UNIVERSIDAD TECNOLÓGICA EQUINOCCIAL CARÁTULA

I

UNIVERSIDAD TECNOLÓGICA EQUINOCCIAL

CARÁTULA

FACULTAD DE CIENCIAS DE LA INGENIERÍA

CARRERA DE INGENIERÍA EN PETRÓLEOS

CONTROL Y ANÁLISIS TÉCNICO DEL SISTEMA DE UNIDAD

LACT EN LA TERMINAL DE PRODUCTOS LIMPIOS EL

BEATERIO DE EP PETROECUADOR

TRABAJO PREVIO A LA OBTENCIÓN DEL TÍTULO DE INGENIERO EN

PETRÓLEOS

SOSA CARRERA FREDDY DAVID

DIRECTOR: ING. IVÁN ANDRADE

Quito – Ecuador, Abril 2015

II

DERECHOS DE AUTOR

© Universidad Tecnológica Equinoccial. 2015

Reservados todos los derechos de reproducción

III

DECLARACIÓN

Yo FREDDY DAVID SOSA CARRERA, declaro que el trabajo aquí descrito

es de mi autoría; que no ha sido previamente presentado para ningún grado

o calificación profesional; y, que he consultado las referencias bibliográficas

que se incluyen en este documento.

La Universidad Tecnológica Equinoccial puede hacer uso de los derechos

correspondientes a este trabajo, según lo establecido por la Ley de

Propiedad Intelectual, por su Reglamento y por la normativa institucional

vigente.

_________________________

Freddy David Sosa Carrera

C.I. 171885024-9

IV

CERTIFICACIÓN

Certifico que el presente trabajo que lleva por título “Control y Análisis Técnico

del Sistema de Unidad LACT en la Terminal de Productos Limpios El

Beaterio de EP PETROECUADOR”, que, para aspirar al título de Ingeniero en

Petróleos, fue desarrollado por Freddy David Sosa Carrera, bajo mi dirección

y supervisión, en la Facultad de Ciencias de la Ingeniería; y cumple con las

condiciones requeridas por el reglamento de Trabajos de Titulación artículos 18

y 25.

___________________

Ing. Iván Andrade

DIRECTOR DEL TRABAJO

C.I. 1001507860

VI

DEDICATORIA

El presente trabajo de titulación se lo dedico a mis padres Edison, Ena,

Manuel y Piedad por saberme guiar y formarme como una persona de

provecho y de bien.

También se lo dedico a mi amado hermano Paúl y su hermosa familia por su

cuidado, apoyo y atención constante.

Este trabajo está dedicado a mi familia y amigos que en el tiempo que llevo

de vida me sostuvieron en mi grandeza.

FREDDY DAVID SOSA CARRERA

VII

AGRADECIMIENTO

Mi mayor agradecimiento es a Dios por haberme permitido llegar con bien a

esta etapa de mi carrera estudiantil y profesional.

Agradezco de corazón al Ingeniero Iván Andrade por el apoyo y la guía en

todo el proceso de elaboración del trabajo de titulación y en mi carrera

universitaria, gracias por su profesionalismo y su dedicación. Agradezco a la

Universidad Tecnológica Equinoccial por darme los criterios y la enseñanza

que será de mi beneficio en mi vida profesional.

Agradezco a un grupo de personas maravillosas llamado Ingeniería de lo

Imposible Quito IDI, por abrirme muchas puertas en mi vida.

Un agradecimiento especial a mis padres, familia y amigos que están de

cerca viéndome crecer en todos los aspectos de mi vida.

FREDDY DAVID SOSA CARRERA.

VIII

ÍNDICE GENERAL

CARÁTULA ..................................................................................................... I

DERECHOS DE AUTOR ............................................................................... II

DECLARACIÓN ............................................................................................ III

CERTIFICACIÓN .......................................................................................... IV

CARTA DE LA INSTITUCIÓN ........................................................................ V

DEDICATORIA ............................................................................................. VI

AGRADECIMIENTO .................................................................................... VII

ÍNDICE GENERAL ...................................................................................... VIII

ÍNDICE DE CONTENIDO ............................................................................. IX

ÍNDICE DE FIGURAS ................................................................................. XIII

ÍNDICE DE ECUACIONES .......................................................................... XV

ÍNDICE DE TABLAS .................................................................................. XVII

ÍNDICE DE ANEXOS ................................................................................ XVIII

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

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

IX

ÍNDICE DE CONTENIDO

CAPÍTULO I ................................................................................................... 2

1.- INTRODUCCIÓN ...................................................................................... 2

1.1. PROBLEMA ...................................................................................... 4

Preguntas de Investigación ........................................................................ 4

1.2. JUSTIFICACIÓN ............................................................................... 5

1.3. OBJETIVOS DEL PROYECTO ......................................................... 6

1.3.1. OBJETIVO GENERAL ............................................................... 6

1.3.2. OBJETIVOS ESPECÍFICOS ...................................................... 7

1.4.- METODOLOGÍA ................................................................................. 8

1.4.1.- MÉTODOS DE INVESTIGACIÓN: ............................................... 8

1.4.2.- TÉCNICAS DE INVESTIGACIÓN ................................................ 8

1.5.- HIPÓTESIS ........................................................................................ 8

CAPÍTULO II ................................................................................................ 10

2.- MARCO TEÓRICO ................................................................................. 10

2.1.- TERMINAL DE PRODUCTOS LIMPIOS EL BEATERIO .................. 10

2.2.- MEDICIÓN DE HIDROCARBUROS ................................................. 11

2.3.- TIPOS DE MEDICIONES EN LA INDUSTRIA PETROLERA ........... 12

2.3.1.- MEDICIÓN ESTÁTICA ............................................................... 12

2.3.1.1.- Tanques de Almacenamiento. ............................................. 13

2.3.1.2.- Tipos de Medición Estática: ................................................. 14

2.3.1.2.1.- Medición a Vacío: .......................................................... 14

2.3.1.2.2.- Medición a Fondo. ......................................................... 15

2.3.2.- MEDICIÓN DINÁMICA ............................................................... 16

2.3.2.1.- Medidores Volumétricos....................................................... 17

X

2.3.2.1.1.- Medidores Volumétricos Directos. ................................. 17

2.3.2.1.1.1.- Medidor de Desplazamiento Positivo ...................... 17

2.3.2.1.2.- Medidores Volumétricos Indirectos: ............................... 23

2.3.2.1.2.1.- Medidor Tipo Turbina .............................................. 23

2.3.2.1.2.2.- Medidores Ultrasónicos. .......................................... 28

2.3.2.1.2.3.- Medidores Electromagnéticos ................................. 28

2.3.2.1.2.4.- Medidores Vórtice y Torbellino. ............................... 29

2.3.2.1.2.5.- Medidores de Flujo de Área Variable ...................... 30

2.3.2.1.2.6.- Medidores de Presión Diferencial. ........................... 30

2.3.2.1.2.6.1.- Medidor Placa Orificio. ...................................... 31

2.3.2.1.2.6.2.- Tubo Venturi ...................................................... 32

2.3.2.1.2.6.3.- Tobera de Flujo ................................................. 32

2.3.2.1.2.6.4.- Tubo pitot .......................................................... 33

2.3.2.2.- Medidores Másicos .............................................................. 33

2.3.2.2.1.- Medidor Másico de Coriolis............................................ 34

2.3.2.2.2.- Medidores Térmicos ...................................................... 36

2.3.3.- VARIABLES QUE INCIDEN EN LA MEDICIÓN DINÁMICA ...... 37

2.3.3.1.- Presión ................................................................................. 37

2.3.3.1.1.- Tipos de Presión. ........................................................... 38

2.3.3.1.2.- Principales Medidores de Presión. ................................ 39

2.3.3.2.- Temperatura ........................................................................ 40

2.3.3.3.- Viscosidad ............................................................................ 42

2.3.3.3.1.- Viscosidad Dinámica. .................................................... 43

2.3.3.3.2.- Viscosidad Cinemática. ................................................. 44

2.3.3.4.- Presión de Vapor ................................................................. 45

2.3.3.5.- Régimen de Flujo ................................................................. 45

XI

2.3.3.5.1.- Flujo Laminar ................................................................. 46

2.3.3.5.2.- Flujo Turbulento ............................................................. 47

2.3.3.5.3.- Flujo Transitorio ............................................................. 47

2.4.- TIPO Y CARACTERÍSTICAS DE LOS COMBUSTIBLES O FLUIDOS

EN LA TERMINAL DE PRODUCTOS LIMPIOS EL BEATERIO. ............. 48

2.4.1.- GASOLINA SÚPER .................................................................... 48

2.4.2.- GASOLINA EXTRA. ................................................................... 51

2.4.3.- DIESEL 2 ................................................................................... 52

2.4.4.- DIESEL PREMIUM..................................................................... 54

2.4.5.- JET FUEL (JP1) ......................................................................... 55

2.5.- TRANSFERENCIA DE CUSTODIA .................................................. 56

2.6.- UNIDAD LACT.................................................................................. 57

2.6.1.- SAMPLER – MUESTREADOR .................................................. 59

2.6.2.- MEDIDOR .................................................................................. 60

2.6.3.- PROBADOR ............................................................................... 61

2.6.4.- PRINCIPIO DE OPERACIÓN CONVENCIONAL. ...................... 62

2.6.5.- ACCESORIOS Y OTROS EQUIPOS DE LA UNIDAD LACT ..... 63

CAPÍTULO III ............................................................................................... 69

3.- UNIDAD DE RECEPCIÓN EN LA TERMINAL DE PRODUCTOS

LIMPIOS EL BEATERIO. ............................................................................. 69

3.1.- DESCRIPCIÓN GENERAL .............................................................. 69

3.2.- DESCRIPCIÓN DEL PROCESO DE MEDICIÓN Y OPERACIÓN. .. 70

3.3.- EQUIPOS E INSTRUMENTACIÓN DE LA UNIDAD DE RECEPCIÓN.

................................................................................................................. 76

3.4.- SISTEMA DE CONTEO DE HIDROCARBUROS: ............................ 80

3.5.- DESPACHO A TANQUES DE ALMACENAMIENTO. ...................... 85

CAPÍTULO IV ............................................................................................... 88

XII

4.- SISTEMA AUTOMÁTICO DE TRANSFERENCIA DE PRODUCTOS EN

CUSTODIA (LACT) EN LA TERMINAL DE PRODUCTOS LIMPIOS EL

BEATERIO. .................................................................................................. 88

4.1.- DESCRIPCIÓN GENERAL .............................................................. 88

4.2.- DESCRIPCIÓN DEL PROCESO DE MEDICIÓN Y OPERACIÓN ... 96

4.3.- EQUIPOS E INSTRUMENTACIÓN UNIDAD LACT. ...................... 101

4.4.- SISTEMA DE CONTEO DE HIDROCARBUROS UNIDAD LACT. 108

4.4.1.- MODELO MATEMÁTICO BASADO EN LA NORMA API – MPMS

CAPÍTULO 12 SECCIÓN 2. ................................................................... 108

4.4.2.- MODELO MATEMÁTICO EMPLEADO EN EL SOFTWARE DE

CÁLCULO DEL COMPUTADOR DE FLUJO UNIDAD LACT TERMINAL

EL BEATERIO. ....................................................................................... 116

CAPÍTULO V.............................................................................................. 122

5.- ANÁLISIS Y COMPARACIÓN DE DATOS ENTRE UNIDAD DE

RECEPCIÓN (DATOS POR CONTADORES) Y DATOS UNIDAD LACT. 122

5.1.- NORMA OIML R117 (ORGANIZACIÓN INTERNACIONAL DE

METROLOGÍA LEGAL) .......................................................................... 123

5.2.- CÁLCULO DEL MF DEL MEDIDOR MÁSICO DE CORIOLIS DE LA

UNIDAD LACT EL BEATERIO ............................................................... 125

CAPÍTULO VI ............................................................................................. 134

6.- PROCEDIMIENTO DE CALIBRACIÓN Y MANTENIMIENTO DE LA

UNIDAD LACT. .......................................................................................... 134

6.1.- MANTENIMIENTO UNIDAD LACT ................................................. 134

6.2.- CALIBRACIÓN UNIDAD LACT ...................................................... 135

6.2.1.- PROCEDIMIENTO DE CALIBRACIÓN Y OBTENCIÓN DE

DATOS ................................................................................................ 139

CAPÍTULO VII ............................................................................................ 141

7.1.- CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES ................................. 141

XIII

7.1.1.- CONCLUSIONES ..................................................................... 141

7.1.2.- RECOMENDACIONES ............................................................ 143

7.2.- BIBLIOGRAFÍA GENERAL ............................................................ 144

7.3.- GLOSARIO DE TERMINOS ........................................................... 148

7.4.- ANEXOS ........................................................................................ 153

ÍNDICE DE FIGURAS

FIGURA 1: Clasificación de tanques de almacenamiento por su forma ...... 13

FIGURA 2: Clasificación de tanques por el producto almacenado. ............. 14

FIGURA 3: Medición a vacío. ...................................................................... 15

FIGURA 4: Medición a fondo. ...................................................................... 16

FIGURA 5: Partes Medidor de Desplazamiento Positivo. ............................ 20

FIGURA 6: Funcionamiento Medidor de Desplazamiento Positivo .............. 22

FIGURA 7: Partes medidor de turbina ......................................................... 25

FIGURA 8: Funcionamiento Medidor de Turbina ......................................... 27

FIGURA 9: Medidor de flujo de área variable .............................................. 30

FIGURA 10: Funcionamiento Medidor placa-orificio .................................... 31

FIGURA 11: Tubo Venturi ............................................................................ 32

FIGURA 12: Tobera de Flujo ....................................................................... 32

FIGURA 13: Tubo Pitot ................................................................................ 33

FIGURA 14: Medidor de Coriolis ................................................................. 35

FIGURA 15: Clasificación Medidores Mecánicos. ....................................... 39

FIGURA 16: Clasificación Elementos Electromecánicos ............................. 40

FIGURA 17: Movimiento de partículas en flujo lineal. .................................. 46

FIGURA 18: Movimiento de partículas en flujo Turbulento .......................... 47

XIV

FIGURA 19: Unidad LACT ........................................................................... 59

FIGURA 20: Tuberías de ingreso a la Terminal de Recepción. ................... 70

FIGURA 21: Trampa de Rascadores Unidad de Recepción Beaterio. ........ 71

FIGURA 22: Manifold de Válvulas Terminal Beaterio .................................. 74

FIGURA 23: Diagrama de flujo Unidad de Recepción Terminal El Beaterio 75

FIGURA 24: Transmisor de Presión. 503 Unidad de Recepción Beaterio ... 76



FIGURA 27: Transmisor de Temperatura. 506 Unidad de Recepción Beaterio

..................................................................................................................... 78

FIGURA 28: Transmisor de Densidad. 502 Unidad de Recepción Beaterio 78

FIGURA 29: Unidad de Conteo de Hidrocarburos 502. Beaterio ................. 79

FIGURA 30: Válvula de control de Presión 503 Unidad de Recepción

Beaterio ....................................................................................................... 79

FIGURA 31: Válvula de Control de Caudal 505 Unidad de Recepción

Beaterio ....................................................................................................... 80

FIGURA 32: Diagrama PI&D Unificado Unidad LACT Terminal Beaterio .... 90

FIGURA 32.1: Diagrama PI&D Parte 1 Unidad LACT Terminal Beaterio .... 91




FIGURA 33: Diagrama de Flujo Unidad de Recepción con Unidad LACT

Terminal el Beaterio. .................................................................................... 95

FIGURA 34: Medidor de Presión 02-08A. Unidad LACT Terminal Beaterio

................................................................................................................... 102

FIGURA 35: Medidor de Presión 02-08B. Unidad LACT Terminal Beaterio

................................................................................................................... 102

XV

FIGURA 36: Medidor de Coriolis Unidad LACT Terminal Beaterio ............ 103

FIGURA 37: Variador de Caudal 02-08A Terminal Beaterio ...................... 104

FIGURA 38: Variador de Caudal 02-08D Terminal Beaterio ..................... 105

FIGURA 39: Muestreador Unidad LACT Terminal Beaterio ...................... 106

FIGURA 40: Bomba centrifuga para unidad LACT. ................................... 106

FIGURA 41: Probador. Unidad LACT Terminal Beaterio ........................... 107

FIGURA 42: Ejemplo factor de medición promedio. .................................. 115

FIGURA 43: Formato de Reporte de Prueba Unidad LACT Terminal Beaterio

................................................................................................................... 119

FIGURA 44: Registro de Datos Computador de Flijo Unidad LACT Terminal

Beaterio ..................................................................................................... 120

FIGURA 45: Reporte de Prueba Medidor FIT 02-08B ............................... 126

FIGURA 46: Reporte de Calibración de un Medidor Dinámico…………. 137

ÍNDICE DE ECUACIONES

ECUACIÓN 1: Ecuación Clásica de Continuidad ........................................ 28

ECUACIÓN 2: Número de Strouhal ............................................................. 29

ECUACIÓN 3: Caudal Volumétrico .............................................................. 29

ECUACIÓN 4: Presión ................................................................................. 37

ECUACIÓN 5: Presión Relativa ................................................................... 38

ECUACIÓN 6: Volumen a Temperaturas de Medición. ............................... 42

ECUACIÓN 7: Viscosidad Dinámica ............................................................ 43

ECUACIÓN 8: Viscosidad Cinemática ......................................................... 44

ECUACIÓN 9: Presión de Vapor en una Mezcla ......................................... 45

XVI

ECUACIÓN 10: Número de Reynolds. ........................................................ 46

ECUACIÓN 11: Factor de Corrección por Temperatura. (CTLm) ................ 81

ECUACIÓN 12: Factor de Corrección por Presión (CPLm) ......................... 81

ECUACIÓN 13: Volumen Neto de Hidrocarburos (Vm) ............................... 82

ECUACIÓN 14: Densidad en el Instrumento de Medición. .......................... 83

ECUACIÓN 15: Coeficiente de Expansión Volumétrico a Condiciones

Estándar ...................................................................................................... 83

ECUACIÓN 16: Factor de Compresibilidad Isotérmico de los Hidrocarburos.

..................................................................................................................... 83

ECUACIÓN 17: Densidad sin Factores de compensación. ......................... 84

ECUACIÓN 18: Densidad Compensada por Temperatura .......................... 84

ECUACIÓN 19: Densidad Compensada por Presión. ................................. 84

ECUACIÓN 20: Volumen Neto Estándar en el Probador .......................... 109

ECUACIÓN 21: Factor de Corrección por Temperatura en el Probador. .. 109

ECUACIÓN 22: Factor de Corrección por Temperatura en el Probador para

Volúmenes pequeños. ............................................................................... 109

ECUACIÓN 23: Factor de corrección por Presión en el Probador. ............ 110

ECUACIÓN 24: Factor de Corrección por Temperatura del Líquido en el

Probador. ................................................................................................... 111

ECUACIÓN 25: Factor de Compresibilidad del Líquido a condiciones de

probador. ................................................................................................... 112

ECUACIÓN 26: Volumen Estándar Indicado por el Medidor. .................... 112

ECUACIÓN 27: Cantidad de Pulsos emitidos en un proceso de Medición 113

ECUACIÓN 28: Factor de Corrección por Compresibilidad del Líquido en el

Medidor. ..................................................................................................... 114

ECUACIÓN 29: Factor de Medición Intermedio. ........................................ 114

ECUACIÓN 30: Cálculo de Repetibilidad. ................................................. 115

XVII

ECUACIÓN 31: Factor de Medición. MF ................................................... 115

ECUACIÓN 32: Factor de Medición Compuesto ....................................... 115

ECUACIÓN 33: Rata de Flujo Indicada (Cálculo Computador de Flujo). .. 116

ECUACIÓN 34: Tasa de Flujo Másico Corregida…………………………... 117

ECUACIÓN 35: Cálculo Caudal Volumétrico Bruto……………………….. 117

ECUACIÓN 36: MF del prover, Medidor Másico de Coriolis…………….. 118

ECUACIÓN 37: Cálculo de Diferencias Volumétricas…………………….. 131

ECUACIÓN 38: Factor de Medición General……………………………….. 136

ÍNDICE DE TABLAS

TABLA 1: Unidades de Presión .................................................................. 37

TABLA 2: Escalas de Temperatura. ............................................................ 41

TABLA 3: Clasificación de los regímenes de flujo ....................................... 47

TABLA 4: Propiedades Físicas y Químicas Gasolina Súper ....................... 49

TABLA 5: Compuestos Peligrosos Gasolina Súper .................................... 50

TABLA 6: Compuestos Peligrosos Gasolina Extra ...................................... 51

TABLA 7: Propiedades Físicas y Químicas Gasolina Extra ........................ 52

TABLA 8: Compuestos Peligrosos Diesel 2 ................................................ 53

TABLA 9: Propiedades Físicas y Químicas Diesel 2 ................................... 53

TABLA 10: Compuestos Peligrosos Diesel Premium .................................. 54

TABLA 11: Propiedades Físicas y Químicas Diesel Premium .................... 55

TABLA 12: Capacidades Operativas de Tanques Terminal El Beaterio .... 86

TABLA 13 Características Operacionales del Muestreador LACT .............. 98

TABLA 14 Condiciones de Servicio Válvulas Operadas por Motor ........... 104

XVIII

TABLA 15: Coeficiente de expansión térmica del acero Gc ..................... 110

TABLA 16: Factor de Elasticidad del acero. (E) ........................................ 111

TABLA 17: Clases de precisión según el campo de aplicación. ............... 123

TABLA 18: Errores Máximos Permisibles para volúmenes mayoras a 2 litros.

................................................................................................................... 124

TABLA 19: Comparación de datos mes de Enero ..................................... 127

TABLA 20: Comparación de datos mes de Febrero .................................. 127

TABLA 21: Comparación de datos mes de Marzo .................................... 128

TABLA 22: Comparación de datos mes de Abril ....................................... 128

TABLA 23: Comparación de datos mes de Mayo ..................................... 128

TABLA 24: Comparación de datos mes de Junio .................................... 129

TABLA 25: Comparación de datos mes de Julio ....................................... 129

TABLA 26: Comparación de datos mes de Agosto ................................... 129

ÍNDICE DE ANEXOS

ANEXO # 1: Hoja de Seguridad MSDS Gasolina Súper ............................ 153

ANEXO # 2: Producción Nacional Gasolina Súper año 2012. ................... 154

ANEXO # 3: Hoja de Seguridad MSDS Gasolina Extra. ............................ 155

ANEXO # 4: Hoja de Seguridad MSDS Diesel 2. ...................................... 156

ANEXO # 5: Características Diesel 2 Norma INEM. .................................. 157

ANEXO # 6: Hoja de Seguridad MSDS Diesel Premium. .......................... 158

ANEXO # 7: Características Diesel Premium Norma INEM. ..................... 159

ANEXO # 8: Diagrama de flujo convencional de Unidad LACT. ................ 160

ANEXO # 9. Reporte Diario de Movimiento en Tanques y Contadores en

Terminal de Productos Limpios El Beaterio. .............................................. 161

XIX

ANEXO # 10. Cambio de Tubería de 8 a 12 pulgadas .............................. 162

ANEXO # 11. Lámina de Seguridad del Medidor de Coriolis Unidad LACT,

Terminal El Beaterio .................................................................................. 163

ANEXO # 12. Lámina de Seguridad del Muestreador Unidad LACT, Terminal

El Beaterio ................................................................................................. 164

ANEXO # 13. Tabla 6 A, Determinar el Factor de Corrección por

Temperatura, Norma API – MPMS Capítulo 11. ........................................ 165

ANEXO # 14. Tabla 6 B, Determinar el Factor de Corrección por

Temperatura, Norma API – MPMS Capítulo 11. ........................................ 166

ANEXO # 15. Hoja de Cálculo para Establecer los Ingresos Mensuales de

Producto a la Terminal El Beaterio Mes de Enero ..................................... 167

ANEXO # 16. Hoja de Control Volumétrico 2 y 22 de Enero, Terminal El

Beaterio .................................................................................................... 169

XX

RESUMEN

El presente proyecto de titulación tuvo como finalidad encontrar las

diferencias volumétricas de hidrocarburos líquidos derivados del petróleo,

basado en comparación de datos registrados por la Unidad de Recepción

anterior de la Terminal de Productos Limpios El Beaterio de EP

PETROECUADOR y la unidad LACT instalada recientemente.

Anterior al análisis volumétrico se realizó una descripción de los equipos que

incluyen los sistemas de medición, empezando por los sistemas de medición

dinámica y estática; siguiendo un hilo continuo hasta llegar a los análisis

volumétricos.

En base a visitas técnicas de campo se elaboró diagramas de flujo que

ayudan a la descripción del principio de medición de cada uno de los

sistemas de medida.

Se procedió al análisis de normas importantes en la Industria Petrolera como

la norma API – MPMS, con base a esta norma se obtuvo los procedimientos

para cálculos volumétricos, obtención del factor de medición (MF),

descripción de equipos y del sistema de unidad LACT; así como múltiples

recomendaciones para procesos de calibración de los instrumentos de

medida.

Se realizó un análisis detallado de los combustibles más importantes de La

Terminal El Beaterio, los cuales son Gasolina Súper, Gasolina Extra, Diesel

2, Diesel Premium y Jet Fuel; este estudio fue basado en las Hojas de

Seguridad para productos peligrosos MSDS realizados por la Empresa

Pública PETROECUADOR. Los datos de medición volumétrica de estos

combustibles fueron obtenidos de los formatos de registro volumétrico diario

que disponen los operadores en la Unidad de Recepción, dichos formatos

son llenadas manualmente, por lo que se realizó una hoja de cálculo para

obtener las sumatorias de los ingresos de los meses analizados.

XXI

Adicional a esto también se tomó en cuenta el sistema de medida por aforo

en los tanques, y se realizó una comparación de datos registrados en el

contador volumétrico de la Estación Reductora Beaterio, con el fin de

establecer la exactitud de medida de cada uno de los procesos, de esta

manera, se dedujo que las mediciones con menor margen de diferencias son

las producidas por la Unidad LACT, luego las medidas por contadores.

La comparación de datos y la obtención de diferencias, se realizó con base a

las recomendaciones de la Norma OILM R117 (Organización Internacional

de Metrología Legal), estableciendo un margen de error permisible del %0.3,

dejando en claro que las medidas obtenidas por medio del sistema de

unidad LACT son más precisas.

Para finalizar se realizó un estudio de un procedimiento de calibración de

una forma detallada y ejemplificada, basado en la Norma API – MPMS, que

facilitará la obtención del factor de medición (MF).

XXII

SUMMARY

The present project had as a main objective to find the volumetric differences

in liquid hydrocarbons derived from petroleum. These values were based on

the comparison of data given by the Reception Unit for the Clean Products

Terminal El Beaterio of EP PETROECUADOR and the Unit LACT that was

recently installed.

Before a volumetric analysis was done, a description of the equipment was

carried out which included the measurement system equipment, starting by

the dynamic and static measurement systems. This way, a steady path was

followed until a volumetric analysis was reached.

Based on various field technics, flux diagrams were made to help with the

description and explanation of the measurement principles of each one of the

measurement systems.

Important norms in the Petroleum industry were analyzed, such as API-

MPMS. Based on this norm, the volumetric calculations, and the

measurement factor (MF) were found. This norm was also used to describe

the equipment, and the Unit System LACT, and it was also used to make

multiple recommendations for the calibration processes for the measurement

tools.

The most important fuels from the Terminal El Beaterio were deeply

analyzed. These fuels were Super gasoline, Extra gasoline, Diesel 2, Diesel

Premium and Jet Fuel. This study was based on the Security Sheets for

dangerous products MSDS, written by the Public Company

PETROECUADOR. The volumetric measurement data of these fuels were

obtained from the daily volumetric registry, which were written down by the

workers in the Reception Unit. Such registries are manually written, and

which is why calculations have to be done in order to be able to obtain a sum

of the entries from the months analyzed.

XXIII

Additionally, the measurement system for the tanks capacity was considered,

and a comparison between the registered data in the volumetric counter from

the Reduction Station El Beaterio was done. The purpose of this was to

establish the exact measurement of each of these processes. This way it was

deduced that the measurements with a minor margin difference are the ones

produced by the LACT unit, and after the measurements by counters.

The comparison of data and the differences obtained, was based on the

recommendations of the Norm OILM R117 (International Organization of

Legal Metrology), establishing an error margin of 0.3%, and showing that the

measurements obtained by the LACT system are more precise.

Finally, a detailed and exemplified study for the calibration procedure was

done, and it was based on the norm API - MPMS, which facilitated obtaining

the measurement factor (MF).

1

CAPÍTULO I

2

CAPÍTULO I

1.- INTRODUCCIÓN

El Terminal de Productos Limpios el Beaterio inició sus operaciones en el

año de 1980, desde ese momento la terminal ha tenido un papel

fundamental en las operaciones hidrocarburíferas de transporte,

almacenamiento y comercialización; los combustibles derivados del petróleo

que son almacenados generalmente son: gasolina súper, gasolina extra,

diesel 2, diesel Premium, jet fuel etc., consta con una capacidad total de

almacenamiento de aproximadamente 620.000, barriles de derivados

dispuesto en tanques de almacenamiento indistintamente según el tipo de

combustible.

El Terminal de Productos Limpios el Beaterio se encuentra ubicado al sur de

la ciudad de Quito en el Km 13 de la Panamericana Sur, en la Provincia de

Pichincha, la ubicación geográfica es 00º 19`20``E y 78º 32`20``. El Terminal

de Productos Limpios el Beaterio recibe productos derivados desde los

poliductos Esmeraldas - Quito, Santo Domingo – Beaterio - Ambato y

Shushufindi - Quito; tiene un horario de trabajo de 6H00 a 17H00 en lo que

corresponde a despachos, la demanda diaria ha aumentado con respecto al

promedio de despachos diarios actuales tomando en cuenta transferencias

internas que son las distribuciones o el transporte de combustible de terminal

a terminal, e incluso la distribución al nuevo aeropuerto de la ciudad de

Quito que también lleva gran cantidad de combustible Jet Fuel; y también el

transporte vía auto-tanque de Nafta de Alto Octano a las refinería de

Shushufindi y Esmeraldas para mejorar sus productos.

En la actualidad la industria petrolera se ha visto en la necesidad de

implementar nuevas tecnologías de medición de hidrocarburos, que permitan

reducir el margen de error en la contabilización de combustibles en el

Terminal de Productos Limpios El Beaterio, considerando que se instalará

3

una unidad LACT (Lease Automatic Custody Transfer) que constituye un

conjunto de equipos determinan la cantidad y calidad de los productos

transportados por el poliducto Esmeraldas - Quito.

La unidad LACT es un sistema de Transferencia Automática de Productos

en Custodia que registra de una forma instantánea y exacta la cantidad de

producto que se ingresa a través del ducto, este sistema de medición

dinámico, se ha diseñado para trabajar con caudales, en un determinado

tiempo, su configuración depende de la cantidad y clase productos

(combustibles derivados de petróleo) que se recibirán por el poliducto;

entonces se considera una unidad de gran ayuda para la contabilización de

productos limpios, reduciendo el margen de diferencias volumétricas en los

medidores actuales encargados de contabilizar los volúmenes recibidos.

El propósito del trabajo de titulación es un control y un análisis técnico de la

unidad de transferencia automática de la terminal, con este trabajo se

pretende encontrar las diferencias volumétricas producidas por los errores

de medición que se derivan de la inexactitud de los equipos de tren de

medición anteriores en comparación con la unidad LACT, el propósito es

hacer una comparación para determinar la variación del antes y el después

de las mediciones utilizando la unidad LACT.

En resumen, en el trabajo de titulación se va a describir desde las bases de

medición estática y dinámica, características de los fluidos medidos en la

terminal, caudales, temperaturas, presiones y demás características que

influyen en las mediciones de la unidad LACT, para obtener mayor exactitud

en la comparación de datos. Es importante mencionar que los análisis de

cada una de las características serán cuantificadas y justificadas con base

en las Normas utilizadas por la Industria petrolera y la EP

PETROECUADOR.

4

1.1. PROBLEMA

Preguntas de Investigación

¿Cuál es porcentaje de desviación de los datos

obtenidos con el sistema de medición actual versus los

datos calculados por el sistema de unidad LACT?

¿Qué procedimientos de medición se deben tomar para

obtener mediciones con un rango de error bajo?

¿Cuál es la diferencia y las ventajas del sistema de

unidad LACT con el sistema de medición anterior?

¿Cuál es la diferencia entre los mecanismos de medición

por aforo, contadores y unidad LACT?

En la actualidad la industria petrolera ha implementado sistemas

automatizados en casi todos sus procesos operativos, de tal manera que ha

incrementado su exactitud y ha mejorado las operaciones reduciendo el

tiempo que antes era necesario para que el personal realice las mediciones,

por esta razón, los sistemas de medición convencionales están quedando en

una eficiencia inferior a la de la unidad LACT, pero la razón más importante

es en la variación de volúmenes medidos que se tiene entre uno y otro

método de medición, ya que en el momento que se realice una comparación

económica puede existir una importante pérdida de dinero.

El problema radica en que hoy en día es necesario un sistema de medición

más exacto y actualizado, con un sistema más eficiente que mejore el

análisis cuantitativo para la fiscalización y la transferencia de custodia de los

productos que llegan y son despachados de la terminal vía poliducto, con

este trabajo de titulación se busca analizar y encontrar las diferencias

cuantificables de los datos obtenidos por contadores en comparación con la

5

unidad LACT instalada en la Terminal de Productos Limpios El Beaterio de

EP PETROECUADOR.

1.2. JUSTIFICACIÓN

La unidad LACT representa un sistema de equipos para transportar y medir

automáticamente el producto en custodia, La Terminal de Productos Limpios

El Beaterio contará con este sistema para medir la cantidad y la calidad de

los productos provenientes de otra estación, de la misma manera para

despachar los productos, con el afán de tener datos satisfactorios que estén

acorde con la transferencia de custodia y la fiscalización.

El sistema de unidad LACT consta principalmente de los siguientes equipos:

Medidor de Flujo.

Bomba para el desplazamiento de los fluidos.

Dispositivos para realizar muestreo.

Indicadores de presión y temperatura.

Sistema de probadores.

En el trabajo de titulación se implementará los fundamentos básicos de

medición de flujo adoptados por el equipo encargado de medición, ya sea un

medidor de desplazamiento positivo, tipo turbina o coriolis, etc., tomando en

cuenta las variables de temperatura, presión, tipo de fluido que ingresan a la

terminal, así como también, las caídas de presión y pérdidas dadas por la

tubería del poliducto y la estación.

Se tomará en cuenta los cálculos volumétricos, másicos o de velocidad

según indiquen las normas vigentes para concordar con las mediciones

realizadas por la unidad LACT.

6

En la actualidad la Terminal de Productos Limpios el Beaterio tiene una

distribución importante en el sector hidrocarburífero del país, se toma en

cuenta la distribución interna, el transporte de NAO a refinerías e incluso la

distribución al nuevo aeropuerto de Quito, generalmente la terminal tiene

despachos de Gasolina extra de 650.000 gal/día, Gasolina Súper 250.000

gal/día, Diesel Premium aproximadamente 610.000 gal/día, Jet fuel con

180.000 gal/día, Diesel 2 con aproximadamente 180.000 gal/día.

Los datos de distribución de combustibles son registrados diariamente, lo

que se buscará es que por medio de comparación de datos entre los

contadores anteriores y la unidad LACT, permita determinar las diferencias

volumétricas mensuales producidas por la inexactitud de los contadores por

falta de calibraciones en márgenes de tiempo cortos.

También se comparará la diferencia volumétrica que se produce en el

cálculo con el sistema de medición actual y el arrojado por la unidad LACT, y

las medidas estándar por aforo de los tanques.

1.3. OBJETIVOS DEL PROYECTO

1.3.1. OBJETIVO GENERAL

Analizar los volúmenes contabilizados en la recepción

de productos limpios por la unidad LACT y los datos

registrados por el sistema anterior para determinar las

diferencias entre los dos trenes de medición.

7

1.3.2. OBJETIVOS ESPECÍFICOS

Obtener una comparación de datos volumétricos

medidos entre la unidad LACT, contadores y medición

por aforo de tanques, para establecer el margen de error

y de exactitud de cada uno de los procedimientos de

medida.

Analizar el marguen de diferencia volumétricas

obtenidas entre las cantidades bombeadas desde

Esmeraldas y recibidas en el Terminal Beaterio,

ajustando con los requerimientos permisibles con la

norma OIML R117.

Realizar los cálculos basados en la norma API – MPMS,

para determinar si se trabaja dentro del margen

permitido por la norma.

Contabilizar el producto que ingresa al terminal por día,

estableciendo el volumen de hidrocarburo que se

necesitaría para satisfacer la demanda actual de

combustible despachado por la terminal.

Realizar un procedimiento cuantificable detallado de la

recepción de volúmenes de productos limpios que

entran al terminal para determinar las perdidas

obtenidas por tubería, variaciones de presión y

temperatura, inexactitud de medidores y falta de

calibración.

Establecer un procedimiento operativo de calibración de

medidores por medio del probador de la unidad LACT:

8

1.4.- METODOLOGÍA

1.4.1.- MÉTODOS DE INVESTIGACIÓN:

En el trabajo de titulación se emplearon los siguientes métodos:

El método de Observación Científica basado en constantes visitas

técnicas a La terminal de Productos Limpios El Beaterio con el fin de

adquirir los datos y conocimientos necesarios para desarrollar el

trabajo de titulación.

El método Deductivo que consiste en la compilación de información

científica adquirida por diferentes medios de información.

1.4.2.- TÉCNICAS DE INVESTIGACIÓN

La Técnica de Campo que consiste en el desarrollo de la tesis en la

Terminal de Productos Limpios El Beaterio, con información

actualizada diaria.

1.5.- HIPÓTESIS

Si se realizaría una comparación entre los datos volumétricos contabilizados

obtenidos por la unidad de recepción anterior y la unidad LACT, se podría

establecer un margen de diferencias volumétricas de hidrocarburos en la

transferencia de custodia.

9

CAPÍTULO II

10

CAPÍTULO II

2.- MARCO TEÓRICO

2.1.- TERMINAL DE PRODUCTOS LIMPIOS EL BEATERIO

El Terminal de Productos Limpios el Beaterio inició sus operaciones en el

año de 1980, desde ese momento ha tenido un papel fundamental en las

operaciones hidrocarburíferas de transporte, almacenamiento y

comercialización; los derivados del petróleo que son almacenados

generalmente son: gasolina súper, gasolina extra, diesel 2, diesel Premium,

jet fuel etc., consta con una capacidad total de almacenamiento de

aproximadamente 620.000 barriles de derivados dispuesto en tanques de

almacenamiento indistintamente según el tipo de combustible.

El terminal de Productos Limpios el Beaterio se encuentra ubicado al sur de

la ciudad de Quito en el Km 13 de la Panamericana Sur en la Provincia de

Pichincha, la ubicación geográfica es 00º 19`20``E y 78º 32`20``. El Terminal

de Productos Limpios el Beaterio recibe productos derivados desde los

poliductos Esmeraldas - Quito, Santo Domingo – Beaterio - Ambato y

Shushufindi - Quito; tiene un horario de trabajo de 6:00 a 17:00 horas en lo

que corresponde a despachos, la demanda diaria ha aumentado con

respecto al promedio de despachos diarios actuales tomando en cuenta

transferencias internas que son las distribuciones o el transporte de

combustible de terminal a terminal, e incluso parámetros como distribución al

nuevo aeropuerto de la ciudad de Quito que también lleva gran cantidad de

combustible Jet Fuel, y también el transporte vía auto-tanque de Nafta de

Alto Octano a las refinería de Shushufindi y Esmeraldas para mejorar sus

productos.

11

2.2.- MEDICIÓN DE HIDROCARBUROS

Los sistemas de medición en la industria petrolera han tenido un papel muy

importante en la determinación de la cantidad y calidad de los productos

operados, desde los procesos de producción, transporte y refinación; los

sistemas de medición son requeridos para determinar la cantidad de

producto que pasa por determinado punto o la cantidad del producto que se

encuentra en reposo en el interior de un tanque, la medición de

hidrocarburos es un requisito impuesto en La Ley de Hidrocarburos con el

control y fiscalización de la Dirección Nacional de Hidrocarburos, con el fin

de determinar el cumplimiento en todas las fases de la industria petrolera.

Los sistemas de medición de la cantidad y calidad deberán tener

características operacionales que garanticen en todo momento el registro

exacto y preciso de todo tipo de flujo o volumen, reduciendo la variación

volumétrica producida por la inexactitud de los equipos medidores y

detectando el fluido que no cumple con requisitos de calidad para la venta.

Por esta razón son empleadas normas de medición como el Manual de

medición de petróleo API, normas ASTM, entre otras.

Los sistemas de medición deberán cumplir los requisitos impuestos por las

normas vigentes de medición, estando acordes con las características del

proceso efectuado; el régimen de medición convencional según las normas

se encuentra representado por tres elementos importantes, un elemento

primario, la parte instrumental y el sistema de cálculo de volúmenes

confiable para elaboración de informes y fiscalización.

Los sistemas de medición se han clasificado en dos importantes áreas:

Medición Estática.

Medición Dinámica.

12

2.3.- TIPOS DE MEDICIONES EN LA INDUSTRIA PETROLERA

2.3.1.- MEDICIÓN ESTÁTICA

La medición estática de hidrocarburos comprende la obtención de la

cantidad de fluido que se encuentra en reposo.

La medición estática es prácticamente la medida de los líquidos que se

encuentran en reposo en el interior de los tanques de almacenamiento.

Existen variables importantes que se deben tomar en cuenta para efectuar la

medición, estas son:

- Temperatura.

- Densidad relativa de los fluidos.

- Nivel del fluido.

- Colchón de agua en el interior del tanque.

- Tablas de calibración.

- Puntos de referencia.

El objetivo de la medición estática es obtener cifras sobre los volúmenes,

temperaturas y mediciones que den un margen de confiabilidad alto, ya que

este método es el referencial para el procedimiento de transferencia de

custodia; para efectuar este tipo de medición por lo general se realizan

capacitaciones para al personal encargado de los procesos de medición de

los hidrocarburos almacenados, el aforo se realiza antes y después de los

procesos de entrega, despacho o transferencia, con el fin de que todas las

partes beneficiadas en este proceso no salgan perjudicadas.

13

El proceso de medición estática requiere de grandes instalaciones de

almacenamiento debido al alto volumen que se dispone, por esta razón, se

ocupan depósitos o contenedores que en la industria son llamados Tanques

de Almacenamiento.

El objetivo de los tanques de almacenamiento es contener los hidrocarburos

de una forma segura y eficiente, evitando la contaminación de los

combustibles.

2.3.1.1.- Tanques de Almacenamiento.

Un tanque de almacenamiento es un depósito para guardar un líquido o un

gas, su principal objetivo es evitar que el elemento almacenado se

contamine y también promueve la reducción de pérdidas de combustible por

los diferentes factores climáticos. La construcción de los tanques de

almacenamiento deben estar acordes con el tipo de material y condiciones

de trabajo del proceso; con el tipo de construcción se controla el desgaste

interno y externo debido a la corrosión producida, así como también, las

condiciones de presión y temperatura variables.

Los tanques de almacenamiento se clasifican de la siguiente manera:

- Por su forma

- Por su producto almacenado.

FIGURA 1: Clasificación de tanques de almacenamiento por su forma

(FUNDAECUADOR; 2012)

14

FIGURA 2: Clasificación de tanques por el producto almacenado.

(FUNDAECUADOR; 2012)

La construcción y tipo de tanque a utilizar son seleccionados de acuerdo a

parámetros de proceso, como la presión y la temperatura, de igual manera

se toma en cuenta las características físicas y químicas del, existen normas

que regulan la selección de los tanques de almacenamiento, en las que

tenemos:

Normas ANSI (American National Standards Institute).

Normas ASME (American Society of Mechanical Engineers)

Normas ASTM. ( American Society for Testing Materials)

Normas API. ( American Petroleum Institute)

2.3.1.2.- Tipos de Medición Estática:

Existen dos tipos de medición estática:

2.3.1.2.1.- Medición a Vacío:

La medición al vacío se la realiza por deducción o de forma indirecta, es

decir, la altura del líquido en el tanque se obtiene a partir de la medida

existente entre la superficie del líquido y un punto de referencia, a esta

medida se la conoce como altura de referencia. La principal condición es que

15

altura de referencia sea la misma en todos los casos, de esto depende la

exactitud de las mediciones.

FIGURA 3: Medición a vacío.

(Fundación PRODESARROLLO, 2004)

2.3.1.2.2.- Medición a Fondo.

La medición a fondo determina el volumen del líquido de una forma directa,

consiste en obtener la medida desde el plato de medición ubicado en el

fondo del tanque hasta la marca de la cinta donde se ubica la superficie del

líquido, es decir en el punto de corte.

16

FIGURA 4: Medición a fondo.


2.3.2.- MEDICIÓN DINÁMICA

La medición dinámica se encarga de registrar volúmenes o caudales de

fluidos que se encuentran en movimiento. Este método sirve para determinar

la cantidad de producto derivado de petróleo que va a atravesar una parte de

la sección de la tubería en un determinado tiempo.

Existen dos tipos de medidores y métodos para determinación del caudal,

estos son:

Medidores Volumétrico

Medidores Másicos.

17

2.3.2.1.- Medidores Volumétricos

La medición volumétrica registra directamente la cantidad de fluido que pasa

por determinado punto, en la industria petrolera es medida en Barriles (BLS)

o metros cúbicos, existen medidores de flujo volumétrico como el medidor de

desplazamiento positivo que incide mucho en el sistema de la unidad LACT,

la principal desventaja, es que el volumen se ve afectado por las variaciones

de temperatura existentes, por lo que se debe tener los valores de

corrección para este tipo de cálculos.

Los medidores volumétricos también pueden ser clasificados de acuerdo al

procedimiento que usan para medir, es decir, podemos tener medidores que

obtengan el volumen de un fluido de una forma directa, y existen equipos

que permiten determinar los resultados por deducción, en otras palabras,

con base a la medición de una variable de flujo diferente se puede obtener el

volumen. Por lo dicho anteriormente los medidores volumétricos se pueden

clasificar en:

Medidores Volumétricos Directos.

Medidores Volumétricos Indirectos.

2.3.2.1.1.- Medidores Volumétricos Directos.

Son aquellos que pueden obtener una medición de volumen de una forma

directa entre los que tenemos:

2.3.2.1.1.1.- Medidor de Desplazamiento Positivo

Los medidores de desplazamiento positivo tienen como principio medir el

caudal y transformarlo a volumen, miden volúmenes por partes, es decir,

tiene un conteo de volúmenes separados.

18

Una de las principales características del medidor de desplazamiento

positivo es su alta precisión, debido a que el fluido no es alterado por índices

de turbulencia mientras es medido.

Los medidores de desplazamiento positivo son idóneos para fluidos muy

viscosos, debido a que tienen una mayor resistencia a la acumulación de

sedimentos, lo cual evita que el equipo se deteriore a corto plazo, esto en

comparación a otros equipos de medición.

Las mediciones dependen de ciertos parámetros que influyen en la

obtención de un rango de error bajo, entre los cuales tenemos:

- Es necesario que el volumen que ingresa al interior del equipo donde

está situada la cámara de medición sea constante.

- El fluido que ingresa a la cámara de medición tiene que pasar una

sola vez.

- Es necesario que la cámara de medición también mantenga su

volumen constante, ya que pueden existir variaciones por depósitos

de cera o residuos de material viscoso.

- No debe existir filtración dentro del equipo por lo que todo el fluido

deberá ingresar a la cámara de medición.

- Llevar un correcto mantenimiento del equipo medidor ya que, el

desgaste normal de los equipos móviles que actúan en la cámara de

medición produce un aumento en el volumen registrado, provocando

una variación en el rendimiento.

- Cuando se trabaja con fluidos altamente viscosos, la medición es más

exacta que cuando se trabaja con fluidos de menor viscosidad, debido

a que hay mayor filtración de fluido entre los álabes y las paredes de

la caja, este efecto es conocido como ¨resbalamiento¨.

19

Las principales ventajas y desventajas son las siguientes:

Ventajas:

- La operación es muy sencilla.

- No requiere potencia externa para realizar la medida.

- Puede funcionar con líquidos muy viscosos.

- Puede medir volúmenes bajos.

Desventajas:

- Requiere un mayor mantenimiento.

- La medición resulta costosa cuando se maneja altísimos caudales o

volúmenes.

- Es susceptible a la corrosión de sus partes internas.

- Requiere un filtro.

Las partes principales de un medidor de desplazamiento positivo son:

- Elementos de medición interna.

- Partes móviles.

- Caja.

20

FIGURA 5: Partes Medidor de Desplazamiento Positivo.

(Ramos, 2009)

En la figura N° 5 se presentan las partes de un medidor de desplazamiento

positivo tipo aspas deslizantes, el tipo de construcción de cualquier medidor

de desplazamiento positivo no influye en el principio de funcionamiento del

mismo.

A continuación se describen cada una de las partes que integra un equipo de

medición de desplazamiento positivo de aspas deslizantes, ya que es una de

las configuraciones más usadas.

Caja:

Esta parte del equipo de desplazamiento positivo consta de una caja exterior

y caja interior, o también denominadas cáscara interna y cáscara externa, su

principal función es proteger las partes móviles y contener los líquidos

presurizados dentro del equipo, sin que se produzcan fugas, la cáscara

externa consta de conexiones de entrada y salida de fluido, los materiales de

elaboración son el hierro fundido, acero al carbono, entre otros.

Las características y capacidades de funcionamiento provee el fabricante, y

el tipo de flujo en el sistema.

21

En algunos casos los equipos de desplazamiento positivo constan de doble

carcaza, las principales ventajas de esta configuración son:

El elementó de medición podrá tener una mejor manipulación en caso que

se requiera un mantenimiento.

El elemento de medición no recibe la tensión provocada por la tubería.

Elementos de medición interna y partes móviles:

Las partes móviles y los elementos de medición interna son los encargados

de realizar la medición volumétrica, separando el fluido en volúmenes más

pequeños para su contabilización. Consta de:

- Álabes (aspas)

- Leva

- Balineta del medidor.

- Rotor.

Hay que tomar en cuenta que la fuerza con la que el fluido ingresa a la

cámara de medición ayuda al desplazamiento de las aspas eliminando la

fricción interna y la fuerza ejercida por el contador, provocando un

movimiento rotacional en ciclos.

Principio de funcionamiento:

22

FIGURA 6: Funcionamiento Medidor de Desplazamiento Positivo

(Ramos, 2009)

El principio de funcionamiento de los equipos de medición de

desplazamiento positivo consiste, en que el fluido pase a través del medidor,

de esta manera el rotor y los álabes giran sobre una leva fija, provocando un

desplazamiento de los álabes hacia fuera.

En la figura N° 6 se muestra el principio de funcionamiento desde que

ingresa el fluido hasta su salida, así:

A: El fluido ingresa a la cámara de medición hasta el primer álabe.

B: El fluido desplaza el álabe de izquierda a derecha (se desplazó 1/8 de

revolución).

C: El fluido llena la cámara de medición dejando al primer y cuarto álabe en

la parte externa y el segundo y tercer álabe en la parte interna.

D: El fluido empieza a salir y se registra el volumen de revolución

desplazado, impulsando el volumen que ingresa al interior de la cámara de

medición.

23

En los pasos descritos anteriormente se muestra un ciclo de medición, de

esta manera, se puede deducir que los medidores de desplazamiento

positivo son de medición directa, es decir, miden el flujo volumétrico

segmentándolos en partes muy pequeñas según los ciclos que cumpla el

rotor.

2.3.2.1.2.- Medidores Volumétricos Indirectos:

Los medidores volumétricos Indirectos registran el volumen por deducción,

es decir, midiendo una variable que es asociada o corregida a valores

volumétricos, estos medidores pueden ser:

Medidores de turbina.

Medidores ultrasónicos.

Medidores electromagnéticos.

Medidores vórtice y torbellino.

Medidores de Flujo de área variable.

Medidores de diferencial de presión.

2.3.2.1.2.1.- Medidor Tipo Turbina

El medidor de tipo turbina tiene como principio medir la velocidad de

desplazamiento del fluido por el interior de sus paletas, haciéndolas girar de

tal manera que el movimiento de las mismas sea proporcional a la velocidad

del flujo o a alguna propiedad dinámica de la corriente.

El funcionamiento mecánico empieza cuando el fluido ingresa a la caja

donde se encuentra el rotor, el fluido desplaza las paletas que posee el rotor

haciéndolo girar, se produce un movimiento de rotación donde se mide la

velocidad tangencial, esta velocidad es proporcional al caudal que ingresa al

rotor y es transmitido al tablero de control.

24

Los medidores de tipo turbina son más precisos y exactos cuando se maneja

productos ligeros como gasolinas, diésel y gas licuado GLP, debido a su flujo

continuo. Tienen preferencia en comparación a los medidores de

desplazamiento positivo en procesos, donde las tasas de medición de

presión y las velocidades son altas.

Los medidores de tipo turbina deben cumplir con algunas condiciones

importantes que influyen en la exactitud de las mediciones, entre las que

tenemos:

El área de flujo a ser medido debe ser constante.

La velocidad del líquido debe tener una relación constante con la

velocidad angular del rotor.

Reducción del área de flujo producida por depósitos, por el espesor

de la capa límite, cavitación o basura acumulada en las partes

internas del rotor.

Condiciones de presión y temperatura de la operación.

Cambios en la velocidad del rotor pueden provocar variaciones en la

exactitud de las mediciones, estos cambios pueden darse por la

fricción del rodamiento, por una mala configuración del alabe del

rotor, por fricción viscosa.

Tipos de medidores de turbina:

Existen varios tipos de medidores que emplean el principio de

funcionamiento con base a los equipos de turbina entre los cuales tenemos:

Medidores de turbina convencional.

Medidores con turbina helicoidal

Los medidores de turbina poseen las siguientes partes:

Carcasa.

25

Mecanismos internos.

Conjunto de detección.

FIGURA 7: Partes medidor de turbina

(FUNDAECUADOR, 2012)

Carcasa:

La carcasa es la parte externa del equipo, constituye una sección de

tuberías con bridas, y una sección de acople para el detector. El tubo está en

contacto con el fluido, y en combinación con algunos elementos internos del

mismo material ayuda a que el flujo no afecte, dañe ni deteriore al rotor.

El material de la carcasa del elemento de medición debe estar elaborado de

acuerdo a requisitos acordes con las características físicas y químicas del

fluido, así como también, los parámetros de operación. El tipo de material no

debe ser paramagnético, para tener una generación confiable de señales.

Mecanismos internos:

El equipo móvil más importante del medidor de turbina es el rotor de aspas,

que es receptor del flujo y por su movimiento rotacional genera el índice de

velocidad efectuando la medición a través de la bobina, encargada de

detectar el movimiento giratorio.

26

Entre los elementos del mecanismo interno del medidor tenemos:

Rotor con su respectivo eje.

Estator.

Deflector

Rodamientos

Botones paramagnéticos.

Los botones paramagnéticos ayudan a receptar la señal generada por el

rotor; son instalados desde la parte interna del medidor y asegurados con la

carcasa, el deflector ayuda a receptar el flujo sin variaciones, evitando que

choque con las paredes internas del rotor.

Conjunto de detección:

Este conjunto de mecanismos de detección consta de dos partes

importantes:

Una bobina de detección.

Caja de empalmes.

Las partes más importantes de la bobina son un carrete y un imán

permanente, la bobina de detección está acoplada en la parte interna del

equipo, en la carcasa, directamente alineado con el rotor, su función es

detectar el campo magnético producido por el rotor.

De igual manera el medidor tipo turbina posee las siguientes ventajas y

desventajas:

Ventajas

- Tiene un alto rango de temperatura y presión de funcionamiento.

- Es nivel de exactitud alto.

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- Poco mantenimiento o daño de sus partes móviles.

- Maneja grandes volúmenes

- Funciona perfectamente con hidrocarburos livianos o poco viscosos.

Desventajas

- Se ve afectado por algunas condiciones de flujo.

- No es recomendable medir a crudos muy viscosos.

- Necesita de un filtro y una válvula de contrapresión para prevenir

problemas como cavitación.

Principio de funcionamiento:

FIGURA 8: Funcionamiento Medidor de Turbina


El fluido ingresa por el medidor de tipo turbina llegando hasta el rotor de

aspas, la velocidad con la que ingresa el fluido permitirá que el rotor gire a

determinado número de ciclos, esta velocidad es captada por el conjunto de

elementos de detección que se encuentran en la parte superior del equipo,

llegando a la bobina que se encarga de emitir la señal captada por el rotor.

28

2.3.2.1.2.2.- Medidores Ultrasónicos.

Poseen sensores instalados en la tubería de la que se conoce el área y el

perfil de velocidades, los medidores ultrasónicos registran el caudal por

intermedio de las velocidades del sonido producidas por la rata de flujo en

ambas direcciones.

Debido a que recepta ondas sonoras, son muy utilizados transductores

piezoeléctricos para la emisión y recepción de las mismas, los medidores

ultrasónicos son sensibles a los procesos donde hay muchos cambios en la

densidad del líquido, ya que varían la velocidad del sonido y reduce la

exactitud de la medición. Estos equipos emplean muchas técnicas o

principios de medición, entre la más usadas tenemos la medición de la

diferencia de frecuencias provocada por las ondas de sonido que circulan

por la rata de flujo en ambos sentidos.

Los medidores de velocidad, registran la velocidad del fluido al atravesar un

área determinada, los principales equipos que emplean este principio son

los medidores de tipo turbina y los medidores ultrasónicos.

Formulando lo anteriormente dicho el caudal se mide de la siguiente manera:

𝑄 = 𝐴 ∗ 𝑉 EC. [ 1 ]

Dónde:

A = Área de la sección transversal de la tubería.

V = Velocidad del fluido.

2.3.2.1.2.3.- Medidores Electromagnéticos

El Medidor Electromagnético consta de dos elementos principales, el primero

un transmisor encargado de proveer electricidad a las bobinas del medidor,

la característica más importante del transmisor es su baja sensibilidad a los

perfiles de velocidad, provocando que los equipos de indicación y control

recepten la señal adecuada; el otro elemento importante es el tubo de

caudal, que costa de un tubo fabricado con un material no conductivo,

29

electrodos detectores de voltaje y bobinas generadoras de un campo

magnético.

Los medidores electromagnéticos son usados con líquidos sucios y

contaminados, no generan una caída de presión; su principio de medición

está basado en la Ley de Inducción Electromagnética de Faraday, que dice

que el voltaje inducido en un conductor que se mueve en un campo

magnético es proporcional a la velocidad del conductor.

2.3.2.1.2.4.- Medidores Vórtice y Torbellino.

Este medidor consta de una hélice estática dentro de la tubería, el paso del

fluido provoca la formación de un torbellino; el principio de medición se basa

en medir la frecuencia del torbellino formado por el flujo cuando pasa la

hélice, ya que es proporcional a la velocidad del fluido.

Existe una ecuación para determinar la proporcionalidad entre la frecuencia

del torbellino y la velocidad:

𝑆𝑡 =𝑓 . 𝑑

𝑣 EC. [ 2 ]

Dónde:

St: Número de Strouhal

f: Frecuencia del torbellino

d: ancho del torbellino

v: Velocidad de fluido.

Para obtener una ecuación acorde con el caudal volumétrico se dice que, el

caudal volumétrico es igual a la sección de tubería (s), por la velocidad de

flujo; reemplazando lo dicho con la fórmula del número de Strouhal tenemos:

𝑄 =𝑓 . 𝑑 . 𝑠

𝑆𝑡 EC. [ 3 ]

30

Dónde:

Q: Caudal Volumétrico

s: sección de tubería.

La detección de las variables causadas por el torbellino son captadas por

elementos piezoeléctricos, estos elementos de medida son adecuados para

líquidos y gases.

2.3.2.1.2.5.- Medidores de Flujo de Área Variable

También llamados Rotámetros, son instrumentos de medida flotadores, que

miden el caudal en un área variable de un tubo vertical, cuando se produce

un cambio de posición del rotámetro se deduce que es proporcional a la rata

de flujo. Los flotadores pueden tener varios tipos de configuración y los tubos

pueden ser de vidrio o metálicos donde viene expresada la escala.

FIGURA 9: Medidor de flujo de área variable

(CREUS, 2010)

2.3.2.1.2.6.- Medidores de Presión Diferencial.

Estos equipos utilizan el Teorema de Bernoulli para su principio de medición,

es decir, la variación de presión en diferentes puntos dentro de una sección

de tubería con diferentes diámetros; dicha variación de diámetro de tubería

31

por donde pasa el fluido provoca un cambio en la velocidad de flujo,

producto de las fuerzas resultantes del fluido en movimiento.

Para aclarar el principio de funcionamiento de los equipos de presión

diferencial, se toma en cuenta variables como la masa, presión, velocidad y

flujo; se dice que la masa y el flujo antes y después del medidor de presión

diferencial son constantes, la presión antes del medidor es mayor que la

presión al pasar el medidor, es decir, hay una reducción de presión, y la

velocidad antes del medidor es menor que después del medidor, hay un

incremento de velocidad aguas arriba.

Existen diferentes equipos de medición de tipo presión diferencial, entre los

más importantes e utilizados en la industria petrolera tenemos:

2.3.2.1.2.6.1.- Medidor Placa Orificio.

El medidor de placa orificio crea una variación de presión, antes y después

del equipo, es una placa perforada instalada en la tubería, su orificio puede

ser concéntrico, excéntrico o segmental; el principio de medición es que las

tomas de medida se realizan aguas arriba y aguas abajo del medidor, la

variación de presión medida es proporcional al cuadrado del caudal.

FIGURA 10: Funcionamiento Medidor placa-orificio

(CREUS, 2010)

32

2.3.2.1.2.6.2.- Tubo Venturi

El tubo Venturi emplea el mismo principio de medición diferencial, es un tubo

que empieza con un diámetro normal y se va haciendo más pequeño hasta

llegar a un diámetro mínimo, para luego retomar el diámetro normal de la

tubería; se emplea el mismo procedimiento de toma de datos, la primera

toma cuando el diámetro es normal, y la segunda toma cuando se reduce el

diámetro.

FIGURA 11: Tubo Venturi

(CREUS, 2010)

2.3.2.1.2.6.3.- Tobera de Flujo

Este mecanismo empieza con el diámetro nominal, y se reduce

progresivamente, requiere ser instalando entre dos bridas. El método de

toma de datos de presión es similar al del Tubo Venturi.

FIGURA 12: Tobera de Flujo

(CREUS, 2010)

33

2.3.2.1.2.6.4.- Tubo Pitot

Es menos exacto que los anteriores, consiste en medir la diferencia entre la

presión total y la presión estática, la cual es proporcional al cuadrado de la

velocidad; al ser un elemento menos exacto requiere de más mediciones en

distintos puntos para sacar un promedio de datos. Tiene la desventaja de ser

sensible a la velocidad del fluido dentro del mecanismo de medición.

FIGURA 13: Tubo Pitot

(CREUS, 2010)

2.3.2.2.- Medidores Másicos

Los medidores másicos son muy utilizados en la industria petrolera ya que

tienen como característica ser muy precisos, tienen la capacidad de medir

propiedades como el caudal, densidad, temperatura, flujo másico de los

fluidos en tránsito; requieren de una constante y muy exacta calibración

debido a su alto grado de precisión.

Su principio de funcionamiento se basa en aprovechar la aceleración de los

cuerpos en movimiento, su principal característica es que aprovechan las

propiedades medibles de la masa de los fluidos trabajados, por ejemplo, la

obtención de una medida de volumen se la puede realizar a partir de un dato

obtenido de densidad o un dato de unidad de masa de determinado flujo.

Entre los medidores másicos más importantes tenemos:

34

Medidor Másico de Coriolis

Medidores Másicos Térmicos

2.3.2.2.1.- Medidor Másico de Coriolis.

Los Medidores Másicos de Coriolis como su nombre lo indica usan el

principio de Coriolis para efectuar su proceso de medición, se dice que

cuando una partícula de un cuerpo rota, se genera una fuerza inercial,

moviéndose en relación al cuerpo, en dirección anterior o posterior al centro

de rotación.

Para que este principio se cumpla se requieren de tres requisitos

fundamentales, el primero una masa que se desplaza por el sistema, un

sistema vibrante o rotacional y el movimiento de la masa de adentro hacia

afuera del centro de rotación.

Para la obtención de una medición de caudal con el instrumento de medición

de Coriolis, el equipo emite una señal que es directamente proporcional al

caudal másico, independiente de las propiedades de fluido como presión,

temperatura, viscosidad. La amplitud de la fuerza de Coriolis depende de la

masa que se está desplazando, caudal másico y la velocidad que tiene en el

sistema.

Una de las principales ventajas que posee este medidor es no verse

afectado por propiedades como la presión, temperatura, flujos multifásicos,

viscosidades entre otras características.

35

FIGURA 14: Medidor de Coriolis

(CREUS, 2010)

Principio de medición.

Los medidores Másicos de Coriolis constan de dos tubos que adquieren un

movimiento oscilante producto de la energización cedida por las bobinas del

medidor, en el momento que ingresa el fluido al medidor, toma un

movimiento vertical producto de la oscilación de los tubos del equipo, las

fuerzas provocadas por el fluido causan el efecto Coriolis ya que dichas

fuerzas son contrarias al movimiento de los tubos, mientras el tubo asciende,

la fuerza del fluido va hacia abajo, provocando una deformación del tubo,

por esta razón, se produce un desfase que es captado por los sensores

electromagnéticos instalados en el equipo, con dicho desfase de tiempo se

adquiere datos que son proporcionales al flujo de masa.

Una vez obtenidos los datos de masa; luego con un proceso similar, los

sensores electromagnéticos obtienen valores de la densidad del fluido por

intermedio de la medición de la frecuencia.

La obtención del volumen se produce por la relación a los datos de masa y

densidad dichos anteriormente.

Las principales ventajas y desventajas son:

36

Ventajas:

- Los medidores de Coriolis no se ven afectados por variables de

temperatura, presión, densidad y viscosidad.

- No poseen partes móviles.

- Pueden medir simultáneamente la densidad de los fluidos.

- Registran flujos por unidad de masa.

Desventajas:

- Su utilización es limitada en tuberías con un diámetro mayor a 8 pul

porque sus instrumentos de medición son pequeños.

- Posee constantes vibraciones que pueden ocasionar daños en las

soldaduras.

2.3.2.2.2.- Medidores Térmicos

Los Medidores Másicos Térmicos tienen como principio registrar las

variaciones de temperatura, estas medidas son proporcionales a cálculos

másicos; generalmente estos medidores utilizan los siguientes principios

físicos, la reducción de calor de un cuerpo caliente introducido en un fluido y

la elevación de temperatura de un fluido al atravesar un cuerpo a elevada

temperatura.

La medida es registrada por sondas de resistencia que miden la variación

del fluido que pasa por un cuerpo caliente, de esta manera, se toman dos

mediciones, la primera antes de que el fluido sea sometido a variaciones de

calor, y la segunda cuando el fluido atraviesa el cuerpo caliente.

37

2.3.3.- VARIABLES QUE INCIDEN EN LA MEDICIÓN DINÁMICA

2.3.3.1.- Presión

La presión es un factor importante que se debe tomar en cuenta en los

cálculos dinámicos volumétricos, ya que a mayor presión las moléculas del

combustible se compactan y varía su volumen.

Hay que mencionar que los medidores de flujo volumétrico como el medidor

de desplazamiento positivo y el de turbina se ven afectados por efecto de la

presión.

La presión está representada como una fuerza que actúa sobre un área; así:

𝑃 =𝐹

𝐴 EC. [ 4 ]

Las unidades más importantes de presión y las utilizadas en la industria

petrolera son: psi (libras sobre pulgada cuadrada), mm Hg (milímetros de

mercurio), etc., a continuación en la TABLA 1 se presentan las unidades de

presión utilizadas con sus respectivas conversiones:

TABLA 1: Unidades de Presión

(CREUS, 2010)

38

2.3.3.1.1.- Tipos de Presión.

Presión Absoluta.- Es la presión medida sobre el cero absoluto de

presión.

Presión Atmosférica.- Esta presión también denominada Presión

Barométrica por el hecho de ser medida con un barómetro, es la

medida ejercida por la atmósfera terrestre. La presión atmosférica a

nivel del mar tiene un valor de 14,7 psi (libra sobre pulgada cuadrada)

y es denominada como la presión estándar. Hay que mencionar que

dicha presión siempre es representada en presión absoluta.

Presión Relativa.- Esta presión es también denominada presión

manométrica, por ser medida con un manómetro, la presión relativa

es la diferencia entre la presión absoluta y la presión atmosférica

medidas en un mismo punto.

𝑃𝑟𝑒𝑠𝑖ó𝑛 𝑅𝑒𝑙𝑎𝑡𝑖𝑣𝑎 = 𝑃. 𝐴𝑏𝑠𝑜𝑙𝑢𝑡𝑎 − 𝑃. 𝐴𝑡𝑚𝑜𝑠𝑓é𝑟𝑖𝑐𝑎 EC. [ 5 ]

Presión de trabajo.- Es la presión de línea tomada a las condiciones

normales de operación en un proceso.

Presión diferencial.- Es la diferencia entre dos presiones.

Presión de línea.- Es la presión ejercida por un líquido que fluye en

una superficie de tubería.

Presión estática.- Es la presión ejercida por el peso de un líquido

sobre una columna de área transversal determinada y extendida hacia

arriba a una altura conocida.

Presión de vacío.- Es la presión medida por debajo de la presión

atmosférica.

39

2.3.3.1.2.- Principales Medidores de Presión.-

Los principales medidores de presión se clasifican en los siguientes grupos:

Medidores Mecánicos.

Medidores Neumáticos.

Medidores Electromecánicos y Electrónicos.

Medidores Mecánicos.- Los elementos de medición de presión mecánica

pueden clasificarse en otros dos grupos, los elementos primarios elásticos,

los cuales, sufren una deformación por efectos de la presión ejercida por el

fluido. El segundo grupo tiene que ver con los elementos primarios de

medida directa, que miden la presión comparándola con la de un líquido de

altura y densidad conocida.

A continuación se detallan los grupos y equipos más importantes de los

medidores mecánicos:

FIGURA 15: Clasificación Medidores Mecánicos.

(CREUS, 2010)

40

Medidores Electromecánicos.- Son la combinación de un elemento de

medición mecánico más un transductor eléctrico encargado de emitir una

señal eléctrica.

A continuación se expone una lista de los medidores electromecánicos más

importantes:

FIGURA 16: Clasificación Elementos Electromecánicos

(CREUS, 2010)

2.3.3.2.- Temperatura

La temperatura es uno de los parámetros más importantes para la

determinación de la cantidad de hidrocarburos a medir, ya que a mayor

temperatura hay un mayor volumen debido a la expansión de las moléculas

de combustible.

La temperatura representa la magnitud del movimiento de los átomos y

moléculas de un material, de esta manera un cero absoluto se produce

cuando no hay evidencia de un movimiento molecular.

La Temperatura es una magnitud física estrechamente relacionada con la

sensación del frio y calor. A continuación en la TABLA 2, se presentan las

escalas de temperatura conocidas:

41

TABLA 2: Escalas de Temperatura.

°𝐶 = 5

9(°𝐹 − 32)

°𝐹 =9

5(°𝐶 + 32)

°𝐾 =5

9(°𝐹 + 460)

°𝐾 = °𝐶 + 273

°𝐾 =°𝑅

1,8

°𝑅 = °𝐹 + 460


Dónde:

°R: Grado Rankine

°F: Grado Fahrenheit

°C: Grado Centigrado

°K: Grado Kelvin.

Las limitaciones para una correcta medición se dan por muchos aspectos

como la velocidad de captación de temperatura, la distancia entre el aparato

receptor y el elemento de medida, por la precisión del instrumento; es así

que se ha considerado clasificar a los instrumentos medidores de

temperatura según el principio de funcionamiento o de acuerdo al fenómeno

que se aplique para realizar la medición, de esta manera podemos tener los

siguientes equipos de medición de temperatura:

Termómetro de vidrio.- Fenómeno de variación de volumen de un

sólido, líquido o gas.

42

Termómetro Bimetálico.- Fenómeno de coeficiente de dilatación de

dos metales.

Termómetro de bulbo y capilar.- Fenómeno Expansión de presión.

Termómetro de resistencia.- Fenómeno de variación de resistencia de

un conductor.

Termistores.- Fenómeno de la variación de resistencia de un

semiconductor.

Termopares.- Fenómeno creado por la unión de dos metales distintos.

Pirómetros de radiación.- Creada por la emisión de radiación de un

cuerpo.

El cálculo volumétrico se realiza con correcciones de temperatura

referenciadas a tablas o fórmulas, una de ellas es determinada así:

𝑉 = 𝑉′ ∗ (1 + 𝐴 𝑇 − 𝑇′) EC. [ 6 ]

Dónde:

V’: Volumen a temperatura de referencia. (60 F y 14 psia)

A: Coeficiente de dilatación térmica.

V: Volumen a la temperatura a medir.

Cuando los cambios de temperatura no son drásticos no se toma en cuenta

los factores de corrección de temperatura, se debe visualizar en base a

muestreo y a cambios de velocidad de los productos si la temperatura afecta

directamente a la fluidez del combustible.

2.3.3.3.- Viscosidad

La viscosidad es la resistencia del fluido a fluir, es decir que a mayor

viscosidad el fluido pierde movilidad, dicha resistencia es producida cuando

las moléculas que componen un material quieren deslizarse unas sobre

43

otras; existen factores que pueden llegar a afectar directamente las medidas

de viscosidad de los fluidos como la temperatura, la presión y la cantidad de

trabajo que se ejerza sobre el material.

Existen dos tipos de viscosidad:

Viscosidad Dinámica o Absoluta.

Viscosidad Cinemática o Relativa.

2.3.3.3.1.- Viscosidad Dinámica.-

La viscosidad dinámica es una medida de fuerza de cohesión intermolecular

del fluido, que provoca una resistencia en el flujo en determinado tiempo. Su

unidad de medida es el Poise representadas con la siguiente ecuación:

𝜇 =𝐹

𝐴𝑉

𝑒

= 𝐷𝑖𝑛𝑎𝑠

𝑐𝑚2𝑐𝑚𝑠𝑒𝑔

𝑐𝑚

= 𝐷𝑖𝑛𝑎.𝑠𝑒𝑔

𝑐𝑚2 = 𝑔

𝑐𝑚.𝑠𝑒𝑔= 𝑃𝑜𝑖𝑠𝑒 EC. [ 7 ]

Dónde:

F: Fuerza (Dinas)

A: Área (centímetro cuadrado)

V: Velocidad (centímetro por segundo)

e: Espesor (centímetros)

Como se puede ver en la ecuación anterior la viscosidad dinámica es la

relación entre una fuerza en determinada área y el movimiento en

determinado espesor de tubería; la viscosidad puede ser medida con

viscosímetros.

44

2.3.3.3.2.- Viscosidad Cinemática.-

La viscosidad cinemática es el cociente entre la viscosidad dinámica y la

densidad, tomando en cuenta que las dos son propiedades del fluido; las

unidades de trabajo de la viscosidad cinemática se presentan a

continuación:

𝜈 =𝜇

𝜌=

𝑔

𝑐𝑚.𝑠𝑒𝑔𝑔

𝑐𝑚3

=𝑐𝑚2

𝑠𝑒𝑔= 𝑆𝑡𝑜𝑘𝑒 EC. [ 8 ]

Dónde:

µ: Viscosidad Dinámica.

ᵖ: Densidad del fluido.

Se debe señalar que el efecto de viscosidad también afecta a los equipos de

medición, ya que si el fluido es poco viscoso el equipo con medidor de

turbina sería el más eficiente.

Para medir la viscosidad de los fluidos se emplean equipos llamados

viscosímetros.

Viscosímetros.- Un viscosímetro es un equipo que determina la dureza o

viscosidad de un fluido, su principio de funcionamiento es medir el

desplazamiento del fluido en relación al tiempo, debido a que el tiempo de

flujo es directamente proporcional a la viscosidad cinemática del fluido, en

relación a lo dicho, se puede obtener los valores de viscosidad con factores

de conversión según la unidad con la que esté funcionando el equipo.

Los principios de funcionamiento más utilizados son:

Mediante un par de torsión necesario para hacer girar un elemento en

el fluido.

Un rotámetro con flotador sensible a la viscosidad.

45

Mediante una caída de presión producida por un tubo capilar y la

fuerza ejercida por el fluido.

Mediante vibraciones ultrasónicas.

2.3.3.4.- Presión de Vapor

La presión de vapor es la mínima presión que necesita un fluido para

empezar a cambiar a estado de vapor, está relacionada con la temperatura,

por esta razón, el fluido adopta la presión de vapor según la temperatura a

la que se encuentre el proceso.

En una mezcla de hidrocarburos la presión de vapor se puede determinar

con la siguiente ecuación:

𝑃𝑣𝑚𝑒𝑧𝑐𝑙𝑎 = ∑ 𝑃𝑣 ∗ 𝑀 EC. [ 9 ]

Dónde:

Pv: Presión de vapor de cada compuesto.

M: Fracción molar de cada compuesto en la mezcla.

2.3.3.5.- Régimen de Flujo

El régimen de flujo es determinado cuando existen variaciones de velocidad

en los fluidos en movimiento, este efecto produce fuerzas tangenciales que

provocan una variación en las partículas del fluido.

Según las fuerzas tangenciales provocadas se crean dos regímenes de flujo,

el laminar y el turbulento.

La determinación del tipo de régimen de flujo que predomine es importante,

para obtener el cálculo de las velocidades de los fluidos al desplazarse por

un punto.

46

El tipo de régimen de flujo es calculado por el Número de Reynolds. Así:

𝑅𝑑 =∅𝑡𝑢𝑏𝑜∗ 𝜌∗𝑉

𝜇 EC. [10 ]

Dónde:

Θ tubo: Es el diámetro del tubo.

V: Velocidad.

µ: Viscosidad dinámica.

ᵖ: Densidad del fluido.

2.3.3.5.1.- Flujo Laminar

El flujo laminar se produce cuando las partículas se desplazan pero no rotan,

en otras palabras, las partículas siguen una misma trayectoria en forma de

capas o láminas rectas y concéntricas, este movimiento se crea cuando las

fuerzas de inercia son mayores que las fuerzas de fricción, la velocidad

máxima del fluido se ejecuta en el centro, mientras tanto a los costados

disminuye hasta alcanzar un valor de cero.

La condición para que el flujo sea laminar se determina cuando el Número

de Reynolds es menor a 2000 (Re ˂ 2000).

FIGURA 17: Movimiento de partículas en flujo lineal.

47

2.3.3.5.2.- Flujo Turbulento

El flujo turbulento es producido cuando el movimiento de las partículas es

irregular e indeterminado, de tal manera que las moléculas adquieren una

rotación representativa y una movilidad diferente, en otras palabras, las

moléculas no siguen la misma trayectoria y se produce un movimiento

desordenado de las partículas del fluido, esto porque se produce un

incremento en el gradiente de velocidad, eliminando los efectos de la

viscosidad en los extremos del flujo.

La condición para que el flujo sea turbulento se determina cuando el Número

de Reynolds es mayor a 4000 (Re ˃4000)

FIGURA 18: Movimiento de partículas en flujo Turbulento

2.3.3.5.3.- Flujo Transitorio

Es el flujo intermedio donde las moléculas adquieren un movimiento laminar

y a la vez turbulento.

De tal manera que según el número de Reynolds se puede determinar el

régimen de flujo de acuerdo a la TABLA 3:

TABLA 3: Clasificación de los regímenes de flujo

Régimen de Flujo Número de Reynolds

Flujo laminar Menor a 2000

Flujo turbulento Mayor a 3000

Flujo en transición. Entre 2000 - 3000


48

2.4.- TIPO Y CARACTERÍSTICAS DE LOS COMBUSTIBLES O

FLUIDOS EN LA TERMINAL DE PRODUCTOS LIMPIOS EL

BEATERIO.

2.4.1.- GASOLINA SÚPER

La gasolina súper es un derivado del petróleo que se extrae producto de la

refinación del mismo, es una mezcla de hidrocarburos olefínicos y

aromáticos compuesta en su mayor parte por fracciones de hidrocarburos

que van desde C5 a C10 átomos por molécula, en este caso la gasolina

súper en nuestro país se diferencia de la gasolina extra por el octanaje, con

el octanaje se representa la cantidad de energía que un combustible provee

en el momento que se produce una detonación en los motores de

combustión interna, hoy en día se dispone de gasolina súper con un

octanaje de 92 octanos, anteriormente se disponía de una gasolina súper de

90 octanos, el cabio se produjo por normativas internas de EP

PETROECUADOR, la cual importa gasolina de 95 octanos para mezclar en

refinería; la gasolina súper está bordeando los $ 2.15 por galón.

El cambio de octanaje de 90 a 92 octanos fundamentalmente fue establecido

para reducir la contaminación del medio ambiente, ya que se reduce el

porcentaje de emisión de azufre de 2000 a 600 partes por millón (ppm).

La gasolina súper cuenta con un grado API de 60 y el contenido de azufre es

de 0.2 % en peso, el contenido de plomo orgánico de 0.045 g/l, contenido de

aromáticos de 20 % en volumen, contenido de benceno de 1 % en volumen

y contenido de olefinas de 20 % en volumen. Las características físicas y

químicas son establecidas por las hojas de seguridad MSDS emitidas por la

terminal, como se muestra a continuación en el ANEXO # 1 y la TABLA 4:

49

TABLA 4: Propiedades Físicas y Químicas Gasolina Súper

(EP PETROECUADOR, 2014)

La obtención de la gasolina en refinería se produce por medio de procesos

como el Craqueo catalítico y térmico, craqueo catalítico, reformado catalítico,

entre otros procesos químicos que pueden proveer distintos tipos de

gasolinas.

Los métodos de obtención de gasolinas en refinerías pueden ser por:

Destilación directa.

Reforming.

Polimerización.

A partir del gas natural.

La gasolina súper presenta los siguientes compuestos peligrosos

establecidos en la TABLA 5:

50

TABLA 5: Compuestos peligrosos Gasolina Súper


La terminal de Productos Limpios el Beaterio comercializa aproximadamente

250.000 galones al día de Gasolina Súper; en el ANEXO # 2 se muestra la

comercialización de Gasolina Súper en el año 2012, estableciendo el

incremento en los últimos años.

La Terminal de Productos Limpios el Beaterio tiene 3 brazos de carga ventral

y 2 brazos de carga atmosférica dentro de su isla de carga para proveer a

los auto-tanques de gasolina súper.

La información citada en cada uno de los combustibles está relacionada a

las siguientes normativas:

Norma INEM 2266:2013 Transporte y almacenamiento de materiales

peligrosos.

Norma PETROECUADOR SH-013 Disposiciones de Seguridad

Industrial para Transporte, Carga y Descarga de combustibles en

Auto tanques.

DNH Dirección Nacional de Hidrocarburos. Acuerdo ministerial Nº

184. Reglamento de Operación y Seguridad del Transporte Terrestre

de Combustibles.

51

2.4.2.- GASOLINA EXTRA.

La gasolina extra es un derivado del petróleo que se extrae producto de los

procesos refinación, es una mezcla de hidrocarburos olefínicos y aromáticos

compuesta en su mayor parte por fracciones de hidrocarburos que van

desde C5 a C10 átomos por molécula, este tipo de combustible se diferencia

de la gasolina súper por el grado de octanaje, en nuestro país se distribuye

gasolina extra de 87 octanos debido a que se mejoraron los sistemas de

tratamiento en refinerías, anteriormente se distribuía gasolina extra de 81

octanos; el costo de la gasolina extra es de $ 1.50 por galón de combustible.

Los procedimientos para la extracción de este combustible en refinería son

el craqueo catalítico, destilación atmosférica o la ruptura por alquilación. Los

compuestos más peligrosos de este combustible son los establecidos en la

TABLA 6.

TABLA 6: Compuestos Peligrosos Gasolina Extra


La gasolina extra cuenta con un API de 58 y el contenido de azufre es de 0.2

% en peso, el contenido de plomo orgánico de 0.045 g/l, contenido de

aromáticos de 30 % en volumen, contenido de benceno de 1.0 % en

volumen y contenido de olefinas de 5 % en volumen. Las características

físicas y químicas son establecidas por las hojas de seguridad MSDS

emitidas por la terminal, como se muestra a continuación en la TABLA 7 y

ANEXO # 3:

52

TABLA 7: Propiedades Físicas y Químicas Gasolina Extra


La terminal de Productos Limpios el Beaterio cuenta con 6 brazos de carga

ventral y 2 brazos de carga atmosférica dentro de su isla de carga, para

proveer a los auto-tanques de Gasolina extra.


650.000 galones al día de Gasolina extra.

2.4.3.- DIESEL 2

Este tipo de combustibles se obtiene en procesos de refinación a

temperatura que abarcan entre los 180 y 300 ºC, como sabemos los

combustibles diesel no poseen octanaje porque su composición molecular

tienen hasta 16 carbonos formando cetanos.

El diesel 2 es una mezcla compleja de hidrocarburos, el proceso de

refinación que es utilizado para extraer este producto es la destilación

atmosférica; el combustible está compuesto en su mayor parte de fracciones

desde C12 a C20 átomos por molécula, a continuación se presenta la

TABLA 8 indicando los compuestos más peligrosos del Diesel 2:

53

TABLA 8: Compuestos Peligrosos Diesel 2


En nuestro país el API del diesel 2 es de 34, el precio que tiene un galón de

diesel es de $ 1.037 las características químicas están dadas según la

norma INEN para la distribución en nuestro país y se establece en la ANEXO

# 5.


180.000 galones al día de Diesel 2.

Las características físicas y químicas son establecidas por las hojas de

seguridad MSDS emitidas por la terminal, como se muestra a continuación

en la TABLA 9 y ANEXO # 4.

TABLA 9: Propiedades Físicas y Químicas Diesel 2


La terminal de Productos Limpios el Beaterio cuenta con 2 brazos de carga

ventral y 2 brazos de carga atmosférica dentro de su isla de carga para

proveer a los auto-tanques de Diesel 2.

54

2.4.4.- DIESEL PREMIUM

El Diesel Premium es una mezcla compleja de hidrocarburos, el proceso de

refinación utilizado para extraer este producto es la destilación atmosférica;

este combustible está compuesto en su mayor parte de fracciones desde

C12 a C20 átomos por molécula, la característica de este combustible son

las ventajas en relación al diesel 2; hoy en día en nuestro país debido al

plan de mejoramiento de la calidad de combustibles dispuesto por la EP

PETROECUADOR, se distribuye Diesel Premium con una cantidad de 500

partes por millón (ppm) de contenido de azufre en relación a las 7000 partes

por millón que tiene el Diesel 2.

Este plan de mejoramiento promueve la reducción de las emisiones de

gases contaminantes, producto del azufre que contienen los combustibles,

se está optimizando los procesos de refinación como cambios de tuberías y

mejorar la eficiencia de los equipos para seguir reduciendo el contenido de

ppm de azufre del combustible. A continuación se presenta la TABLA 10

indicando los materiales peligrosos del Diesel Premium.

TABLA 10: Compuestos Peligrosos Diesel Premium


El Diesel Premium se extrae a partir de la Hidrodesulfuradora (HDS) de

diesel, mecanismo localizado en la Refinería Estatal Esmeraldas, este tipo

de combustibles también es regido por las normas INEN como veremos a

continuación en el ANEXO # 7.


610.000 galones al día de Diesel Premium.

55

Las características físicas y químicas son establecidas por las hojas de

seguridad MSDS emitidas por la terminal, como se muestra a continuación

en la TABLA 11 y ANEXO 6.

TABLA 11: Propiedades Físicas y Químicas Diesel Premium


La Terminal de Productos Limpios el Beaterio cuenta con 4 brazos de carga

ventral y 2 brazos de carga atmosférica dentro de su isla de carga para

proveer a los auto-tanques de Diesel Premium.

2.4.5.- JET FUEL (JP1)

Es un derivado que se obtiene a partir de la refinación del petróleo crudo,

este tipo de fluido es usado para combustible de avión, La Terminal de

Productos Limpios El Beaterio es la encargada de comercializar este

combustible al nuevo aeropuerto de la ciudad de Quito con un promedio de

120.000 galones al día.

Las características del combustible es que suelen estar entre 12 y 16

carbonos, son compuestos parafínicos y nafténicos teniendo un bajo

porcentaje de aromáticos; y por ejemplo el bajo punto de congelación ya que

56

a elevadas altitudes a las que van los aeroplanos el combustible no debe

sufrir ningún cambio físico por estos aspectos.

En nuestro país el galón de JP1 esta aproximadamente a $ 3. 68, la

Terminal El Beaterio comercializa aproximadamente 180.000 galones al día

de JP1.

La terminal de Productos Limpios el Beaterio cuenta con 1 brazo de carga

ventral y 1 brazo de carga atmosférica dentro de su isla de carga para

proveer a los auto-tanques de JP1.

2.5.- TRANSFERENCIA DE CUSTODIA

En la industria petrolera la Transferencia de Custodia es uno de los procesos

más importantes que se utilizan para satisfacer las necesidades de

compradores y vendedores, desde la extracción del crudo hasta el final de

todos los procesos o fases a escala industrial, la custodia de un producto

quiere decir la responsabilidad que tiene la empresa sobre dicho producto.

La Transferencia de Custodia es el cambio de responsabilidad o custodia de

una empresa o entidad a otra. Para este proceso son requeridos los

procesos de medición y caracterización de los productos transferidos; la

medición de los productos tiene un papel sumamente importante en la

transferencia, ya que si existen errores de medición las perdidas deben ser

reconocidas por la empresa encargada del poliducto.

La trasferencia de custodia está inmersa en todas las fases de la industria

petrolera, desde la producción del crudo hasta la refinación y

comercialización de productos derivados, los puntos más importantes donde

se emplea el proceso de transferencia son:

Inyección de productos limpios al poliducto.

Recepción del crudo a los sistemas de almacenamiento.

Despacho del producto a refinería.

57

Despacho de productos refinados a las unidades de almacenamiento

para comercialización.

La medición en la transferencia de custodia es efectuada por la empresa

encargada de los poliductos, son realizadas en los puntos de transferencia

citados anteriormente y en las unidades de almacenamiento, por esa razón,

la empresa encargada del poliducto debe tener un constante monitoreo y

medición de los volúmenes exactos que ingresan y son despachados, así

como también, de las características que influyen en las variaciones de

volumen como la presión, temperatura, densidad, entre otros.

Es recomendable generar las mediciones en volumen absoluto, existen

factores de corrección para general los datos arrojados en relación a

condiciones de temperatura y presión estándar, esta medición es llamada

Volumen Estándar Neto.

2.6.- UNIDAD LACT

La unidad LACT que quiere decir Lease Automatic Custom Transfer, es un

sistema de equipos montados en un patín, encargado de medir la calidad y

la cantidad de productos que pasan a través de la unidad de medida.

La unidad LACT que es un sistema de transferencia automática de

productos en custodia, hoy en día se ha implementado en casi todos los

procesos en la industria petrolera, ya que ayuda a recuperar el tiempo que

antes era necesario para la medición de los fluidos de forma manual, así

como también incrementa la precisión de medida. La unidad LACT tiene la

capacidad de controlar y prevenir el envío de combustibles que no se

encuentren en los parámetros de calidad establecidos por la empresa,

también es el equipo encargado de monitorear y transferir la información a

los técnicos encargados de la fiscalización de los combustibles.

La unidad LACT está constituida por un sistema de toma muestras, un

medidor y probador, con el fin de presentar datos exactos de las cantidades

58

y calidades del hidrocarburo que se encuentran en custodia y que llega a la

terminal.

Las variables que inciden directamente en el sistema de medición de la

unidad LACT y variables que se toman en cuenta para la instalación son las

siguientes:

Las características del fluido medido determinan el tipo de equipos y

materiales de construcción, el objetivo es incrementar la durabilidad y

satisfacer las condiciones de trabajo, para aumentar la eficiencia y exactitud

del sistema de medición, ya que se podrían presentar problemas de

corrosión y pérdidas de los hidrocarburos.

La temperatura de operación es importante, ya que se producen variaciones

de mediciones volumétricas debido a los cambios de temperatura; la

temperatura de fluido es tomada en cuenta para la construcción de los

equipos en el sistema de unidad LACT, ya que se usaran sellos o

dispositivos fabricados con aleaciones especiales para su durabilidad.

El diámetro de la tubería se toma en cuenta para producir la mínima caída

de presión en la unidad LACT y manejar la mayor cantidad de volúmenes.

La tasa de flujo determina las características operacionales de los equipos

que conforman la unidad de medición, su tamaño y capacidades. La

configuración básica de la unidad LACT se indica en el ANEXO # 8.

La localización de la unidad es importante para la accesibilidad del operador

a la toma de muestras, también influye en el cuidado y protección del equipo

evitando el deterioro producido por el medio ambiente.

La presión de operación determina la capacidad operativa de los equipos, y

el material y tipo de tubería que se debe utilizar en la unidad de medición.

La viscosidad de los fluidos es estudiada para la selección del medidor.

59

El Sistema de Unidad LACT está distribuido en diferentes patines, cada uno

con sus respectivas características, el sistema de medición consta de los

siguientes elementos principales:

El Muestreador, SAMPLER.

El Medidor

Probador

Unidad de Rechazo.

FIGURA 19: Unidad LACT


2.6.1.- SAMPLER – MUESTREADOR

Este equipo es usado para registrar continuamente la calidad del

hidrocarburo que pasa por la unidad LACT, generalmente son instrumentos

que se encuentran registrados por las normas ASTM, el muestreador consta

de una sonda de muestreo, recolector de muestras, un medidor de flujo y un

controlador. Las muestras tomadas pueden ser utilizadas para objeto de

60

análisis de laboratorio con el fin de presentar al comprador y vendedor del

hidrocarburo.

El muestreador tiene la característica de medir BSW, la gravedad API de los

fluidos, el contenido de azufre, viscosidad, densidad; en la unidad LACT se

puede obtener datos automáticos de presión, temperatura, densidad entre

otros. Con la toma de muestras manual se podría obtener mayor cantidad de

información mediante el análisis del laboratorio.

2.6.2.- MEDIDOR

El medidor de la Unidad LACT es el encargado de medir el volumen de

hidrocarburo, catalogado como el elemento más importante; según el

tamaño del medidor se procede a la instalación del probador dependiendo

de los caudales y capacidades de operación. Se pueden instalar varios

medidores pequeños con el beneficio de que si un medidor falla los otros

compensan el procedimiento.

La unidad LACT puede utilizar los siguientes tipos de medidores:

Medidores tipo turbina.

Medidores de desplazamiento positivo.

Medidores Másicos de Coriolis.

Medidores Ultrasónicos.

El momento que ingresa el fluido al medidor se transmite la medida del

volumen por medio de un registrador instalado en la parte superior del

equipo, también se debe contar con un compensador automático de

temperatura producto de las variaciones de volumen que se transmiten a

diferentes temperaturas, hay que mencionar que para efectuar la medición

se compensa la temperatura a 60°F que es considerada como la

temperatura estándar.

61

Los medidores de desplazamiento positivo y coriolis son los más utilizados

en los sistemas de unidad LACT.

El medidor tiene un dispositivo de impresión que facilita al operador generar

las boletas con los respectivos volúmenes medidos.

2.6.3.- PROBADOR

El probador de la unidad LACT es el encargado de calibrar los equipos de

medición volumétrica, con el probador se adquiere el dato del factor de

medidor, que determina el margen de desviación de las medidas; los

equipos de medición sufren cambios en los procesos, y estos fallos son

difíciles de detectar; está establecido que los medidores deben calibrarse

cada 24 horas durante el mes de prueba, luego cada 3 días los primeros tres

meses con motivos de monitoreo, luego cada 15 días.

El probador también está instalado sobre un patín, ya que es un sistema de

válvulas y dispositivos que verifican la precisión del medidor de la unidad

LACT.

El prover consta de dos detectores que están separados a determinada

distancia de manera fija, esta separación alberga un determinado volumen

que se considera como estándar, una vez conectado el medidor al probador,

existe un tiempo de espera hasta la igualdad de presión y temperatura en

ambos equipos, de lo contrario se deberán hacer las correcciones de presión

y temperatura.

El procedimiento empieza con el probador registrando en función del tiempo

las mediciones de velocidad de flujo y densidad promedio, con los datos

registrados se obtienen los valores de volumen con presión y temperatura

estandarizadas en probador y medidor. Este proceso se repite según el

número de corridas requeridas.

62

En cada sección medida el procedimiento de calibración consiste en

desplazar una bola a lo largo del probador activando indicadores para el

inicio y fin de la medición, el encargado de rastrear el flujo es el contador que

se activa y desactiva cuando la bola pasa por los indicadores. Para finalizar

el procedimiento se comparan los valores del medidor con el del probador.

2.6.4.- PRINCIPIO DE OPERACIÓN CONVENCIONAL.

El proceso empieza con el crudo que se encuentra en custodia en los

diferentes tanques de almacenamiento de la terminal, por medio de

interruptores automáticos el combustible derivado de petróleo es bombeado

a la unidad LACT; el crudo bombeado de los tanques de almacenamiento

puede pasar por un filtro para eliminar la cantidad de sedimentos contenidos

en el hidrocarburo, el diseño y tamaño del filtro depende de la calidad de

fluido disponible.

El fluido es desplazado por medio de bombas de transferencia que tienen la

característica de enviar flujo con una rata y presión constante, en relación al

tamaño de la bomba y rotor. El combustible bombeado a su vez pasa por un

analizador de gas y aire, por medio de un monitor se representa si el rango

del gas y aire es adecuado para que el fluido sea medido, caso contrario es

rechazado.

Si el fluido a medir lo ameritara, puede pasar por un eliminador de aire y gas,

ya que los datos medidos por la unidad LACT pueden perder exactitud

producto de estos elementos.

El hidrocarburo es enviado al sistema de toma muestras que se instala en el

sistema, consta de la sonda de muestreo y el recolector de muestras, las

sondas de muestreo y el recolector se encargan de capturar pequeños

volúmenes de hidrocarburo en tránsito durante periodos de tiempo

constantes, la cantidad de muestras es proporcional a la rata de flujo que

ingresa al medidor. Las muestras captadas por las sondas y el recolector

pasan a un contenedor que almacena el hidrocarburo que debe ser

63

analizado, el contenedor dispone de indicadores que determinan las

características de presión.

El hidrocarburo almacenado en la unidad de muestreo, específicamente en

el contenedor debe ser sometido a pruebas de laboratorio y análisis que

determinen la calidad del crudo medido.

El hidrocarburo que no cumple con los requisitos de calidad es reenviado a

los sistemas de tratamiento para corregirlo, este procedimiento se lo realiza

por medio de una válvula de tres vías que tiene conexión con los sistemas

medidores de calidad que de forma automática se activa una vez detectada

la disconformidad de calidad del hidrocarburo.

Luego que el fluido cumple con los requisitos establecidos de calidad ingresa

al medidor, por lo general el medidor se determina con base a las

características y capacidades de fluido disponible, por esta razón, los

sistemas de unidad LACT utilizan frecuentemente los medidores de

desplazamiento positivo, turbina o medidores de coriolis; según el tipo de

medidor, el fluido es contabilizado con un contador instalado en la parte

superior del medidor registrando el volumen total del hidrocarburo.

Los volúmenes medidos están ajustados a condiciones de temperatura

estándar por medio de un compensador de temperatura. El volumen

registrado es impreso en las boletas.

Cada determinado tiempo es utilizado el último elemento de la unidad LACT,

el probador es el encargado de calibrar y determinar si las medidas

volumétricas arrojadas por el medidor son exactas.

2.6.5.- ACCESORIOS Y OTROS EQUIPOS DE LA UNIDAD LACT

Filtro

El filtro es el encargado de remover la basura y partículas sólidas que se

encuentran en el hidrocarburo, la instalación del filtro se determina según el

tipo de medidor, por lo general el filtro (strainer) es de tipo canasta, el

64

tamaño de orificio del filtro es dimensionado de acuerdo al tipo de fluido que

se encuentra en el sistema.

Los filtros de las unidades LACT deben equiparse con los siguientes

elementos:

Transmisores o indicadores de presión diferencias.

Tapas de apertura rápida.

Válvulas.

Líneas de drenaje.

Eliminador de aire.

Conexiones del probador

Las conexiones del probador son elementos que tienen la función de alinear

al medidor con el probador para su respectiva calibración, las conexiones de

probador se encuentran separadas a una distancia fija, constan de válvulas

que permiten el paso del fluido, estas pueden ser de paso completo o paso

reducido; también se pueden instalar válvulas de bloqueo y purga, esto con

el fin de evitar una caída de presión el momento que ingresa el fluido al

probador.

Bombas de transferencia

Son bombas encargadas de inpulsar el fluido desde los tanques de

almacenamiento del producto en custodia al sistema de unidad LACT, la

velocidad de flujo depende del tamaño de la bomba y el motor.

Analizador y monitor de agua y gas

Son equipos encargados de medir el contenido de agua y de gas que se

encuentran en el hidrocarburo, el analizador se encuentra conectado al

65

monitor transmitiendo los índices de agua para la aceptación y el rechazo del

producto.

Si el fluido es rechazado se lo reenvia a la unidad de tratamiento para su

corrección, estos equipos deben ser instalados en lugares donde el flujo sea

homogéneo para evitar errores de medición.

Válvulas y Bridas

Todas las válvulas constan con un actuador de tipo neumático, eléctrico,

hidráulico o manual, debido a que el sistema es automatizado y requiere

emitir señales de ubicación y funcionamiento de cada una de las válvulas.

Las válvulas instaladas en el sistema de unidad LACT son las siguientes:

Válvula de tres vías: Esta válvula es instalada después del medidor de

aire y gas, mediante una señal eléctrica producida por el medidor, la

válvula se activa cuando las propiedades del hidrocarburo no cumple

con el requisito de calidad, direccionando al fluido a la unidad de

tratamiento.

Válvula de cuatro vías: Es instalada en el sistema de muestreo con el

fin de permitir al operador extraer las muestras sin posibilidad de

derramamientos del hidrocarburo.

Válvula de seguridad: También llamadas válvulas de control de flujo,

son encargadas de mantener la contra-presión del líquido, estas

válvulas están instaladas entre el medidor y el probador, manteniendo

el flujo constante.

Válvulas de purga: Estas válvulas son ubicadas en los sistemas de

venteos y drenajes del probador y el medidor.

Válvulas de bloqueo: Son las encargadas de suspender el flujo.

Válvulas tipo Check: Son válvulas de seguridad encargadas de evitar

que el fluido regrese al sistema.

66

Válvula de alivio térmico: Esta válvula especial es instalada cuando

existe una sobrepresión por expansión térmica del producto, este

efecto puede provocar error en la medición y daño de los equipos de

la unidad.

Las bridas son implementadas cuando se requiere un mantenimiento de la

unidad LACT, por lo general, el material de construcción es de acero forjado,

pero el uso y construcción de las bridas esta normado y son seleccionas

según las características del sistema.

Transmisores e indicadores

Estos elementos son los encargados de emitir una señal al panel de control,

con las respectivas mediciones de presión y temperatura, el objetivo es

generar los cálculos volumétricos del hidrocarburo, estos indicadores deben

ser de fácil manejo y de mucha exactitud y precisión; los medidores de

presión deben instalarse en conjunto con una válvula para su monitoreo,

revisión y calibración. Los indicadores térmicos se deben montar en termo

pozos en la mitad del tubo.

Desaireadores y Venteos

Son dos equipos completamente distintos, el objetivo de los desaireadores

es remover el gas del fluido y de esta manera prevenir el daño de los

equipos y error en los datos arrojados. Mientras tanto los Venteos son los

encargados de aliviar el aire y el gas contenidos en los puntos más altos de

la unidad LACT.

Medidor de densidad

Es el encargado de medir la densidad del fluido, los datos arrojados de

densidad son en tiempo real y se utilizan para el cálculo de volumen de los

hidrocarburos.

67

Panel de control de la unidad LACT.

Es un panel automatizado encargado de monitorear, controlar y receptar los

datos medidos por el sistema.

Patín Estructural

Son las estructuras donde se encuentra montado el sistema de unidad

LACT, pueden ser desplazables para mayor comodidad.

68

CAPÍTULO III

69

CAPÍTULO III

3.- UNIDAD DE RECEPCIÓN EN LA TERMINAL DE

PRODUCTOS LIMPIOS EL BEATERIO.

3.1.- DESCRIPCIÓN GENERAL

La unidad de recepción en la Terminal de Productos Limpios El Beaterio, es

un conjunto de equipos especializados que se encargan del reconocimiento

cualitativo y cuantitativo de los productos que ingresan a la terminal, la

unidad de recepción efectúa uno de los procedimientos más importantes, ya

que en base al conteo de hidrocarburos entrantes se procede a una

fiscalización y posteriormente a un despacho. Cada uno de los equipos del

proceso cumple con una función específica y mediante la automatización de

estos equipos facilita a los operadores el desarrollo de los registros

volumétricos diarios.

La unidad de recepción de la Terminal el Beaterio recibe los combustibles

provenientes de los Poliductos Shushufindi - Quito y Esmeraldas - Quito, los

formatos de control de volúmenes recibidos son llenadas por los operadores

monitoreando los software del proceso que se encuentra automatizado, la

constante comunicación con cada una de las estaciones del poliducto y los

resultados emitidos por los equipos de control volumétrico del proceso,

permiten un registro exacto de los derivados del petróleo y la distribución a

cada uno de los tanques de almacenamiento de la terminal.

70

3.2.- DESCRIPCIÓN DEL PROCESO DE MEDICIÓN Y

OPERACIÓN.

El proceso de recepción será descrito con un diagrama de flujo proveniente

del software utilizado en la estación que se encuentra en la FIGURA 20.

Los combustibles derivados del petróleo llegan de los poliductos

Shushufindi - Quito y Esmeraldas - Quito, anterior a esto, los operadores de

las estaciones del poliducto se comunican con el operador de la Estación

Reductora Beaterio encargada del monitoreo de la entrada de producto a la

Terminal.

A un kilómetro de distancia de la Terminal se encuentra ubicado el equipo

encargado de la medición de densidad del fluido, esta medida permite que

los operadores aperturen el tanque destinado para recibir el producto, y

continúe el registro volumétrico y posterior la fiscalización de hidrocarburos

en los equipos de medición.

La llegada del producto a la unidad de recepción empieza por tuberías de 8¨

para Esmeraldas y 4¨ para productos que llegan de Shushufindi, es

importante mencionar que para cada uno existe un tren de medición y un

proceso aislado.

FIGURA 20: Tuberías de ingreso a la Terminal de Recepción Beaterio.

71

El hidrocarburo ingresa por las tuberías de 8`` a la primera sección del

proceso, en este punto los operadores ya conocen que tipo de producto

están midiendo, en esta sección el combustible atraviesa un medidor de

presión (PT – 501) cuya medida se ve reflejada en el software que disponen

los operadores, las variaciones de presión se registran por las válvulas

instaladas en la unidad reductora, estas presiones de operación pueden

variar entre 90 psi a 1100 psi.

El combustible ingresa a la válvula que regula la velocidad del fluido (MOV –

501), después de dicha válvula se encuentran instalados una serie de

equipos y válvulas denominado trampa para rascadores.

La trampa para rascadores sirve para receptar los rascadores (chanchos

inteligentes) que son enviados desde otra estación, para la evaluación y

monitoreo de la tubería, este proceso se lo realiza una o dos veces al mes,

con el fin de obtener un análisis para preparar un mantenimiento preventivo

y limpieza de las tuberías.

FIGURA 21: Trampa de Rascadores Unidad de Recepción Beaterio.

La configuración de válvulas y tuberías en esta sección de la unidad permite

un flujo continuo, aun cuando se recepta los equipos inteligentes de

monitoreo y limpieza de tubería.

72

A continuación el hidrocarburo ingresa al elemento de medición de presión

(PT – 503), en este punto la presión aún se mantiene con respecto a la

medición anterior.

La siguiente sección es la reductora de presión. Existe una ramificación de

tuberías, es decir, hay una división en dos tuberías cada una con 8¨ y con

similitud en número de equipos de medición y válvulas.

Generalmente un tren de medición está en funcionamiento y el otro en

reposo. El fluido atraviesa dos válvulas, la primera es de seguridad, mientras

tanto la segunda se encarga de la variación de la presión en el proceso.

La válvula reguladora de presión (PCV – 503 ó PCV - 504) está

automatizada, por esta razón, los operadores tienen la capacidad de variar la

presión de 0% a 100% según las necesidades del proceso. Estas

variaciones se realizan por medio del software en las oficinas de monitoreo

de la estación reductora, emitiendo señales a los actuadores de las válvulas

A continuación el fluido atraviesa por un elemento de medición de presión

(PT – 506 ó PT – 505), el trasmisor de presión registra valores reducidos por

efectos del variador de presión anterior.

El flujo ingresa a un variador de flujo (FCV – 506 ó FCV – 505), de igual

manera que el variador de presión consta con una válvula de seguridad

posterior al variador, se puede manipular el flujo de 0% a 100% siguiendo

los principios de hidráulica, es decir, con la presión reducida con el variador

anterior, el flujo debe ser mayor en porcentajes.

A continuación el fluido atraviesa un medidor de presión (PT- 507)

reflejando mediciones reducidas producto de la unidad reductora.

La tercera sección del proceso consta de dos secciones de tuberías del

mismo diámetro, al igual que la unidad reductora de presión, consta con

igualdad número de equipos y válvulas en cada una de las tuberías.

Generalmente funciona un tren de medición, por motivos de seguridad y

respaldo.

73

El fluido ingresa por la primera válvula de seguridad para dirigirse a un

contador de fluido (FT- 501 ó FT – 502), este contador registra datos en

unidades de Barriles por hora (BPH) y barriles totales; es un medidor de tipo

turbina que contabiliza el hidrocarburo, los resultados se muestran en el

software debido a la automatización de los equipos. Una vez que los

combustibles son contabilizados el fluido pasa por una segunda válvula de

seguridad para continuar su proceso.

La última sección del proceso de recepción de combustibles contiene tres

medidores muy importantes; el combustible atraviesa por el primer medidor

(TT – 506) encargado de arrojar datos de temperatura, los rangos de

medición de los equipos están determinados en base al proceso y tipo de

combustible. Las unidades de medición del medidor de temperatura son

grados Fahrenheit (F).

El fluido continúa y atraviesa un último medidor de presión (PT – 508)

registrando datos de la presión reducida por el tren de reducción de presión,

los datos se presentan en oficina en libra sobre pulgada cuadrada (psi).

Para terminar el fluido atraviesa un medidor de densidad (DT – 502),

anterior a una válvula de seguridad, en este equipo se puede obtener

muestras para un análisis en laboratorio de los fluidos en tránsito.

El fluido se dirige hacia un Manifold de Válvulas donde se direcciona los

combustibles a su respectivo tanque de almacenamiento en la terminal. De

esta manera finaliza el proceso de recepción y registro volumétrico de

combustibles recibidos, los datos son presentados en un formato de reporte

diario emitido por EP PETROECUADOR en el ANEXO # 9.

74

FIGURA 22: Manifold de Válvulas Terminal Beaterio.

75

FIGURA 23: Diagrama de flujo Unidad de Recepción Terminal El Beaterio

76

3.3.- EQUIPOS E INSTRUMENTACIÓN DE LA UNIDAD DE

RECEPCIÓN.

La descripción de los equipos se la realiza con base al diagrama de flujo del

proceso, con cada una de las numeraciones de los equipos.

Medidores de Presión:

PT-501. (PT: Transmisor de Presión)






FIGURA 24: Transmisor de Presión. 503. Unidad de Recepción Beaterio

77

FIGURA 25: Transmisor de Presión 506. Unidad de Recepción Beaterio

FIGURA 26: Transmisor de Presión 507. Unidad de Recepción Beaterio

Medidor de Temperatura:

TT-506: (TT: Transmisor de Temperatura)

78

FIGURA 27: Termómetro (Transmisor de Temperatura 506). Unidad de

Recepción Beaterio.

Medidor de densidad:

DT-502: (DT: Transmisor de Densidad)

FIGURA 28: Transmisor de Densidad 502. Unidad de Recepción Beaterio.

Contadores de fluido:

FT-501: (FT: Transmisor de caudal)

FT-502: (FT: Transmisor de caudal)

79

FIGURA 29: Unidad de conteo de Hidrocarburos 502. Beaterio.

Variadores de Presión:

PCV-503: (PCV: Válvula de control de Presión)

PCV-504: (PCV: Válvula de control de Presión)

FIGURA 30: Válvula de control de Presión 503. Unidad de Recepción

Beaterio

Variadores de flujo:

FCV-505: (FCV: Válvula de control de caudal)

FCV-506: (FCV: Válvula de control de caudal)

80

FIGURA 31: Válvula de Control de Caudal 505. Unidad de Recepción

Beaterio.

3.4.- SISTEMA DE CONTEO DE HIDROCARBUROS:

Los contadores de hidrocarburos que funcionan en la unidad de recepción

son de tipo turbina, a continuación se presenta los principios de medición por

medio de fórmulas y procedimientos.

Es importante mencionar que hoy en día la mayor parte de los procesos de

medición están completamente automatizados, por esta razón, los modelos

matemáticos para el cálculo de volúmenes manual, a pesar de tener una

importancia fundamental en ingeniería, cada vez están quedando obsoletos

en la recepción y medición de derivados de petróleo y solamente son

requeridos en los procesos de diseño de equipos, software e instalación de

los mismos.

A continuación se presenta el siguiente modelo matemático, que determina

la cantidad de fluido que contabiliza el medidor de turbina:

Las condiciones estándar según las normas API están establecidas a una

temperatura de 60 ºF y 14,7 psi de presión.

81

El líquido medido presenta cambios en su densidad por motivo de variación

de temperatura, por esta razón, se emplea un factor de corrección de

temperatura en función de la densidad del fluido:

𝐶𝑇𝐿𝑚 = 𝜌𝑚

𝜌60º𝐹 EC. [ 11 ]

Dónde:

ρm: Densidad del fluido a temperatura del medidor.

ρ@60ºF: Densidad del fluido a condición estándar.

CTLm: Factor de corrección por temperatura.

Debido a que la presión es otra de las variables importantes, también se

emplea un factor de corrección por presión:

𝐶𝑃𝐿𝑚 =1

1−[𝑃𝑚+(𝑃𝑏−𝑃𝑒)]𝐹𝑚 EC. [ 12 ]

Dónde:

CPLm: Factor de corrección por presión.

Pm: Presión manométrica en el medidor. (Psi)

Pb: Presión a condición estándar. (14,7 Psi)

Pe: Presión de vapor a temperatura de operación. (Psi)

Fm: Factor de compresibilidad del líquido. (1/Psi)

Para la medida del volumen en un medidor de turbina se emplea la siguiente

ecuación, considerando que han sido añadidos los factores de corrección de

presión y temperatura, de esta manera:

𝑉𝑚 =𝑁

𝐾(𝐹𝑀)(𝐶𝑃𝐿𝑚)(𝐶𝑇𝐿𝑚)

Reemplazando los factores de corrección por presión y temperatura tenemos

la siguiente ecuación:

82

𝑉𝑚 =𝑁

𝐾(𝐹𝑀) (

𝜌𝑚

𝜌60º𝐹) (

1

1−[1+(𝑃𝑏−𝑃𝑒)]𝐹𝑚) EC. [ 13 ]

Dónde:

Vm: Volumen neto de hidrocarburo (pies cúbicos)

N: Total de pulsos emitidos por el medidor (Pulsos)

K: Constante de medidor. (Pulsos / pies cúbicos)

FM: Factor de Medición.

Los datos son extraídos de pruebas de laboratorio tomadas con el fluido que

está siendo medido, la constante K es un dato del equipo de turbina que nos

da el fabricante, el meter factor es tomado de la última calibración realizada

al equipo de medición. Se toma en cuenta el tiempo de la medición.

Los modelos matemáticos son calificados por las normas API:

Norma API – MPMS. Capítulo 12. Sección 2. Cálculo de Cantidades

de Hidrocarburos.

Norma API 2540. Determinación de densidades.

Norma ASTM D1250, para encontrar valores de corrección.

Como se mencionó anteriormente la mayoría de los datos para la aplicación

del modelo matemático son obtenidos de las siguientes maneras:

Pruebas de laboratorio realizadas a los combustibles.

Datos del equipo determinados por el fabricante.

Tablas de densidades de las normas API - MPMS Capítulo 11.

Registros de datos de calibraciones anteriores.

Medidores de variables en línea (manómetros, termómetros).

Para la aplicación del modelo matemático también se requieren las

siguientes ecuaciones que proveen datos de densidades a condiciones de

trabajo.

83

Para determinar la densidad en el equipo de medición se aplica las

siguientes ecuaciones:

𝜌𝑇

𝜌60 𝐹= 𝑒[−𝛼60℉(𝑇𝑇−60 ℉)(1+0,8.𝛼60 ℉(𝑇𝑇−60 ℉))] EC. [ 14 ]

Para extraer el coeficiente de expansión volumétrico se emplea la siguiente

ecuación:

𝛼60℉ =𝐾0

𝜌60℉+

𝐾1

𝜌60℉ EC. [ 15 ]

Dónde:

ρT: Densidad del fluido a temperatura TT. (Kg/mc)

ρ60ºF: Densidad del fluido a condición estándar. (Kg/mc)

α 60ºF: Coeficiente de expansión volumétrico del fluido a

condiciones estándar (1/ºF).

K0 y K1: Constantes de cada combustible.

TT: Temperatura conocida arrojada por el indicador de

temperatura. (ªF).

También es empleado el siguiente modelo matemático para determinar el

factor de compresibilidad isotérmico de los hidrocarburos:

𝐹𝑚 = 0,001. 𝑒

[𝐴+𝐵.𝑇𝑚+𝐶

(𝜌60℉1000

)2+

𝐷.𝑇𝑚

(𝜌60℉1000

)2]

EC. [ 16 ]

Dónde:

Tm: Temperatura del fluido. (ºF)

Fm: Factor de compresibilidad isotérmico (1/Psi)

A;B;C;D: constantes del hidrocarburo.

84

Los valores de densidad son obtenidos en base a equipos de medición

denominados densitómetros, en algunos equipos especialmente los

antiguos, es requerida una corrección por efectos de temperatura y presión,

en base a esta aclaración se puede utilizar el siguiente modelo matemático:

La densidad sin factores de compensación se expresa por la siguiente

ecuación:

𝜌𝑇 = 𝐾0 + (𝐾1. 𝑡) + (𝑡2. 𝐾2) EC. [ 17 ]

Dónde:

ρT: Densidad del fluido sin corregir. (Kg/mc)

K0;K1;K2: Constantes dadas por fabricante del densitómetro.

t: Periodo temporal de oscilación del densitómetro.

La densidad compensada por temperatura de trabajo se expresa con la

siguiente ecuación:

𝜌𝑚 = 𝜌𝑇[1 + 𝐾18(𝑇𝑇 − 60℉) + 𝐾19(𝑇𝑇 − 60 ℉)] EC. [ 18 ]

Dónde:

ρm: Densidad compensada por temperatura.

K18; K19: Constantes del densitómetro.

TT: Temperatura en el densitómetro. (ºF).

La densidad compensada por presión y temperatura se determina con la


𝜌𝑃𝑇 = 𝜌𝑚 + (1 + 𝐾20. 𝑃𝑇) + 𝐾21. 𝑃𝑇 EC. [ 19 ]

𝐾20 = 𝐾20𝐴 + 𝐾20𝐵. 𝑃𝑇

85

𝐾21 = 𝐾21𝐴 + 𝐾21𝐵. 𝑃𝑇

Dónde:

K20; K21: Son constantes del densitómetro.

PT: Presión obtenida en el densitómetro.

ρPT: Densidad corregida por presión y temperatura.

3.5.- DESPACHO A TANQUES DE ALMACENAMIENTO.

Una vez terminado el proceso de recepción cada combustible debe

distribuirse a su respectivo tanque de almacenamiento, a continuación se

realiza un esquema de cada uno de los tanques que se encuentran en la

terminal con el producto que lo contienen.

86

TABLA 12: Capacidades Operativas de Tanques Terminal El Beaterio


87

CAPÍTULO IV

88

CAPÍTULO IV

4.- SISTEMA AUTOMÁTICO DE TRANSFERENCIA DE

PRODUCTOS EN CUSTODIA (LACT) EN LA

TERMINAL DE PRODUCTOS LIMPIOS EL BEATERIO.

4.1.- DESCRIPCIÓN GENERAL

La unidad LACT es un conjunto de equipos montados sobre un patín, que

se encarga de la medición de la cantidad de producto que ingresa a la

terminal, su principal beneficio es la exactitud que provee la unidad en la

medición dinámica de los hidrocarburos; la unidad LACT es la encargada de

la transferencia de custodia, es decir, el cambio de responsabilidad del

producto de un vendedor a un comprador.

La unidad LACT desempeña el mismo papel de la unidad de recepción en la

terminal, el conteo de combustibles que ingresan por el poliducto hasta ser

distribuido a los tanques de almacenamiento.

La unidad LACT esta automatizada al igual que la unidad de recepción,

presentando datos de las variables medidas en el software de la

computadora de flujo.

Otro importante beneficio del sistema comprende la medición y

caracterización de la calidad del crudo que ingresa a la terminal, por medio

de medidores y un sistema de muestreo se puede realizar los diferentes

análisis de laboratorio.

La unidad LACT tiene un medidor de tipo coriolis, debido a que se manejan

grandes volúmenes de productos limpios o refinados. Cada uno de los

equipos cumple con determinada función.

89

La unidad LACT consta de 3 partes importantes, el equipo de muestreo, el

medidor y el probador.

A continuación se presenta el funcionamiento operativo de la unidad con

cada uno de sus equipos.

90

FIGURA 32: Diagrama PI&D Unificado. Unidad LACT Terminal El Beaterio.


91

FIGURA 32.1: Diagrama PI&D Parte 1. Unidad LACT Terminal El Beaterio.

92


93


94


95

FIGURA 33: Diagrama de Flujo Unidad de Recepción con Unidad LACT Terminal Beaterio.


96

4.2.- DESCRIPCIÓN DEL PROCESO DE MEDICIÓN Y

OPERACIÓN

A continuación se realiza una descripción del proceso de medición ejecutado

por la unidad LACT, es importante destacar que se tomó en cuenta los tres

elementos más importantes de la unidad como son el muestreador, el

medidor y el probador en solo un diagrama PI&D de la FIGURA 32.

A un kilómetro de distancia se encuentra un medidor de densidad que se

encarga de registrar la densidad de los fluidos que están llegando a la

terminal.

El fluido ingresa a todo el sistema por tuberías que son instaladas según las

normativas ANSI, anterior a la instalación de las tuberías se debe analizar

los parámetros y variables de operación del sistema, para una buena

selección del material y el tamaño de las tuberías; generalmente se utiliza

tuberías de acero al carbón, ya que solamente se maneja productos limpios,

la medida de la tubería se incrementó a 12¨ con el fin de registrar mayores

flujos volumétricos en relación a la unidad de recepción anterior, en el

ANEXO # 10 se indica el cambio de tuberías efectuado para la unidad LACT;

la temperatura y presión de operación también establecen el tipo de tuberías

a utilizarse.

La unidad LACT fue instalada a continuación del variador de presión (PCV –

503) de la unidad de recepción anterior, como se muestra en la FIGURA 33.

Al ingresar el fluido atraviesa el sistema de bombas booster que impulsa al

combustible hasta los variadores de flujo o válvula operadas por motor

(MCV 2-08-A ó MCV 2-08-D), las bombas booster están instaladas en base

a la norma API o ANSI, pueden ser de tipo centrifuga o de tipo pistón, por lo

general en la unidad LACT las bombas que más se utilizan son las de tipo

centrifuga, debido a las desventajas que ejercen las bombas de tipo pistón al

generar gran cantidad de pulsos que afectan la medición.

97

Las tuberías se dividen creando dos trenes de medición en la unidad LACT,

con similitud en número de equipos e instrumentos de medida, generalmente

funciona un tren de medición de los dos disponibles por motivos de

seguridad y respaldo

Las válvulas operadas por motor (MCV 2-08-A ó MCV 2-08-D) son las

encargadas de modificar el flujo para beneficios operativos y de corrección

de flujo con un rango de variación de 0 a 100%, es decir, para un mejor

desempeño del muestreador, en caso de toma de muestras del fluido en

tránsito o una mayor eficiencia en la detección de la calidad de producto,

cuyos valores son representados en la computadora de flujo de la unidad.

El fluido atraviesa los primeros transmisores de presión diferencial (PDT 02-

08–A ó PDT 02-08-B) con un rango de operación de ´-45 a 45 ºF, los

elementos registradores de presión se encuentran instalados antes y

después del muestraedor con el fin de determinar la caída de presión

producida, también se encuentran ubicados los indicadores de presión (PI 2-

08-1A ó PI 2-08-2A). Los parámetros de operación de los equipos se

describen más adelante.

El fluido llega a uno de los equipos más importantes de la unidad LACT que

es el muestreador que contiene un filtro con eliminador de aire (F 2-08-A ó

F2-08-B), esta unidad es la encargada de tomar muestras representativas

del crudo que se encuentra en tránsito, por medio de extractores de

muestras, estos extractores funcionan en base a sondas que recolectan

muestras del producto, las especificaciones y condiciones de muestreo

requieren que los grabs sean tomados en relación a la rata de flujo.

Las características de operación del muestreador basado en el tipo de

fluidos se encuentran en la TABLA 13.

98

TABLA 13: Características Operacionales del Muestreador Unidad LACT.


Las configuraciones de los equipos toma muestras es variada, las muestras

extraídas determinan las características del hidrocarburo y se presentan en

hojas de resultados al comprador y vendedor del producto.

Una vez que termina el proceso de muestreo por medio del Sampler, el

fluido se dirige al medidor de Coriolis (FIT 2-08-A ó FIT 2-08-B), cuyos

parámetros operativos se encuentran descritos en la FIGURA 36.

El fluido atraviesa las válvulas de alivio térmico (TERV 2-08-A ó TERV 2-08-

B) con set @ 143 psig.

El medidor es el encargado de contabilizar el hidrocarburo, en este caso se

utiliza un medidor de tipo Coriolis por el manejo de productos limpios, ya que

tenemos viscosidades muy bajas y otras características que influyen en la

selección del medidor; el medidor de tipo Coriolis es el más adecuado para

manejar y contabilizar flujos másicos. Los medidores de la unidad LACT

están en rangos de temperaturas de operación entre -240 F a 240 ºC,

registra mayores cantidades de fluido medido contabilizado en Barriles por

día y Barriles totales. El tipo de medidor de la unidad LACT de la Terminal El

Beaterio es de marca CSA. El elemento de medición se rige en base a las

normas ASME, posee un sensor de flujo (FE 2-08-A ó FE 2-08-B) y un

transmisor de densidad (DT 2-08-A ó DT 2-08-B).

Una vez contabilizado el combustible derivado del petróleo sigue su proceso

por la unidad LACT; posterior al medidor másico de Coriolis existe una

válvula controladora de flujo después del medidor (MCV 2-08-B ó MCV 2-08-

99

E), encargada del acondicionamiento de flujo con rango de variación entre 0

– 100%. Entre el elemento de coriolis y la válvula reguladora de flujo se

encuentran los transmisores electrónicos de presión (PIT 2-08-A ó PIT 2-08-

B) encargados de registrar la presión del combustible que fue medido por el

elemento de Coriolis.

Después de los Transmisores de Presión se encuentran instalados

transmisores Electrónicos de Temperatura (TIT 02-08-A ó TIT 02-08-B),

estos transmisores se encargan de registrar la temperatura del fluido que

sale del medidor de coriolis con un rango entre -328 ºF a 1112 ºF.

El fluido puede continuar su sistema llegando a otra válvula controladora de

flujo (MCV 2-08-C). Cuando se requiere el uso del probador se desactiva o

se bloquea la válvula con el fin dirigir el combustible al prover.

Si fuera necesaria una corrida de calibración del probador, el fluido se

desplaza hasta la válvula controladora de flujo (MCV 02-08-F), encargada de

corregir el fluido que va a ingresar al probador.

Algunos elementos de medición registran las variables del combustible antes

de ser ingresado al probador, primero atraviesa un transmisor y un indicador

de densidad (DT 2-08-C, DI 2-08-1B); el transmisor electrónico de

temperatura (TIT 02-08-C) se encarga de registrar la variable del

combustible con rangos entre 0 – 150 ºF. Siguiendo por la línea del prover

se encuentra un transmisor electrónico de presión con un indicador de

presión (PIT 2-08-C) encargado de registrar alores con rangos entre 0 – 150

ºF, antes de que el combustible ingrese al probador.

El probador es el tercer sistema importante de la Unidad LACT, según las

normativas de funcionamiento realizadas por fuentes fiscalizadoras se

requiere el uso del probador diario durante el mes de prueba, para verificar

la exactitud de las mediciones.

El probador es un calibrador de referencia, tiene como principal objetivo

determinar la exactitud de medida, en este caso del medidor de coriolis de la

100

unidad LACT, así como también representar la desviación de medición del

instrumento, determinando el factor de medición (MF).

La configuración de los probadores puede ser variada según las

características de fluido y operación, pueden ser unidireccionales de esferas,

bidireccionales de esfera o bidireccionales de pistón.

El principio de funcionamiento se basa en dejar pasar el fluido por las

válvulas de bloqueo hasta la válvula de cuatro vías del probador, el

desplazamiento de la esfera pasa por un primer sensor indicando el principio

de la operación de calibración , la esfera sigue su paso por la cabina

llegando a un segundo sensor, este último sensor emite una señal eléctrica

con su respectiva cantidad de pulsos, el número de pulsos son corregidos a

presión y temperatura y comparados con el volumen del probador.

El prover consta de elementos que registran la temperatura durante la

operación (TIT 2-08E, TE 2-08-E).

Estas mediciones son comparadas con el volumen de fluido contabilizado

anteriormente por el medidor y de esta manera refleja la exactitud y la

desviación del medidor.

Una vez que el fluido atraviesa el segundo sensor se termina el proceso de

calibración con las mediciones obtenidas, la válvula de salida del prover es

abierta y fluido regresa nuevamente a la tubería principal del sistema

pasando por una válvula de alivio térmico (TERV 2-08-C). El flujo que

retorna del probador llega hasta una válvula controladora de flujo (MCV 2-

08-G) para corregir el flujo con un rango de variación del 0 – 100%.

Se establece un mantenimiento cada 3 meses para medidores maestros,

cada 3 años para equipos móviles y pequeños y cada 5 años para

probadores fijos.

De esta manera el fluido es contabilizado y presentado en los registros de

volúmenes que ingresan y se despachan de la terminal.

101

A continuación el fluido contabilizado llega al manifold de válvulas que

direccionan el fluido a los tanques de almacenamiento.

4.3.- EQUIPOS E INSTRUMENTACIÓN UNIDAD LACT.

La descripción de los equipos e instrumentos son descritos con base al

diagrama PI&D de la unidad LACT presentado en la FIGURA 32.

Medidores de Presión:

PIT 02-08-A. (Transmisor Electrónico de Presión)

PIT 02-08-B (Transmisor Electrónico de Presión)

PIT 02-08-C (Transmisor Electrónico de Presión)

Los Transmisores Electrónicos de Presión operan con un rango de presión

entre -15 psig y 150 psig. Modelo PMP 71.

PDT 02-08-A (Transmisor Electrónico de Diferencial de Presión)

PDT 02-08-B (Transmisor Electrónico de Diferencial de Presión)

Los Transmisores Electrónicos de Diferencial de Presión operan con un

rango de presión entre -45 psig y 45 psig. Modelo PDM 75.

102

FIGURA 34: Medidor de presión Unidad LACT. Terminal Beaterio

FIGURA 35: Medidor de Presión Unidad LACT. Terminal Beaterio

Medidores de Temperatura:

TIT 02-08-A: (Transmisor Electrónico de Temperatura)

103

TIT 02-08-B: (Transmisor Electrónico de Temperatura)

TIT 02-08-C: (Transmisor Electrónico de Temperatura)

Los Transmisores Electrónicos de Temperatura están en un rango entre los

-328 ºF a 1112 ºF, modelo T14.

Transmisores de flujo:

FIT 2-08-A: (Transmisor Electrónico de Flujo)

FIT 2-08-B: (Transmisor Electrónico de Flujo)

Las condiciones de Servicio de los Transmisores de Flujo son:

En la Unidad LACT existe un medidor másico de flujo de tipo Coriolis de

marca CSA, el rango de temperatura aceptable para el medidor está entre

los -240 a 240 C; la presión máxima permisible es de 720 psig. Estos datos

fueron extraídos de la lámina de seguridad del equipo expuesta en el

ANEXO # 11.

Operan caudales entre 972 – 4980 BPH, Gravedad Específica entre 0.7316

– 0.842, viscosidad @80ºF entre 0.8803 – 8.532 cSt.

FIGURA 36: Medidor de Coriolis Unidad LACT. Terminal Beaterio

104

Variadores de flujo o Válvulas Operadas por Motor

MCV 02-08-A (Válvulas Operadas por Motor)

MCV 02-08-B (Válvulas Operadas por Motor)

MCV 02-08-C (Válvulas Operadas por Motor)

MCV 02-08-D (Válvulas Operadas por Motor)

MCV 02-08-E (Válvulas Operadas por Motor)

MCV 02-08-F (Válvulas Operadas por Motor)

MCV 02-08-G (Válvulas Operadas por Motor)

Las condiciones de servicio se encuentran en la TABLA 14:

TABLA 14: Condiciones de servicio Válvulas Operadas por Motor


FIGURA 37: Variador de Caudal antes del probador. Terminal Beaterio.

105

FIGURA 38: Variadores de Flujo Unidad LACT. Terminal Beaterio.

Equipos especiales:

Muestreador: El sistema de muestreo tiene capacidades según las

características de operación, las velocidades de flujo deben estar sobre los 8

ft/s, los volúmenes receptados se adecuan respecto al caudal de ese

momento.

El muestreador de la unidad LACT es de marca Jamison, la presión máxima

permisible de operación es de 428 psi, tiene una certificación del grupo

Myriad para su funcionamiento. Estos datos fueron extraídos de la lámina de

seguridad del equipo expuesta en el ANEXO # 12.

106

FIGURA 39: Sistema de Extracción de Muestras Unidad LACT. Terminal

Beaterio

Bombas centrifugas: Impulsan el fluido en el sistema, sus capacidad están

dadas por el tamaño del motor y cantidad de fluido en el sistema entre 200 y

400 BPH.

FIGURA 40: Bomba centrifuga para unidad LACT.

(Arias; Ruales, 2008)

Probador: Capacidades según las características de operación, una

capacidad de volumen en detectores entre 11 BBL y una velocidad máxima

de 3.4 ft/s. Es de marca Emerson- Daniels, un probador compacto para

unidad LACT, a continuación se describen los equipos del probador:

107

Probador compacto con una capacidad de 2862 metros cúbicos por

hora.

Una válvula de control de presión.

Un medidor de densidad (DT-170123-01-05B)

Un manómetro con manifold de 1/2``. (PI-170123-01-05B)

Un transmisor de presión con manifold de ½`` (PIT-170123-01-05B)

Transmisor de temperatura con termómetro acoplado (TIT-170123-01-

05B)

Una caja de conexiones con fibra de vidrio.

Peso neto del equipo 1800 Kg, sus dimensiones 2 metros de alto, 2m

de ancho y 4m de largo.

FIGURA 41: Probador de la Unidad LACT. Terminal Beaterio

108

4.4.- SISTEMA DE CONTEO DE HIDROCARBUROS UNIDAD

LACT.

4.4.1.- MODELO MATEMÁTICO BASADO EN LA NORMA API – MPMS

CAPÍTULO 12 SECCIÓN 2:

El modelo matemático es el mismo que en el capítulo 2, se presenta la

misma ecuación:

𝑉𝑚 =𝑁

𝐾(𝐹𝑀) (

𝜌𝑚

𝜌60º𝐹) (

1

1 − [1 + (𝑃𝑏 − 𝑃𝑒)]𝐹𝑚)

Dónde:

Vm: Volumen neto de hidrocarburo (pies cúbicos)

N: Total de pulsos emitidos por el medidor (Pulsos)

K: Constante de medidor. (pulsos / pies cúbicos)

FM: Factor de Medición.

La diferencia radica en el dato de meter factor FM, ya que el probador de la

unidad LACT calibrará el equipo diariamente o cada 3 días, dando una

mayor exactitud en relación a la unidad de recepción convencional.

Modelo Matemático Establecido por la Norma API MPMS 12.2. Calculation

on Petroleum Quantities

Este modelo matemático fue extraído de la norma API MPMS 12.2 sección 2

que establece los cálculos de las cantidades volumétricas de hidrocarburos

determinados por el medidor, estos modelos son aplicables según los

parámetros de operación de cada medidor y del proceso. Se presenta la

descripción de la obtención de los datos de la siguiente manera:

- Determinar GSVp

109

El GSVp se obtiene con las siguientes ecuaciones:

𝐺𝑆𝑉𝑝 = 𝐵𝑃𝑉 𝑥 𝐶𝐶𝐹𝑃 EC. [ 20 ]

𝐶𝐶𝐹𝑝 = 𝐶𝑇𝑆𝑝. 𝐶𝑃𝑆𝑝. 𝐶𝑇𝐿𝑝. 𝐶𝑃𝐿𝑃

Dónde:

GSVp: Volumen neto estándar en el probador.

BPV: Volumen base del probador.

CCFp: Factores de corrección a condiciones del probador.

CTSp: Factor de corrección por temperatura en el prover.

CPSp: Factor de corrección por presión en el prover.

CTLp: Factor de corrección de temperatura en el líquido en el

prover.

CPLp: Factor de corrección de presión en el líquido en el

prover.

1.1.- Determinar CTSp: Este parámetro determina el factor de expansión del

metal que construye el probador por efectos de la temperatura, se podría

obtener en base a la siguiente ecuación:

𝐶𝑇𝑆𝑝 = 1 + [(𝑇𝑝 − 𝑇𝑏)𝑥𝐺𝑐] EC. [ 21 ]

Dónde:

Tp: Temperatura en el prover.

Tb: Temperatura base. (60 F)

Gc: Coeficiente de expansión térmica cúbica en el prover.

Cuando se trabaja con volúmenes pequeños se emplea la siguiente

ecuación:

𝐶𝑇𝑆𝑝 = {1 + [(𝑇𝑝 − 𝑇𝑏)𝑥𝐺𝑎]} + {1 + [(𝑇𝑑 − 𝑇𝑏]𝑥𝐺𝑙} EC. [ 22 ]

110

Dónde:

Td: Temperatura indicada por el termómetro externo.

Ga: Coeficiente de expansión térmica de área del prover.

Gl: Coeficiente lineal de expansión térmica del prover.

TABLA 15: Coeficiente de expansión térmica del acero Gc

(Áreas; Ruales, 2008)

1.2.- Determinar CPSp: Este factor representa la expansión del acero en el

prover por efecto de la presión, se puede obtener este factor con la siguiente

fórmula:

𝐶𝑃𝑆𝑝 = 1 +(𝑃𝑝−𝑃𝑏𝑔).𝐼𝐷

𝐸.𝑊𝑇 EC. [ 23 ]

Dónde:

Pp: Presión de operación en unidades manométricas.

Pbg: Presión base o estándar.

ID: Diámetro interno de la tubería del prover.

E: Factor de elasticidad en el acero del prover.

WT: Espesor de las paredes de la tubería del prover.

111

TABLA 16: Factor de Elasticidad del acero. (E)

(Áreas; Ruales, 2008)

1.3.- Determinar CTLp: Este factor corrige la expansión térmica del líquido

en el prover, es importante mencionar que cada factor de corrección se

determina según el líquido que se está midiendo ya que se toman en cuenta

factores químicos como la densidad, API y la temperatura del líquido que

fluye en ese instante. Estos factores se pueden determinar en la norma API

– MPMS Capitulo 11. En las tablas de corrección por temperatura que se

colocan en el ANEXO # 13 y ANEXO # 14.

1.4.- Determinar CPLp: Este factor representa el índice de corrección

aplicada por la compresibilidad del líquido en el prover, este factor es medido

en base a condiciones químicas como la densidad del fluido que se está

midiendo en ese momento, el API, la presión del prover y la temperatura del

prover.

El CPLp también se puede calcular en base a la siguiente ecuación:

𝐶𝑃𝐿𝑝 =1

1−[(𝑃𝑝+𝑃𝑏𝑎−𝑃𝑒𝑝).𝐹𝑝] EC. [ 24 ]

Dónde:

Pba: Presión base o estándar en unidades absolutas.

Pep: Presión de vapor de equilibrio en unidades absolutas.

Fp: Factor de compresibilidad del líquido a condiciones de

prover.

112

El Factor de compresibilidad del líquido a condiciones del prover se lo puede

extraer con base a la siguiente ecuación:

𝐹𝑝 = 𝑒𝑥𝑝(−1.99470 + 0.00013427 𝑥 𝑇 +

0.79392

𝐺𝑆2 + 0.0023260 𝑥 𝑇

𝐺𝑆2) EC. [ 25 ]

Dónde:

T: Temperatura promedio del probador.

GS: Gravedad Específica.

Los factores de corrección para líquidos también se pueden establecer con

base a la siguiente norma:

- Norma MPMS Capitulo 11 sección 1. Temperature and Pressure

volumen. Correction Factor for Generalized Crude Oil, Refined Products.

Los datos pueden obtenerse guiándose a procedimientos de la parte 11.1.3

de la norma MPMS Cap 11. Outline of Calculation Procedures.

- Determinar ISVm:

El ISVm es el Volumen estándar indicado por el medidor el momento que

pasa el fluido, se puede expresar con la siguiente fórmula tomando en

cuenta los factores de corrección:

𝐼𝑆𝑉𝑚 = 𝐼𝑉𝑚. 𝐶𝐶𝐹𝑚 EC. [ 26 ]

Dónde:

ISVm: Volumen estándar indicado por el medidor.

IVm: Volumen del medidor sin factores de corrección.

CCFm: Factores de corrección del medidor a condiciones de

prueba.

1.1.- Obtener IVm: Este factor representa la cantidad de pulsos emitidos

durante un proceso de medición, es posible obtener este factor con la


113

𝐼𝑉𝑚 =𝑁

𝑁𝐾𝐹ó

𝑃𝑟𝑜𝑚𝑒𝑑𝑖𝑜 𝑑𝑒 𝑃𝑢𝑙𝑠𝑜𝑠𝑃𝑢𝑙𝑠𝑜𝑠

𝐵𝑎𝑟𝑟𝑖𝑙𝑒𝑠

EC. [ 27 ]

Dónde:

N: Cantidad o número de pulsos durante la medición.

NKF: Factor K, pulsos por unidad de volumen.

Es importante mencionar que la cantidad de pulsos se obtiene de las 5

corridas más importantes, utilizando como indicador la repetitividad de los

datos arrojados con un margen de error menor al 0.025 %.

1.2.- Determinar CCFm: Este factor representa los factores de corrección en

el medidor y se pueden expresar con la siguiente fórmula:

𝐶𝐶𝐹𝑚 = 𝐶𝑇𝐿𝑚 𝑥 𝐶𝑃𝐿𝑚

Los factores de corrección por presión y temperatura en el medidor casi

siempre son despreciables por esta razón no son tomados en cuenta CPSm

y CTSm.

1.2.1.- Determinar CTLm: Este factor representa la corrección por la

expansión térmica producida por el líquido en el medidor, se toman en

cuenta factores como la densidad, API y temperatura del medidor; por esta

razón para cada combustible medido debe existir un factor de corrección

diferente.

De la misma manera este valor se puede obtener en base a las tablas de la

norma API – MPMS Capítulo 11 que fueron colocadas en el ANEXO # 13 y

ANEXO # 14.

1.2.2.- Determinar CPLm: Este factor representa la corrección establecida

por efecto de la compresibilidad del líquido en el medidor, de igual manera

se toman en cuenta variables como la densidad, la presión del medidor y el

API del combustible.

114

El CPLm también se puede obtener en base a la siguiente ecuación:

𝐶𝑃𝐿𝑚 =1

1−[(𝑃𝑚+𝑃𝑏𝑎−𝑃𝑒𝑚)−𝐹𝑚] EC. [ 28 ]

Dónde:

Pm: Presión del líquido en el medidor.

Pba: Presión base o estándar en unidades absolutas.

Pem: Presión de vapor de equilibrio del líquido en el medidor.

Fm: Factor de compresibilidad del líquido en el medidor.

Desde este paso en adelante se emplea el método de promedio de datos

para obtener el valor del factor de medición:

- Determinar IMF:

Este valor representa un factor de medición intermedio y es determinado por

el método de promedio de factor de medición, se puede obtener en base a la


𝐼𝑀𝐹 =𝐺𝑆𝑉𝑝

𝐼𝑆𝑉𝑚 EC. [ 29 ]

Dónde:

GSVp: Volumen bruto estándar del prover.

ISVm: Volumen estándar indicado por el medidor.

- Calcular repetibilidad

Este factor se calcula con el siguiente procedimiento:

Se toma en cuenta cada uno de las variables de medidor y de probador, así

como también, las diferentes corridas de calibración realizadas en el

probador, la repetibilidad encontramos con la siguiente ecuación:

115

𝑅% =𝑀𝑎𝑥−𝑀𝑖𝑛

𝑀𝑖𝑛𝑥100 EC. [ 30 ]

- Calcular el Factor de Medición MF:

El factor de medición es calculado para determinar la inexactitud que tienen

los medidores en relación al prover, se puede extraer de la siguiente

manera:

𝑀𝐹 =∑ 𝐼𝑀𝐹

𝑛 EC. [ 31 ]

Dónde:

N: El número de IMF obtenidos.

Se podría calcular también el factor de medición compuesto (CMF),

básicamente este factor se puede obtener cuando los valores de densidad,

temperatura y presión se consideran constantes cuando existe el periodo de

medición, o también en relación al factor de corrección por compresibilidad

(CPL), se presenta la siguiente ecuación:

𝐶𝑀𝐹 = 𝑀𝐹 𝑥 𝐶𝑃𝐿𝑚 EC. [ 32 ]

A continuación se presenta un ejemplo de este método, copiado de la norma

API MPMS 12.2 sección 3 para fines de comprensión:

FIGURA 42: Ejemplo factor de medición promedio.

(API – MPMS, 2009)

116

4.4.2.- MODELO MATEMÁTICO EMPLEADO EN EL SOFTWARE DE

CÁLCULO DEL COMPUTADOR DE FLUJO DE LA UNIDAD LACT

TERMINAL EL BEATERIO

El siguiente modelo matemático fue configurado en la computadora de flujo

de la unidad LACT, para registrar los volúmenes medidos por intermedio del

medidor de coriolis, y obtener un factor de medición (MF):

- Cálculos de Densidad

El cálculo de densidad es registrado a condiciones de operación (presión y

temperatura de operación) por medio de los densitómetros, los

computadores de flujo se encargan de transformar el valor medido, a

condiciones estándar. Los factores de corrección del fluido por temperatura y

presión son calculados en base a la siguiente norma:

API – MPMS 11.1 Temperature and Pressure Volume Correction Factors for

Generalized Crude Oils, Refined Products and Lubricating Oils, May 2004.

- Calculo Tasa de flujo Indicada.

El medidor proporciona señales de pulso, aplicando el factor K del medidor

se obtiene la rata de flujo indicada en base a la frecuencia de pulsos.

𝑄𝑖𝑚 =𝑓 𝑥 3600

𝑀𝐾𝐹 EC. [ 33 ]

Dónde:

Qim: Tasa de Flujo Indicada

f: Frecuancia de Pulsos.

MKF: Factor K.

- Cálculo Tasa de Flujo Másico.

La siguiente fórmula es empleada para obtener la tasa de flujo másico

corregida:

117

𝑄𝑀 = 𝑄𝐼𝑀𝑥 𝑀𝐹 𝑥 𝑀𝐵𝐹 𝑥 𝐿𝐶𝐹 EC. [ 34 ]

Dónde:

Qm: Tasa de Flujo Másico Corregida.

MF: Factor de Medición.

MBF: Factor de Corrección del Cuerpo del Medidor

LCF: Factor de Corrección del Fluido.

- Cálculo de la Tasa de Flujo de Volumen Bruto:

El cálculo del Caudal Volumétrico Bruto se lo realiza a partir de la tasa de

flujo másico y la densidad del fluido, se emplea la siguiente ecuación:

𝑄𝐺𝑉 =𝑄𝑀 𝑥 1000

𝜌 𝑥 𝑁𝑓𝑡3𝑏𝑏𝑙 EC. [ 35 ]

Dónde:

ρ: Densidad.

QGV: Caudal Volumétrico Bruto Corregido

Nft3bbl: Factor de Corrección de pie cubico a barril (1 BLS =

5,6145826 ft3)

Para calcular el QGV a condiciones estándar, introducimos los valores de

densidad en condiciones estándar.

Las ecuaciones programadas en la Computadora de Flujo para determinar el

Factor de Medición son las siguientes:

- Para determinar el factor de corrección por temperatura en el Probador

CTSp se emplea la ECUACIÓN 22.

- La fórmula implementada en la computadora de flujo para el cálculo del

CPSp se presenta en la ECUACIÓN 23.

118

- La ecuación que determina el factor de medición MF es la siguiente:

𝑀𝐹𝑝 =𝑃𝑉𝐵 𝑥 𝐶𝑇𝑆𝑃 𝑥 𝐶𝑃𝑆𝑃 𝑥 𝜌𝑃(

𝑁𝑓𝑡3𝑏𝑏𝑙

1000)

𝑃𝑓

𝑀𝐾𝐹

EC. [ 36 ]

Dónde:

MFp: Factor de medición en el Prover.

PVb: Volumen Base del Prover a condiciones de Referencia.

(bbl)

CTSp: Factor de corrección por temperatura en el prover.

CPSp: Factor de corrección por presión en el prover.

Ρp: Densidad en el prover (Densitómetro del prover). (lb/ft3)

Nft3bbl: Factor de Corrección de pie cubico a barril (1 BLS =

5,6145826 ft3)

Pf: Pulsos Registrados. (Pulsos).

Los resultados de los cálculos realizados por la computadora de flujo de la

unidad LACT se presentan en los formatos de la FIGURA 43 Y FIGURA 44:

119

FIGURA 43: Formato de Reporte de Prueba Unidad LACT. Terminal

Beaterio.


120

FIGURA 44: Registro de Datos Computadora de Flujo Unidad LACT Beaterio


121

CAPÍTULO V

122

CAPÍTULO V

5.- ANÁLISIS Y COMPARACIÓN DE DATOS ENTRE

UNIDAD DE RECEPCIÓN (DATOS POR

CONTADORES) Y DATOS UNIDAD LACT.

En este capítulo se realizó la comparación de datos entre la unidad LACT y

el tren de medición convencional por medio de datos adquiridos por los

contadores, se realizó también una comparación de datos entre los

contadores y las mediciones realizadas por el aforo de los tanques a

condiciones estándar. Los datos de aforo de los tanques en la terminal de

Productos Limpios el Beaterio son registrados en formatos de control

volumétrico llevadas a cabo diariamente, en los mismas formatos de control

volumétrico se establece los datos de los ingresos de combustibles que

pasan por la unidad de recepción de la terminal registrada por las turbinas a

sus determinadas horas como se muestra en el ANEXO # 16.

El siguiente análisis está enfocado a la determinación de la diferencia de

mediciones que existe entre las unidades anteriormente mencionadas; las

diferencias volumétricas que se extrae de esta comparación es producto de

la desviación e inexactitud de los equipos del tren de medición convencional

en relación a una nueva tecnología que en este caso es la unidad LACT.

La comparación de datos realizada está enfocada a la siguiente norma:

OILM R117 - Sistema de Medida para líquidos con excepción del

agua. (Sistemas de Medición de Flujo Volumétrico).

123

5.1.- NORMA OIML R117 (ORGANIZACIÓN INTERNACIONAL

DE METROLOGÍA LEGAL)

La norma está enfocada a los Sistemas de Medición de Flujo Volumétrico, la

cual especifica los requerimientos técnicos y metrológicos a los sistemas de

medición dinámica; con base a esta norma podremos determinar el error

máximo permisible para nuestra comparación de datos.

La norma presenta las siguientes tablas de clasificación para los errores

máximos permisibles relativos:

TABLA 17: Clases de precisión según el campo de aplicación.

Clase Campo de aplicación

0.3 Sistemas de medida en tuberías

0.5

Todos los sistemas de medida si no se lo a establecido de otro modo en alguna otra parte

de esta tabla, en particular:

dispensadores de combustible para vehículos a motor (que no sean dispensadores de

GLP)

sistemas de medida en autotanques para líquidos de baja velocidad

sistemas de medida para descargado de buque tanque, ferrocarriles tanque y

autotanques

sistemas de medida para leche

sistemas de medida para cargado de buques

sistemas de medida para recarga de combustible en aeronaves

1.0

Sistema de medida (que no sean dispensadores de GLP) para gases licuados bajo presión

medidos a una temperatura igual o sobre –10°C

Dispensadores de GLP para vehículos a motor

Sistemas de medida normalmente en la clase 0.3 o 0.5 pero usados para líquidos:

cuyas temperaturas son menores que –10°C o mayores que 50°C o

cuya viscosidad dinámica es mayor que 1000 mPa.s, o

cuya velocidad máxima de flujo volumétrica no es mayor que 20 L/h

1.5

Sistemas de medida para dióxido de carbono licuado

Sistemas de medida (que no sean los dispensadores de GLP) para gases licuados bajo

presión medidos a temperaturas bajo los –10°C

2.5 Sistemas de medida de líquidos a temperaturas bajo los –153°C

124

(Norma OIML R711, 2001)

TABLA 18: Errores Máximos Permisibles para volúmenes mayores a 2 litros.

Clases de precisión

0.3 0.5 1.0 1.5 2.5

A(*) 0.3% 0.5% 1% 1.5% 2.5%

B(*) 0.2% 0.3% 0.6% 1.0% 1.5%

(Norma OIML R711, 2001)

Las características de A y B de la TABLA 18 corresponden a:

Los errores máximos permisibles en la línea A de la TABLA 18 se aplican a

sistemas de medida completos, para todos los líquidos, todas las

temperaturas, todas las presiones de los líquidos y todas la velocidades de

flujo para las cuales el sistema ha sido pensado, o ha sido aprobado, sin

ningún ajuste entre varios ensayos, para:

Aprobación de modelo.

Verificación inicial de una etapa o en una segunda etapa en una

verificación inicial a dos etapas.

Verificaciones subsecuentes.

Los errores máximos permisibles en la línea B de la TABLA 18 se aplican a:

Aprobación del modelo de un medidor, para todos los líquidos, todas

las temperaturas, todas las presiones de los líquidos y todas las

velocidades de flujo para las cuales el sistema tiene el propósito de

ser aprobado.

Verificación inicial (primera etapa de la verificación) de un medidor

que tiene el propósito de ser dotado de un sistema de medida sujeto a

verificación inicial de dos etapas.

125

Notas:

Se permite un ajuste para cada líquido, pero en este caso el

certificado de aprobación del modelo provee información sobre la

capacidad del medidor para medir todos los líquidos sin precauciones

particulares. Por ejemplo, el medidor puede estar autorizado

solamente para medir un líquido bajo condiciones normales, o puede

ser necesario un dispositivo automático que provee una adaptación

para cada líquido.

Si el medidor está provisto de un dispositivo de corrección o ajuste, es

suficiente verificar que las curvas de errores estén dentro de un

campo de medida igual a dos veces el valor especificado en la línea B

Los datos obtenidos son adquiridos de los formatos de registro emitidos

diariamente en la terminal, con respecto al análisis de la TABLA 18, el error

máximo permisible es % 0.3; se determinó este valor debido a que se

realiza los cálculos en un sistema de tuberías que determina la clase 0,3 en

nuestro sistema presentado en la TABLA 17; en la TABLA 18 se analiza que

nuestro equipo es un medidor de tipo turbina por esta razón seleccionamos

la línea B.

5.2.- CÁLCULO DEL FACTOR DE MEDICIÓN (MF) DEL

MEDIDOR MÁSICO DE CORIOLIS DE LA UNIDAD LACT

TERMINAL EL BEATERIO.

El procedimiento para la obtención del Factor de Medición del elemento de

Coriolis de la Unidad LACT del Beaterio está basado en el modelo

matemático del software de cálculo del computador de flujo. En la FIGURA

45 se presenta un reporte de prueba con su respectivo Factor de Medición, a

continuación se calcula y justifica cuantitativamente los resultados del

reporte:

126

FIGURA 45: Reporte de Prueba Medidor de Coriolis (FIT – 080168-208B)

Para determinar el Factor de Medición se emplea la ECUACIÓN 36:

𝑀𝐹𝑝 =𝑃𝑉𝐵 𝑥 𝐶𝑇𝑆𝑃 𝑥 𝐶𝑃𝑆𝑃 𝑥 𝜌𝑃 (

𝑁𝑓𝑡3𝑏𝑏𝑙

1000 )

𝑃𝑓𝑀𝐾𝐹

Reemplazamos los valores obtenidos del reporte, que también se pueden

adquirir de los parámetros operacionales determinados por los fabricantes

de los elementos de medición:

𝑀𝐹𝑝 =

1.7848 𝐵𝐿𝑆 𝑥 1.0004 𝑥 1.0000 𝑥 62.17𝑙𝑏

𝑓𝑡3 (5.6145

𝑓𝑡3

𝐵𝐿𝑆1000 )

6227.62 𝑝𝑢𝑙𝑠𝑜𝑠

10 000 𝑝𝑢𝑙𝑠𝑜𝑠

𝐵𝐿𝑆

127

𝑀𝐹𝑝 =0,6233

0,6228

𝑀𝐹𝑝 = 1,0009

Con la obtención del MF del elemento de Coriolis (FIT – 08B), se determina

que el margen de desviación de las medidas es de 1.00092. La fiscalización

y transferencia de custodia se realiza con los cálculos obtenidos por medio

de las mediciones de aforo de los tanques de almacenamiento (medidas de

referencia); los valores de la unidad LACT son extraídos de las medidas de

referencia con un margen de desviación del elemento de Coriolis.

A continuación se presenta las tablas de comparación de los datos obtenidos

en campo y las diferencias volumétricas encontradas durante los 8 primeros

meses de año 2014 (Enero - Agosto); el procedimiento de obtención de

datos está basado a la sumatoria de volúmenes diarios registrados en las

hojas de control volumétrico, la cual se presenta en el ANEXO # 15.

TABLA 19: Comparación de datos mes de Enero

TABLA 20: Comparación de datos mes de Febrero

128

TABLA 21: Comparación de datos mes de Marzo

TABLA 22: Comparación de datos mes de Abril

TABLA 23: Comparación de datos mes de Mayo

129

TABLA 24: Comparación de datos mes de Junio

TABLA 25: Comparación de datos mes de Julio

TABLA 26: Comparación de datos mes de Agosto

Según los datos del porcentaje de diferencias obtenidas, el margen de

exactitud de la unidad LACT es mayor en comparación a los datos

registrados por contadores, presentando grandes diferencias en el conteo de

combustibles.

130

La razón para que se produzcan están variaciones tal altas son debido al

tiempo de calibración de los equipos, es decir, la unidad LACT por medio de

su unidad de calibración (Prover), el primer mes de prueba realiza una

calibración diaria al medidor, una vez que pasa el tiempo de prueba se

establece un régimen de tiempo prudente para la calibración del medidor de

coriolis por medio del prover en la unidad LACT, por lo general se establece

un tiempo de calibración de cada 3 días durante los primero meses, luego se

establece el tiempo según características del medidor de coriolis, que resulta

cada 15 días después de los primeros 3 meses de monitoreo.

En la Terminal de Productos Limpios no se encontraron registros de

calibración de los equipos de medición volumétrica en la unidad de

recepción (turbinas), por esta razón, se produce los índices de diferencias

volumétricas tan altas.

Se realizó una comparación entre los datos obtenidos por contadores y los

datos obtenidos por el aforo diario de los tanques de almacenamiento,

resultando una diferencia volumétrica significativa, este cálculo es un

procedimiento convencional realizado para la obtención de balances

mensuales y anuales en la Terminal de Productos Limpios el Beaterio, con

base a esto, se determina las posibles calibraciones de los equipos del tren

de recepción anterior, así como también se ponía en conocimiento las

diferencias volumétricas por errores de medición en los tanques de

almacenamiento. Los datos obtenidos son extraídos del libro de registro

diario llevado por los operadores.

Se realizó la comparación de datos de la unidad LACT y los datos obtenidos

por contadores, el dato que crea la diferencia para la variación volumétrica

es el factor de medición que se extrae de la calibración del elemento de

medida que se encarga del conteo, el prover es el encargado de darnos ese

factor.

El procedimiento empleado para el cálculo de diferencias volumétricas es

una regla de tres simple, para determinar el porcentaje en relación a las

131

medidas reales que en este caso son las calculadas por la unidad LACT y

las medidas referenciales (Aforo), así empleamos el siguiente procedimiento:

𝑀𝑒𝑑𝑖𝑑𝑎 𝑅𝑒𝑓𝑒𝑟𝑒𝑛𝑐𝑖𝑎𝑙 (𝐴𝑓𝑜𝑟𝑜) − 𝐶á𝑙𝑐𝑢𝑙𝑜𝑠 𝐿𝐴𝐶𝑇 = 𝐷𝑖𝑓𝑒𝑟𝑒𝑛𝑐𝑖𝑎 𝑒𝑛 𝐺𝑎𝑙𝑜𝑛𝑒𝑠.

% 𝑑𝑒 𝑑𝑖𝑓𝑒𝑟𝑒𝑛𝑐𝑖𝑎 = 𝐷𝑖𝑓𝑒𝑟𝑒𝑛𝑐𝑖𝑎 𝑒𝑛 𝐺𝑎𝑙𝑜𝑛𝑒𝑠 𝑥 100

𝑀𝑒𝑑𝑖𝑑𝑎𝑠 𝑅𝑒𝑓𝑒𝑟𝑒𝑛𝑐𝑖𝑎𝑙 (𝐴𝑓𝑜𝑟𝑜) EC. [ 37 ]

La norma OILM R117 es una norma reguladora de cálculo de volúmenes, en

este estudio nos indica que la diferencia (error máximo permisible) no debe

exceder el 0.3 %, los datos obtenidos por los tres tipos de medición están

dentro del rango de aceptación, sin embargo, por los cuadros obtenidos es

evidente que el sistema de medición por medio de unidad LACT es el más

exacto y el que posee un margen de desviación muy bajo.

También podemos determinar que la inversión realizada por la compra e

instalación de la unidad LACT justifica los gastos y favorece a la medición

futura de los combustibles.

Se detectó errores en los procedimientos de medida de aforo en los tanques

de almacenamiento, no se cumplen algunos procedimientos, por ejemplo, el

tiempo de espera para que un combustible este completamente en reposo

dentro del tanque de almacenamiento; en muchos de los casos las

mediciones eran realizadas cuando el fluido aún se encontraba en

movimiento lo que daba como resultado errores de medida muy desviados

del valor real; la razón de no cumplir este procedimiento era debido a la

creciente demanda de combustible en la ciudad donde era requerido un

despacho inmediato, y El Terminal no estaba en la capacidad de esperar los

tiempos de reposo establecidos.

Otro error en las medidas por aforo en los tanques de almacenamiento, es

producto del rango de apreciación en las tablas de calibración ya que son de

un milímetro, es decir, las medidas son aproximadas al siguiente valor por lo

132

tanto, medio milímetro que sea aproximado en un tanque de gran capacidad

operativa, resulta un incremento de volumen inexiste contabilizado.

133

CAPÍTULO VI

134

CAPÍTULO VI

6.- PROCEDIMIENTO DE CALIBRACIÓN Y

MANTENIMIENTO DE LA UNIDAD LACT.

6.1.- MANTENIMIENTO UNIDAD LACT

El mantenimiento de la unidad LACT es sencillo, este procedimiento

empieza desde el cuidado del equipo de las condiciones del medio

ambiente, es decir, la unidad LACT debe estar cubierta del agua y del viento

para evitar el deterioro de los equipos.

En lo operativo las tuberías deben estar diseñadas para suministrar la

mínima caída de presión en los equipos de la unidad, para este fin, se limita

la velocidad máxima del fluido en el sistema a 14 ft/s y una velocidad mínima

de 3 ft/s.

El probador y los instrumentos de la unidad LACT deben ser calibrados con

las normativas vigentes actualizadas, en el caso de probadores la norma API

- MPMS capítulo 4 sección 8, en resumen 5 años para probadores fijos, cada

3 meses para medidores maestros, cada 3 años para medidores móviles o

desplazables y la calibración de medidores de flujo cada 24 horas según la

norma API durante el mes de prueba; en caso del mantenimiento preventivo

de los equipos e instrumentos mecánicos y eléctricos se debe acudir al

Manual de Medición de Hidrocarburos Capitulo 1.

El desempeño de las válvulas debe ser excelente, de acuerdo al tipo de

servicio para el que se haya instalado el equipo. Se debe realizar una

inspección en las uniones de los instrumentos y equipos instalados, de igual

manera los sistemas de drenaje de la unidad LACT y el probador para evitar

las fugas en el sistema.

135

En el proceso de calibración de los equipos de la unidad LACT se debe

mantener la rata de flujo a un nivel constante y revisar que las condiciones

de operación como presión, temperatura o caudal no sean alterados durante

el procedimiento.

Es importante mantener un constante monitoreo de los equipos de la unidad,

con el fin de realizar acciones correctivas en caso de un mal desempeño de

uno de los equipos del sistema.

6.2.- CALIBRACIÓN UNIDAD LACT

La calibración de los instrumentos es uno de los procedimientos más

importantes que se desarrollan en la industria hidrocarburífera, con el fin de

establecer la exactitud de operación de los equipos.

La exactitud de la unidad LACT depende de la calibración ejecutada por el

probador, este procedimiento es efectuado con mayor frecuencia en

medidores directos, como los medidores de turbina, los medidores de

desplazamiento positivo y medidores de coriolis, esta operación consiste en

una comparación de datos entre un medidor maestro y el medidor que

funciona en la unidad LACT, que en este caso sería un medidor de coriolis.

La norma aplicada para procedimiento de calibración es la siguiente:

Manual of Petroleum Measurement Standards Chapter 4. Proving

Systems. (MPMS).

Manual of Petroleum Measurement Standards Chapter 5. Metering

Section. (MPMS)

Los entes de regulación de nuestro país y los encargados de realizar la

calibración de los equipos son compañías inspectoras independientes con la

supervisión de la Dirección Nacional de Hidrocarburos del Ecuador (DNH).

El objetivo de la comparación de datos obtenidos entre el probador maestro

y el medidor determina un valor llamado el Factor de Medidor (Meter Factor),

136

este valor es adimensional y prueba la inexactitud adquirida por el medidor,

se define en base a la siguiente ecuación:

𝐹𝑎𝑐𝑡𝑜𝑟 𝑑𝑒𝑙 𝑚𝑒𝑑𝑖𝑑𝑜𝑟(𝑀𝐹) =𝑉𝑜𝑙𝑢𝑚𝑒𝑛 𝐸𝑠𝑡á𝑛𝑑𝑎𝑟 𝑑𝑒𝑙 𝑃𝑟𝑜𝑏𝑎𝑑𝑜𝑟 (𝑉𝑠𝑝)

𝑉𝑜𝑙𝑢𝑚𝑒𝑛 𝐸𝑠𝑡á𝑛𝑑𝑎𝑟 𝑑𝑒𝑙 𝑀𝑒𝑑𝑖𝑑𝑜𝑟 (𝑉𝑠𝑛)

De acuerdo a un modelo más simplificado se presenta la siguiente ecuación:

𝐹𝑎𝑐𝑡𝑜𝑟 𝑑𝑒𝑙 𝑀𝑒𝑑𝑖𝑑𝑜𝑟 (𝑀𝐹) = 𝑉𝑏𝑝 𝑥 𝐶𝑇𝑆 𝑥 𝐶𝑃𝑆 𝑥 𝐶𝑇𝐿𝑝 𝑥 𝐶𝑃𝐿𝑝

𝐴𝑐𝑢𝑚𝑢𝑙𝑎𝑑𝑜 𝑑𝑒 𝑃𝑢𝑙𝑠𝑜𝑠

𝐾𝑥 𝐶𝑇𝐿𝑚 𝑥 𝐶𝑃𝐿𝑚

EC. [ 38 ]

Dónde:

Vbp: Volumen Base del Probador a 60 ºF y 0 Psi.

CTS: Factor de corrección por temperatura del probador.

(acero)

CPS: Factor de corrección por presión del probador. (acero)

CTLp: Factor de corrección por temperatura del fluido en el

probador.

CPLp: Factor de corrección por presión del fluido en el

probador.

Acumulado de pulsos: Promedio de pulsos generados por la

esfera al desplazarse por los switches del probador.

K: Constante que corresponde a los pulsos/barriles del

probador.

CTLm: Factor de corrección por temperatura del fluido en el

medidor.

CPLm: Factor de corrección por presión del fluido en el

medidor.

A continuación se presenta un ejemplo del cálculo del Meter Factor de forma

manual a partir de una cartilla de calibración realizada por una empresa

independiente:

137

FIGURA 46: Reporte de Calibración de una Medidor Dinámico.

(Servicios y Tecnologías SRL, 2008)

Según la carta de calibración tenemos los siguientes valores:

𝐹𝑎𝑐𝑡𝑜𝑟 𝑑𝑒𝑙 𝑀𝑒𝑑𝑖𝑑𝑜𝑟 (𝑀𝐹) = 𝑉𝑏𝑝 𝑥 𝐶𝑇𝑆 𝑥 𝐶𝑃𝑆 𝑥 𝐶𝑇𝐿𝑝 𝑥 𝐶𝑃𝐿𝑝

𝐴𝑐𝑢𝑚𝑢𝑙𝑎𝑑𝑜 𝑑𝑒 𝑃𝑢𝑙𝑠𝑜𝑠𝐾 𝑥 𝐶𝑇𝐿𝑚 𝑥 𝐶𝑃𝐿𝑚

𝐹𝑎𝑐𝑡𝑜𝑟 𝑑𝑒𝑙 𝑀𝑒𝑑𝑖𝑑𝑜𝑟 (𝑀𝐹) = 25.6694 𝑥 1.0013 𝑥 1.0001 𝑥 0.9731 𝑥 1.0002

25 605.801 000 𝑥 0.9731 𝑥 1.0002

𝐹𝑎𝑐𝑡𝑜𝑟 𝑑𝑒𝑙 𝑀𝑒𝑑𝑖𝑑𝑜𝑟 (𝑀𝐹) = 25.0189

24.9220

𝐹𝑎𝑐𝑡𝑜𝑟 𝑑𝑒𝑙 𝑀𝑒𝑑𝑖𝑑𝑜𝑟 (𝑀𝐹) = 1.0039

138

El MF extraído representa la inexactitud del medidor con respecto al

probador.

El rango de calibración de los equipos es establecido por estatutos de la

Dirección Nacional de Hidrocarburo (DNH) en el Art. 7 del decreto Nº 014

por el Ministro de Energía y Minas propuesto a continuación:

¨ Art. 7.- Los volúmenes de petróleo crudo entregados por los usuarios,

serán registrados a través de las unidades LACT, instaladas tan cerca como

fuere posible del respectivo punto de entrega a los Sistemas de Oleoductos

Operados por PETROECUADOR. Además se considerará como petróleo

crudo, los derivados hidrocarburíferos y/o residuos entregados a la

Operadora para ser transportados por el Sistema de Oleoductos operados

por Petroecuador. Las calibraciones de los medidores instalados en las

unidades LACT y ACT serán de responsabilidad exclusiva de cada uno de

los usuarios y/u operadoras, las cuales se realizarán antes de su uso y

posteriormente dos veces al mes, los días 1 y 16, y cuando sea necesario

por funcionamiento defectuoso de la misma, a solicitud de cualquiera de las

partes contratantes o de la DNH, en función de las especificaciones dadas

por el fabricante de los equipos y las normas bajo las cuales fueron

fabricadas. Estas calibraciones serán realizadas por compañías inspectoras

independientes calificadas por la DNH, presenciadas por las operadoras y

certificadas por la DNH. Cualquier mecanismo, dispositivo que por su uso o

función afecte la precisión de la medición o control, debe ser suministrado

con un medio para sellar con seguridad, los cuales serán sellados por la

DNH, y si eventualmente, sé requiere realizar trabajos que impliquen la

rotura los sellos de seguridad, los usuarios y las operadoras previamente

notificarán a la DNH en la jurisdicción correspondiente. De la rotura o

colocación de sellos de seguridad, se dejará constancia en actas suscritas

por representantes de la DNH, usuarios y/u operadoras según sea el caso.¨

139

6.2.1.- PROCEDIMIENTO DE CALIBRACIÓN Y OBTENCIÓN DE DATOS

Para realizar el procedimiento de calibración y obtención de datos se recurre

a lo siguiente:

Encender el Prover y el medidor hasta que los equipos se encuentren

en línea.

Verificar que el dispositivo que emite los pulsos esté conectado al

medidor y los datos sean presentados en los software automatizados

en oficina.

Definir el número de corridas del probador.

Abrir la válvula de cuatro vías del probador dando inicio a la operación

de calibración.

Receptar los datos de presión, temperatura y pulsos del prover,

corregir los datos por las variaciones que existen por condiciones de

presión y temperatura en el acero obteniendo CTS, CPS y cantidad

de pulsos; se extrae los valores de presión y temperatura del fluido

(CTLp y CPLp) y se obtiene los valores de presión y temperatura del

medidor con respecto a lecturas anteriores (CTLm y CPLm).

Adjuntar los datos para extraer el MF.

Cerrar válvula de cuatro vías y enviar el fluido a la tubería principal del

sistema.

Finalización de la prueba de calibración.

140

CAPÍTULO VII

141

CAPÍTULO VII

7.1.- CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES

7.1.1.- CONCLUSIONES

Del análisis de resultados se determinó que la unidad LACT

proporciona volúmenes más exactos con respecto a los volúmenes

registrados por contadores, esta mínima variación de volumen genera

mayor consistencia y confiabilidad en operaciones de transporte y

almacenamiento en la Terminal de Productos Limpios El Beaterio.

Se obtuvo las diferencias volumétricas basadas en comparación de

datos entre el tren de medición anterior y la unidad LACT, dejando

constancia que la unidad LACT es el sistema automático de

transferencia más exacto en los procesos de medición, en

comparación con las mediciones referenciales (aforadas) que

determinan las fiscalizaciones mensuales en La Terminal.

Se determinó que la medición por medio de la unidad LACT reduce el

margen de error permisible en base a la norma OIML R117, es decir

inferior al %0.3, en relación a medidas por aforo de los tanques y por

contadores.

La cantidad de volumen que se puede contabilizar por la unidad LACT

se incrementa al manejar flujos con tubería de 12 pulgadas, lo que

nos permite la recepción y conteo de mayores cantidades, facilitando

la operación de transporte en la Terminal.

Se analizaron los procedimientos que los operadores de la estación

reductora aplican para calcular los volúmenes referenciales recibidos

142

(aforados), lo cual determina una limitación para el cálculo debido a

las tablas de calibración con apreciaciones de un milímetro.

Debido a que la demanda de los combustibles derivados del petróleo

se ha incrementado paulatinamente en los últimos cinco años, se

reduce el tiempo de reposo de los hidrocarburos a ser despachados

que se encuentran almacenados en tanques; entonces, el aforo se lo

realiza con productos con cierto nivel de turbulencia y en muchos

casos no se cumple el procedimiento para fiscalización. Sin embargo

no es posible dejar de abastecer de combustibles el área de

influencia.

Debido a que no se encuentran registros de calibración de los equipos

que se encontraban funcionando en la Estación Reductora, no existe

evidencia de la exactitud de las mediciones volumétricas realizadas

por las turbinas de la unidad, por esta razón, se incrementa el margen

de diferencias establecidas en base a las mediciones realizadas por la

Unidad LACT.

Se determinó que las diferencias volumétricas producidas entre el tren

de medición anterior y la unidad LACT, se establecen por la cantidad

de equipos adicionales que posee la nueva unidad LACT, es decir, el

muestreador, medidor y particularmente el probador hacen la

diferencia para que el sistema de medida sea más exacto.

Este estudio fue basado y justificado en base a la Norma API – MPMS

justificando la importancia del uso de las normas dentro de los

procesos de la industria petrolera.

El valor más importante que provee la unidad LACT es el Factor de

Medición MF, regulando la exactitud del medidor y determinando una

corrección en los elementos de medida.

143

El medidor de coriolis instalado en la unidad LACT tiene una mayor

eficiencia en relación a las turbinas utilizadas en el tren de medición

anterior, debido a que opera con mayor eficiencia caudales másicos.

7.1.2.- RECOMENDACIONES

Se deben actualizar procedimientos de aforo de tanques de

almacenamiento con el fin de cumplir los requerimientos de reposo

que requiere un combustible para ser medido.

Utilizar software y hardware que tengan tecnologías abiertas para que

al incrementar instrumentos de medición se facilite su incorporación al

sistema actual.

El funcionamiento continuo de la nueva unidad LACT realizará

mediciones volumétricas más exactas lo que facilitará los

procedimientos de trasferencia de custodia, de tal manera que

satisfaga las demandas de las empresas compradoras como a la

vendedora.

En caso de utilizar el tren de medición anterior se recomienda realizar

las calibraciones a las turbinas de medida, por medio de empresas

certificadoras o basándose en la Norma API – MPMS Capitulo 13

Sección 2.

Se recomienda las corridas de calibración cada 15 días para asegurar

la obtención del Factor de Medición, ya sea para un cálculo manual o

en sistemas automatizados, y garantizar la exactitud de las

mediciones.

144

7.2.- BIBLIOGRAFÍA GENERAL

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de trasferencia automática (LACT) para la medición de petróleo

mediante la puesta en servicio de un computador de flujo. Tesis de

Grado. Escuela Politécnica del Ejército. Ingeniería Electrónica.

Armendáriz, C. 2012. Descripción de los tipos de medición estática y

dinámica de hidrocarburos líquidos y sistemas de transferencia de

custodia. Tesis de grado. Universidad Tecnológica Equinoccial.

Tecnología en Petróleos.

Barragán, C. 2009. Análisis Descriptivo para la obtención de factores

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termina Baeza de AOE. Tesis de Grado. Universidad Tecnológica

Equinoccial. Tecnología en Petróleos.

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Internacional.

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Transporte y Almacenamiento de Hidrocarburos. Programa de

Capacitación y Auditoria Interncional.

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tipo turbina y medidores de desplazamiento positivo, para justificar el

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Baeza, periodo Marzo 2010 – Junio 2010. Tesis de grado.

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146

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Norma API 2540. Determinación de densidades.

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TECPETROL. Provisión de Unidad LACT La Escondida

148

7.3.- GLOSARIO DE TERMINOS

Aforo en Tanques: Procedimiento de medición realizado por los operadores

para determinar el volumen en los tanques de almacenamiento.

ASME: (American Society of Mechanical Engineers)

ANSI: (American National Standards Institute).

API: Instituto Americano del Petróleo. (American Petroleum Institute).

ASTM: Sociedad Americana para Pruebas y Materiales. (American Society

for Testing and Materials).

Barriles (Bls): Unidad de volumen utilizada en la Industria Petrolera, un

barril contiene 42 galones.

Calibración: Es un procedimiento que establece la relación entre valores

medidos con un instrumento de medición y los valores establecidos como

estándares nacionales e internacionales.

Condiciones Estándar: Condiciones del combustible a una temperatura de

60 F y una presión de 14.7 PSI.

Contadores: Término utilizado para referirse a los equipos de medición

encargados del conteo volumétrico de los combustibles.

Densidad: Es la relación de una masa sobre una unidad de volumen, a una

temperatura dada.

Densitómetro: Medidor de densidad en el cual la muestra fluye

continuamente a través o alrededor del transductor permitiendo la medición

continua.

Despacho de combustible: La venta o trasferencia de combustible vía

poliducto o auto tanque.

149

DNH: Dirección Nacional de Hidrocarburos.

Enderezador de Flujo: Longitud de tubería que ayudan a la eliminación de

turbulencias, denominadas venas enderezadoras. Esta pieza se instala a la

entrada del medidor de flujo con el fin de reducir los errores en la medición.

Error de medición: Diferencia entre el resultado de una medición y el valor

verdadero.

Error máximo permisible: Valor más alto de error permitido por

especificaciones, normas o reglamentos.

Exactitud: Es el grado de proximidad entre los resultados de las mediciones

y los valores verdaderos de la variable medida.

Extractor de muestras: Dispositivo que toma la muestra de una tubería o

tanque.

Factor de Medición MF: (Meter Factor). Factor para compensar la

desviación de medición ocasionada por equipos en mal estado o

descalibrados.

GLP: Gas Licuado del Petróleo

Grab: El volumen de muestra extraído de la tubería o tanque, por medio del

extractor de muestras.

Incertidumbre de la Medición: Es el intervalo dentro del cual se estima que

estará el valor verdadero de una medición, por lo general está basado sobre

un sistema de probabilidades.

ISO: Organización Internacional para la Normalización.

LACT (Lease Automatic Custody Transfer): constituye un conjunto de

equipos que ayudan a determinar la cantidad y calidad de los productos.

150

Medición: Es un procedimiento para determinar el valor o la magnitud de

una variable física.

Muestra: Cantidad tomada de un volumen total, la cual puede o no contener

las características físicas o químicas del producto restante.

Muestreo: Es un procedimiento para obtener una cierta cantidad de

producto hidrocarburífero proveniente de tuberías, equipos o tanques; con el

fin de ser analizados.

NAO: Nafta de alto octano.

OILM: Organización Internacional de Metrología Legal.

Productos Limpios: Son los derivados del petróleo crudo, que resultan del

proceso de refinación.

Ppm: Partes por millón.

Rascadores: Equipos utilizados para el monitoreo y evaluación de tuberías,

también son conocidos como chanchos inteligentes.

Recolector Automático de Muestras: Dispositivo instalado en una tubería

que es activado por un equipo de control para obtener una muestra

representativa del líquido.

Sistema Automático de Toma-muestras: Conjunto de elementos que

contiene un acondicionador de corrientes, un toma-muestras automático y

los dispositivos de manejo y mezclado de la muestra.

Tablas API: Son tablas proporcionadas por el Instituto Americano del

Petróleo (API), Capítulo 11, utilizadas para el cálculo del volumen bruto a

condiciones estándar o de referencia, y determinación de los factores de

corrección por presión y temperatura.

151

Transferencia de Custodia: es el cambio de responsabilidad o custodia de

una empresa o entidad a otra es decir cuando el producto es entregado a un

tercero para su manejo y custodia, manteniéndose la propiedad del

producto.

Unidad de Recepción Anterior: Es el conjunto de equipos que componen

la unidad Reductora de Presión encargadas de ejecutar y contabilizar las

mediciones volumétricas antes de ser instalada la unidad LACT.

Volumen Bruto Observado (G.O.V): Es el volumen del producto, sin incluir

el agua libre al fondo del tanque. Este volumen está referido a las

condiciones de temperatura y presión del proceso, también se le denomina

volumen a condiciones del proceso.

Volumen Bruto Estándar (G.S.V): Es el volumen total observado corregido

a condiciones estándar de temperatura (60 F).

Volumen Neto (N.V): Es el volumen total observado corregido a condiciones

estándar de temperatura (60 F) y presión (14,7 PSIA).

Volumen Total Observado (T.O.V): Es el volumen del producto, incluyendo

el agua libre o sedimento localizados al fondo del tanque. Es calculado sobre

la base de las tablas de calibración y el nivel del líquido.

152

ANEXOS

153

7.4.- ANEXOS

ANEXO # 1: Hoja de Seguridad MSDS Gasolina Súper

(PTROECUADOR, 2015)

154

ANEXO # 2: Producción Nacional Gasolina Súper año 2012.

(PETROECUADOR, 2012)

155

ANEXO # 3: Hoja de Seguridad MSDS Gasolina Extra.


156

ANEXO # 4: Hoja de Seguridad MSDS Diesel 2.


157

ANEXO # 5: Características Diesel 2 Norma INEM.

(INEM, 2014)

158

ANEXO # 6: Hoja de Seguridad MSDS Diesel Premium.


159

ANEXO # 7: Características Diesel Premium Norma INEM.

(INEM, 2014)

160

ANEXO # 8: Diagrama de flujo convencional de Unidad LACT.


161

ANEXO # 9. Reporte Diario de Movimiento en Tanques y Contadores en

Terminal de Productos Limpios El Beaterio.


162

ANEXO # 10. Cambio de Tubería de 8 a 12 pulgadas

163

ANEXO # 11. Lámina de Seguridad del Medidor de Coriolis Unidad

LACT, Terminal El Beaterio

164

ANEXO # 12. Lámina de Seguridad del Muestreador Unidad LACT,

Terminal El Beaterio

165

ANEXO # 13. Tabla 6 A, Determinar el Factor de Corrección por

Temperatura, Norma API – MPMS Capítulo 11.

(API – MPMS, 2012)

166

ANEXO # 14. Tabla 6 B, Determinar el Factor de Corrección por

Temperatura, Norma API – MPMS Capítulo 11.

(API – MPMS, 2012)

167

ANEXO # 15. Hoja de Cálculo para Establecer los Ingresos Mensuales

de Producto a la Terminal Ei Beaterio Mes de Enero

168

Continuación ANEXO # 15


169

ANEXO # 16. Hojas de Control Volumétrico diario 2 y 22 de Enero,

Terminal El Beaterio

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