiento de gestin tanto en formato escrito

como digital si lo amerita.

Los objetivos del procedimiento de esta gestin son los siguientes:

a) Definir la poltica de la calidad.

18

b) Definir los objetivos especficos de gestin de la calidad.

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

d) Definir los procedimientos operativos y de control.

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

calidad del producto (petrleo).

La poltica de gestin de la calidad en el laboratorio se basa en que el Centro de

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

su Director Ejecutivo y el Director Tcnico, declaran como poltica de la calidad para

todas las operaciones inherentes al laboratorio, las siguientes:

1. Aplicar los principios y clusulas indicadas en la Norma Tcnica Internacional

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

laboratorios de ensayo y calibracin documento que existe impreso en los

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

disposicin de toda persona o autoridad que lo requiera.

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

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

Fiscalizacin y Control DNH (Direccin Nacional de Hidrocarburos).

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

competencia, imparcialidad, juicio e integridad.

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

laboratorio.

5. Capacitacin permanente de todo el personal de laboratorio.

19

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

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

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

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

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

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

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

del Sistema Integrado de Gestin (SGI).

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

con esta poltica de calidad y propender al mejoramiento continuo.

Los Objetivos especficos de este procedimiento de gestin estn indicados en la

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

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

personal.

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

contratante y de control oficial y fiscal.

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

4. Capacitacin permanente para el mejoramiento continuo.

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

servicios.

6. Emitir procedimientos operativos para el funcionamiento del laboratorio.

20

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

la dinmica de evolucin de los conocimientos cientficos y los procesos

tecnolgicos.

2.2.6 SOTE (SISTEMA DE OLEODUCTO TRANS ECUATORIANO)

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

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

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

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

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

tanqueros.

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

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

capacidad total de 2 millones de barriles.

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

extensin total de aproximadamente 498 kilmetros, llega hasta el Terminal de Balao,

Provincia de Esmeraldas, en el Pacfico.

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

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

23,7API y 390.000 bpd utilizando qumico reductor de friccin; con una longitud de

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

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

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

21

Para proteccin de la tubera, en la vertiente occidental de los Andes, se dispone de

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

Domingo.

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

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

de peso muerto y una capacidad de almacenamiento en tanques de 3220.000 barriles.

2.2.7 PARTES PRINCIPALES DENTRO DE LA ESTACIN AGIP OIL BAEZA

A continuacin se menciona las partes principales de la Estacin Agip Oil Baeza.

2.2.7.1 UNIDAD DE BOMBEO

Las bombas son transformadores de energa. Reciben la energa mecnica que puede

proceder de un motor elctrico, trmico, etc., y la convierten en energa que un fluido

adquiere en forma de presin, de posicin o de velocidad.

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

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

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

del petrleo dos son elctricas y las otras dos de combustin. Estas bombas transfieren

el petrleo crudo desde los tanques de almacenamiento hacia la unidad LACT, as

como para la transferencia al SOTE.

22

IMAGEN 1. Bombas de transferencia tipo Desplazamiento Positivo

Fuente: Estacin Baeza AOE

Elaborado por: Andrs Sebastin Mendoza L.

2.2.7.2 UNIDAD LACT O DE TRANSFERENCIA DE CUSTODIA

Una unidad LACT es un conjunto de componentes y tuberas montadas sobre un patn,

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

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

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

Est diseada para medir de manera precisa, tanto la calidad como la cantidad de un

hidrocarburo lquido. Esta medicin, se hace para transferir de manera automtica y

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

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

23

revisarse en lnea y deben estar calibrados, para asegurar una operacin adecuada y

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

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

comprador, que la informacin de la medicin es correcta.

FIGURA 1. Partes Principales de una Unidad LACT

Fuente: Programa de Entrenamiento para Operaciones de Ductos UTE


2.2.7.2.1 DEFINICIN DE TRANSFERENCIA DE CUSTODIA

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

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

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

24

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

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

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

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

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

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

PETROECUADOR.

La Transferencia de custodia es el traspaso de responsabilidad durante el

almacenamiento y transporte de un volumen determinado o medido de petrleo lquido.

Cualquier prdida o ganancia que resulte de una medicin errnea es la responsabilidad

de la compaa operadora del oleoducto.

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

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

custodia son:

Inyeccin del crudo al oleoducto (de propiedad del transportador) por el

productor (despachador).

Recepcin del crudo en una instalacin de almacenamiento de Refinera.

Inyeccin de un producto refinado al oleoducto.

Movimiento de un producto al oleoducto a travs de un lmite jurisdiccional.

Entrega del producto refinado en la instalacin de almacenamiento para venta.

25

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

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

la transferencia.

La medicin del crudo, gases licuados de petrleo (GLP) y productos refinados en

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

operacin del oleoducto. Las compaas operadoras de oleoductos (transportadoras)

deben conocer los volmenes de petrleo crudo, LPG y otros lquidos que manejan, ya

que estos volmenes determinan la cantidad que se les paga.

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

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

vendedor del producto.

2.2.7.3 EQUIPOS O PARTES DE UNA UNIDAD DE MEDICIN LACT

A continuacin se define los equipos o partes de la unidad de medicin LACT.

2.2.7.3.1 SAMPLER TOMA MUESTRAS

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

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

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

API, agua por destilacin, anlisis de contenido de sedimentos, entre otros.

26

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

bajo la norma ASTM D4177 (Muestreo automtico de petrleo y productos de

petrleo).

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

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

BS&W, densidad, viscosidad en lnea y como tambin presin y temperatura, pero

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

sirven para el control de proceso mediante el sistema SCADA.

IMAGEN 2. Sampler o toma muestras



27

2.2.7.3.2 STRAINER FILTRO

Es un eliminador de partculas slidas tales como costras de la tubera, esquirlas /de

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

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

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

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

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

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

instalados a travs del filtro de canasta para seal de diferencial alta. Un eliminador de

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

cuando se est arrancando (llenando) el sistema.

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

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

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

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

28

IMAGEN 3. Strainer o filtro



2.2.7.3.3 LAMINADORES DE FLUJO 8X6

Es un tramo de tubera especialmente diseado para conseguir un flujo estable, son

tambin conocidos como tubos enderezadores de flujo y se ubican en la seccin aguas

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

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

29

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

Fuente: Curso Especializado en Medicin de Hidrocarburos


IMAGEN 4. Tubos enderezadores de flujo



30

2.2.7.3.4 TRANSMISORES E INDICADORES DE PRESIN Y TEMPERATURA

En la Estacin Baeza los transmisores e indicadores de presin y temperatura deben ser

confiables y precisos, ya que los transmisores envan una seal al gabinete de control y

esta informacin se utiliza en el clculo de las cantidades de lquido. Por lo tanto, deben

suministrar equipos con extremada precisin. Los Indicadores deben ser de fcil lectura

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

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

transmisores e indicadores de presin deben instalarse de manera que una vlvula

permita su revisin y calibracin sobre el tubo. En Baeza estos transmisores estn

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

meses.

IMAGEN 5. Transmisor e indicador de presin



31

IMAGEN 6. Transmisor e indicador digital de presin



IMAGEN 7. Transmisor e indicador de temperatura



32

IMAGEN 8. Transmisor e indicador digital de temperatura



2.2.7.3.5 MEDIDORES VOLUMTRICOS DE FLUJO TIPO TURBINA

FAURE HERMAN TZN (NORMA API MPMS CAPTULO 5 SECCIN 3

MEASUREMENT OF LIQUID HYDROCARBONS BY TURBINE METERS)

La Unidad LACT de la estacin Baeza est compuesta por un banco de 3 medidores

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

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

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

Herman de 6 6 3 pulgadas de dimetro respectivamente.

El principio para medir el flujo volumtrico es por deduccin, detecta la velocidad de

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

diseo del medidor. Se asume que el flujo volumtrico (Q) es proporcional a la

33

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

describe en la siguiente ecuacin:

ECUACIN 1. Ecuacin clsica de continuidad

Fuente: Programa de Entrenamiento para Operaciones de Ductos UTE


Donde: Q = Flujo volumtrico (pie3/s)

V= Velocidad de flujo (pie/s)

A= rea de flujo (pie2)

34

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

B)



35

IMAGEN 10. Banco de medidores tipo turbina Faure Herman



2.2.7.3.6 PROBADOR DE MEDIDORES

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

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

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

vlvulas y accesorios que tambin sirve para verificar la precisin del medidor.

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

probador de medicin es una pieza de tubo con dos detectores que sobresalen en el

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

conoce y sirve como el estndar. Antes de probarse un medidor, el lquido se corre tanto

36

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

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

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

Cuando todo est listo, el calibrador pone un contador electrnico a cero y empieza a

correr. Para cada seccin se registra el nmero total de cuentas de medicin. (En un

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

travs del probador en cada direccin). Adems, el calibrador registra la velocidad de

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

probador y medidor a temperatura y presin estndar.

Por cada seccin, el producto empuja una bola flexible bien ajustada que acta como un

pistn a travs del probador.

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

e inicia el contador del medidor. Al fluir el lquido a travs del probador, el contador

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

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

medidor con el volumen conocido por el probador.

37

IMAGEN 11. Probador o prover



IMAGEN 12. Bola flexible



38

2.2.7.4 VLVULA DE CUATRO VAS

Es una vlvula especialmente diseada para direccionar el flujo y accionar la bola

flexible que realizar las corridas para determinar el volumen en el probador. Est

ubicada antes de la entrada del flujo al probador.

IMAGEN 13. Vlvula de cuatro vas



2.2.7.4.1 PIG CATCHER

Es ms comnmente llamado como el recogedor del chancho, sirve para atrapar el

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

39

IMAGEN 14. Pig catcher o recogedor del chancho



2.2.7.4.2 VLVULA DE SEGURIDAD

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

despus del probador, sirven para aliviar la presin con la que el fluido est circulando

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

40

IMAGEN 15. Vlvula de seguridad



2.2.7.5 CUARTO DE CONTROL

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

2.2.7.5.1 SISTEMA SCADA

El sistema SCADA sirve para la supervisin de control y adquisicin de datos, todo esto

se realiza de forma automtica a travs de PLCs (Controladores Lgicos

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

diseado para funcionar con ordenadores, los cuales proporcionan comunicacin con los

41

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

proceso (monitoreo, despacho, medicin, etc.)

El sistema SCADA est conformado por:

- Instrumentacin electrnica digital y anloga.

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

- Probador de doble va.

- Controladores lgicos programables PLCs.

- Medidores de flujo tipo Turbina.

- Computador de flujo.

- Sistema supervisorio para control y monitoreo HMI.

IMAGEN 16. Cuarto de control automatizado con sistema SCADA



42

2.2.7.5.2 COMPUTADORES DE FLUJO OMNI

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

para las funciones operacionales o de facturacin. En dicho computador estn

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

realiza una calibracin del medidor. En el caso de un dao en el computador de flujo

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

calibracin de los factores de medicin, el computador de flujo OMNI controla la

alineacin y lanzamiento de esferas en el Probador para la determinacin de los

factores.

IMAGEN 17. Computadora de flujo OMNI



43

2.2.7.6 UNIDAD DE ABASTECIMIENTO ELCTRICO Y COMUNICACIONES

La unidad de abastecimiento elctrico y comunicaciones se compone de:

2.2.7.6.1 GENERADORES ELCTRICOS

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

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

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

IMAGEN 18. Generadores elctricos



2.2.7.6.2 COMUNICACIONES

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

comunicacin satelital y a travs de fibra ptica.

44

2.2.7.7 UNIDAD DE COMPRESIN DE AIRE

La unidad de compresin en la Estacin Baeza consta de 2 compresores, el compresor A

abastece en aire para instrumentos donde la presin mxima es de 110 PSI y el B

suministra aire para utilidades con una presin mxima de 120 PSI.

IMAGEN 19. Compresores de aire A, B



2.2.7.8 LABORATORIO DE CONTROL DE CALIDAD DEL CRUDO

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

la CERTIFICADORA INDEPENDIENTE DE LA UNIVERSIDAD CENTRAL DEL

ECUADOR, este laboratorio es de gran importancia en la Estacin ya que de aqu se

obtienen los resultados a los anlisis que se realizan al petrleo crudo y son los que

45

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

ministeriales previo a la inyeccin del crudo al SOTE.

IMAGEN 20. Laboratorio de control de calidad



2.2.7.8.1 ENSAYOS QUE SE REALIZAN EN EL CRUDO Y SUS RESPECTIVAS

NORMAS

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

normas tomando en cuenta que todos los anlisis y prcticas de laboratorio estn

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

46

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

American Petroleum Institute.

2.2.7.8.1.1 ANLISIS DE LA GRAVEDAD API ASTM D1298

Este anlisis sirve para determinar la gravedad API de petrleo crudo, productos

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

normalmente manejados como lquidos. Se realiza la medicin a travs de un

hidrmetro a temperaturas convenientes, lecturas de densidad reducidas a 15C y

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

las tablas estndar internacional.

2.2.7.8.1.2 ANLISIS DEL CONTENIDO DE AGUA POR DESTILACIN

ASTM D4006

En este mtodo se determina la presencia de agua en crudos por destilacin.

2.2.7.8.1.3 ANLISIS DEL CONTENIDO DE SEDIMENTOS ASTM D473

Este mtodo de prueba cubre la determinacin de sedimento en crudo y aceite sensible

por extraccin con tolueno.

47

2.2.7.8.1.4 ANLISIS DE VISCOSIDAD ASTM-D445

Con este mtodo se determina la viscosidad cinemtica de los derivados lquidos del

petrleo, tanto transparentes como opacos, mediante la medicin del tiempo para que un

volumen de lquido fluya bajo la accin de la gravedad a travs de un capilar de vidrio

debidamente calibrado (Viscosmetro). La viscosidad dinmica se obtiene multiplicando

la viscosidad cinemtica medida por la densidad del lquido.

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

crudo que llega a Baeza es el dato base para la justificacin tcnica en el cambio de los

medidores.

2.2.7.8.1.5 ANLISIS DEL CONTENIDO DE AZUFRE ASTM D-4294

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

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

2.2.7.9 UNIDAD DE ALMACENAMIENTO

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

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

barriles.

48

IMAGEN 21. Tanques de techo fijo para almacenamiento de crudo



2.2.7.10 UNIDAD DE CONTROL DE INCENDIOS

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

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

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

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

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

estratgicamente alrededor de la Estacin, y tambin hay trajes especiales contra

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

cuarto de control.

49

IMAGEN 22. Bombas y piscina API para contrarrestar incendios



IMAGEN 23. Extinguidor manual



50

2.2.7.11 UNIDAD DE CONTROL DE DERRAMES

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

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

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

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

agua del crudo.

IMAGEN 24. Piscina API



2.2.7.12 PLANTA DE TRATAMIENTO DE AGUAS NEGRAS Y GRISES

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

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

medidores flujo

Documents

Transcript of medidores flujo