Estaciones terminales

ESTACIONES TERMINALES TABLA DE CONTENIDO INTRODUCCIÓN _____________________ 1 Propósitos del Módulo __________________ 2 SECCIÓN 1 - FUENTES DEL PRODUCTO Introducción __________________________ Orígenes del Aceite Crudo y Productos Refinados __________________ Programación _________________________ Orden de Bombeo______________________ Transferencia en Custodia _______________ Repaso 1 _____________________________

3 4 6 7 8 9

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

SECCIÓN 3 - DE LOS TANQUES A LA LÍNEA PRINCIPAL Introducción __________________________ 39 Propósito de los Tanques ________________ 40 Tipos de Tanque _______________________ 42 Calibrando Tanques ____________________ 46 Determinación del Volumen del Líquido ____ 46 Tomando Temperatura y Recolectando Muestras__________________ 47 Prueba de Laboratorio __________________ 48 Sedimentos y Agua_____________________ 48 Viscosidad ___________________________ 50 Presión de Vapor ______________________ 52 Bombas de Refuerzo ___________________ 53 Repaso 3 _____________________________ 54 SECCIÓN 4 - INYECCIÓN Y ENTREGA Introducción __________________________ 57 Inyecciones___________________________ 58 Entregas _____________________________ 62 Escenarios de Operación del Operación del Distribuidor (manifold) de Tanques ________ 64 Repaso 4 _____________________________ 67 SECCIÓN 5 - SISTEMAS DE CONTROL Introducción __________________________ 71 Jerarquía de Control de la Estación Terminal_ 72 Controlador Lógico Programable (PLC) ____ 74 Repaso 5 _____________________________ 76 RESUMEN ____________________________ 77 GLOSARIO ___________________________ 80 RESPUESTAS __________________________ 84

ATENCION El personal de operaciones usa tecnología para alcanzar metas específicas. Un objetivo clave del programa de entrenamiento es promover la comprensión de la tecnología que el personal operativo, usa en su trabajo diario. Este programa de entrenamiento refuerza la relacion trabajo-habilidades mediante el suministro de información adecuada de tal manera que los empleados de oleoductos la puedan aplicar inmediatamente. La información contenida en los módulos es teórica. El fundamento de la información básica facilita el entendimiento de la tecnología y sus aplicaciones en el contexto de un sistema de oleoducto. Todos los esfuerzos se han encaminado para que reflejen los principios científicos puros en el programa de entrenamiento. Sin embargo en algunos casos la teoría riñe con la realidad de la operación diaria. La utilidad para los operadores de oleoductos es nuestra prioridad mas importante durante el desarrollo de los temas en el Programa de Entrenamiento para el Funcionamiento de Oleoductos.

ESTACIONES TERMINALES Comportamiento Básico de Fluidos

© 1996 IPL Servicios de Tecnología y Consultoría Reproducción Prohibida (Enero 1996)

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Reference: 2.2 Etaciones Terminales - Nov, 1997

HABILIDADES DE ESTUDIO Para que el aprendizaje de los módulos sea más efectivo, se sugiere tener en cuenta las siguientes recomendaciones. 1. Trate de que cada periodo de estudio sea corto pero productivo (de 10 a 45 minutos). Si usted ha establecido que estudiará durante los cinco dias de la semana un total de dos horas por día, separe los tiempos de estudio con periodos de descanso de dos a cinco minutos entre cada sesion. Recuerde que generalmente una semana de auto estudio reemplaza 10 de horas de asistencia a clases. Por ejemplo si usted tiene un periodo de tres semanas de autoestudio, deberá contabilizar treinta horas de estudio si quiere mantener el ritmo de la mayoría de los programas de aprendizaje. 2. Cuando usted esté estudiando establezca conexiones entre capítulos y tareas. Entre más relaciones logre hacer le será más fácil recordar la información. 3. Hay cuestionarios de autoevaluación al final de cada sección del módulo. Habitualmente el responder a estos cuestionarios incrementará su habilidad para recordar la información. 4. Cuando esté leyendo una sección o un módulo, primero de un vistazo rápido a toda el material antes de comenzar la lectura detallada. Lea la introducción, conclusiones y preguntas al final de cada sección. A continuación como una tarea separada estudie los encabezados, gráficos, figuras y títulos. Despues de esta excelente técnica de revision previa, usted estará familiarizado con la forma como está organizado el contenido. Después de la lectura rápida continue con la lectura detallada. Su lectura detallada, refuerza lo que ya usted ha estudiado y además le clarifica el tema. Mientras usted este realizando esta lectura deténgase al final de cada sub-sección y pregúntese “¿Que es lo que he acabado de leer?” 5. Otra técnica de estudio útil es escribir sus propias preguntas basadas en sus notas de estudio y/o en los titulos y subtitulos de los módulos.

6. Cuando esté tomando notas en el salón de clases considere la siguiente técnica. Si usa un cuaderno de de argollas escriba solo en las página de la derecha. Reserve las página de la izquierda para sus propias observaciones, ideas o áreas en las que necesite aclaraciones. Importante: escriba las preguntas que su instructor hace, es posible que usted las encuentre en el custrionario final. 7. Revise. Revise. Revise, El revisar el material aumentará enormemente su capacidad de recordar. 8. El uso de tarjetas para notas, le ayudará a identificar rápidamente áreas en las cuales usted necesita repasar antes de un exámen. Comience por ordenar a conciencia las tarjetas después de cada sesión de lectura. Cuando aparezca una nueva palabra, escríbala en una cara de la tarjeta y en el reverso escriba la definición. Esto es aplicable para todos los módulos. Por ejemplo, simbolos químicos/que representan; estación terminal/definción; una sigla(acronismo)/que significa. Una vez haya compilado sus tarjetas y se este preaparando para una prueba, ordénelas con el lado que contiene las palabras hacia arriba; pase una tras otra para verificar si usted sabe que hay en el reverso. Se ha preguntado usted por qué gastar tiempo innecesario en significados o conceptos? Porque las tarjetas que no pudo identificar, le indican las áreas en las cuales necesita reforzar su estudio. 9. Adicionalmente estos módulos tienen identificados métodos de enseñanza específica para ayudar a la comprensión del tema y su revisión. Los términos (palabras, definiciones), que aparecen en negrilla están en el glosario. Para relacionar la información de los términos y su significado, los números de las páginas aparecen en las definiciones del glosario con el objeto de identificar donde apareció el término por primera vez en el téxto. Las definiciones que en el glosario no tienen ningún número de página es importante de igual manera entenderlas, pero están completamente explicadas en otro módulo.

ESTACIoNES TERMINALES

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

INTRODUCCIÓN

Cooperación entre el centro de control y los operadores de la estación requiere que cada uno entienda las responsabilidades así como las limitaciones del otro. A pesar de que los operadores del centro de control no requieren un detallado conocimiento técnico de las operaciones terminales, un entendimiento de como los líquidos fluyen a través de la estación ayudará en la comunicación y cooperación con los operadores de la estación. Este módulo comienza con una breve reseña acerca de los orígenes del petróleo que fluye dentro de un sistema típico de tuberías, cómo su llegada es programada y su custodia es transferida. El módulo enfoca una terminal con aceite crudo, productos refinados y GLP fluyendo dentro de la estación a partir de varias tuberías y refinerías que transportan aceite a través del sistema de gasoductos. Paso a paso, este módulo identifica el trayecto del líquido mientras este fluye a través del distribuidor de entrada, a medición, a medida, a prueba y luego a los tanques donde es guardado hasta que es tiempo de ser inyectado dentro de la tubería principal. De los tanques el líquido fluye dentro de la tubería principal por una combinación de bombas de refuerzo que aumentan su presión lo suficientemente alta para entrar en la succión de las bombas de la tubería principal. El líquido luego fluye abajo de la línea principal hasta que alcanza la estación terminal donde es entregado. El módulo describe los diferentes tipos de entregas, nuevamente enfatizando como la estación y los operadores del centro de control deben trabajar juntos y comunicarse para lograr las inyecciones y entregas. Finalmente el módulo provee una explicación concisa del sistema de control usado en las estaciones terminales. Puesto que estos sistemas

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PROGRAMA DE ENTRENAMIENTO PARA OPERACIONES DE DUCTOS

son frecuentemente actualizados para tomar ventaja del incremento de mejor tecnología, y varía considerablemente de estación terminal a estación terminal, la explicación del sistema de control es limitado a una descripción conceptual. Se describe la jerarquía de control y como los diferentes componentes se interrelacionan. Para una completa descripción del sistema SCADA que controla el movimiento de líquidos a través de el sistema entero, refiérase al programa de entrenamiento: Sistema de Control de Tubería. Para una detallada descripción de el programa y equipos de computación en una específica estación terminal, refiérase a los apropiados manuales en-sitio. Este módulo presenta información sobre los siguientes aspectos.

PROPOSITOS DEL MÓDULO

• Describe el origen de los diferentes aceites crudos y productos refinados que vienen dentro de un sistema típico de tuberías. • Describe el flujo de líquidos a través de una estación terminal típica. • Describe los mayores componentes de una estación terminal y explica sus funciones. • Describe como los operadores en el centro de control y la estación cooperan para lograr inyecciones y entregas.

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

Figura 1 Una Estación Terminal Típica

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SECCIÓN 1

FUENTES DEL PRODUCTO

Esta sección identifica el origen de los aceites crudos, productos refinados y gases licuados de petróleo (GLP) que vienen dentro de las estaciones terminales. También identifica los sistemas de conexión a través de las tuberías y describe como ellos permiten el incremento de flexibilidad en programaciones de inyecciones, entregas y transferencia en custodia.

INTRODUCCIÓN

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

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

OBJETIVOS

• Identificar el origen de el aceite crudo y productos refinados que vienen dentro de las estaciones terminales. • Identificar cinco tipos de líquido transportado por un sistema típico de tuberías (aceite ligero, aceite mediano, aceite pesado, gasolina y condensados y GLP). • Identificar los mayores puntos de inyección y repartición a través de una tubería típica. • Reconocer e interpretar la información y propósito de una orden de bombeo.

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ORÍGENES DEL ACEITE CRUDO Y PRODUCTOS REFINADOS

Un bache es un volumen de producto que es transportado como una unidad en el sistema de tuberías. Una terminal es la propiedad adyacente a la/o que encierra el derecho de vía de la tubería, que incluye tanques de almacenamiento de aceite y facilidades asociadas. Otro equipo común a las estaciones puede también ser encontrado en el sitio. Estaciones terminales son los puntos de entrada para todo el aceite crudo y productos refinados que son transportados por un sistema de tuberías. Las estaciones terminales son también los puntos de entrega para aceites crudos y productos refinados que han alcanzado su destino. Aceite crudo y productos refinados son recibidos de refinerías y de otros oleoductos. La terminal en este ejemplo recibe envíos de Petro Canadá, Aceite Imperial y refinerías de la Shell de Canadá. También dieciséis diferentes tuberías alimentan aceite crudo y productos dentro de la tubería en ésta terminal. Así como los aceites crudos y productos refinados continúan por la tubería, ellos pueden ser entregados a una refinería o a otro oleoducto. En total, la tubería en el ejemplo despacha 68 diferentes tipos de hidrocarburos en cinco categorías, clasificados de acuerdo a su densidad y viscosidad y, en el caso de gases licuados de petróleo, presión de vapor (ver Figura 2).

Clasificación

Rango de Densidad lbm/ft3

Petróleo Pesado Petróleo Medio Petróleo Ligero Gasolina y Condensado GLP (Gases Licuados de Petróleo)

56 - 58 55 - 56 50 - 55 37 - 50 < 37

Rango de Densidad kg/m3

Viscosidad CS

Presión de Vapor Reid psi

Presión de Vapor Reid kPa

904-927 876-904 800-876 600-800 < 600

100-250 20-100 2-20 0.4-2 < 0.4

————< 150

————< 1100

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

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Bomba de Refuerzo Bombas de la Línea Principal Probador de Medidor

Sistema de Recolección de recursos de la Esso

Oleoducto la Paz

Tuberías Federadas Sistema de Recolección de la Sell de Canadá

Oleoducto Arco Iris

Medidor de Turbina

Sistema de Recolección de Recursos de Energía Norcen

Medidor de desplazamiento positivo Tubería de Productos

Sistema de Recolección de la PetroCanada

Calle del Oleoducto

Tubería de GLP

Oleoductos Imperiales

Oleoducto de Aceite Crudo Tanque Refínería Esso Refinería PetroCanadá

Refinería Shell Instalaciones de almucenamiento de GLP

Probador Línea 1 Línea 2 Línea 3

Medidores de Turbina Medidores de Desplazamiento Positivo

Distribuidor

Tanques de Distribución

A la estación de bombeo

Oleoducto Interprovincial

Oleoducto Transmountain

Figura 5 Ejemplo de una Estación Terminal Líquido fluye dentro de la terminal a partir de 16 oleoductos y 3 refinerías. GLP y productos refinados son medidos y muestreados, y fluyen directamente dentro de la línea 1. Aceites crudos son medidos y fluyen a los tanques en donde son almacenados hasta que es tiempo de inyectarlos dentro de la línea principal.

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PROGRAMACIÓN

A partir de las figuras, es claro que existen muchos puntos de inyección y entrega a través de la tubería. De hecho, hay tantas inyecciones y entregas que normalmente esto ocurre continuamente, y también simultáneamente a lo largo de la tubería. Para coordinar el movimiento eficiente de estos diferentes aceites crudos, se emite una programación completa. Aunque no discutiremos aquí los procesos de programación en detalle, permítanos hacer una rápida mirada a el rol de programación y relacionarlo con el centro de control y la estación de operación. Para una detallada discusión de programación y seguimiento del bache, refiérase al programa de entrenamiento, Programación. Para arreglar la programación, el programador compila las “propuestas” de todas las refinerías y/o oleoductos (despachadores) que deseen enviar aceite el siguiente mes. Una “propuesta” es un pedido que es emitido al oleoducto por un despachador quien describe el: • • • •

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

Generalmente, las propuestas deben de ser recibidas por la compañía de oleoductos el día 18 ó 19 del mes anterior. Si los despachadores quieren transportar mas aceite del espacio que se tiene en el oleoducto, se hace una distribución. Una distribución es un porcentaje del total de embarque solicitado que cada despachador es permitido despachar. Por ejemplo, si la capacidad de la tubería es 80% del total solicitado de volumen de embarque, entonces cada despachador conseguirá transportar 80% de su pedido original de despacho. También es posible que mas de un despachador solicite la misma fecha de entrega. El programador clasificará los conflictos y establecerá el mejor arreglo posible.

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

ORDEN DE BOMBEO

Los 30 días de pronóstico están basados en los acuerdos hechos con el despachador y tendrá en cuenta el conocimiento de las condiciones de las tuberías. Por ejemplo, si el mantenimiento requiere que los líquidos se desvíen de la línea a una específica localidad, el programa toma en cuenta la disminución en la producción. Desafortunadamente, los 30 días de pronóstico no puede tomar en cuenta todos los resultados posibles. En los 10 días de pronóstico se corrige el programa con cambios imprevistos. Cambios imprevistos en el programa incluye cualquier hecho que pueda afectar la tasa de flujo en el oleoducto, tal como: • contratiempos en los procesos en las refinerías que las previenen de entregar su despacho programado • contratiempo en los oleoductos aguas arriba que previenen a otros oleoductos de hacer entregas programadas a los puntos de inyección y • contratiempos en los oleoductos que reducen el rendimiento, incluyendo: - paro de la bomba. - falla de energía eléctrica - escapes o fugas - fallas de la válvula y - paros de emergencia. Finalmente, un pronóstico de 24 horas, o una orden de bombeo es emitida. Una orden de bombeo es un formato que contiene toda la información relevante acerca de cada despacho o envío. El programa deberá ser puesto al día debido a las operaciones imprevisibles de los oleoductos. A pesar de los programas completos de mantenimiento, el número total de componentes en el sistema hace inevitable que fallas mecánicas causen restricciones de vez en cuando en los oleoductos. Otras influencias que no se pueden controlar en la línea de operación incluyen la interrupción en la energía eléctrica, lo cual reduce el rendimiento, y problemas imprevistos en la parte despachadora. Actualizando los programas ajusta el tiempo para cada inyección y entrega para asegurar que cualquier cambio sea tomado en cuenta. Aunque la orden de bombeo pueda parecer en forma críptica, esta contiene toda la información necesitada por el operador central de control y el operador de la estación para controlar todas las inyecciones y entregas de cada estación en el sistema entero. La Figura 6 abajo, muestra un orden típico de bombeo, indicando la interpretación de todas las abreviaciones y símbolos.

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

Nombre de les baches

Número de Bache

EP

MAX

2850

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

Tiempo en que comienza el bache

M3/HR

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

Tamaño de Bache en m3

Tipo de operación (inyección o entrega)

Fecha de inyección / entrega

1735 1750 2010 2025

Tiempo real en que se hace el cambio de bache

Figura 6 Orden de Bombeo Esta figura muestra el orden de bomba, indicando el significado y uso de cada elemento.

TRANSFERENCIA EN CUSTODIA

La Transferencia en Custodia ocurre cuando el aceite crudo o productos refinados dejan la instalación del despachador y entran al sistema. Cuando un bache entra en el sistema, el oleoducto asume la responsabilidad por el envío, pero no se lo apropian. Al asumir la responsabilidad por el líquido, el volumen y condición son revisados cuando entran al sistema para asegurarse que el despachador está aceptando precisamente lo que se ha acordado. El volumen del líquido es medido en el sistema de medición de la terminal, y la precisión de los medidores son frecuentemente revisados (vea la sección 2). Prueba automática de la densidad, temperatura y viscosidad ocurre directamente en la línea, y muestras son tomadas para pruebas manuales de densidad, viscosidad, presión de vapor, agua, concentraciones de sedimento y otros factores. Estas pruebas son utilizadas para establecer la exacta calidad de el aceite. Si es necesario, basado en las pruebas, la tubería puede rehusar a aceptar el bache. El despachador deberá asegurar que todos los líquidos que entran en el sistema alcancen las especificaciones requeridas. Si un bache está contaminado cuando llega a su destino, y puede ser demostrado que la causa de la contaminación es debida a negligencia por parte del oleoducto, la responsabilidad es asumida por el costo del bache. Por otra parte, si la contaminación ocurre debido a un trastorno imprevisto o un “acto de Dios”, entonces todos los despachador comparten el costo. Cuando el bache alcanza su destino, la custodia es transferida ya sea de regreso al despachadores, o al siguiente oleoducto en la ruta del bache.

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1. ¿Cuál de las siguientes declaraciones acerca de las estaciones terminales no es cierta? a) Las estaciones terminales son los puntos de entrada para todos los aceites crudos transportados por el sistema de oleoductos. b) Las estaciones terminales son los puntos de entrada para todos los productos refinados transportados por el sistema de oleoductos. c) Las estaciones terminales no incluyen facilidades para almacenar. d) Las estaciones terminales son encontradas en puntos de entrega y recepción a lo largo de los oleoductos.

REPASO 1

2. Verdadero o falso: una vez que la transferencia en custodia ha ocurrido y un bache ha entrado a un sistema de tuberías, la compañía de tuberías asume la propiedad del bache. a) Verdadero b) Falso 3. Debido a restricciones en la capacidad, un oleoducto ha hecho reparticiones. La capacidad de la tubería es 80% del total pedido de volumen de envío. Si hay cuatro despachadores, ¿que porcentaje de su pedido original de volumen de envio se permitirá a cada despachador? a) 20% b) 25% c) 60% d) 80% 4. 4. a) b) c) d)

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

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5. Un bache con una viscosidad de 2-20 cs es clasificado como: a) petróleo mediano b) petróleo ligero c) gasolina y condensado d) GLP 6. La clasificación de hidrocarburos cuya presión de vapor es menos que 150 psi a 100°F (1100 kPa a 37.5 °C) es: a) petróleo mediano b) petróleo ligero c) gasolina y condensado d) GLP

7. Un pedido emitido a una tubería por un despachador que describe el tipo, volumen y fecha propuesta de entrega de un bache el cual el despachador desea transportar es llamado una: a) orden de bombeo b) boleto de recorrido c) propuesta d) programa

Las respuestas están al final del módulo

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SECCIÓN 2

TRANSFERENCIA EN CUSTODIA A TANQUES

Esta sección comienza la descripción del recorrido de un bache desde el punto de transferencia en custodia hasta su inyección dentro de la línea principal. Se enfoca en el bache mientras se mueve a través de el distribuidor de medición de entrada, probador de medidores, muestreo, y dentro del distribuidor de nuevo para ser dirigido al tanque apropiado. Después de esta sección, usted podrá completar los siguientes objetivos.

INTRODUCCIÓN

OBJETIVOS

• Identificar el propósito y los principales componentes de un distribuidor de entrada. • Identificar la ruta de los baches desde el punto de transferencia en custodia hasta un tanque específico sobre un esquema del distribuidor. • Relacionar los medidores de desplazamiento positivo a sus aplicaciones. • Relacionar los medidores de turbina a sus aplicaciones. • Reconocer la importancia de los probadores de medición. • Reconocer la importancia de los bancos medidores. • Relacionar las temperaturas de entrada de las muestras, densidad y sedimento (S&W) a la transferencia en custodia. • Reconocer la función de la densidad y temperatura en conjunción con la medición.

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DISTRIBUIDOR

DISTRIBUIDOR DE TUBERÍAS Y VÁLVULAS

Todos los productos refinados y aceites crudos (líquidos) entran primero a una terminal a través de un distribuidor. Un distribuidor es una forma compleja de tuberías y válvulas que permite a los operadores de las estaciones dirigir el petróleo que proviene de cualquier instalación de punto de inyección a cualquier almacenamiento, medición o bombeo en la terminal. El distribuidor conecta las líneas de alimentación, los almacenamientos, las líneas principales y las bombas. El operador de la estación usa el distribuidor para efectuar las siguientes operaciones: • bombea aceite de las líneas de alimentación hacia las líneas principales con tanques inactivos. • recibe aceite de las líneas de alimentación de los tanques. • transfiere aceite de un tanque a otro. • bombea aceite de un deposito a una línea principal y • envía aceite al medidor. Los componentes del distribuidor son sus tuberías y las válvulas, así como los medidores, instalaciones de muestreo y los tanques. Un distribuidor es un sistema de válvulas y tuberías que juntos crean una variedad de rutas que los líquidos pueden seguir. Las tuberías mismas pueden ser virtualmente de cualquier tamaño económico o conveniente, de acuerdo a la cantidad de líquido que se espera que circule a través de la estación. En lugar de ser enterrada bajo tierra, las tuberías del distribuidor son construidas cada vez mas sobre el nivel de la tierra (vea la Figura 7). Esto hace complejas las tuberías del distribuidor, las válvulas y otros equipos mucho mas accesible para servicio y mantenimiento, minimizando la molestia causada por la excavación de la tubería para cualquier reparación menor.

Figura 7 Tubería del Distribuidor Sobre Tierra Construyendo un distribuidor de tuberías a nivel de la tierra hace que complejas tuberías, válvulas de medición y otros equipos sean mucho mas fáciles de ser servidos, mantenidos y minimiza la molestia causada por la excavación de tuberías cada vez que algo sale mal.

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Los operadores controlan el fluído en el distribuidor abriendo o cerrando totalmente las válvulas. Al abrir las válvulas en la forma correcta y cerrando las válvulas alternativas, el operador de la estación dirige los líquidos al medidor deseado, tanque o bomba reforzadora.

VÁLVULAS

Esta es una simple explicación de un proceso que se puede llegar a ser de un alto nivel de complejidad si no se analiza cuidadosamente. Recuerde que una terminal grande tiene cientos de estas válvulas ABIERTA/CERRADA las cuales todas deberán estar en la posición correcta para controlar la dirección de tal vez docenas de corrientes que entran simultáneamente. Una sola válvula, dejada abierta en vez de cerrada, podrá resultar en la contaminación del bache, mediciones inexactas y posible perdida de presión en la línea principal. Vástago

Vástago

Sello del Vástago

Sello del Vástago

Puerta

Puerta

Anillo de Sello y Sello Metal a Metal Liquid Flow

Cuerpo de la Válvula

Cuerpo de la Válvula Cavidad del Cuerpo

Cerrado

Abierto

Figura 8a Válvula de Puerta Las válvulas de Puerta son usadas para controlar la dirección del flujo de los líquidos a través de la estación.

Flujo del Líquido

ABIERTO

CERRADO

Figura 8b Válvulas de Bola ABIERTO/CERRADO o válvulas de ‘bloque’ son usadas para controlar la dirección de los líquidos a través de la estación.

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Flujo del Líquido Flujo del Líquido

ABIERTO

CERRADO

Figura 9 Válvulas de no Retorno (check) Las válvulas de no retorno son un tipo especial de válvulas que operan automáticamente para asegurarse que los líquidos puedan circular solamente en una dirección a través de la tubería distribuidora. Flujo de retorno a través de la tubería de distribución podría causar que el bache se mezcle y hayan lecturas de medida inexactas. Consulte el módulo VALVULAS DE AISLAMIENTO Y SECCIONALIZACIóN para una descripción detallada de los componentes de la Válvula, operación y aplicaciones en el sistema.

RECORRIDO DE BACHES A TRAVES DEL DISTRIBUIDOR

Cuando los baches entran al sistema de tuberías, estos deberán ser medidos para verificar/establecer su volumen (vea “Medidores y Probador de Medidor” pagina 23-26). La Figura 10 muestra un simple distribuidor que permite al operador de la estación dirigir el líquido desde la entrada a alguno de los diversos medidores.

Entrada 1

Medidor 1 Entrada 2

Medidor 2 Entrada 3 Medidor 2

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

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

Entrada 1

Entrada 2

Entrada 3

OC

CO

CCO

C

C

C

C

C

C

C

C

C

C

C

C

O

CO

CCO

Medidor 1

Medidor 2

OOO

Medidor 3

O – Válvula Abierta C – Válvula Cerrada

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

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

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

Entrada 1

Entrada 2

Entrada 3

C

O

OC

CC

OCO

OCC

OC

OC

C

C

C

C

C

C

O

OOO

Medidor 1

Medidor 2

Medidor 3 O – Válvula Abierta C – Válvula Cerrada

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

Un problema resulta, sin embargo, cuando estos dos baches llegan a la estación al mismo tiempo. El bache 1 deberá de ser dirigido al medidor 3 mientras el baches 2 deberá de ser dirigido al medidor 1. El desafío para el operador será escoger rutas que no se crucen una con otra para que no ocurra contaminación.

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

Entrada 1

Medidor 1

Entrada 2

Medidor 2

Entrada 3

Medidor 3

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

¿Qué selección de rutas será mas fácil al añadirse un tercer bache que circule a el medidor 2?. La Figura 14 ilustra las rutas aceptables. El ejemplo en la figura 14 muestra un pequeño distribuidor que guía solamente al primer componente (i.e. los medidores) en la terminal. Cuando los probadores, muestreadores, depósitos y bombas de refuerzo son añadidos, la ruta se vuelve más compleja, y la habilidad de hacer una buena selección de rutas se hace más importante. Por ahora, detengámonos y veamos más de cerca a los medidores.

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Entrada 1

Medidor 1

Entrada 2

Medidor 2

Entrada 3

Medidor 3

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

MEDICIÓN Y PROBADOR DE MEDIDORES

PROPÓSITO DE LA MEDICIÓN

18

La compañías de oleoductos miden la cantidad actual de líquido, despachado tan pronto como el bache entra el sistema, y de nuevo cuando éste deja el sistema — en otras palabras, en la transferencia en custodia. En la transferencia en custodia desde y hacia los transportadores que conectan, el transportador deberá asegurar a los despachadores el volumen exacto de líquido enviado y aceptar la responsabilidad por alguna pérdida o ganancia que resulte de medidas incorrectas. Para medir en forma precisa la cantidad de líquido que entra y sale del sistema, se usa un aparato de medición llamado medidor. Existen dos tipos de medidores que se usan en las tuberías de líquidos. • medidores de desplazamiento positivo, son diseñados para medir aceites crudos y • medidores de turbina, son usados para medir GLP y productos refinados.


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

MEDIDORES DE DESPLAZAMIENTO POSITIVO

Los medidores PD son diseñados por las líneas que transportan aceite crudo y son capaces de manejar la cera y el sedimento que es encontrado frecuentemente en aceites crudos. Sin embargo, los medidores PD necesitan ser bien mantenidos para asegurar una lectura precisa. Cámara de medición

Figura 15 Medidor de Desplazamiento Positivo

A

A

Entrado del crudo en el medidor

A B

B

Aletas distribuidas igualmente en la periferia del motor se deslizan adentro y afuera para atrapar un segmento de líquido y lo sueltan al ser forzado a través de la cámara.Cuando este líquido desplazado se mueve a través del medidor, mueve un contador que correspondiente a el volumen fijo del segmento.

Cámara de medición de ilenado con crudo

Cámara de medición

A

B

C

Cámara de medición ilena

B C A

D

Ciclo Completo

19


MEDIDORES DE TURBINA

A diferencia de los medidores PD, los medidores de turbina no miden el volumen directamente. Los medidores de turbina miden la velocidad. La velocidad es entonces usada para calcular el volumen. Los medidores de turbina, (también conocidos como medidores de inferencia), consisten en un libre propulsor rotatorio o “turbina” montada en un soporte axial dentro de una corta longitud de tubería (ver figura 16). Cada cuchilla de la turbina tiene un pequeño imán en la punta. Cuando el líquido circula a través de la tubería, la turbina rota a una velocidad proporcional a la cantidad que circula. Mientras rotan, las cuchillas de la turbina pasan un detector electromagnético o inductivo que genera pulsaciones eléctricas. Las pulsaciones alimentadan un contador electrónico a través del cual el volumen total pasado a través del medidor es determinado. Los medidores de turbina son usados casi exclusivamente por ejemplo, para medir productos de alto octanajegasolinas, GPL y condensados. Recogedor Magnético

Flujo del Líquido

Figura 16 Medidor de Turbina Cuando el líquido fluye a través del medidor, la turbina rota a una velocidad proporcional a la velocidad de flujo. El medidor mide la cantidad de líquido. El volumen del líquido es entonces calculado basado en la velocidad.

20


Para medir el volumen del líquido que entra en la terminal, los operadores de la estación dirigen el bache a través de un “medidor de volumen” Los medidores normalmente no se encuentran solos en una línea. Una “carrera de medidores” es una seccion de un banco de medidores, consistiendo en un filtro temporal, un medidor, y válvulas asociadas (vea Figura 17).

FLUJO A TRAVÉS DEL MEDIDOR Y BANCOS DE MEDIDORES

MO

S

S

S

MO

M

MO

MO

M

MO

S

MO

M

MO

MO

M

MO

MO

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

21


FILTROS TEMPORALES

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

Figura 18 Filtro Temporal Un filtro temporal es una malla metálica encerrada que atrapa pedazos pequeños de material que pueden dañar un medidor que esta corriente abajo e introducir error dentro de la medida del medidor. Los líquidos fluyen a través de filtros temporales en ruta hacia el medidor.

22

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

Flujo del Líquido

,, ,,


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

RECTIFICADORES DE FLUJO

Flujo del Líquido

Figura 19 Rectificadores de Flujo Rectificadores de flujo se aseguran que el líquido que entra al medidor este libre de turbulencia. Esto ayuda a aumentar la precisión de la medida en el medidor.

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

MEDIDORES

23


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

El flujo a través de la instalación de medidores es controlado ya sea por el operador de la estación o calibrador. El operador/calibrador dirige cada paso del proceso de medida, incluyendo: • obtener una lectura del medidor totalizando las señales pulsátiles de una turbina o medidor de desplazamiento positivo • corrigiendo el volumen medido a 60ºF (15ºC) y a la presión atmosférica 14.7 psia (101.3 kPa), e • imprimiendo tickets del medidor. Todos los volúmenes transportados a través de un sistema de tuberías son grabados en el boleto de transferencia en custodia.

24


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

PROBADOR DE MEDIDORES

Sin embargo, si el margen actual de error puede ser determinado y luego aplicado a la lectura de el medidor, una lectura verdadera o corregida puede ser obtenida. Para determinar la lectura corregida, un instrumento llamado probador de medidor es usado para establecer el factor del medidor por el cual la lectura del medidor puede ser corregida. En el ejemplo anterior, usando 500,000 Bbl (100 000 m3) de aceite crudo, si es conocido que el medidor estaba leyendo 0.25% menos, entonces el volumen corregido podría ser siempre calculado para ese medidor. El factor del medidor será +1.0025. Un probador de medidores es un instrumento diseñado para “probar”, la precisión de un medidor y determinar el factor del medidor. El probador es una pieza de tubería calibrada con dos detectores montados a una distancia medida uno del otro. Conociendo las dimensiones internas de la tubería y la distancia entre los dos detectores significa conocer el volumen del espacio entre los dos detectores también. El líquido desviado a través de el probador empuja una esfera resiliente cerrada colocada dentro de la tubería. Cuando la esfera pasa los detectores, el operador de la estación anota la lectura de los medidores y resta la primera de la segunda. Este volumen comparado al volumen fijo que se conoce del probador reflejara la exactitud del medidor. Si hay una diferencia entre los dos, el operador aplica un factor de corrección para los futuros volúmenes medidos.

25


Figura 21 Probador de Medidor El probador de tubo U es una longitud de tubería con un volumen interno calibrado en estándar exactos. El líquido que fluye a través de el medidor es dirigido por la válvula de cuatro vías a través de lados alternos del probador para comparar la cantidad medida al volumen actual conocido. Este proceso es llamado probando el medidor.

Válvula de Cuatro Vías

Todos los medidores son probados regularmente: • los medidores de desplazamiento positivo son probados por lo menos una vez al mes, y • los medidores de turbina son normalmente probados con cada bache pero deberán ser probados de nuevo por lo menos dos veces por mes. Para mas detallada información sobre la prueba delos medidores, consulte el módulo - MEDICIóN DE TRANSFERENCIA EN CUSTODIA.

26


Desde el medidor, el bache re-entra al sistema de distribución. El operador de la estación usa el distribuidor para dirigir el bache a pasar un cuarto de instrumento en donde se extrae una muestra del bache. En el cuarto de instrumentos, los instrumentos determinan las características de los líquidos. Este es el segundo elemento de transferencia en custodia. La compañía de oleoductos deberá de asegurarse que ellos estén recibiendo exactamente lo que ellos acordaron en aceptar. Volumen, temperatura, densidad y presión de la línea son medidos automáticamente en la línea. Una vez las características son establecidas, todas ellas son verificadas contra el boleto de corrida.

MUESTREO DE ENTRADA

Transmisor de Temperatura Calibrador de Presión

Contacto de Presión de N2 Calibrador de Presión de N2

Transmisor de Presión

Ca Botella de Muestra A

ble

Tra

y

Botella de Muestra B

Sistema de Muestreo Electro-Hidráulico

Carga de N2 Almacenamiento de N2

Figura 22a Cuarto de Muestreo

27


Adicionalmente, un muestreador automático pasa una corriente lateral de líquido dentro de una cubeta de muestra especialmente diseñada. Estas muestras van al laboratorio que está en el sitio, donde los técnicos examinan la viscosidad, contenidos de sulfuro y presión de vapor. Los técnicos de laboratorio (o a veces el calibrador), también revisan la densidad por la cantidad de sedimento y agua en el líquido (para una discusión de pruebas de laboratorio, consulte la sección 3 de este módulo).

Transmisor Detector de Gas Válvula de Alivio

Monitor S&W

Calibrador de Presión

Contacto de Flujo Densimetro

Sensor de Gas Bus de Tierra Anillo de Instrumentos de la bomba y Motor

Canal de Cables

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

28


Figura 23 Laboratorio de la Estación Terminal Técnicos del laboratorio examinan las muestras de aceite crudo y productos refinados para asegurarse que ellos cumplan las especificaciones.

Figura 24 Panel de Instrumentos Los instrumentos miden automáticamente la temperatura, densidad, contenido de sulfuro y presión de vapor. Las lecturas tomadas por los instrumentos simplifican el proceso operacional porque las lecturas son transmitidas directamente al sistema de computadoras usado para operar la estación. El controlador lógico programable (PLC) de la estación muestrea los instrumentos a intervalos regulares, interpreta los datos y pasa cualquier cosa relevante cuando es su turno, muestreado por la unidad terminal remota (RTU). El RTU pasa la información al huésped, que la dirige a la terminal presentadora de el operador de la línea.

29


TIPO DE MUESTREO AUTOMÁTICO

TEMPERATURA

La mayoría de las medidas de temperatura son tomadas electrónicamente, usando un dispositivo térmico resistivo. Un dispositivo térmico resistivo (RTD) es una punta o vástago de banda sensitiva delgada de acero insertada dentro de un vástago de termocupla el cual es simplemente un tubo de acero acomodado dentro de una tubería. El vástago de termocupla es llenado con un líquido (normalmente anticongelante), que asume la temperatura del líquido que fluye a través de la tubería (ver figura 25). Cualquier cambio en la temperatura del líquido en el vástago de la termocupla causa un cambio en la resistencia eléctrica del RTD. Un transmisor en la punta de el RTD transmite la resistencia a través de una red electrónica que convierte las señales en grados Fahrenheit o Celsius. Hierro Colado, Casa a prueba de explosión 2,3 o 4 Alambres hacia el RTD

Unidad Electrónica Señal de Salida 4-20 mA

Vástago de la Termocupla (puede o no ser requerido en toda instalación de motores) Conducto 2 conductores Par Protegido Enrollado

Figura 25 Sensor de Temperatura Electrónica El RTD mide la temperatura de los líquidos y lo transmite de regreso al control del sistema de tuberías. Ya que el volumen del líquido y otras características (i.e densidad, presión de vapor y viscosidad) cambia en relación a los cambios de temperatura, la temperatura deberá siempre ser referenciada cuando se miden las características del líquido y el volumen.

Los sensores de temperatura están típicamente situados en o cerca de los medidores. Algunos, de hecho, son construídos dentro del medidor. El volumen cambia con la temperatura. Como resultado, la industria petrolera adoptó 60°F (15ºC) como una temperatura estándar. Eso no quiere decir que todos los productos que son medidos por volumen tienen que estar a esta temperatura, pero significa que los volúmenes de todos los líquidos medidos a cualquier otra temperatura deberán ser corregidos por un calculo que convierte el volumen a su equivalente de 60°F (15ºC).

30

ESTACIONES TERMINALES

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

DENSIDAD

Densidad es una de las 2 propiedades que determinan la presión necesaria para mover los baches dentro de una tubería (la otra es viscosidad). Baches espesos requieren más poderosos bombeos. Debido a que la densidad cambia con la temperatura, la presión requerida para mover los baches también cambia con la temperatura. Consecuentemente, los operadores de las estaciones tienen que tener buen conocimiento de cualquier cambio de densidad en los baches que ellos mueven dentro de sus estaciones. En el cuarto de muestras, la densidad es medida por un instrumento llamado densitómetro. El densitómetro separa una pequeña porción de líquido de una línea que viene opuesta y la recorre a través de un transductor ñ un largo delgado tubo curvo que tiene una bomba pegada para asegurar buena circulación. Adentro del tubo esta una larga y delgada faja de metal. Cuando el líquido fluye a través del tubo el metal vibra. Estas vibraciones son detectadas por sensores, y luego s on transmitidas a una estación PLC que convierte las señales en datos que se pueden usar y enviar a la estación del sistema de control.

Embobinado

Embobinado Mantenimiento de amplificador Tubo Vibrado R

Carcaza de amplificador RTD Ensamble Masa nodal

Figura 26 Densitómetro Densitómetros son usados para medir automáticamente la densidad de un producto.

31


PRESIÓN DE LA LÍNEA

Todos los despachadores deberán traer sus productos dentro del sistema a una presión específica. La presión es suficientemente alta para mover el producto a las bombas principales de la línea o tanques de almacenamiento, pero bien por debajo de lo que la tubería y el equipo de la estación puede razonablemente tolerar. Los calibradores electrónicos de presión de línea usan un diafragma altamente sensitivo para medir la presión. El diafragma es generalmente colocado adentro de sistema cerrado que tomu algo del flujo de una línea que está entrando. Mientras el líquido fluye pasando el diagrama, este ejerce presión. Esta presión causa un cambio de resistencia en un resistor conectado a el diafragma. Este cambio en resistencia es luego transmitido al PLC y convertido a una unidad común de presión (psi o kPa), y luego es transmitido vía el RTU al cuarto de control de la estación.

RECORRIDO DEL BACHE AL TANQUES

32

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


1. Un grupo de tuberías y válvulas usadas por un operador de una estación para mandar aceite de algún origen a algún lugar de la estación es llamado un __________. a) probador b) medidor c) distribuidor d) línea de alimentación

REPASO 2

2. En un simple distribuidor, los dos tipos generales de válvulas usadas son __________. a) válvulas de control de presión y ON/OFF válvulas b) válvulas de no retorno (check) y válvulas de control de presión c) válvula de globo de doble salida y ON/OFF válvulas d) ON/OFF válvulas y válvulas de no retorno (check) 3. Los operadores de la estación usan el distribuidor de la estación para ____________. a) recibir aceite de las líneas alimenticias para los tanques b) transferir aceite de un tanque al otro c) mandar el aceite de una línea alimenticia a un medidor d) todos los puntos mencionados

33


Para contestar las preguntas 4 – 8 consulte la figura de abajo.

7 6

Entrada 1

3

2

1

Medidor A

A Probador

Medidor B

A Probador

Medidor C

A Probador

Medidor D

A Probador

Medidor E

A Probador

5

4 14 15 13

Entrada 2

10

9

8

12

11 16 19 19a

17

18

20

Entrada 3 23

22

21

26

24

25

26a

27

Medidor F

28

Entrada 4 31

30

32

33

34

35

Medidor G

36

Entrada 5 37

38

39

40

41

4. Si todas las válvulas en el distribuidor son cerradas excepto la 3, 19 y 19a, la ruta del líquido es _________________. a) Entrada 2 al medidor C b) Entrada 1 al medidor D c) Entrada 1 al medidor A d) Entrada 2 al medidor B

34

A Probador


5. ¿Que válvulas tendrían que ser abiertas para dirigir un bache desde la entrada 2 a los medidores E y F (asumiendo que todas las otras válvulas están cerradas)? a) 8, 21, 22, 26, 27 b) 10, 19, 21, 39, 38, 29 c) 9, 26, 26a, 27, 28 d) 9, 26, 27, 29 6. ¿Qué válvula debería ser cerrada para asegurar que un bache de la entrada 3 que usa el medidor E no se contamina con el bache de la entrada 5 que usa el medidor F? a) 22 b) 26 c) 27 d) 29 7. Un bache está fluyendo de la entrada 1 al medidor C vía 4, 14, 13, 16 y 18, ¿Será posible medir otro bache usando el medidor B? a) si b) no 8. Si existen 5 baches que necesitan ser medidos en el momento, ¿Será posible guiarlos de acuerdo a la siguiente configuración? Entrada 1 a medidor B Entrada 2 a medidor D Entrada 3 a medidor C Entrada 4 a medidor E y F Entrada 5 a medidor A a) si b) no 9. El crudo es medido cuando éste ____________. a) entra al sistema de tuberías b) sale del sistema de tuberías c) entra al sistema de tuberías y de nuevo cuando éste sale

35


10. Para medir el volumen de los aceites crudos, se usan medidores _______ . a) de turbina b) de desplazamiento positivo c) de platos de orificio d) turbulentos 11. Los medidores de turbina no son designados para medir volumen directamente. En cambio, ellos miden la velocidad del flujo del líquido del cual es calculado el volumen. a) verdadero b) falso 12. Los medidores de turbina son usados para medir el volumen de _________. a) aceites crudos pesados b) aceites crudos medianos c) condensados d) agua 13. Los medidores son configurados con los coladores para recolectar pequeñas partículas de material que pueden _______ . a) introducir errores en las mediciones b) causar cavidades c) acumularse y dañar el medidor d) a y c 14. Para disminuir espirales o remolinos en el flujo del aceite que podría disminuir la exactitud de la medición de un medidor, los medidores de turbina son configurados con _______ . a) válvulas de control de presión b) rectificadores de flujo c) filtros temporales d) deflectores

36


15. El operador de la estación o aforador dirige cada etapa de la tanda de medidores, incluyendo ______________. a) obtener una lectura b) corrigir el volumen que reflejara las condiciones standard c) imprimir los tickets de los medidores d) todos los mencionados 16. La lectura de los medidores deberá de ser corregida para reflejar condiciones standard: una presión de 1 atmósfera (14.7 psi) (101.3 kPa) y una temperatura de ____________. a) 14ºF (-10°C) b) 32ºF (0°C) c) 60ºF (15°C) d) 77ºF (25°C) 17. Un dispositivo usado para establecer un “factor de medida” para un medidor es llamado un/una______________. a) computadora de control de oleoductos b) rectificador c) probador d) tiquete de corrida 18. Un probador de medidor es un dispositivo que compara la lectura del medidor con ____________. a) cualquier otra lectura de medidor b) un volumen corregido conocido c) una lectura de un medidor que se sabe que es exacto d) especificaciones de fábrica del medidor 19. Cuando un muestrador automático remueve las muestras del flujo de entrada del aceite, las muestras ________. a) son llevadas a un laboratorio externo para ser examinadas b) son llevadas al laboratorio en el local para ser examinadas c) son examinadas inmediatamente por el aforador d) son examinadas solamente si el aforador piensa que podrá haber un problema. Las respuestas están al final del módulo.

37


SECCIÓN 3

DE LOS TANQUES A LA LÍNEA PRINCIPAL

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

INTRODUCCIÓN

Esta sección también describe los diferentes tipos de tanques usados por los sistemas de tuberías y explica las ventajas y desventajas de cada tipo. Asimismo se explican los roles del aforador y técnico de laboratorio, y describe como las muestras son tomadas, incluyendo como las muestras son usadas para determinar las características del líquido. Después de esta sección usted podrá completar los siguientes objetivos. • Reconocer el rol de instalaciones de almacenamiento en las estaciones terminales. • Identificar las características físicas y usos de: tanques de techo de cono, tanques de techo que flota, tanque de cúpula geodésica, tanques esféricos y cavernas bajo tierra. • Reconocer la importancia de la medida de los tanques y muestreo. • Resumir los métodos usados en el laboratorio para completar los exámenes en aceite crudo y GLP muestras. • Reconocer el propósito y localización de bombas reforzadoras.

OBJETIVOS

39


PROPÓSITO DE LOS TANQUES

CAPACIDAD DE LOS TANQUES EN LA TERMINAL.

Se dijo anteriormente que las tuberías eran algunas veces comparadas a líneas de tren porque, igual que la línea de tren, una tubería transporta una comodidad de un lugar a otro, y el despachador (la compañía que es dueña de el líquido) paga por el servicio. Al proveer un medio de reunir y guardar líquidos para despachos tardíos, los tanques de deposito hacen un programa lo mas flexible posible. Patios de tanques son los “patios de líneas de tren” de las tuberías. Lugares donde el aceite puede ser temporalmente desviado para ser clasificado, medido, reencausado y guardado. En muchas estaciones terminales, los patios de tanques son también una estación recibidora donde los aceites vienen desde las líneas alimentadoras para ser inyectadas dentro del sistema de tuberías. Como un ejemplo de la capacidad de un tanque en la terminal de tuberías, la figura 27 muestra el numero de tanques y su capacidad en cada una de las terminales. Nombre de/la Terminal

Número de Tanques

Capacidad Total del Tanque (Bbl)

Station A

26

4 566 037

725 920

Station B

2

312 990

49 760

Station C

3

305 568

48 580

Station D

3

66 611

10 590

Station E

8

578 428

91 960

Station F

17

1 574 953

250 390

Station G

6

332 993

52 940

Station H

17

2 990 266

475 400

Station J

6

567 421

90 210

Station K

5

415 077

65 990

Station L

25

5 053 701

803 450

Station M

9

2 175 711

345 900

127

18 939 756

3 011 090

Total

Figura 27 Capacidad de los tanques en la terminal.

40

Capacidad Total del Tanque (m3)


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

Figura 28 Patio de tanques Todos los tanques en una estación son localizados en un área conocidos colectivamente como el patio de tanques, y cada tanque en un patio de tanques esta rodeado por una pared contra fuego, una fortificacion construida alrededor de el tanquede un alto suficiente para mantener cualquier fuga en caso de que el tanque se rompa.

41


TIPOS DE TANQUES

A pesar de que estos parecen muy simples, se toma extremo cuidado en el diseño y construcción de los tanques. La fundación del tanque deberá ser capaz de soportar el peso del tanque, su contenido, alguna nieve que se haya acumulado y soportar disrupciones sísmicas. Un anillo de concreto o un denso cargado anillo de piedra molida centrada bajo la caparazón de el tanque distribuye el peso concentrado igualmente en el suelo que esta soportando abajo. La caparazón del tanque es construida de un plato de acero que aumenta en grosor cerca del fondo del tanque. El grosor del plato y caparazón son determinados por la altura y la capacidad del tanque que va a ser construido, y la máxima densidad del líquido que va a cargar. Los platos de la caparazón del tanque son cortados del tamaño apropiado, levantado por una grúa, luego soldados en su lugar por un grupo de soldadores. Cada tanque esta rodeado por un dique de tierra, parecido a un foso construido alrededor de el tanque. El dique es lo suficientemente alto como para contener 110% de la capacidad de aceite del tanque si el tanque se rompe. Existen 4 tipos de tanques de almacenamiento comúnmente usados en la industria de el petróleo: • de techo de cono • de techo flotante • techo de cúpula geodésica, y • esférico.

TANQUES DE TECHO DE CONO

Tanques de techo de cono son tanques con techos en forma de conos cerrados. Tanques de techo de cono necesitan ventilación que deberá de ser abierta cuando los líquidos se mueven hacia adentro o afuera. Ventilación puede ser un problema con tanques de techo de cono ya que este permite que se eleve el vapor del líquido guardado y se escape a la atmósfera. Vapores específicos son sulphide de hidrógeno (H2S), un gas altamente tóxico y vapor de petróleo, que es combustible. El vapor de petróleo constantemente se repone el mismo en el espacio arriba del aceite y es una fuente de pérdida de aceite. Figura 29 Tanque de techo de cono Tanques de techo de cono requieren ventilación que deberá ser abierta al bombear líquidos hacia adentro o hacia afuera.

42


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

TANQUES DE TECHO FLOTADOR

Debido a que el techo es plano y esta usualmente situado debajo de las paredes de la parte superior del tanque (que tiene los lados elevados), la nieve y lluvia pueden fácilmente acumularse en el techo. Sin un drenaje propio, el agua puede filtrarse dentro de el tanque, contaminando el aceite. El sistema de drenaje consiste en conductos y tuberías o mangueras que extraen agua fuera de el techo del tanque y lo canalizan hacia abajo y fuera de el tanque. Los sistemas de drenaje en los tanques de techo flotador trabajan suficientemente bien, pero requieren mantenimiento frecuente. En adición, cuando el tanque se va envejeciendo, los sellos entre el techo y las paredes de el tanque se secan y se encogen, se rajan y algunas veces hasta se pulverizan. Una vez que los sellos comienzan a dañarse, aún con el sistema de drenaje, nada puede mantener el agua fuera de el tanque. Las atribuciones de un tanque de techo flotador han hecho que algunas compañías instalen luego techos flotantes adentro de tanques que ya tienen techos de cono.

Figura 30 Tanque de techo flotador

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El techo flota en la superficie del aceite para que el vapor no escape a la atmósfera.

43


TANQUES DE CÚPULA GEODÉSICA

Los tanques de cúpula geodésica eliminan el problema del drenaje en los tanques de techo flotador. Estos tanques son tanques de techo flotador con cúpulas geodésicas instaladas. Las cúpulas, hechas de fibra de vidrio, son livianas, pero suficientemente fuertes para proteger el techo flotador del ambiente externo. Figura 31 Tanque de cúpula geodésica

Estos son tanques de techo flotador con cúpula geodésica unida. Las cúpulas hechas de fibra de vidrio, son livianas pero suficientemente fuerte para guardar el techo flotador contra los elementos.

TANQUES ESFÉRICOS

Todos los tanques detallados hasta ahora son usados para guardar aceites crudos, condensados y todos los otros líquidos refinados excepto GLP. Porque debido a presión alta de vapor del GLP se requiere un deposito especial. Tanques esféricos son usados para guardar productos que necesitan ser guardados bajo presión. La forma de los tanques esféricos distribuye la presión de forma igual sobre toda la superficie del tanque, haciendo que un tanque esférico pueda aguantar mucha más presión que un tanque de forma regular del mismo tamaño.

Figura 32 Tanque esférico Los tanques esféricos son usados para guardar productos que necesitan ser guardados bajo presión.

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

CAVERNAS BAJO TIERRA

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

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Cabeza del pozo

Revestimiento

Línea de Producción

Caverna

Petróleo Bomba

Figura 33 Caverna bajo tierra Cavernas bajo tierra ayudan a reducir los costos de refrigeración al insular líquidos fríos.

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CALIBRANDO TANQUES

En la sección 2, vimos como, mientras el aceite fluye dentro de la terminal a través del distribuidor, éste pasa por una sección de muestreo donde su densidad, volumen y temperatura son medidos por instrumentos, y se toma una muestra. Una vez el aceite alcanza el tanque donde se ha almacenado, muchos de los exámenes hechos antes son repetidos manualmente en adición de examinar la viscosidad, sedimento básico y agua, contenido de sulfuro, presión de vapor y punto de encendido. Los instrumentos que hacen las lecturas varían en su grado de exactitud, dependiendo del tipo, haciéndolos buenos para chequeos rápidos y localizando interface de los baches., pero no es ideal para mediciones exactas. En adición, la calibración de los instrumentos deberá ser verificada. El contenido de un tanque, muy seguido, consiste en aceite de mas de un bache incluyendo productos “mezclados” que son combinados juntos en el mismo tanque, resultando en un producto con características diferentes de aquellos de los componentes originales. Muestras deberán ser también tomadas de estos tanques y probadas para determinar las características del nuevo producto combinado. Con respecto al aforo y muestreo, al aforador le corresponden 2 tareas fundamentales: • medir el volumen del líquido en cada tanque, y • muestrear el aceite en cada tanque.

DETERMINACIÓN DEL VOLUMEN DEL LÍQUIDO

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El volumen de un líquido en un tanque de almacenamiento es determinado: • tomando una profunda lectura con un calibrador de mano o de acero del aceite en lo profundo del tanque. La lectura del calibrador de mano o de acero es la medida tomada por el calibrador usando una cinta de acero medidora. • consiguiendo una lectura automática del operador del monitor. El operador del monitor de la estación da una lectura automática del nivel del aceite, o auto aforo, pero esta lectura puede solamente ser usada en transferencias de no custodia. • usando un calibrador local automático llamado Varec. El Varec es un calibrador localizado afuera en el fondo de un tanque, que da una lectura de un volumen. La lectura del volumen es usada para juzgar ya sea que la deseada cantidad de líquido haya sido bombeada adentro o afuera de el tanque. Las lecturas de un calibrador de acero o de manual son usadas para confirmar y chequear calibradores automáticos, y para medir líquidos en transacciones de transferencias de custodia cuando las mediciones no son llevadas a cabo. En un método específico “vacío” de determinación de volumen, la parte vacía del tanque, (vacío), es substraída de la altura del tanque para dar la altura de fluido en el tanque. Las tablas calibradas de un tanque para cada tanque de almacenamiento individual son entonces usadas para convertir la altura del líquido en volumen.


Una vez los tanques son construídos, las medidas de circunferencia son tomadas a diferentes elevaciones arriba de la base. Este proceso de medidas es llamado Dimensionamiento de Tanques. Dimensionamiento de tanques quiere decir que el diámetro dentro del tanque es calculado desde la circunferencia externa y desde el ya conocido grosor del plato. Midiendo el volumen del líquido en un tanque siempre envuelve medir la temperatura del líquido. Recuerde del módulo - EFECTOS DE LA TEMPERATURA EN LOS LÍQUIDOS, que los líquidos se expanden cuando se calientan y se contraen al enfriarse. En la industria del petróleo, todos los volúmenes son referidos a volumen al 60ºF (15ºC). Para medir la temperatura, aforadores usan un termómetro electrónico que ellos bajan dentro del tanque. Normalmente, aforadores toman las lecturas de la temperatura en varios niveles de espacios iguales y locales en el tanque y sacan el promedio de los resultados.

TOMANDO TEMPERATURA Y RECOLECTANDO MUESTRAS

Como la temperatura, las muestras del tanque son tomadas a varios niveles. El aforador baja un cilindro metálico pesado con tapón de corcho o una trampa con hueco en medio dentro del tanque. Como cuando se mide la temperatura las muestras son tomadas de varias áreas de espacios iguales y niveles en tanque. Para una discusión completa de muestras y afore de un tanque, consulte el módulo - MEDICION Y ALMACENAJE. Figura 34 Midiendo la temperatura de un líquido en un tanque. Los aforadores usan el mismo procedimiento general ya sea que estén midiendo temperatura o tomando muestras de un tanque, la altura del contenido del tanque es medido, luego dividido en terceras partes. El contenido del tanque se asienta con el tiempo (en ausencia de la operación de mezcla en el tanque), con componentes pesados del aceite asentándose en el fondo (incluyendo algo de agua y sedimento) y componentes ligeros cerca de la superficie. Para colectar una muestra representativa o establecer una temperatura promedio, el aceite de cada tercera parte de el tanque es usado y los resultados combinados. Los aforadores coleccionan muestras o toman lecturas de la temperatura del tanque. Para la lectura de la temperatura, los resultados son un promedio de 5 lecturas tomadas. Para las muestras, una cantidad igual de aceite es tomado de cada nivel y las muestras separadas se combinan en una sola.

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PRUEBA DE LABORATORIO

SEDIMENTOS Y AGUA

Una vez que las muestras son tomadas (o recolectadas del almacén de muestras), son llevadas al laboratorio del lugar en donde son manualmente probadas para: • sedimento y agua • contenido de azufre • viscosidad • presión de vapor y • punto de encendido. El sedimento y el agua causan corrosión en la tubería y pueden pegar las válvulas. Cera, el sedimento más común, cubre las paredes de las tuberías haciéndolas más gruesas. Esto aumenta la pérdida por fricción lo que significa que más bombeo (y por ello más energía) deberá ser usado para lograr el rendimiento deseado. Debido a los efectos dañinos del sedimento y el agua, los productos con mas de 0.5% S&W de sedimento y agua son sacados del sistema y guardados hasta que sean tratados. Probando por sedimento y agua (S&W), impurezas disueltas tales como la sal, agua y otras substancias en el aceite crudo, que vienen suspendidas y se depositan en el fondo del recipiente cuando el aceite se enfría y asienta, toma lugar en el laboratorio. Líquido del muestreador automático, un dispositivo para obtener una muestra representativa de un bache de líquido pasando a recibimiento o entrega, es hecho girar en tubos centrífugos. La moción giratoria separa cualquier sedimento y agua del líquido, haciéndolo fácil de medir. Para productos altamente refinados, el sedimento y agua son probados separadamente. El contenido de agua es probado directamente en la línea. Los calibradores colocan las muestras en recipientes de vidrio y las examinan cuidadosamente por neblina, el grado de claridad del líquido. Para comprobar si hay neblina, el calibrador usa una tabla de prueba de neblina. El recipiente es puesto 1 pulgada (2.5 cm) en frente de la tabla de prueba de neblina. Al haber mas agua en el aceite, se verán menos claras las líneas en la tabla. Las líneas mostradas son comparadas con una foto de referencia para clasificar la muestra. Cualquier muestra clasificada cuatro o mas deberá ser reportada inmediatamente. Figura 35 Probando por Sedimento y Agua Muestras de aceite crudo son girados en tubos centrífugos, La fuerza centrífuga de este giro separa cualquier sedimento y agua para que puedan ser medidos.

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Figura 36 Tabla de Prueba de Neblina La tabla de prueba de neblina es usada para establecer la cantidad de agua presente en productos refinados.

1

2

3

4

5

6

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

Las pruebas de sedimento en productos de alto octanaje son conducidos en el laboratorio. Las muestras son pasadas a través de filtros extremadamente finos. Lo que queda es entonces pesado y clasificado como sedimento.

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AZUFRE/SULFURO DE HIDRÓGENO

El azufre puede aparecer en petróleos líquidos como H2S (sulfuro de hidrógeno). El sulfuro de hidrógeno es extremadamente tóxico hasta en muy pequeñas concentraciones. Debido a el peligro para el personal (y posiblemente para el público) es extremadamente importante conocer el nivel de H2S en cada aceite crudo y productos refinados que pasan a través de los oleoductos. En adición, el H2S es extremadamente corrosivo en presencia de agua. El azufre puede también aparecer en Petróleo líquido en otras formas de H2S. Todo causa corrosión y necesita ser debidamente removido del líquido antes de que este entre al sistema. Para probar la existencia de sulfuro, los técnicos de laboratorio usan un analizado que pasa una combinación de helio y rayos-x a través de la muestra. Aceites crudos conteniendo mas de 0.5% de sulfuro es llamado ácido. No todas las refinerías pueden aceptar y procesar aceite crudo ácido. PELIGRO: El H2S es extremadamente tóxico, hasta en cantidades minutas. En atmósferas donde el H2S pueda estar presente, los empleados deben usar SCBA (aparatos de respiración autónomos) o aparatos de respirar de manguera, y deben de adherirse estrictamente a todos los procedimientos establecidos y prácticas seguras de trabajo requeridos para el H2S.

VISCOSIDAD

La viscosidad es la medida de habilidad de un líquido para resistirse a fluir. Cuanto más viscoso es un líquido, mas lenta es la fricción y más presión es requerida para mantenerlo moviéndose a la velocidad de flujo requerida. Esto afecta las operaciones en las líneas y el costo de transporte. Para transportar un líquido muy viscoso, los operadores deberán de poner en marcha mas bombas para sobreponer las pérdidas por fricción hacia la próxima estación cuando el líquido mas viscoso se mueve hacia abajo. En adición, la viscosidad varía con la temperatura, así se deberá tomar en cuenta la temperatura cuando se prueba la viscosidad. Para probar la viscosidad de un líquido en el laboratorio, los técnicos ponen un volumen medido dentro de un Saybolt o viscosímetro cinemático, luego mide el tiempo que le lleva a ese volumen recorrer una distancia conocida. Se tiene cuidado de asegurarse que los líquidos son probados a la temperatura de la línea porque esa es la temperatura a la cual el líquido tendrá que ser movido. Consulte el módulo - VISCOSIDAD, para una descripción de viscosímetros Saybolt y cinemáticos.

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Viscosímetro Saybolt

Figura 38 Viscosímetros Saybolt y Cinemáticos. El viscosímetro mide la cantidad de tiempo requerido (el tiempo de derrame o “movimiento hacia afuera”) para una cantidad dada de líquido que pasa a través de un capilar en un tubo de vidrio. La cantidad de fluido es gobernado por la viscosidad del líquido. Por lo tanto, el tiempo requerido para que fluya el líquido a través de una distancia acordada es relacionada a la viscosidad del líquido. El tubo de vidrio o viscometro es llenado hasta “A” con aceite crudo. El tubo de vidrio viscómetro es calentado en un baño viscoso. Mientras que los líquidos fluyen de “A” a “B”, son llevados a una temperatura precisamente especificada. Mientras el líquido es desplazado de B a C, el tiempo de derrame es medido. De C a D el tiempo de derrame es medido nuevamente para asegurar que se repita. Si el tiempo de derrame esta fuera de alcance para el tubo viscómetro, otro viscómetro de diferente tamaño es seleccionado.

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Viscosímetro Cinemático

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PRESIÓN DE VAPOR

Presión de vapor es la presión generada sobre un líquido por la actividad molecular dentro de el líquido. Cuando la temperatura se eleva, la actividad molecular aumenta, generando un aumento correspondiente en la presión de vapor. Cuando la presión de vapor alcanza la presión ejercida sobre el líquido, el líquido comienza a cambiar de estado de líquido a gas o a ebullición. Si se opera la tubería a una presión mas alta que la presión de vapor se evita que el líquido se evapore en la línea. La temperatura de un líquido afecta directamente su presión de vapor y por eso, siempre deberá ser tomada en cuenta. La presión de vapor de los líquidos bombeados deberá mantenerse dentro de cierto rango. Un oleoducto específico podría decidir que la línea sea operada sobre 14.9 psi (103 kPa) para mantener aceite crudo y condensados en un estado líquido. En la práctica, los operadores proveen un margen de seguridad al operar sobre 35 psi para aceite crudo. Para GLP, una presión de vapor de 120 psi (830 kPa) puede ser requerida por el mismo oleoducto. La presión de vapor de los GLP es particularmente susceptible a la temperatura. La regulación impuesta de límite de presión de vapor para GLP es de 159.5 psi (1100 kPa) a 100°F (37.8°C). a una temperatura de entrega de verano de 68°F (20°C), un GLP con la presión de vapor máxima tendrá una presión de vapor de 107.5 psi (741 kPa) absoluta. Para aceite crudo y condensados, las pruebas de presión de vapor pueden ser conducidas en el laboratorio usando un calibrador de presión de vapor Reíd. Los calibradores prueban todos los GLP. Ellos extraen muestras de un lugar (la muestra entera tomada de una vez) o, si el tiempo lo permite, muestras compuestas (pequeñas cantidades tomadas durante cierto período de tiempo). Las muestras son transferidas al calibrador de prueba de presión y sumergida a 100°F (37.8°C) hasta que la temperatura constante es alcanzada. El calibrador es leído y la presión registrada.

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Cuando el programador llama por un aceite especifico de un particular tanque para ser inyectado dentro del oleoducto, el operador de la estación abre la válvula apropiada en el distribuidor para dirigir el líquido a una bomba de refuerzo. Bombas de refuerzo son usadas para elevar la presión del líquido lo suficiente para que entre a la succión de la bomba de la primera línea principal corriente abajo. Las bombas de refuerzo incrementan la presión del líquido para que ésta sea lo suficientemente alta para entrar en la succión de el primer grupo de bombas de la línea principal. Muy seguido las bombas de refuerzo son de la variedad de “envase profundo”. Las bombas de refuerzo de envase profundo son enterradas tan profundo bajo tierra como sea posible.

BOMBAS DE REFUERZO

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

Figura 39 Bombas de Refuerzo Las bombas reforzadoras están situadas lo mas bajo del nivel de el fondo del tanque como sea posible para tomar ventaja del ahorro de energía generada por la cabeza del líquido.

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REPASO 3

1. Los tanques son usados para guardar líquidos para ____. a) pruebas futuras b) envío posterior c) reparación de líneas d) todos los anteriores 2. La caparazón de los tanques son construidas de _____. a) concreto b) plato de acero c) diques d) fibra de vidrio 3. La mayor desventaja asociada con tanques de techo en cono es ______. a) tamaño limitado b) vapores que escapan c) drenaje d) fugas en los sellos 4. El tipo de tanque que tiene mas problemas por drenaje es llamado un ______. a) tanque de techo flotante b) tanque de cúpula geodésica c) tanque esférico d) tanque bajo tierra 5. Los tanques esféricos son usados para almacenar ______. a) aceite crudo pesado b) condensados c) GLP d) combustible para turbinas 6. Los miembros del personal responsables por medir el volumen de líquido en cada tanque es el ______. a) Operador central de control b) Operador de la estación c) Calibrador d) Técnico de laboratorio

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7. El aceite es muestreado y probado manualmente debido a _______. a) los instrumentos que miden las características de los líquidos varían ampliamente en su grado de precisión b) la calibración de los instrumentos deberá de ser verificada. c) los tanques ocasionalmente contienen “mezclas” (combinaciones de aceites), y no han sido muestreados ni probados como mezclas d) todos los anteriormente 8. El “método de vacio” es usado para ______. a) tomar una muestra del contenido de los tanques b) determinar la temperatura del contenido de los tanques c) determinar el volumen del líquido en los tanques d) operar un indicador automático de volumen 9. La determinación del volumen de líquido en un tanque midiendo manualmente la altura de la parte vacía y restándola de la altura total del tanque es llamado _______. a) autocalibración b) el sistema de medición Varec c) método de medición directa d) método de vacío Las respuestas están al final del módulo.

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SECCIÓN 4

INYECCIÓN Y ENTREGA

En las terminales, inyecciones y entregas suceden simultáneamente. La conducción de inyecciones y entregas requiere una comunicación cercana entre la línea principal y los operadores de la estación, y atención cuidadosa en los procedimientos establecidos.

INTRODUCCIÓN

Todas las inyecciones y entregas comienzan con las órdenes de bombeo dadas por el programador. Como se ha discutido en la Sección 1, las órdenes de bombeo detallan todas las inyecciones y entregas programadas en un día, especificando los baches incluidos y el tiempo aproximado en que ellos tienen que ser entregado o inyectados. Cuatro horas antes de alguna inyección o entrega, el operador del centro de control contacta el operador de la estación por teléfono o computadora, luego ellos van a través de cada paso y el tiempo envuelto para llevar a cabo la inyección o entrega. Después de esta sección, usted será capaz de completar los siguientes objetivos.

OBJETIVOS

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

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INYECCIONES

INYECCIONES DE CORRIENTE COMPLETA

Básicamente, existen tres tipos de inyecciones. • Inyecciones de corriente completa: son inyecciones donde el líquido bombeado dentro de la línea principal llena completamente una porción fija de la línea, desplazando su contenido actual. • Inyecciones de corriente lateral: inyecciones donde los líquidos bombeados dentro de la línea principal comparten la línea con el mismo tipo de líquido que está fluyendo en ese momento en la línea. • Inyección/entrega: es la substitución donde un líquido es bombeado dentro de la línea principal al mismo tiempo que otro líquido es bombeado dentro de la terminal. Las inyecciones de corriente completa requieren que el líquido tenga un paro completo aguas arriba de la estación de inyección. Cuatro horas antes de que una inyección de corriente completa suceda, el centro de control y los operadores de la estación revisan el procedimiento y deciden cuando el operador de la estación deberá “cambiar” a la inyección del bache. Cuando la hora se aproxima, el operador de la estación monitorea las características líquidas del material moviéndose al pasar el local de inyección. El operador de la estación pone particular atención al bache que eventualmente precederá el bache inyectado. Cuando el final del bache precedente pasa el punto de inyección, el operador de la estación señala al centro de control donde el operador reconoce el mensaje y comienza a parar las estaciones de la corriente de arriba para reducir la presión de la línea aguas arriba de la entrega. El cambio de densidad entre los dos baches causa un cambio en la presión en la interfase (un salto en la presión). El centro de control y el operador de la estación monitorean la posición del salto de presión. Cuando el salto en la presión alcanza la estación, el operador del centro de control instruye al operador de la estación para que cierre la válvula de retención (la válvula que controla el flujo principal hacia la estación). Tan pronto como la presión aguas abajo del punto de inyección comienza a caer, el operador de la estación arranca las bombas de refuerzo y abre las válvulas que conducirá el líquido inyectado dentro de las bombas de la línea principal. Cuando las válvulas de retención cierran, la presión arriba del flujo se eleva. Para compensar, el operador del centro de control continúa apagando las bombas de la línea principal arriba del flujo y cierra la línea principal seccionalizando las válvulas en secuencia. Aproximadamente 10 minutos antes del final de la inyección, el operador de la estación emite una noticia de advertencia. A ese punto, el operador del centro de control abre las válvulas de sección arriba de la corriente. Una vez que ellas están abiertas, el operador del centro de

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control instruye al operador de la estación que abra poco a poco la válvula de retención. Tan pronto como la válvula de retención comienza a abrirse, el operador del centro de control comienza a elevar la línea de presión aguas arriba, y cuando la presión aumenta, el operador de la estación abre las válvulas más y más, todo el tiempo moderando con las bombas de refuerzo hasta que eventualmente la válvula está completamente abierta y las bombas de refuerzo son apagadas por el operador de la estación. Estación de Bombeo Tanque

Tanque Bombas de Refuerzo

Abierta Cerrado

Cerrado

Cerrado Abierta Cerrado

Línea

ipal Princ

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

Para conducir inyecciones laterales, los operadores deben poner una atención muy especial a la velocidad de flujo y volúmenes de líquidos envueltos. El desafío aquí es inyectar el bache de líquido dentro de la línea principal sin nunca exceder la máxima velocidad de flujo, y con tiempo antes de que el bache entrante haya pasado la estación.

INYECCIONES LATERALES

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

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Para prevenir que la inyección tome más tiempo que Lo que el bache de entrada tome para pasar la estación, también se necesita dirigir las velocidades de flujo. Por ejemplo, la velocidad de flujo para un bache de 37,740 Bbl/hr (6,000 m3/hr) es 18,870 Bbl/hr (3,000 m3/hr). Esto significa que le llevará dos horas al bache entrante para pasar la estación. ¿Podría un bache de 37,740 Bbl/hr (6,000 m3/hr) del mismo líquido ser inyectado a una velocidad de flujo de 12,580 Bbl (2,000 m3/hr)?. El operador de la estación, a 12,580 Bbl (2,000 m3/hr), necesita tres horas para inyectar el bache - pero el bache entrante no estará ahí por mucho tiempo. Para acomodar la inyección, los operadores deben incrementar la velocidad de flujo de la inyección del bache y (de manera que el flujo saliente no exceda el máximo) bajar la velocidad de flujo del entrante. Invirtiendo las velocidades de flujo iniciales, haciéndolas 12,580 Bbl (2,000 m3/hr) para el bache entrante y 18,870 Bbl/hr ((3,000 m3/hr)) para la inyección, es una manera de acomodar esta inyección particular de la corriente lateral.

Estación de Bombeo

Tanque

PCV Tanque Bombas de Refuerzo

Abierto Abierto Cerrado

Cerrado

Cerrado

Abierto

Línea Principal

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

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

INYECCIÓN/ENTREGA

Esta programación típica se combina con el itinerario del bache de producción para una inyección/entrega, así el intervalo creado por la entrega del producto es suficientemente largo para acomodar la inyección del producto. Pero a veces esto no es posible. Cuando los dos baches de entrega son de tamaños diferentes, el operador tiene que cambiar la tasa de flujo, para que el intervalo creado por la entrega del producto, pueda acomodarse a la inyección del producto. Por ejemplo, imagine que 62,900 Bbl. (10 000m3) de flujo de líquido, 31,450 Bbl (5000 m3/hr) tiene que ser entregado al mismo tiempo que un bache de producto de 94,350 Bbl (15 000 m3/hr) que está en el itinerario para ser inyectado. Los operadores acomodan estos baches de productos que no son iguales, haciendo bajar la tasa del flujo de la entrega de los baches de productos, aproximadamente a 12,580 Bbl/hr (2000 m3/hr), y ajustando la tasa de flujo para inyección del bache de producto a una tasa mayor, quizás a 18,870 Bbl/hr (3000 m3/hr).

Abierto

Estación be Bombeo

Tanque

PCV Tanque

Cerrado

Bombas de Refuerzo

Abierto Cerrado

Cerrado

Cerrado Cerrado Abierto

Línea Principal

Figura 42 Inyección/Entrega En la inyección/entrega, un líquido es bombeado dentro de la línea y al mismo tiempo otro líquido es bombeado afuera de la línea.

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ENTREGAS

ENTREGAS DE CORRIENTE COMPLETA

Así como hay tres tipos de inyección, hay tres tipos de entregas. • Entrega de corriente completa: todos los líquidos dentro de una determinada porción de la línea son entregados a la terminal. • Entrega de corriente lateral: solo una parte de los líquidos dentro de una determinada porción de la línea son despachados a la línea terminal. • Inyección/entrega: como se dijo anteriormente, el líquido es inyectado dentro de la línea principal al mismo tiempo que el otro líquido es entregado a la terminal. La entrega completa trabaja de la misma manera que la entrega completa de inyección, con algunas diferencias obvias. Cuando el bache de producción llega a la estación, el operador no cierra la válvula de retención, pero en su lugar abre la válvula de entrega, el líquido va directamente a las múltiples estaciones para medición. Una vez que la entrega está siendo procesada, el operador del centro de control confirma que la válvula de bloqueo está cerrada, luego procede a cerrar la parte restante de la línea de corriente hacia abajo de la estación. Aproximadamente 10 minutos antes del final de la entrega, el operador de la estación manda una señal de advertencia, en ese instante, el operador del centro de control comienza a abrir toda la sección de válvula de fracción de corriente abajo, las cuales estaban cerradas. Cuando éstas están abiertas el operador del centro de control da instrucciones al operador de la estación que abra muy poco la válvula de seccionalización de la estación. Con la válvula de seccionalización de la estación a medio abrir, el operador del centro de control comienza a subir la presión de la línea corriente abajo. Cuando la presión sube, la válvula de seccionalización de la estación se abre completamente (esto lleva 3 minutos). Cuando la válvula está abierta, el líquido circula a través de ella y llega a las bombas corriente abajo. La línea de corriente abajo de la línea principal comienza a funcionar nuevamente.

Abierto

Estación de Bombeo

Tanque

PCV Tanque

Cerrado

Bombas de Refuerzo

Cerrado Abierto

Línea Principal

Figura 43 Despacho Completo En un despacho completo, los líquido son entregados a la porción determinada de la línea.

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En la entrega de corriente colateral, como en la entrega de corriente a inyección, el operador de la estación del centro de control, tiene que prestar mucha atención a la cantidad y a la tasa de flujo de cada líquido. La prueba es entregar el líquido manteniendo una tasa de flujo mayor del máximo permitido. Adicionalmente, el período de tiempo requerido para la entrega no debe exceder el período de tiempo del bache de producción cuando está pasando por la estación. En el primer punto, supongamos que la tasa de flujo de la tubería antes de la entrega es de 18 870 Bbl/hr (3000 m3/hr). Si la estación de entrega quiere sacar un bache de producción @ 15725 Bb/hr (2500 m3/hr) la salida de la tasa del flujo en la línea principal bajará a 3145Bbl/hr. (500 m3/hr) Para acomodar la entrega, los operadores tienen que modificar las tasas de flujo a niveles de manera que no caigan por de bajo de una mínima tasa de flujo requerida. El segundo punto, nunca permitir que la duración del tiempo requerido para la entrega, exceda la longitud de tiempo que el bache estará pasando por la estación, también demanda atención a las tasas se flujo. Suponiendo que la mínima tasa de flujo para 62900 Bbl (10 000 m3) de la entrega, del bache de producción es de 18 870 Bbl/hr (3000 m3/hr). ¿Puede un bache de producción de 31 450 Bbl (5000 m3) despachar @ 6290 Bbl/hr. (1000 m3/hr)? El operador de la estación, a la tasa de flujo dada, necesita cinco horas para entregar el bache de producción. Pero el bache de producción entrante no estará ahí por mucho tiempo. Para acomodar la entrega, el operador debe incrementar la tasa de flujo de entrega del bache de producción o bajar la entrega de la tasa de flujo, o acomodar las dos, mientras está seguro que la tasa de flujo esté entre el máximo y el mínimo permitido para la tasa de flujo.

Abierto

ENTREGAS LATERALES

Estación de Bombeo

Tanque

PCV Tanque

Cerrado

Bombas de Refuerzo

Cerrado Abierto

Cerrado

Cerrado Abierto Abierto

Línea Principal

Figura 44 Entrega Lateral En la entrega de corriente colateral solo parte de el líquido dentro de la porción determinada de la línea principal es entregado.

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ESCENARIOS DE OPERACIÓN DEL DISTRIBUIDOR (MANIFOLD) DE TANQUES

ESCENARIO 1

No se debe asumir que la inyección del flujo del líquido va directamente del tanque al la bomba de refuerzo En realidad, el flujo de los líquidos pasa a través de un distribuidor de tanque multiple que está en la ruta de la línea principal. Los distribuidores de los tanques permite al operador de la estación: • bombear líquidos dentro de cualquier tanque desde la línea principal o desde el distribuidor del medidor • bombear líquidos desde cualquier tanque a la línea principal, y • bombear los líquidos desde un tanque a cualquier otro tanque. Los distribuidores de tanques se parecen a los distribuidores de medidores, en los cuales el líquido circula directamente por un arreglo de válvulas y tuberías. Una falla común que puede ocurrir en los distribuidores de tanques es una falla en la válvula. El operador del centro de control y el operador de la estación deben reconocer estas fallas, y comunicarse los problemas entre ellos. Los dos escenarios siguientes miran a las fallas que pueden ocurrir en las válvulas y como pueden afectar las operaciones de las líneas. Se refiere a la Figura 45. El operador de la estación acaba de terminar de bombear un bache de producción del Tanque 2 y gira el próximo bache de producción del tanque 4 a su control. Para hacer el giro, cierra la Válvula 1 y 2, y abre la Válvula 3 y 4. La Válvula 4 no se puede abrir. Tanque 1

Figura 45 La válvula 4 no se puede abrir

Tanque 2

1

2

3

4

Tanque 3 Bomba de Lanzamiento

El operador del centro de control vigila las unidades de la estación de Succión de Presión bombeo. Después de dos o tres minutos el operador del centro de control nota los cambios de la línea que observa en la pantalla: • la presión de succión está bajando Caja de Presión • la estrangulación está aumentando Válvula de Control de la Presión • la presión de la tubería está aumenDescarga de Presión tando y • la presión de descarga está bajando. Unos minutos más tarde, la bomba baja y la succión decrece. 2.1

2.2

2.3

64

Tanque 4


El operador del centro de control llama a la estación para saber si saben lo que está sucediendo. El operador de la estación verifica el Tanque 4 y dice que el nivel de este tanque no ha bajado. El operador de la estación controla las válvulas desde su pantalla y notifica que todo parece normal. Porque la presión de succión ha bajado, es claro que algo está previniendo al petróleo de llegar a la estación de la bomba. Mientras el nivel del líquido en el tanque no disminuye, parece ser que algo está previniendo al petróleo dejar el tanque. En adición, el nivel estático del líquido elimina una fuga como la causa posible de la perdida de presión, porque si hubiese habido fuga, el nivel del líquido hubiese bajado, aunque no tan pronto como sería en una operación normal. Habiendo eliminado otras posibilidades, parece evidente que una de las válvulas entre el Tanque 4 y la estación de la bomba no se ha abrió cuando debía haberse abierto. Una vez que la solución posible se ha establecido, alguien debe verificar manualmente cada válvula a través del camino del flujo hasta que se encuentre la válvula con la falla. A veces, cuando la válvula falla en la posición cerrada, no está completamente cerrada. En este caso, será imposible decir que no hay una fuga. Otra vez, se deberá hacer una verificación manual, para asegurar que no hay una fuga, y encontrar la válvula que esta fallando.

Tanque 1

Tanque 2

1

2

3

4

Tanque 3

Tanque 4

Bomba de Refuerzo

Presión de Succión

2.1

Figura 46 Válvula que Falla en Cerrarse

2.2

2.3

Presión en el Case Válvula de Control de Presión Presión de Descarga

65


ESCENARIO 2

El operador acaba de bombear un bache de producción desde el Tanque 1 y cambia al próximo bache de producción en el Tanque 3. Para hacer el cambio, el/ella debe cerrar la Válvula 1, y abrir la Válvula 3. Válvula 1 falla en cerrarse. En este caso, el operador de la estación será el que note que algo anda mal: • el nivel del líquido en el Tanque 3 esta bajando, pero no es tan rápido como la tasa del flujo lo indicaría. El operador de la estación llama al operador del centro de control, quien comunica que la presión de succión es un poco mas alta, pero que no es serio. El operador verifica las válvulas en su pantalla y comunica que todo parece ser normal. Porque la presión de succión sobre la línea principal esta bombeando lo suficiente, es claro que suficiente líquido está pasando dentro de la línea principal. También es claro que todo el líquido no puede venir del Tanque 3. El operador de la estación debe encontrar otra fuente del líquido. La más obvia posibilidad es el Tanque 1. Otra vez, las válvulas deben ser manualmente controladas para encontrar la que no está funcionando. La consecuencia de este escenario es la posibilidad de un bache de producción contaminado.

66


1. La única manera de conseguir que el petróleo llegue al otro extremo de la tubería es bombear igual volumen que en cualquier lugar de la corriente hacia arriba. a) cierto b) falso

REPASO 4

2. El tipo de inyección donde el líquido es bombeado a la línea completamente, llena una porción determinada de la línea se llama un/a: a) inyecciónes de corriente completa b) inyecciónes laterales c) inyección/entrega 3. La primera válvula en cerrarse durante una inyección de corriente completa se llama: una_________. a) válvula de control de presión b) válvula de bloqueo c) válvula de no-retorno d) válvula de globo 4. El documento que detalla toda la inyección y despacho con especificaciones de los baches de producción y los tiempos aproximados se llama un ________. a) boleto de medidor b) orden de bombeo c) cuenta de saldo d) recibo de transferencia 5. El tipo de inyector que requiere un paro completo de la línea de corriente hacia arriba de la estación de inyección se llama: a) inyecciónes de corriente completa b) inyecciónes laterales c) inyección/entrega

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6. Durante una inyección de corriente completa, el operador del centro de control cierra las bombas de la línea principal corriente abajo y cierra la válvula de seccionalización de la línea principal porque________. a) la presión de la línea sube cuando la válvula de entrega se cierra b) la línea de presión baja cuando la válvula de entrega se abre c) el ciclo de la estación de bombeo tiene control de la línea principal d) la bomba de refuerzo y las bombas de la línea principal no pueden operar al mismo tiempo 1

Apertura 1

3

2

4

Tanque B

Tank A

Tank B 13

9

7

6

5

Tanque A

8

12 10

11

Tanque C 15

14

Apertura 2

16 20

19

18

24

28

26 23

22

29

33

34 36

21a

21

32

Apertura 3

Tanque D 25

17

Tanque E

30

Tanque F

31

35

27

26a

38 40

47 50

48

43 39

37

42

41 44

51a

49 51

53 56

45

52

Medidor 1 54

Medidor 2

57

58

59

46

55 63

60

61

62

64

65

66

A la Línea Principal

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

7. ¿ Cuáles de las siguientes configuraciones de las válvulas permitirá al operador de la estación dirigir el petróleo desde la entrada 3 a la línea principal vía Medidor 1 ? a) ABIERTA: 34, 36, 49, 51, 52, 55, 60, 61, 62 CERRADA: 35, 50, 54, 57, 58, 59, 63 b) ABIERTA: 34, 35, 21a, 22, 57, 60, 61, 62 CERRADA: 36, 21, 63, 58, 59 c) ABIERTA: 34, 36, 51, 53, 56, 64, 65, 66 CERRADA: 35, 50, 54, 63 d) ABIERTA: 34, 36, 51, 53, 64, 65, 66, CERRADA: 35, 49, 50, 54, 56, 63

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8. ¿ Cuáles de las configuraciones de las válvulas siguientes puede usar un operador de estación para dirigir el petróleo desde la Entrada 1 al Tanque F? a) ABIERTA: 1, 2, 3, 4, 10, 25, 26, 30, 31, 39, 40, 37 CERRADA: 6, 7, 11, 26a, 29, 41 b) ABIERTA: 1, 2, 3, 7, 52, 55, 54, 56, 64, 65, 66 CERRADA: 1, 2, 6, 40, 41, 42 c) ABIERTA: 1, 2, 3, 6, 40, 41, 42 CERRADA: 3, 37, 39 d) ABIERTA: 1, 2, 6, 40, 41, 42 CERRADA: 37, 39 9. ¿De acuerdo al dibujo, es posible despachar el petróleo al Tanque F desde la Entrada 1 y mover el petróleo desde el Tanque B a la línea principal AL MISMO TIEMPO? a) Si b) No 10. ¿De acuerdo al dibujo es posible entregar el petróleo al Tanque A y mover el petróleo del Tanque B a la línea principal AL MISMO TIEMPO? a) Si b) No 11. ¿De acuerdo al dibujo cuál de los caminos del flujo es imposible? a) petróleo desde la Entrada 1, al Medidor 1, al Tanque C b) petróleo desde la Entrada 2, al Tanque F, al Medidor 2, a la línea principal c) petróleo desde la Entrada 3, al Medidor 1, al Tanque D, a la línea principal/ Las respuestas están al final del módulo

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SECCIÓN 5

SISTEMAS DE CONTROL

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

INTRODUCCIÓN

Hay una variedad de tipos de sistemas de control de estación terminal que están actualmente en uso, incluyendo los sistemas Factory Link, RTAP y Metra. A medida que la tecnología avanza, programas (software) y equipo (hardware) de sistemas de control continúan cambiando. Los operadores deben desarrollar familiaridad con todos los sistemas actualmente en uso (cuando se tiene la oportunidad), y deben estar siempre mentalmente preparados para otro cambio, porque la mejora (upgrade) del equipo de control es inevitable. Esta sección no discute como cada tipo de programa trabaja; pero da una idea general de las relaciones entre el programa (software) de control que usted ve en su monitor, y el equipo que responde a los cambios usted hace y los comandos que usted envía. Para un tratamiento completo de este tema, refiérase al programa de entrenamiento PIPELINE CONTROL SYSTEMS. Al finalizar esta sección, usted va a poder completar los siguientes objetivos. • Identificar el rol del operador controlando el movimiento de los líquidos a través de la terminal. • Reconocer la jerarquía en el sistema de control de la estación. • Diferenciar entre las funciones principales de la terminal visual (video display terminal) en la sala de control, servidores y equipo de comunicación, unidad terminal remota (RTU), controlador lógico programable (PLC), e instrumentos y aparatos en el terreno.

OBJETIVOS

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JERARQUÍA DE CONTROL DE LA ESTACIÓN TERMINAL

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

Cuando un comando es iniciado en la computadora de la sala de control de la terminal de la estación, este comando viaja a través de una series de subsistemas jerárquicos, hacia la unidad que va a ser afectada por el comando. Los subsistemas están enumerados en orden consecutivo: • la terminal de una computadora • uno o más controladores lógicos programables (PLCs), e • instrumentos y equipo en el terreno. Cada subsistema puede comunicarse solamente con el subsistema que se encuentra directamente encima o debajo del mismo en esta jerarquía. Cuando el comando es transmitido a la unidad correspondiente y es llevado a cabo, la ejecución de la unidad afectada es supervisada por instrumentos locales, y los datos vuelven a la sala de control en la terminal, a través de la misma ruta.

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LA SALA DE CONTROL DE LA TERMINAL

Figura 48 Pantallas de computadoras en la sala de control

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

Figura 49 Unidad terminal remota

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CONTROLADOR LÓGICO PROGRAMABLE (PLC)

Los comandos para abrir y cerrar las válvulas y activar las bombas de refuerzo, son enviadas al controlador lógico programable (PLC) apropiado. Allí el trabajo real de llevar a cabo el comando comienza. Un controlador lógico programable (PLC) es un equipo de computación diseñado para: • controlar las bombas abriéndolas y cerrándolas • controlar las válvulas abriéndolas o cerrándolas completamente o parcialmente • proveer datos operacionales en bruto a la unidad terminal remota (RTU) (y eventualmente al operador de la estación en el control) “escuchando” lo que sale de la instrumentación de la estación • asegurar un medio ambiente de operación seguro, ejecutando indepedientemente procedimientos de cierres de emergencia si es necesario y • controlar automáticamente ciertas unidades con el propósito de mantener las operaciones de la tubería dentro de límites preestablecidos.

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

Los PLCs están colocados dentro de cabinetes que contienen la unidad central de procesamiento (CPU) y la interfase de entrada/salida (usualmente en forma modular).

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

INSTRUMENTOS Y DISPOSITIVOS

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

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REPASO 5

1. Un comando enviado desde la sala de control de la estación a un equipo en la estación viaja desde la estación directamente al los/el/la ________ . a) Instrumentos b) RTU c) PLC d) Módulo de I/O (entrada/salida) 2. El sistema de control de la estación permite operar la estación desde una sala de control, supervisando y controlando ________ . a) válvulas b) bombas de refuerzo c) tanques d) todos los mencionados anteriormente 3. Los RTUs solo mandan información a la computadora anfitrión (host computer) en la sala de control cuando son sondeadas (polled); los RTUs no ofrecen información a) verdadero b) falso 4. Un control lógico programable es un artefacto de computación diseñado para ________ . a) Controlar las válvulas abriéndolas o cerrándolas, totalmente o parcialmente b) Proveer datos operacionales en bruto al RTU c) Ejacutar independientemente procedimientos de cierre de emergencia d) Todos los mencionados anteriormente 5. ¿Cuál de los siguientes es un “dispositivo”? a) termómetro b) transductor para medir presiones c) válvula de control de presión d) medidor

Las respuestas están al final del módulo

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SECCIÓN 1 - FUENTES DEL PRODUCTO • Los líquidos entran y salen de un sistema de oleoducto en estaciones terminales en varios lugares a lo largo del oleoducto.

RESUMEN

• A medida que cada bache de producción llega a la estación terminal, el control sobre el movimiento del bache de producción, se transfiere gradualmente del operador en el centro de control, al operador de la estación. Asimismo, cuando los líquidos son inyectados en la línea principal, el control sobre los líquidos se transfiere gradualmente del operador de la estación al operador del centro de control. • El petróleo crudo y los productos refinados llegan de refinerías y de otros oleoductos. • El operador de la estación usa el múltiple para dirigir el flujo a una de las estaciones y lleva a cabo las siguientes operaciones: - bombea el petróleo de las líneas de abastecimiento a las líneas principales con tanques inactivos - recibe en los tanques petróleo de líneas de abastecimiento - transfiere petróleo de un tanque a otro - bombea petróleo de un tanque a la línea principal, y - envía petróleo a un medidor. • La mediciones deben ser exactas. El oleoducto debe ser capaz de asegurar a sus exportadores el volumen exacto del líquido enviado, y tomar la responsabilidad por cualquier pérdida o ganancia resultante de una medición errónea. • Medidores de desplazamiento positivo están diseñados para medir petróleo crudo. • Medidor con turbina son usados para medir GLP y productos refinados. • Los probadores de medidor son usados para establecer un factor de medidores por el cual la lectura del medidor pueda ser corregido. • La temperatura debe ser medida en conjunto con la medición (del volumen) porque los líquidos se expanden y contraen en proporción a la temperatura. • Se toman muestras y se analiza el petróleo crudo y los productos refinados para verificar instrumentación, y para asegurar que el oleoducto está recibiendo y enviando exactamente lo que ellos acordaron recibir o enviar.

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SECCIÓN 2 - TRANSFERENCIA EN CUSTODIA A TANQUES • Patios de tanque son lugares donde el petróleo puede ser desviado temporalmente para ser clasificado, medido, desviado a otra ruta y almacenado. • Hay cuatro tipos de tanques de almacenamiento usados comúnmente en la industria petrolera: techo de cono, techo flotante, techo geodésico y esférico. • Tanques con techo de cono tienen techos cerrados y de forma cónica y pueden ser usados para almacenar todo tipos de petróleos líquidos con la excepción de GLP. Tanques con techo flotante son usados también para almacenar todo los tipos de petróleos, pero tienen techos chatos que flotan sobre la superficie del líquido. Tanques con techos flotantes, son mejorados cuando se le agregan una cúpula geodésica, que mantiene afuera los elementos. Tanques esféricos son usados para almacenar líquidos que deben ser mantenidos bajo presión moderada (por ejemplo GLP). • La calibración de tanques y la colección de muestras son necesarias para verificar la instrumentación y para analizar los líquidos que son mezclados directamente en los tanques. • Bombas de refuerzo extraen petróleo directamente de los tanques y lo mueven al primer grupo (set) de bombas en la línea principal. Ellas están instaladas lo más abajo posible del nivel de la base del tanque, para tomar ventaja de la succión generada por la altura de los líquidos en el tanque.

SECCIÓN 3 DE LOS TANQUES A LA LÍNEA PRINCIPAL • Inyecciones de corriente completa son inyecciones en las cuales los líquidos bombeados dentro de la línea llenan completamente una porción determinada de la línea. Las inyecciones de corriente completa necesitan un paro completo en el flujo de la línea corriente arriba de la estación de inyección. • Inyección de corriente lateral son inyecciones en las cuales el líquido que es bombeado dentro de la línea comparte la línea con el mismo tipo de líquido que ya se estaba moviendo en la línea. En inyecciones de corriente lateral, los operadores deben prestar mucha atención a las tasas y los volúmenes de flujo. Acá el desafío es inyectar un bache de producción de líquido dentro de la línea principal sin que haya una disminución debajo de la tasa de flujo mínima aguas arriba.

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• Inyección/entrega son inyecciones donde un líquido es bombeado dentro de la línea al mismo tiempo que otro líquido es bombeado fuera de la línea • En las entrega de corriente completa todo el líquido dentro de una porción fija de la línea es entregada. • En inyección de corriente lateral solo una parte del líquido dentro de una porción determinada de la línea es entregada.

SECCIÓN 4 - INYECCIÓN Y ENTREGA • Hay tres niveles de control del oleoducto: los operadores del centro de control controlan toda la línea principal desde el centro de control; operadores de estaciones controlan las estaciones en la terminal desde la sala de control en la terminal; y los técnicos en el terreno pueden controlar bombas individuales en el lugar de bombeo. • Los sistemas de control de la estación consisten de una combinación de componentes de computadoras, programas, terminales visuales y equipo de comunicaciones. La terminal del sistema de control permite operar la terminal desde la sala de control, supervisando y controlando las válvulas, las bombas de refuerzo y tanques ubicados en la terminal. • En la terminal, la jerarquía del control de los componentes de la computadora (hardware) es: - la interfaz gráfica de los operadores de la estación y terminal de trabajo - un controlador lógico programable - instrumentos y equipos.

SECCIÓN 5 - SISTEMA DE CONTROL • Los instrumentos pueden incluir sensores de presión o temperatura, medidores y equipos de detección, mientras que los equipos incluyen bombas y válvulas • A través del sistema de control, el controlador puede notar y medir cantidades físicas con respecto a una máquina o proceso, como por ejemplo proximidad, posición, movimiento, nivel, temperatura, presión , la corriente eléctrica y el voltaje de la corriente. El PLC emite varios comandos que controlan varios equipos como por ejemplo válvulas, bombas, motores y alarmas, en base al status o valores que recibe.

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GLOSARIO

agua y sedimentos (S&W) impurezas disueltas en el petróleo crudo, tales como sal, agua, asfalto y otras substancias. Estas substancias se liberan de la suspensión y se depositan en el fondo del contenedor a medida que el petróleo se enfría y se asienta. (p. 48) bache de producción es el volumen de un producto el cual es transportado como una unidad en el sistema de tubería. (p. 4) banco de medidores medidores simples arreglados en configuraciones paralelas. (p. 23) boleto de transferencia en custodio formato o planilla utilizada para registrar todos los volúmenes transportados a través del sistema de tubería. (p. 24) bombas de refuerzo (bombas booster) son bombas utilizadas para aumentar la presión del líquido lo suficiente como para entrar a la succión de la primera bomba principal aguas abajo. (p. 53) carrera de medidores sección de un banco de medidores consistiendo de un filtro temporal, un medidor y su válvula asociada (p. 21). controlador lógico programable (plc) equipo de computación designado para controlar automáticamente ciertos equipos con el propósito de mantener las operaciones de la tubería. (p. 74) densitómetro instrumento que extrae líquido desde una línea de entrada y lo dirige a través de un transductor. Consiste de un lazo con una bomba adherida para permitirle buena circulación. Dentro del tubo se encuentra una cinta de metal delgada y larga. A medida que el líquido fluye a través del tubo el metal comienza a vibrar. Las vibraciones son recogidas por sensores y luego son transmitidas al computador, el cual convierte las señales a libras masa/pies cúbico (lbm/ft3, Kg/m3 ). (p. 31) dimensionamiento de un tanque es el procedimiento utilizado para desarrollar tablas relacionadas con los tanques. Un dimensionador de tanques mide las dimensiones de un tanque incluyendo el espesor de la pared y el volumen de cualquier equipo como, placas aforadoras y conexiones de la tubería dentro del tanque. El dimensionador luego computariza el volumen del líquido que el tanque puede almacenar a distintas profundidades. (p. 47)

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dispositivo térmico resistivo instrumento que mide electrónicamente la temperatura de un líquido. (p. 30) distribuidor arreglo complejo de tubos y válvulas, el cual permite a los operadores de estación dirigir el petróleo entrante desde cualquier punto de recibo a cualquier almacenamiento, indicadores o instalaciones de bombeo en el terminal. (p. 12) entregas de corriente completa es la operación en la tubería donde el líquido bombeado a la línea del terminal, llena completamente una parte fija de la línea, desplazando su contenido actual. (p. 62) entregas laterales operación de tubería en la cual una parte del líquido dentro de una porción fija de la línea principal es entregada a un terminal. (p. 62) estaciones terminales son puntos de entrada de todo el petróleo crudo y productos refinados transportados por sistemas de tubería. (p. 4) instrumento equipo que lee y registra información especifica acerca de la condición y operación de la tubería, incluyendo sensores de tensión o temperatura, indicadores y equipos de detección. inyección de corriente completa es la operación en la tubería donde el líquido bombeado dentro de la línea principal llena completamente una porción fija de la línea. (p. 58) inyección/despacho operación de la tubería en donde un líquido se bombea dentro de la línea principal y al mismo tiempo otro líquido se bombea hacia el terminal. (p. 58) inyecciónes laterales inyecciones donde el líquido que se bombea a la línea principal comparte la línea con el mismo tipo de líquido en existencia en la línea. (p. 58) medidor equipo que mide la cantidad de líquido entrando y saliendo de un sistema de tubería. (p. 18)

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medidor de desplazamiento positivo medidor en el cual el elemento de medición separa mecánicamente el líquido con cantidades discretas de volumen fijo y registra las cantidades en unidades de volumen. (p. 19) medidor de turbina medidor en el cual el elemento de medición es un rotor de múltiples cuchillas y al cual la corriente medida imparte una rapidez rotacional que es proporcional a la velocidad promedio de la corriente. El volumen se mide contando las revoluciones del rotor electrónicamente. (p. 20) módulo de entrada y salida conexión física entre equipos de campo e instrumentos, y el controlador de lógica programable (PLC) y la unidad procesadora central (CPU). (p. 75) muestreador equipo utilizado para una muestra representativa de un bache de producción (batch) de líquido en proceso de despacho o recibo. Consiste de probeta, envase y un controlador ajustable de tasa de muestreo. (p. 48) neblina grado de claridad de un líquido. (p. 48) orden de bombeo formato con toda la información relevante a cada despacho. (p. 7) patio de tanques patios de ubicación de tanques donde el petróleo puede ser temporalmente contenido para su clasificación, medición, reubicación y almacenamiento. (p. 40) petróleo sulfuroso (ácido) petróleo crudo con un contenido de azufre de más de 0.5%. (p. 50) presión de vapor presión generada sobre un líquido debido a la actividad molecular del líquido. (p. 52) probador de medidor equipo designado para ensayar o probar la precisión de un medidor y determinar el factor del mismo. (p. 25) programador empleado responsable de establecer los futuros movimientos del oleoducto basándose en la coordinación de todos los despachos requeridos. (p. 6)

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prorrateo es el porcentaje del envío total solicitado que se le permite a cada exportador. (p. 6) rectificadores de flujo rectificadores existentes dentro de la tubería, los cuales reducen cualquier flujo espiral o turbulento que pudiera disminuir la precisión en las medidas del indicador. (p. 23) terminal propiedad adyacente ubicada dentro del derecho de paso de la tubería, la cual incluye tanques para almacenar petróleo e instalaciones asociadas. Otros equipos comunes también pueden ser encontrados en este terreno. (p. 4) transferencia en custodia es la aceptación o paso de responsabilidad durante el almacenamiento y transportación de un volumen determinado o medido de petróleo líquido. Cualquier pérdida o ganancia que resulte de medidas inadecuadas será responsabilidad del ente que opera la tubería. (p. 8) tubería de línea principal es todo el equipo que incluye válvulas, bridas, accesorios, incluyendo la primera válvula sin considerar la línea principal de la estación de bomba, terminal, patio de tanques o puntos de entrega. Esto incluye filtros temporales, cruces, estaciones de derivación y líneas de instrumentos que son conectadas a la línea principal. (p. 62) unidad terminal remota (RTU ) computador ubicado en un lugar remoto, el cual reúne la información que suplen todos los controladores de lógica programable (PLC) en el lugar y retransmite esa información al computador principal. (p. 74) Varec indicador localizado en la parte baja externa del tanque, el cual da una lectura interna de volumen. La lectura de volumen se utiliza para determinar si la cantidad deseada de líquido ha sido bombeada al tanque o fuera de él. (p. 46) viscosímetro Es un instrumento que mide viscosidad electrónicamente. (figura p. 51)

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RESPUESTAS

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REPASO 1

REPASO 2

REPASO 3

1. c 2. b 3. d 4. d 5. b 6. d 7. c

1. c 2. d 3. d 4. b 5. c 6. c 7. b 8. a 9. c 10. b 11. a 12. c 13. d 14. b 15. d 16. c 17. c 18. b 19. b

1. d 2. b 3. b 4. a 5. c 6. c 7. d 8. c 9. d

REPASO 4

REPASO 5

1. a 2. a 3. b 4. b 5. a 6. a 7. c 8. c 9. b 10. a 11. d

1. c 2. d 3. a 4. d 5. c

Estaciones terminales

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