capitulo 6 oleductos y poliductos

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6.1 DISEÑO DE UNA ESTACIÓN DE MEDICIÓN...................................................... 5 6.1.1 SELECCIÓN DEL MEDIDOR ......................................................................................5

6.1.1.1 Viscosidad ............................................................................................. 6 6.1.1.2 Densidad ............................................................................................... 7 6.1.1.3 Corrosivos, Abrasivos y Materiales Extraños ......................................... 7 6.1.1.4 Presión de Vapor ................................................................................... 7 6.1.1.5 Rata de Flujo ......................................................................................... 8 6.1.1.6 Temperatura .......................................................................................... 8 6.1.1.7 Servicio Continuo o Intermitente del Oleoducto ..................................... 9 6.1.1.8 Localización ........................................................................................... 9

6.1.2 TAMAÑO DEL MEDIDOR ...........................................................................................9 6.1.2.1 Tamaño de los Medidores de Desplazamiento Positivo ......................... 9 6.1.2.2 Tamaño de los Medidores Turbina....................................................... 10

6.1.3 INSTRUMENTACIÓN Y ACCESORIOS ...................................................................11 6.1.3.1 FILTROS ............................................................................................. 11 6.1.3.2 Separadores y Monitores de Agua....................................................... 11 6.1.3.3 Válvulas de Contrapresión (Back-Pressure)......................................... 12 6.1.3.4 Válvulas de Control de Flujo ................................................................ 12 6.1.3.5 Eliminadores de Aire............................................................................ 13 6.1.3.6 Acondicionadores de Flujo................................................................... 13 6.1.3.7 Contadores para Medidores de Desplazamiento Positivo .................... 14 6.1.3.8 Contadores para Medidores Tipo Turbina............................................ 14 6.1.3.9 Impresores de Tiquetes ....................................................................... 14

6.1.4 TOMA MUESTRAS....................................................................................................15 6.1.5 probadores.................................................................................................................15

6.1.5.1 Tanque Probador................................................................................. 15

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6.1.5.2 Probadores Convencionales en Línea ................................................. 16 6.1.5.3 Probadores de Volumen Pequeño ....................................................... 16 6.1.5.4 Probador Medidor Maestro .................................................................. 16

6.1.6 ESQUEMAS TÍPICOS DE ESTACIONES DE MEDICIÓN PARA OLEODUCTOS ..16 6.2 OPERACIÓN DE UNA ESTACIÓN DE MEDICIÓN .......................................................... 19 6.3 DESEMPEÑO DEL MEDIDOR........................................................................... 20

6.3.1 volumen neto ESTÁNDAR.........................................................................................20 6.3.2 probador del medidor.................................................................................................21 6.3.3 CARACTERÍSTICAS de control para el factor del medidor ......................................21

6.4 UNIDADES LACT ................................................................................................... 21 6.4.1 Diseño de una unidad LACT......................................................................................21

6.5 COMPONENTES DE UNIDAD LACT................................................................. 22 6.5.1 Instalación..................................................................................................................24

6.6 OPERACIÓN DE LA UNIDAD LACT .................................................................. 24 6.7 MANTENIMIENTO DE LA UNIDAD LACT ..................................................................... 26 6.8 RECOMENDACIONES ............................................................................................ 27

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�� 2%-(7,92� Determinar los criterios claves para instalar, mantener y operar sistemas de medición para oleoductos y poliductos, al igual que unidades LACT para fiscalización de crudos. �� $/&$1&(��Aplica a las áreas operativas que manejan sistemas de medición para transferencia de custodia y fiscalización de crudos y refinados. Este capítulo provee guías genéricas con las cuales se podrán seleccionar el tipo y tamaño del medidor, equipos e instrumentación asociada para ser usado en la operación de sistemas de mediciones para oleoductos. Adicionalmente, cubre los requerimientos de los sistemas de medición para unidades LACT. �� */26$5,2��Para una mayor comprensión de este documento puede consultar el Capitulo 1 del Manual Único de medición “Condiciones Generales” en su numeral 3 - Glosario Aplicable al Manual Único de Medición (MUM). �� '2&80(1726�'(52*$'26��1R�$SOLFD�� &21',&,21(6�*(1(5$/(6� Las características principales para seleccionar el tipo de equipo de medición y/o instrumentación asociada a un sistema de medición en un oleoducto, son: a. Los altos costos fijos para mantener en funcionamiento continuo el sistema. b. La capacidad que implica manejar grandes volúmenes y altos caudales de flujo. c. La necesidad de un buen rendimiento en la operación y una exactitud máxima en la

medición de la producción total, en el sistema. La ventaja de la medición dinámica (metering - Capítulo 5) sobre la medición estática (gauging - Capítulo 3) por movimientos del petróleo en el oleoducto, se da en cada uno de los capítulos señalados. En este capítulo tratamos hidrocarburos líquidos (crudos, condensados, productos refinados y mezclas de hidrocarburos). Fluidos en dos fases no son incluidos. Para aplicaciones particulares en instalación de equipos de medición para hidrocarburos líquidos o de altas presiones de vapor, tales como mezclas de etano-propano, propileno, este capítulo sirve de guía teniendo en cuenta cualquier precaución adicional, para lo cual recomendamos ver el capítulo 14.

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Dentro de este capitulo se hace necesario tomar aspectos comentados detenidamente en otros capítulos del Manual Único Medición: Capitulo 4 Sistemas Probadores, Capitulo 5 Medición Dinámica, Capitulo 7 Temperatura, Capitulo 8 Muestreo, Capitulo 12 Cálculo de Cantidades del Petróleo y Capitulo 13 Control Estadístico de Medición. �� '(6$552//2� La información que se da en este capítulo puede ser aplicada a los siguientes sistemas: a. Sistemas de facilidades de recolección y tratamiento de crudo en actividades de

producción. b. Sistemas de medición para monitoreo y control operativo al igual que para

transferencia de custodia en estaciones de oleoductos, poliductos y propanoductos. �� ',6(f2�'(�81$�(67$&,Ï1�'(�0(',&,Ï1� Una estación de medición de cantidad y calidad para transferencia de custodia es un conjunto de equipos e instrumentación asociada, los cuales guardan una perfecta armonía con la operación, el mantenimiento preventivo, y operan confiablemente en condiciones estables de proceso, con uno o más brazos de medición. Cuando un sistema de medición para oleoducto es diseñado, el objetivo es obtener una exactitud optima de la medición para transferir en custodia, independiente de la cantidad de producto. La exactitud de la medición de un sistema depende de los medidores, probadores, válvulas y otros equipos seleccionados para el sistema de medición. Otras consideraciones para el diseño de la estación de medición incluyen estipular una futura expansión y actualización tecnológica, accesibilidad a los equipos para mantenimiento preventivo, y verificación de exactitud. Se debe consultar el Capítulo 4, 5, 7, 8 y 21 de este manual para un conocimiento mayor de los requisitos de equipo e instrumentación asociada. �� 6(/(&&,Ï1�'(/�0(','25� Una estación de medición de cantidad y calidad para transferencia de custodia es un conjunto de equipos e instrumentación asociada, los cuales guardan una perfecta armonía con la operación, el mantenimiento preventivo, y operan confiablemente en condiciones estables de proceso, con uno o más brazos de medición. Los criterios para la selección del medidor se dan en el capítulo 5. En general, los medidores tipo turbina se prefieren para altas tasas de flujo y aplicaciones de baja-viscosidad, en aplicaciones de presiones altas, el costo de capital e instalación

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puede ser menor con medidores tipo turbina. De cualquier modo se debe tener en cuenta la viscosidad, el contenido de cera o la presencia de materiales fibrosos que pueden limitar el uso de las turbinas. Cuando se evalúen los meritos relativos a los medidores de desplazamiento positivo y tipo turbina, se deben considerar los costos de mantenimiento preventivo y operación. El costo de mantenimiento preventivo para los medidores de desplazamiento positivo puede ser significativo cuando se manejen líquidos con lubricación muy baja o de características abrasivas. El costo de mantenimiento preventivo de los medidores tipo turbina es usualmente bajo, no obstante, los equipos que aseguran los regímenes de flujo pueden incrementar los costos. El costo de mantenimiento preventivo de los medidores de flujo másico son relativamente muy bajos por no tener partes internas móviles. Antes de seleccionar un medidor, se debe tener en cuenta lo siguiente: 1. Los rangos de las características físicas y químicas del líquido a ser medido:

a. Viscosidad, lubricación y punto de fluidez. b. Densidad (Gravedad API). c. Corrosión, abrasión, fibras, ceras u otros materiales extraños. d. Presión de vapor.

2. El rango de las ratas de flujo y presión. 3. Los rangos de temperatura en el liquido y temperatura ambiente. 4. Las ventanas operativas y la duración de operación (continua o intermitente) Al igual se debe tener en cuenta la localización de la estación de medición y si el control va a ser local o remoto, asistido o no. �� 9LVFRVLGDG��La linealidad de un medidor de desplazamiento positivo mejora con el incremento de la viscosidad del liquido. Estos mejoramientos son resultado de disminuciones de deslizamientos en las recámaras de medición dentro del medidor. Los medidores tipo turbina funcionan en un rango de viscosidad más baja y pueden seleccionarse para usarse en productos refinados, debido a que su vida de servicio es mas larga, maneja mayor rango de acción, y tiene igual o mejor exactitud que un medidor de desplazamiento positivo. Los medidores tipo coriolis operan en un rango más amplio de viscosidades, cubriendo las limitaciones de los medidores turbina y desplazamiento positivo. Esta variable no afecta considerablemente el desempeño del medidor másico.

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�� 'HQVLGDG��El desempeño de un medidor de desplazamiento positivo y tipo Coriolis, generalmente no se ven afectados por la densidad del líquido que va a ser medido. En instalaciones donde son usados medidores tipo turbina, el rango lineal del medidor cambia con la densidad. En general en un flujo normal un medidor tipo turbina cambia a rangos de flujo más amplios cuando la densidad e inversamente para líquidos con altas densidades, lo anterior ocasiona que la presión a través del medidor aumenta mas rápidamente a medida que la rata de flujo aumenta. �� &RUURVLYRV��$EUDVLYRV�\�0DWHULDOHV�([WUDxRV��Sólidos abrasivos, químicos ácidos o alcalinos, aditivos DRA y algunas sales son materiales extraños que se pueden encontrar o adicionar a un líquido del petróleo y pueden dañar un medidor o el funcionamiento de este. Si los medidores de desplazamiento están destinados a ser usados con líquidos que contengan cantidades relativamente grandes de abrasivo o materiales corrosivos, se debe consultar al fabricante acerca de los materiales usados para la construcción del medidor. En general, una cantidad limitada de abrasivos finos y contaminantes corrosivos tienen menos efectos nocivos en la vida útil y operación de un medidor tipo turbina, porque los sólidos en suspensión continúan fluyendo sin interrumpir a través del medidor. Los contaminantes corrosivos no afectan en ningún grado notable a estos medidores cuando son fabricados en acero puro. En cambio, los medidores de desplazamiento positivo son mas afectados por finos abrasivos porque puede cerrar los espacios de las partes móviles y porque el estándar de materiales en que se construyen se pueden ver afectados por reactivos químicos. Inversamente, materiales fibrosos y ceras, que están presentes en crudos, tienen efectos mínimos sobre los medidores de desplazamiento positivo, porque estos contaminantes afectan la operación del medidor tipo turbina porque tienden a alojarse en las hojas del rotor y enderezar las secciones. Los medidores de flujo másico de operación continua no se ven afectados por elementos corrosivos, abrasivos y materiales extraños. Para aquellos de operación intermitente, la depositación de ceras en los tubos pueden generar incertidumbre en la medición, al modificar el peso contante de los mismos. �� 3UHVLyQ�GH�9DSRU� La presión de vapor del líquido nos da información a cerca de los rangos en los cuales los medidores van a operar. Para ninguna de las tecnología (turbinas, desplazamiento positivo y coriolis), es problema el valor de presión que debe soportar el medidor, puesto que ellos tienen rangos de operación en baja (serie 150#) y en alta hasta series 900#. La presión de vapor también tiene una incidencia en el tipo de equipo usado para controlar la presión y en las válvulas necesarias para mantener una fase líquida y exactitud de la medida.

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�� 5DWD�GH�)OXMR� La selección del medidor debe tener en cuenta las capacidades mínimas y máximas de la rata flujo en las que se operará el oleoducto y poliducto. Los medidores de desplazamiento positivo son normalmente seleccionados para operaciones continuas aproximadamente a un 75% de la capacidad especificada por el fabricante en las características técnicas, si el liquido tiene una lubricidad razonable. La capacidad del medidor de desplazamiento positivo es reducida a un 40% de la capacidad especificada en las características técnicas, cuando tienen una lubricidad muy pobre como en butanos o propanos. Los medidores tipo turbina pueden operar a una capacidad total de lo especificado en las características técnicas del fabricante, pero cuando aumenta caída de presión al incrementar la rata de flujo, los costos pueden ser un factor determinante para escoger el tamaño del medidor. Los medidores tipo coriolis operan a una capacidad total especificada por el fabricante, sin ser afectados por las características del fluido y pueden ser operados óptimamente hasta el 100% de rango operativo del equipo. Una óptima exactitud requiere que el medidor de desplazamiento positivo se operare a ratas cercanas al 20 % de la capacidad máxima especificada en las características técnicas. Los medidores tipo turbina, dependen de las características del fluido, y pueden requerir ser operados a ratas cercanas al 40% de la capacidad máxima especificada en las características técnicas para una exactitud optima. �� 7HPSHUDWXUD� Generalmente cuando en oleoductos se opera a rangos de temperatura ambiente, las consideraciones de temperatura en la selección o instalación del medidor, no son requisitos. Sin embargo si es una temperatura anormal que se pueda anticipar, tales como altas temperaturas que requieran ser manejadas para incrementar el punto de fluidez, se debe consultar con el fabricante del medidor cuales pueden ser los requerimientos antes de seleccionar el medidor. En forma adicional, el manejo de hidrocarburos calientes puede requerir material aislante, trazados de calefacción o material aislante, trazos de calefacción o ambas, del múltiple del medidor y secciones expuestas del tanque o línea que alimentan el medidor. En climas fríos es necesario proteger los equipos auxiliares de los medidores (tales como contadores e impresores) instalando protección sobre el medidor y prevenir fallas del equipo auxiliar. Estas precauciones son mas criticas cuando es usado equipo electrónico.

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Cambios en la temperatura de un hidrocarburo liquido causan cambios en su viscosidad. Estos cambios resultan en variaciones del factor del medidor y posibles variaciones en los rangos de operación normal. Esta recomendación final, aplica a todos los tipos de medidores. �� 6HUYLFLR�&RQWLQXR�R�,QWHUPLWHQWH�GHO�2OHRGXFWR� Todos los medidores (tipo turbina, desplazamiento positivo y coriolis) son diseñados para operar continuamente o en forma intermitente. Sin embargo, para un funcionamiento de operación continua, algunas arreglos deben ser previstos para paradas del medidor o métodos alternativos de medición para cubrir con los mantenimientos normales del medidor, la corrida de los raspadores o problemas del equipo (Ver 6.1.2.) �� /RFDOL]DFLyQ� Los medidores de desplazamiento manejan registro mecánico y son utilizados para sistemas de capacidad pequeña y localizaciones remotas. Ellos no necesariamente requieren energía electrónica continua y equipo electrónico para dar la lectura de salida de la cantidad medida como sí se requiere para los medidores tipo turbina y coriolis. �� 7$0$f2�'(/�0(','25� En nuevas estaciones de medición, los sistemas pueden ser mas flexibles y menos costosos si un banco de medidores es instalado en paralelo en lugar de un solo medidor y probador de gran tamaño. Si existe ya un probador que es usado, los nuevos medidores seleccionados deben compartir el probador existente. Ver el capitulo 4 para limitaciones de tamaño de probadores. �� 7DPDxR�GH�ORV�0HGLGRUHV�GH�'HVSOD]DPLHQWR�3RVLWLYR� Si un nuevo sistema de medición va a ser instalado, el tamaño de los medidores de desplazamiento positivo (Ver capitulo 5) se debe decidir usando los siguientes criterios:

a. Determinar las ratas de flujo máximas y mínimas que se esperan manejar en la estación de medición.

b. Si no se puede interrumpir, el flujo en la línea, se debe proveer de un medidor de repuesto (stand-by) para que continué con la tasa de medición normal, si el medidor principal falla.

c. El medidor de desplazamiento positivo opera a un 75 % de la capacidad máxima especificada en las características técnicas.

En la mayoría de los casos cuando un tanque probador es usado para calibrar, un mínimo de dos medidores en paralelo es requerido por que el flujo del medidor se debe desviar antes del medidor y se debe reinyectar después del medidor. Si no es practico interrumpir

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el flujo en la línea para alcanzar este requerimiento se debe tratar como se recomienda a las unidades pequeñas LACT (Lease Automatic Custody Transfer) para sistemas de recolección. La selección final depende del desempeño deseado, los espacios viables, y el tamaño y costo (capital, operación y mantenimientos preventivos) de los medidores, probadores, válvulas asociadas, conductos y equipos auxiliares. �� 7DPDxR�GH�ORV�0HGLGRUHV�7XUELQD� El tamaño del medidor tipo turbina requiere mas detalles a considerar que un medidor de desplazamiento positivo porque el medidor tipo turbina se ve afectado por la densidad, viscosidad del líquido y regímenes de flujo (Ver capitulo 5.) Los medidores tipo turbina son escogidos para estaciones de medición que operan a altas ratas de flujo y bajas viscosidades. Se debe vigilar el funcionamiento de los medidores tipo turbina cuando se encuentran servicio y estén presentes fibras o materiales extraños en el liquido. Es por ello necesario adicionalmente al medidor que opera tener un medidor disponible para hacer el relevo y permita limpiar el medidor de materiales extraños y así poderlo devolver a servicio. Cuando no se pueda interrumpir el flujo, es aconsejable tener un medidor alternativo en la línea, para que el medidor contaminado pueda ser removido, inspeccionado y limpiado. En manejo de crudos y cuando sea posible, es aconsejable tener un sistema que permita realizar contra-flujo por periodos cortos, para poder quitar el material atrapado en los hélices de la turbina. En cuanto al tamaño y número de medidores necesarios para una estación, se debe tener en cuenta la rata de flujo, la viscosidad y la densidad que se considere. Como la viscosidad aumenta el rango de flujo hace que la linealidad decrezca sobre limites aceptables, por ello se requiere una amplia capacidad en el medidor que pueda manejar una serie de ratas de flujo entre el 25-75%. Cuando la densidad de un liquido disminuya, la porción linear de la curva de desempeño se mueve a altas ratas de flujo, que es un liquido con densidades alrededor de 0.5 de eficiencia en el medidor sobre un rango por un factor de 1.5 veces de la máxima capacidad especificada en las características técnicas del fabricante, con incrementos no apreciables en perdidas de presión. El desempeño de un medidor tipo turbina tiende a mejorar entre más grande sea el equipo y se debe tener cuidado antes de seleccionar medidores pequeños, sobre todo para ser usados en crudos. Es por ello que una simple formula para determinar el numero de medidores requeridos para especificaciones que no se pueden dar. Se debe consultar a los fabricantes para aplicaciones particulares.

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�� 7DPDxR�GH�ORV�0HGLGRUHV�GH�IOXMR�PiVLFR�WLSR�&RULROLV� El tamaño de los medidores tipo coriolis se determina con base en el rango de las ratas de flujo en las que se van a operar la estación de medición del oleoducto. La selección del medidor se basa básicamente en las referencias de equipos que dispone los fabricantes. �� ,167580(17$&,Ï1�<�$&&(625,26�� Los instrumentos y equipos accesorios para los sistemas de medición de cantidad y calidad son determinados en el capítulo 4, 5, 7, 8 y 21 . Los accesorios son ampliamente usados en estaciones de medición para oleoductos las cuales incluyen aquellos descritos del 6.1.3.1 al 6.1.3.9. �� )LOWURV� Todos los sistemas de medición para transferencia de custodia deben contar con filtros, independientemente del tipo de medidor. Los filtros incorporados en las estaciones de medición, no deben ser usados para limpiar el fluido a fin de mejorar la calidad del mismo. Solo se debe usar para quitar los sólidos que puedan dañar el medidor o generar incertidumbre en la medición. Los medidores se pueden proteger individualmente o en grupo, para lo cual la clave está en el sitio de localización de los filtros. Con los medidores de desplazamiento positivo y coriolis, los filtros pueden ser instalados inmediatamente aguas arriba del medidor. Con los medidores tipo turbina el problema de remolinos en el liquido tiene que ser considerado, es por ello que en una estación de medición con turbinas debe usar un enderezador y filtro aguas arriba del medidor. Los filtros usados para servicios en crudos deben ser equipados con una cesta áspera (usualmente cuatro mallas es suficiente) para proteger los alabes del medidor y el probador de daños por materiales extraño u otros como agua y sedimento. El uso de una malla muy fina puede causar problemas y no servir para el propósito de los filtros porque una posible y acelerada acumulación de basura puede crear una excesiva presión y deteriorar la malla. Esto podría llevar a romper la cesta y la malla de la misma y generar vaporización del liquido, estos eventos pueden afectar la exactitud de la medición. Por consiguiente, es deseable monitorear la presión diferencial, alrededor del filtro la cesta un sistema de alarma u otros medios convenientes. �� 6HSDUDGRUHV�GH�DJXD�\�6HQVRUHV�GH�$JXD� Los separadores y monitores de agua son generalmente confinados para el uso de sistemas de recolección en crudos, productos y combustibles de aviación. Algunos monitores son usados inicialmente en las estaciones de medición de los oleoductos y

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poliductos cuando se toman los hidrocarburos directamente de tanques de almacenamiento para posteriormente pasarlos por los sistemas de medición. Es practico prevenir la entrada de agua en la fuente; es decir en los tanques de almacenamiento. En sistemas de recolección y tratamiento, un monitor de agua es instalado aguas arriba del medidor para suspender despachos de manera automática al oleoducto cuando el agua contenida excede un valor fijado previamente. Este monitor puede ser usado para prevenir la entrada de agua al oleoducto o al sistema de almacenamiento. �� 9iOYXODV�GH�&RQWUDSUHVLyQ��%DFN�3UHVVXUH�� Las válvulas de contrapresión deben ser instaladas aguas abajo de la estación del medidor, si la resistencia de la línea aguas abajo (presión hidrostática positiva actuando sobre el sistema de medición) es insuficiente para mantener la presión en el sistema previniendo la vaporización del hidrocarburo durante las ventanas operativas del mismo. En todo sistema de medición se debe mantener la contra presión, si quiero asegurar la medición de una sóla fase y por tanto, la exactitud de la medición. La contrapresión mínima debe ser aproximando dos veces la caída de la presión en el medidor con un máximo de la rata de flujo mas 1.25 veces la presión de vapor absoluta del líquido a una temperatura máxima de operación. Estas reglas de aproximación varían con la aplicación. Por ejemplo, en medidores tipo turbina generalmente requieren mas contrapresión que los medidores de desplazamiento positivo (en las especificaciones técnicas de capacidad) y másico, debido al camino que toma el flujo en los medidores tipo turbina los cuales aceleran la velocidad y así reducen la presión estática que puede causar vaporización, cargas de gas y la cavitación subsiguiente. Aunque la contrapresión es un requerimiento critico para la medición, excesos en la contrapresión puede resultar en costos excesivos. Las válvulas de contrapresión debe estar diseñadas para dar respuesta con seguridad a fallas. Por lo tanto deben en caso de falla abrir y requerir aire para operar. Igualmente, debe cerrar cuando la presión del liquido en el sistema se disminuye y abrir cuando la presión del líquido aumenta. Una válvula de control de flujo puede hacer doble función (controlar el flujo y la contrapresión) al mismo tiempo, cuando esta ubicada aguas abajo del medidor. �� 9iOYXODV�GH�&RQWURO�GH�)OXMR� Si la rata de flujo necesita estar limitada para pasar a través de cada uno de los brazos de un sistema de medición en una estación del oleoducto, es necesario incluir en los diseños válvulas de control de flujo automática o manual, las cuales deben ser instaladas aguas abajo del medidor para que no afecte la medición. Sin embargo, tales arreglos pueden implicar que la presión alrededor del múltiple del medidor, debe requerir ratas de presión

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mucho más altas que las manejadas en el líquido. Para el caso de los medidores de desplazamiento positivo, esta situación puede considerar incrementos considerables en los costos del medidor, filtros y otros accesorios usados con ellos. En el caso de los medidores tipo turbina y coriolis, los costos adicionales por altos índices de presión no son altos, pero los costos de accesorios pueden ser un factor a considerar. En el caso de los medidores tipo turbina y para aplicaciones excepcionales, la instalación de las válvulas de control debe ser a por lo menos 50 diámetros del tubo, aguas arriba del medidor. Si la acción de las válvulas de control causa aperturas de vapor, el vapor debe ser removido de la línea antes de llegar al medidor. La instalación de válvulas de contrapresión aguas abajo del medidor puede ser requerida para mantener la presión en el medidor. �� (OLPLQDGRUHV�GH�$LUH� Los removedores de aire, eliminadores de aire o desaireadores deben ser instalados aguas arriba del medidor, para prevenir que aire o vapores puedan entrar al medidor por la línea y afectar la medición. Sin embargo, en algunas instalaciones, la entrada de aire puede ser prevenida de forma mas practica por sistemas automáticos de sensores de aire que apaguen los aparatos para removerlo una vez este el flujo de la línea. Esto sucede para servicios de crudos. Operar desaireadores puede reducir la velocidad en la línea a través de una expansión de sección adversa. Lo principal es permitir la entrada de gases ligeros con escapes hacia arriba si la viscosidad del líquido no es demasiado favorable y detiene o retrasa el proceso. Para acumulaciones de aire, gas o vapor, se instala una válvula que se abre y permite el escape. En una estación de medición de oleoducto, si hay vacíos muy altos (sección negativa) que posiblemente puedan existir, requiere que sea instalada una válvula de cheque con aberturas en la línea para prevenir ser arrastrado al desaireador. Si es posible en la estación de medición del oleoducto se puede instalar una o mas válvulas de venteo en los puntos altos del múltiple de la estación. Por precaución se debe permitir que el aire sea sacado después del mantenimiento preventivo. �� $FRQGLFLRQDGRUHV�GH�)OXMR� Las estaciones de medición de oleoductos que usan medidores tipo turbina deben tener una sección de acondicionamiento de flujo que sea instalada aguas arriba y una de restablecimiento instalada aguas abajo de cada medidor. Ver capítulo 5 para una descripción mas completa de la disposición y los detalles de los efectos de los remolinos en la línea. Los acondicionadores de flujo no son requeridos en instalaciones donde se usan medidores desplazamiento positivo y másicos.

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�� &RQWDGRUHV�ORFDOHV�SDUD�0HGLGRUHV�GH�'HVSOD]DPLHQWR�3RVLWLYR� Frecuentemente, un número pequeño, mecánico, no-reseteables de contadores totalizadores que registran datos completos, en unidades enteras; son usados para medidores de desplazamiento positivo que indica la cantidad del liquido que ha pasado a través del medidor. Además de los contadores no reseteables; uno mecánico, reseteable, que registra en fracciones de unidad (que puede ser un medidor cúbico o de barril) suelen ser usados con probadores tipo tanque y también pueden ser usados en el medidor. Los incrementos de fracción pequeños deben ser desplegados en un amplio número de contadores que dependen del tamaño del probador y su uso debe ser limitado de acuerdo con una aplicación específica. Esta es una característica importante y generalmente es desatendida en estaciones. Sin embargo es recomendable asegurar esta información en un computador de flujo con contador mecánico no reseteable. Una alta resolución en los transmisores de pulsos y en los contadores son requeridos cuando se prueba un medidor de desplazamiento positivo con un probador en línea. (Ver capítulo 4 para más detalles). �� &RQWDGRUHV�SDUD�0HGLGRUHV�7LSR�7XUELQD�\�&RULROLV� Estos medidores generalmente son conectados a un contador totalizador no reseteable registrando en unidades enteras e indica la medida de la cantidad de liquido que pasa a través del medidor. Contadores adicionales, tales como los probadores y contadores netos, pueden ser usados de acuerdo a la necesidad surja sin afectar el desempeño del medidor. Una alta resolución discreta de los contadores de pulso-probadores que son de salida por el interruptor, se requirieren por el probador del medidor tipo turbina. �� ,PSUHVRUHV�GH�7LTXHWHV� Los impresores mecánicos y eléctricos son los dos tipos más comunes. Los impresores mecánicos son generalmente usados con medidores de desplazamiento positivo porque ellos pueden ser acoplados directamente a la salida del medidor y no requieren una fuente de poder externa. Un impresor mecánico puede también ser usado con un medidor tipo turbina, pero en esta disposición, los pulsos generados por el medidor manejando un motor stepper que a su vez maneja el registro y el impresor. Los impresores eléctricos o electro mecánicos pueden ser usados con otro tipo de medidores, pero ellos requieren una señal eléctrica generada por el medidor, y por ello pueden ser acoplados electrónicamente al medidor. Los impresores electrónicos generalmente son usados con medidores tipo turbina los cuales generan directamente señales eléctricas. Los impresores electrónicos son también usados para un número de medidores totalizadores o lectores remotos. A través una fuente de poder externa es requerido impresores eléctricos que tienen la ventaja de minimizar el torque en la salida

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del medidor. Un doble registrador e impresor puede ser usado para balancear facilidades bache a bache ya sea manual o automáticamente. Los combinadores medidor-pulso múltiple, equipos compensadores de temperatura, y dispositivos similares son tratados en el Capitulo 5. Debe prestarse atención especial a la instalación de los sistemas electrónicos para asegurar que pulsos extraños no sean registrados. Los protectores de los conductores, los conectores a tierra de los equipos, y demás protecciones son esenciales. �� 720$�08(675$6� Es importante usar toma muestras en línea de los sistemas de medición de hidrocarburos que son tomados de tanques de almacenamiento sin certificado de calidad. Los movimientos de los oleoductos son medidos en baches o lotes, que pueden diferir apreciablemente en las propiedades del líquido (viscosidad y densidad), las interfaces en la línea pueden ser muestreadas en baches segregados para el probador del medidor y asignando el factor del medidor que se debe aplicar a cada bache. Otros aspectos del muestreo (por ejemplo, determinación de la calidad del crudo) que requiere muestras representativas deben ser tomados por técnicas de muestreo como es presentado en el capitulo 8. �� 352%$'25(6� Preferiblemente en una estación de medición para transferencia de custodia se debe tener un probador fijo o dedicado, conectado a un probador portátil, o probador master meter. El capítulo 4 debe ser consultado antes de determinar el probador para una estación que se este diseñando. Los cuatro métodos estándar de probares son: probador convencional en línea, probador de volumen pequeño, tanque probador y probador master meter, que son descritos en el capitulo 4, los cuales deben tener trazabilidad con un probador tipo tanque de nivel superior y mínimo haber sido certificado utilizando el método waterdraw. Es necesario ver el capitulo 12.2 para una explicación de los métodos estándar del calculo de las cantidades de petróleo y determinación de los factores del medidor. La decisiones alcanzadas como un resultado de las determinaciones de diseño en 6.1.1 y 6.1.2 pueden ser determinadas la selección de mas conveniente para el sistema de probador del medidor. �� 7DQTXH�3UREDGRU� Los tanques probadores tienen una ventaja de costo importante por encima de los probadores fijos instalados en línea. En capacidades pequeñas o remotas de localizaciones de medición en línea sin poder eléctrico, los tanques probadores pueden ser usados para probar la exactitud de los medidores de desplazamiento positivo y coriolis. Los tanques probadores no se adaptan rápidamente a automatización o control

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remoto. Los probadores de tanque tienen la desventaja de requerir dos o tres tanques de llenado para prueba del medidor, que tiene que volver a la línea bajo presión. El reproducible de desagües de la pared del tanque probador es critico cuando se utiliza hidrocarburos como fluido de prueba y tolerable cuando se emplea agua o un fluido estable en condiciones ambientales. Este rasgo (cuando se utiliza hidrocarburo) es una desventaja del tanque probador sobre los probadores en línea y el medidor maestro. El tanque probador no es conveniente usarse para productos de presión de vapor alta, porque se puede perder producto por evaporación durante la operación, por apertura del tanque. Los tanques probadores no son convenientes para líquidos viscosos que no pueden ser completamente drenados en la superficie de la pared del tanque probador durante el drenaje entre las corridas del probador. �� 3UREDGRUHV�&RQYHQFLRQDOHV�HQ�/tQHD� Los probadores convencionales en línea son fácilmente adaptables a la automatización y control remoto, son de capacidad rápida, fácil y reproducible, en un arreglo fijo o portátil. Los probadores convencionales en línea son relativamente costosos, pero si se usa para un numero significativo de estaciones pequeñas en modo portátil o móvil, su costo de capital puede justificarse. En las estaciones más grandes o nuevas, los probadores convencionales en línea tienen ventajas sobre otros métodos. Un probador en línea portátil puede ser equipado con su propio suministro de potencia, haciendo uso del medidor de la estación donde no se encuentre energía disponible. �� 3UREDGRUHV�GH�9ROXPHQ�3HTXHxR� Los probadores de volumen pequeño comparten las mismas ventajas de los probadores convencionales en línea, y por ser pequeños, se adaptan bien a aplicaciones portátiles. �� 3UREDGRU�0HGLGRU�0DHVWUR� Los probadores medidor maestro son usados cuando otros métodos probadores no son prácticos. Algunas veces es usado como respaldo de otros sistemas probadores, y con cambios pequeños en el múltiple de la estación puede ser aplicado algunas estaciones existentes. Un medidor maestro puede ser usado en conjunto con probadores móviles en línea o probadores tipo tanque operando medidores de alguna estación. Los medidores usados como probadores maestros son los tipo turbinas, desplazamiento positivo y másico. �� (648(0$6�7Ë3,&26�'(�(67$&,21(6�'(�0(',&,Ï1�3$5$�2/(2'8&726� En las figuras 1, 2 y 3, muestran diagramas esquemáticos de instalaciones típicas con medidores tipo turbina, desplazamiento positivo y másico, respectivamente. Las

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condiciones de medición esperadas de cada instalación dicta que opciones son necesarias; no todas las opciones son mostradas en el esquema, y pueden requerirse más opciones. )LJXUD��Diagrama Típico Esquemático de una Estación de Medición con Dos Medidores Tipo Turbina.

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1. Válvula del Bloqueo, si es requerida

2. Dispositivo de presión del diferencial, si es requerido

3. Filtro, coladera y/ o eliminador de vapor (si es requerido) por cada medidor o estación de medición

4. Enderezador de flujo

5. Medidor de Turbina

6. Corrida del medidor (línea recta).

7. Dispositivo de medición de presión

8. Dispositivo de medición de temperatura

9. Válvula de apagado, doble bloqueo y drenaje.

10. Válvula de control, si es requerida

11. Válvula en chequeo, si es requerida

12. Muestreador, proporcional al flujor.

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Ver Capitulo 4

Nota. Este diagrama simplifica los componentes primarios indicados para estaciones típicas pero no tiene la intención de indicar localizaciones determinadas. Todas las secciones de la línea pueden ser bloqueadas entre válvulas y deben tener prevenciones para aliviar presión en la línea (preferiblemente no debe ser instalada entre el medidor y el probador).













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Ver Capitulo 4














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Ver Capitulo 4


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)LJXUD�� Diagrama Típico Esquemático de una Estación de Medición con Tres Medidores de Desplazamiento Positivo













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Ver Capitulo 4


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)LJXUD� �� Diagrama Típico Esquemático de una Estación de Medición con Dos Medidores Masicos Tipo Coriolis

�� 23(5$&,Ï1�'(�81$�(67$&,Ï1�'(�0(',&,Ï1� Esta publicación esta enfocada en ayudar al diseñador de estaciones de medición para oleoductos, a seleccionar e instalar el equipos destinado a satisfacer las necesidades de funcionamiento propuestas. El capítulo 4 y 5 contienen información que aplica al diseño, selección e instalación de estaciones de medición de oleoductos; y estos capítulos también contienen mas información que afecta su operación y mantenimiento. La operación de una estación de medición para oleoductos, debe saber el tipo de líquidos que maneja, el tipo y tamaño de los medidores y los sistemas de probadores y el rango de valores de variables principales (rata, viscosidad, temperatura, presión y densidad) se debe revisar esas partes en el capitulo 5 que trata sobre el desempeño del medidor, operación y mantenimiento, teniendo presente las consideraciones descritas en el 6.3.

1. Válvula-manual o automática para reducción de presión, si se requiere.

2. Filtro, coladera y/ o eliminador de vapor (si se requiere) por cada medidor o estación de medición.

3. Medidor Masico de Coriolis

4. Dispositivo para medición de temperatura 4* Opcional

5. Dispositivo para medición de presión

6. Válvula de chequeo, si es requerida


8. Válvulas de apagado, doble bloqueo y drenaje

9. Válvula de control de flujo, si es requerida

10. Válvula de bloqueo, si es requerida.

11. Dispositivo de presión diferencial, si es requerido

12 Muestreador proporcional al flujo.

13. Densitometro

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Ver Capitulo 4


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1. Válvula-manual o automática para reducción de presión, si se requiere.

2. Filtro, coladera y/ o eliminador de vapor (si se requiere) por cada medidor o estación de medición.

3. Medidor Masico de Coriolis

4. Dispositivo para medición de temperatura 4* Opcional

5. Dispositivo para medición de presión

6. Válvula de chequeo, si es requerida


8. Válvulas de apagado, doble bloqueo y drenaje

9. Válvula de control de flujo, si es requerida

10. Válvula de bloqueo, si es requerida.

11. Dispositivo de presión diferencial, si es requerido

12 Muestreador proporcional al flujo.

13. Densitometro

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�� '(6(03(f2�'(/�0(','25� Desempeño del medidor es una expresión general que es usada para indicar si un medidor puede cuantificar continuamente el volumen real del líquido que pasa por el medidor en forma satisfactoria. Esto se muestra más comúnmente como una característica o curva de desempeño, que es una grafica del factor del medidor versus la rata de flujo. Porque el factor del medidor es aplicado para indicar el volumen total en el sistema de medición del oleoducto que involucra hidrocarburos líquidos, la utilidad de las características de la curva esta en la facilidad de mostrar como el factor del medidor puede cambiar cuando se dan cambios en la rata de flujo. Las curvas individuales deben hacerse por cada producto o grado de crudo. El desempeño del medidor puede ser graficado como el factor del medidor versus algún parámetro de operación, como es, viscosidad, temperatura, entre otros. De cualquier modo cuando las propiedades del líquido cambian significativamente (por ejemplo, cuando un nuevo bache o lote va a ser medidor), un nuevo factor del medidor debe ser desarrollado por re-pruebas. La presentación mas común del desempeño del medidor es la grafica del factor del medidor versus la rata de flujo que se establece en condiciones de operación. El probador del medidor debe verificar frecuentemente la máxima exactitud. �� 92/80(1�1(72�(67È1'$5� La medición de transferencia de custodia de hidrocarburos líquidos es realizada para obtener una cantidad que es tomada como base para transacciones comerciales. Esta cantidad es mas comúnmente expresada como volumen neto estándar. Los volúmenes netos estándar son volúmenes corregidos por el factor de del medidor, por los efectos de la temperatura y presión de ambos sobre el líquido, el acero del probador usado para determinar el factor del medidor, y para contenidos de sedimento y agua, si es aplicable. Los métodos estándar para calcular una base de volumen en el probador, un factor del medidor y un tiquete de medida, son detallados en el capítulo 12. La derivación y el cálculo de todos las factores de corrección que se pueden tener en cuenta también son tratados en el capítulo 12. Las condiciones estándar a las cuales se corrigen los volúmenes son 60º F y 14.3 libras pro pulgada cuadrada absoluta. Los medidores de flujo másico se pueden configurar para medir volumen ó para medir directamente la masa. Para la configuración en volumen, el medidor usa la masa medida y la densidad medida a condiciones estándar y matemáticamente convierte estos valores a volumen. A partir de este dato, aplica los conceptos antes mencionados.





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�� 352%$'25�'(/�0(','25� Referirse al capítulo 4 y 5 para guías generales sobre el probador del medidor. Los sistemas de medición de medición de oleoductos, deben tener consideraciones adicionales que son dadas para los probador, cada vez que hay un cambio de producto a través del medidor. Otras consideraciones pueden incluir cambios en la rata de flujo, temperatura, o presión que puede causar cambios en el factor del medidor. �� &$5$&7(5Ë67,&$6�'(�&21752/�3$5$�(/�)$&725�'(/�0(','25� Otra forma de graficar el desempeño del medidor es por el manejo de características de control del factor del medidor para cada producto o grado de crudo. (Ver Capítulo 13.) Tal como una característica es esencial para dibujar el factor del medidor versus el tiempo, que es, una grafica de registro del factor del medidor valorada por meses o años. Porque una característica de control muestra limites validos para distribuciones ocasionales de los valores del factor del medidor, ellos pueden ser usados como ayuda para estimar la frecuencia correcta del probador y la repetibilidad aceptable de valores durante una prueba y también para decidir cuando una inspección o mantenimiento es necesario. Preferiblemente un Sistema de administración del mantenimiento debe llevar las estadísticas de las intervenciones de los equipos y accesorios de medición. Para casos puntuales, llevar un libro de bitácora para el registro del mantenimiento preventivo y correctivo debe ser manejado por cada estación de medición por cada medidor; con costos y desempeño que pueda ser comparado uno a uno. Una anotación sobre las características de control también debe ser hecha. �� 81,'$'(6�/$&7�

Las Unidades LACT (Lease Automatic Custody Transfer System), es un conjunto de componentes y tuberías montadas sobre un patín, diseñada para medir de manera precisa, tanto la calidad como la cantidad, de un hidrocarburo liquido. Esta medición, se hace para transferir de manera automática y precisa la custodia de un liquido de una parte responsable a otra, por lo tanto, todos los componentes utilizados pueden ser revisados en línea. �� ',6(f2�'(�81$�81,'$'�/$&7� Los factores que afectan el diseño de una unidad LACT son: 9 Las características del liquido, determinarán el tipo de medidores, muestreadores y

contenedores del muestreador, material de tubería de procesos y bridas, a utilizar. 9 La rata de flujo determina el tamaño de la tubería, el medidor y demás componentes. 9 La tubería debe estar diseñada para suministrar la mínima caída de presión a través

de la unidad LACT. Esto se logra limitando la velocidad máxima del fluido en la unidad





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LACT de 12-14 pies por segundo. Tomando como velocidad mínima de 3 pies por segundo, la cual se debe mantener para la operación adecuada de mezclador estático en línea.

9 La viscosidad del los fluidos se debe tener en cuenta al momento de la selección del tipo del medidor a utilizar en la unidad LACT (ver capitulo 5 Medición Dinámica ECP-VSM-M-001-05).

9 La temperatura del fluido medido determinara los componentes especiales en la unidad LACT, si la temperatura es alta, se necesitan sellos especiales para la mayoría de los componentes como muestreadores, medidores, bombas entre otros. Si la temperatura es baja, es posible que se requieran materiales de aleaciones especiales para componentes y tubería.

9 La presión del liquido en la unidad determinara el espesor de la pared de la tubería, el rango ANSI de las bridas.

9 La localización de la unidad determina la utilización de recubrimientos térmico y de protección así como el aislamiento y la ubicación del equipo en un lugar cubierto.

�� &20321(17(6�'(�81,'$'�/$&7� &20321(17(� '(6&5,3&,Ï1�

Medidores

• Desplazamiento Positivo; utilizando medidores múltiples pequeños en lugar de un medidor grande, reducen el tamaño del probador. Una ventaja adicional es que si un tren de medición falla, solamente se pierde un pequeño porcentaje de la capacidad de medición

• Medidores de turbina • Medidores de flujo tipo turbina helicoidal

Strainers

Los filtros utilizados en las unidades LACT generalmente son de tipo canasta en línea; pueden equiparse con tapas de apertura rápida o la tapa puede ser una brida ciega. Indicadores y/o interruptores de presión diferencial pueden ser instalados a través del filtro de canasta para señal de diferencial alta. Se debe instalar un eliminador de aire en la parte superior de la tapa para permitir aire o gas se ventee cuando se este arrancando (llenado) el sistema.

Conexiones Del Probador

Todas las configuraciones de unidades LACT incluyen conexiones para probador. Se debe tener cuidado de no causar una altas caídas de presión cuando el flujo se esta desviándose al probador. Cuando hay mas de una unidad LACT conectada a un probador común, la válvula aguas arriba debe ser de tipo bloqueo y purga para evitar pase de flujo hacia o desde el probador.

Válvulas de contra presión / válvulas de control de flujo

Las válvulas de contra-presión son instaladas después del medidor y del probador para mantener contra-presión sobre el liquido; en el medidor y en el sistema probador. Se puede utilizar una válvula de control de flujo para mantener y balancear la rata de flujo cuando se manejan dos o mas brazos. Cuando el probador es puesto o sacado de línea, o el tanque que alimenta la bomba de carga cambia, se experimenta un cambio en la rata de flujo; esto se debe compensar, utilizando una válvula de control de flujo para mantener constante la rata de flujo.

Bridas Permiten un fácil mantenimiento de los componentes de al unidad LACT y dan





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sello ajustado y libre de fugas a sus componentes. De acuerdo a la norma de especificación ANSI B16.5, se listan a continuación los diferentes rangos de presión para las bridas. Este máximo de presión es para bridas nuevas: Brida ANSI 150# 285 PSI @100°F y 170 PSI @ 500°F Brida ANSI 300# 740 PSI @100°F y 270 PSI @ 850°F Brida ANSI 600# 1,480 PSI @100°F y 535 PSI @ 850°F

Desaireadores

Permite la medición inmediata del producto mientras se mantiene la presión de línea, elimina la necesidad de grandes y costosos tanques de almacenamiento, removiendo los gases libres de líquidos que fluyen bajo presión.

Mezcladores Estáticos

Se deben colocar antes del muestreador cuando se requiere una mezcla uniforme del liquido en la línea, normalmente se instala en un tramo vertical de tubería. Las ratas de flujo a través del mezclador no pueden ser inferiores a 3 pies/seg de otra forma no se logrará una mezcla adecuada.

Bombas Normalmente las bombas utilizadas con las unidades LACT son de tipo centrífuga o de pistón, el dimensionamiento de la bomba es critico para que haya un flujo adecuado a través de la unidad LACT. Se pueden utilizar bombas API o ANSI, pero si se utilizan bombas de pistón deben ubicarse tan lejos como sea posible de la unidad LACT debido a que pueden crear pulsaciones en el flujo.

Sistemas De Muestreo

Es una parte muy importante de la unidad, consiste de un equipo para tomar muestras de la línea y almacenarlas hasta que puedan ser llevadas al laboratorio. Se pueden utilizar contenedores de muestra montado sobre el patín de la unidad. Al finalizar el día o la semana dependiendo de la cantidad de muestras tomadas, un pequeño volumen del fluido mezclado es bombeado a otro contenedor y transportado al laboratorio para ser analizado.

Monitor De Agua

Son utilizados como indicadores del contenido de agua en el aceite; cuando se detecta el agua por encima de un limite, la señal es enviada a un panel de alarmas quien dispara el fluido que esta fuera de la especificación a un separador o tanque, para un proceso posterior el aceite automáticamente se enruta de nuevo a la unidad, si el contenido de agua vuelve a estar dentro de especificaciones.

Densitometro Permite medir la densidad del fluido Válvulas 9 Bloqueo y purga (se utiliza cuando es necesario saber que no existe pase a

través de una válvula cerrada) 9 Desvió de tres vías (se utiliza para enviar el aceite de regreso al tanque si

el corte de agua esta fuera de especificaciones) 9 Cheque (se utiliza en la descarga de los trenes de la unidad, con el fin de

asegurar que ninguna cantidad de fluido entre al sistema de medición en sentido inverso)

9 Bloqueo. Se utilizan cuando no es necesario verificar que el flujo ha sido suspendido

9 Alivio Térmico. Son las mas utilizadas en las unidades LACT y se instalan cuando hay posibilidad de sobrepresión que puede dañar el equipo entre dos puntos de cierre. Están diseñadas solo para aliviar la presión debido a expansión térmica, no para aliviar el flujo total de la LACT.

Actuadores de Pueden ser eléctricos o neumáticos, son utilizados a veces para operación





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válvulas remota o cuando son muy difíciles de operar manualmente. Al utilizarlos se deben emplear indicadores de posición para enviar señales de retorno a la sala de control para indicar la posición de la válvula.

Venteos Son utilizados en puntos altos de la unidad y sobre los filtros para aliviar el aire y gas que puede llegar atraparse en estos puntos, no remplazan los desaireadores, el cual, debe utilizarse si se presenta grandes cantidades de aire.

Patín de fabricación estructural

Se utilizan patines de acero estructural para montar los componentes de LACT. Deben ser suministrados con agarres para levantar o izar para permitir una fácil movilización del equipo.

Transmisores e Indicadores

De Temperatura, deben estar instalados en termopozos que se extienden a la mitad del segundo tercio del tubo, De presión deben instalarse de manera que una válvula permita su revisión y calibración sobre el tubo.

Eléctrico La clasificación de áreas para instalaciones eléctricas para unidades LACT y otro equipo de producción se da en el API RP 500B que suministra la clasificación eléctrica de la National Electric Code para equipo de campo.

Panel De Control De La Unidad LACT

Puede estar montado sobre el patín (local) o colocado fuera del mismo en una área protegida (panel remoto). En el panel de control, el computador de flujo y PLC procesan las señales de control de la unidad LACT y equipo asociado.

Probador De Medidores

Existen diferentes tipos de probadores (ver Capitulo 4 “sistemas probadores”), generalmente son una parte integral de la Unidad sin embargo algunas LACT son construidas con conexiones para probadores portátiles.

�� ,QVWDODFLyQ��La unidad LACT se debe diseñar de acuerdo con los estándares y las normas aplicables a la industria. Cada elemento indispensable controla la cantidad y calidad, y se localiza de acuerdo a su función. �� 23(5$&,Ï1�'(�/$�81,'$'�/$&7� 9 Antes de cargar la unidad LACT, todas las bombas deben estar apagadas, y todas las

válvulas deben estar cerradas. Hay muchos componentes especialmente los medidores, que se pueden dañar por el golpe del aire que puede entrar con el fluido.

9 Si la unidad LACT esta equipada con bomba, cargue la bomba lentamente con fluido. Ventee todo el aire atrapado en la bomba, por la válvula instalada en su punto mas alto.

9 Abra todas las válvulas de venteo en la LACT y probador; lentamente abra la válvula de entrada y otras válvulas que dirijan flujo hacia el medidor, probador y otros equipos. Las válvulas de descargar deben permanecer cerradas.

9 Permita que la unidad LACT y el probador se llenen con fluido, mientras se revisan posibles fugas venteos de airé y drenajes atmosféricos. Llenando el equipo lentamente, se protege de picos, y si existen posibles fugas se previene perdidas de grandes cantidades de fluido.





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9 Arranque la bomba y lentamente abra las válvulas de descarga y ajuste la contra-

presión. Se sugiere que la mínima contra-presión debe ser 20 PSIG por encima de la presión de vapor del fluido que esta siendo medido. Asegúrese que el medidor esta registrando.

9 Observe el sistema de muestreo para estar seguros que este tomando la muestra a los intervalos adecuados. Luego el medidor el cual revisa la cantidad del fluido y el tomamuestras es el siguiente instrumento mas importante ya que la función es la de revisar la calidad del fluido.

9 Incremente el volúmen a la rata de flujo deseado, ajuste las válvulas de control de presión y control de flujo y abra totalmente las válvulas de bloqueo a la entrada y salida.

9 Revise todos los componentes restantes para una operación adecuada. 9 Haga un cálculo manual de los totales de volumen y flujo para asegurar que los

contadores mecánicos y computadores de flujo estén trabajando de manera adecuada. 9 El medidor se debe calibrar con una frecuencia que será determinada por la utilización

de la unidad LACT. Para operaciones de baches se debe calibrar como mínimo una vez en el inicio de cada corrida de bache, en la mitad y hacia el final. Para operación continua cada medidor debe ser calibrado al menos una vez por día durante los primeros 30 días para desarrollar las características del medidor. Después del primer mes el intervalo puede ser cambiado a una vez por semana si el medidor repite continuamente. 1RWD�� /R� DQWHULRU� HV� XQD� JXtD� SXHV� SRU� QRUPD� VH� GHEH� FDOLEUDU� FXDQGR� H[LVWH� XQD�YDULDFLyQ�HQ�HO��HQ�OD�YDULDEOHV�FRPR�WHPSHUDWXUD�SUHVLyQ�GHQVLGDG��

9 Todos los cálculos deben revisarse a intervalos regulares para asegurar que no se han introducido errores en el computador. A medida que el sistema llega hacer mas complicado los cálculos deben revisarse de manera frecuente.

9 Todo el equipo de monitores de BSW, trasmisores de temperatura, transmisores de presión etc., debe cumplir el programa de mantenimiento preventivo establecido por el área responsable.

9 El probador se debe calibrar por el método de Water Draw antes de que sea puesto en servicio en sitio. Durante el transporte el tubo del probador puede haberse dañado o los detectores haberse descalibrado. Después de la primera calibración por este método se sugiere revisar el volumen del probador al menos una vez cada cinco años o de acuerdo al programa de mantenimiento preventivo. Si alguna parte del probador entre los detectores es desmontada o si hay cambio de detectores se debe realizar una nueva calibración





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)LJXUD�� Diagrama de flujo típico de una unidad LACT con Desplazamiento positivo o turbina de flujo.

�� 0$17(1,0,(172�35(9(17,92�'(�/$�81,'$'�/$&7� 9 Asegúrese que todos los instrumentos en la LACT y probador estén calibrados

adecuadamente. Todos los instrumentos y equipos utilizados para realizar la calibración en la LACT y probador deben haber sido calibrados recientemente

9 Revise para asegurar que todo equipo mecánico opera adecuadamente, la válvula de 4 vías, las válvulas de bloqueo y purga realicen su respectiva función.

9 Revise el sistema por fugas especialmente fugas por los drenajes. Aunque una LACT y probador debidamente diseñados requieren que todos los drenajes después del medidor puedan ser inspeccionados visualmente, algunos sistemas tienen puntos de fugas escondidos. Las válvulas de drenaje del probador deben revisarse para asegurarse que no tengan fugas.

1. Carga para la bomba y el motor

2. Muestreador

3. Contenedor del muestreador y bomba de circulación

4. Filtro

a) Eliminador Integral de aire/gas (opcional)

b) Eliminador y Separador aire/gas(opcional)

5. Monitor de prueba de agua

Note: El chasis del monitor chassis puede ser montado con un sistema de control electrico o directamente sobre el monitor del probador

Entrada del

Tanque

6. Valvula de desvio

7. Valvula de Contrapresión de crudo (opcional)

8. Medidor y Accesorios para Transferencia de Custodia

9. Válvula de Bloqueo

10. Válvula de Contrapresión

Note: Localizar la valvula de contrapresión aguas arriba del probador enlazando para el tanque probador

11. Panel de Poder

12. Equipo de control (por ejemplo, monitor de agua , contadores permisibles, y sistema de parada)

13. Bomba de Recirculación (opcional)

14. Valvula de Chequeo

15. Valvula de doble bloqueo y drenaje



18. Nivel de Control de inicio

19. Nivel de Control de parda

20. Nivel de Control Bajo (opcional)

18

19

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1

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3

4, 4A, 4B16

5

2

6

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16

14

11 12

Sistema Probador

Al Oleoducto

El crudo a almacenamiento o a una facilidad de deshidratación

9

1. Carga para la bomba y el motor

2. Muestreador

3. Contenedor del muestreador y bomba de circulación

4. Filtro

a) Eliminador Integral de aire/gas (opcional)

b) Eliminador y Separador aire/gas(opcional)

5. Monitor de prueba de agua

Note: El chasis del monitor chassis puede ser montado con un sistema de control electrico o directamente sobre el monitor del probador

Entrada del

Tanque

6. Valvula de desvio

7. Valvula de Contrapresión de crudo (opcional)

8. Medidor y Accesorios para Transferencia de Custodia

9. Válvula de Bloqueo

10. Válvula de Contrapresión

Note: Localizar la valvula de contrapresión aguas arriba del probador enlazando para el tanque probador

11. Panel de Poder

12. Equipo de control (por ejemplo, monitor de agua , contadores permisibles, y sistema de parada)

13. Bomba de Recirculación (opcional)

14. Valvula de Chequeo

15. Valvula de doble bloqueo y drenaje



18. Nivel de Control de inicio

19. Nivel de Control de parda

20. Nivel de Control Bajo (opcional)

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Sistema Probador

Al Oleoducto

El crudo a almacenamiento o a una facilidad de deshidratación

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{ uG| r { | { r(r(}X3~'� h f'i {(� � d {(�

9 Cuando se realice una calibración, se debe mantener las condiciones adecuadas de

flujo durante toda la calibración, no deben cubrir cambios drásticos en rata de flujo, temperatura y presión.

9 Para una buena calibración la prueba debe hacerse a la misma rata de flujo del medidor bajo condiciones de operación. Todos los medidores tienen curvas que dan diferentes frecuencias de pulsos a diferentes ratas de flujo.

9 Siempre revise dos veces cualquier componente sobre el que se tenga sospecha de mal funcionamiento. Por ejemplo, si mientras se calibra un medidor, se sospecha que la esfera del probador no este inflada adecuadamente, revise otro medidor para ver si es posible que la condición exista allí también. Muchas veces en una búsqueda para encontrar el problema, otro equipo es cambiado y sucede que si un problema se encuentra, el problema original puede existir todavía. La mejor herramienta para un buen mantenimiento es un registro completo y preciso de todos los documentos de embarque y calibración, este registro cuando es procesado sobre una grafica que muestre rápidamente problemas en desarrollo y ayude a detectarlos.

�� 5(&20(1'$&,21(6� 9 Se sugiere establecer el método de ubicación de cada una de las partes que

conforman la unidad LACT. Así como un procedimiento para verificar válvulas y escapes, antes y durante la operación del probador.

9 Realice una inspección preliminar o en funcionamiento del probador. 9 Inspeccione las ubicaciones y especificaciones de los sellos. Se sugiere establecer

un procedimiento para la notificación de romper sellos con el propósito de realizar el mantenimiento.

9 Se sugiere establecer los criterios de repetibilidad para usar en las corridas y el número de corridas a utilizar en el promedio para obtener un nuevo factor del medidor.

9 Se debe establecer la frecuencia de inspección o la frecuencia y método de recalibración, calibración y verificación del probador.

�� 5(*,67526� Los registros que deben soportar el proceso de medición en una estación de medición o una unidad LACT son:

9 Verificación de corridas de calibración de los medidores 9 Carta de control estadístico de los factores del medidor 9 Pruebas de calibración de master-meter 9 Actas para la oficialización del factor 9 Certificados de calibración.





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{ uG| r { | { r(r(}X3~'� h f'i {(� � d {(�

�� &217,1*(1&,$6��1R�$SOLFD�� %,%/,2*5$),$�DIRECCIÓN DE DESARROLLO. Política Y Procedimiento Para El Sistema De Gestión De La Normativa De Ecopetrol S.A. ECP-DDS-D-01.. Versión 1. Colombia, 2004 AMERICAN PETROLEUM INSTITUTE. Manual of Petroleum Measurement Standards.Washington-Estados Unidos de Norteamerica: Capitulo 6 Metering Assemblies Sección 1 Lease Automatic Custody transfer (LACT) Systems API 1991

VICEPRESIDENCIA DE TRANSPORTE. Manual de Medición VIT. Version 1.0. VIT-M-002 Bogota. 1999 ��$1(;26� No Aplica

capitulo 6 oleductos y poliductos

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