1

7. FISCALIZACION

La fiscalización puede definirse como el conjunto de medidas, verificaciones y controles

que permiten determinar la cantidad de petróleo crudo, y su calidad, que se entrega a una

refinería o a un oleoducto, y la liquidación de las regalías correspondientes.

La calidad del petróleo crudo se refiere a su gravedad API determinada a 60°F, contenido

de agua y sedimentos (BSW) y contenido de sal en lbs por mil barriles de crudo. La

gravedad API a 60°F y el contenido de agua y sedimentos se determinan en el laboratorio.

La determinación del contenido de sal se hace con base en el resultado del BSW y la

salinidad del agua (ecuación (4.19)).

7.1. Determinación de volúmenes

Incluye tres aspectos que son:

Volumen bruto a la temperatura del tanque

Volumen bruto a 60°F

Volumen neto a 60°F.

El volumen bruto a la temperatura del tanque incluye el BSW y se determina usando las

tablas de aforo para el tanque y determinando la profundidad del nivel de fluido en el

tanque. La determinación del nivel de fluido se puede hacer por el método de la cinta o

algunos tanques poseen indicadores de nivel.

El volumen bruto a 60°F es el volumen medido en el tanque pero corregido a 60°F, esta

corrección se hace usando el coeficiente de expansión térmica y aplicando la siguiente

ecuación:

T

60

VV

1 T 60

(7.1)

donde:

VT: Es el volumen bruto a la temperatura, T, del tanque

T: Temperatura del tanque en °F

V60: Volumen bruto a 60°F

El volumen neto a 60°F, Vn, es el volumen real del petróleo, ya sin agua y sedimentos y se

calcula de la siguiente ecuación.

n 60 60

BSWV V V

100

(7.2)

El coeficiente de expansión se determina de tablas (ver referencia (2), capítulo 16).

2

La determinación de volúmenes usando las tablas de aforo se puede usar cuando no se

requiere demasiada precisión, por ejemplo para datos de producción total y por pozo de un

campo. Cuando se necesita determinar el volumen a venderse o entregar a un oleoducto se

requieren mediciones más exactas y en este caso se usan los contadores, de éstos se hablará

un poco más en detalle cuando se vea la unidad LACT.

La determinación de volúmenes usando tablas de aforo para los tanques y las ecuaciones

(7.1) y (7.2) es una operación diaria para llevar un registro de la producción diaria en el

campo; como la medida no se requiere con demasiada precisión el contenido de agua y

sedimentos se puede determinar por el método de la centrífuga. La determinación de la

producción de un pozo también implica cálculos de volúmenes los cuales tampoco

requieren demasiada precisión y por tanto se puede hacer usando tablas de aforo para el

tanque de prueba y las dos últimas ecuaciones anteriores. En algunos separadores de

prueba trifásicos, o bifásicos pero en campos donde no hay producción de agua, se puede

instalar contadores de líquido y de esa manera determinar la producción del pozo; cuando

hay producción de agua y, lo más probable, emulsiones la fase líquida que sale del

separador de prueba debe recibir un tratamiento para romper la emulsión y luego llevar

finalmente la mezcla al tanque de prueba en donde se permite que se separe las fases y

luego pasar a determinar el volumen producido por el pozo. El tratamiento al que se

somete la producción del pozo en prueba para romper la emulsión es muchas veces químico

solamente, ya que, tratamiento térmico o eléctrico implicaría tener un calentador o un

tratador para manejar producción de un solo pozo.

Un pozo se debe poner en prueba con una frecuencia por lo menos de una vez por mes,

pues es importante tener un registro del comportamiento de la producción en cuanto a tasa,

RAP, RGL, etc. Suponiendo que en el campo hay producción de agua y emulsiones el

procedimiento para determinar la producción de un pozo es, más o menos el siguiente:

En el tanque de prueba se determina el nivel del fluido.

En el medidor de gas colocado a la salida de éste en el separador de prueba se instala

una carta para medir la cantidad de gas producida por el pozo.

Una vez decidido cuál es el pozo que se va a poner en prueba se ubica su línea en el

múltiple y si posee conexión para la inyección de químico se abre la válvula que permite

inyectarlo.

Se abre el desvío de la línea del pozo hacia el colector de prueba y se cierra luego la

válvula de desvió hacia donde se estaba enviando el fluido producido por el pozo.

En cualquier momento durante la prueba se puede tomar en el múltiple una muestra del

fluido producido por el pozo que está en prueba para determinar el porcentaje de agua.

Transcurrido el tiempo que se ha decidido que dure la prueba, se abre el desvío hacia

donde se va a seguir llevando la producción del pozo, se cierra luego el desvío hacia el

tanque de prueba y la inyección de químico en el múltiple.

Se determina el nivel de fluido en el tanque de prueba y como se conoce la altura inicial

del mismo se puede determinar el cambio en altura del nivel de líquido y con la tabla de

aforo para el tanque de prueba se determina la cantidad de líquido producida por el pozo.

3

Con las ecuaciones (7.1) y (7.2) se calcula el volumen neto de aceite y agua a 60°F

producido por el pozo y conociendo estos valores se puede calcular la RAP.

Se retira la carta del medidor de gas y se calcula la cantidad de gas producida.

7.2. Toma de muestras

Para determinar la calidad del crudo se requiere tomar muestras para llevar el laboratorio y

analizarlas, las muestras se pueden tomar en el tanque o en la línea. El muestreo en el

tanque se hace usando "ladrones" o "botellas" o algunas veces el tanque posee válvulas o

grifos ubicado lateralmente que permiten la toma de muestras.

El ladrón es un recipiente cilíndrico de unas 15 pulgadas de longitud cuyo fondo es una

especie de válvula de mariposa que puede abrirse o cerrarse completamente. El cilindro se

baja suspendido de una cuerda y desde el techo del tanque hasta la profundidad donde se

desea tomar la muestra. Al bajar, la válvula del fondo del cilindro está abierta; una vez a la

profundidad donde se va a tomar la muestra, desde superficie se cierra la válvula, el fondo

del cilindro, y se trae el ladrón a superficie con la muestra.

La botella es un recipiente que no es completamente cilíndrico como el "ladrón" sino que,

como su nombre lo indica, tiene forma de botella la cual en la parte inferior tiene una

sección de material pesado, plomo por ejemplo, para poderse sumergir en el fluido, el

orificio de la botella es de diferentes tamaños dependiendo del tipo de crudo que se quiera

muestrear (3/4 de pulgada para crudos livianos de 11/2 pulgadas para crudos pesados,

referencia (4) capítulo X) y está provisto de una tapa la cual puede ser retirada mediante

una cuerda una vez la botella se tenga a la profundidad deseada. Al igual que el ladrón, la

botella se baja desde el techo del tanque suspendida de una cuerda, pero a diferencia de

aquel permite tomar muestra de un solo punto en el tanque o de una zona determinada. En

el primer caso se baja la botella tapada hasta la profundidad donde se desea tomar la

muestra y una vez en dicho punto se destapa y se deja el tiempo suficiente para que se

llene. En el segundo caso se puede proceder de dos maneras una sería bajando la botella

tapada hasta la profundidad deseada, una vez allí se destapa y se empieza a subir a una

velocidad determinada hasta la superficie de tal manera que se alcance a llenar las dos

terceras partes de la botella; una segunda forma seria bajando la botella destapada desde

superficie hasta la profundidad deseada y volverla a subir.

Cuando el tanque posee grifos para toma de muestras éstos generalmente son tres que están

colocados a lo largo de una línea vertical de la siguiente manera: el superior a unas 18

pulgadas por debajo del borde superior del tanque , el inferior a la altura de la línea de

descarga del tanque y el intermedio, equidistante de los dos anteriores. En cuanto a la

ubicación de la vertical sobre la cual van los grifos se recomienda lo siguiente: el grifo

inferior, que está a la altura de la línea de descarga, debe estar por lo menos a lo largo de la

circunferencia del tanque a 6 pies de la línea de descarga y a 8 pies de la línea de recepción.

El número de muestras que se deben tomar depende de la forma como se haga y del tamaño

y cantidad de crudo en el tanque. Cuando el muestreo se hace a través de los grifos que

4

para tal fin tiene el tanque, lógicamente que sólo se pueden tomar tres muestras. Cuando el

muestreo se hace con ladrón o botella se recomienda el siguiente procedimiento,

dependiendo de la altura del nivel en el tanque:

Si el nivel de aceite es de 15 pies o más se deben tomar tres muestras, la primera del

punto ubicado a 20 pulgadas por debajo del nivel de aceite, la segunda en la mitad de la

columna de aceite y la tercera a la altura de la línea de succión.

Si el nivel de aceite está entre 10 y 15 pies, se toman las muestras 1 y 3 mencionadas en

a).

Si el nivel de aceite es menor de 10' se toma únicamente la muestra dos mencionada en

a).

Las muestras tomadas se mezclan y luego se le hace el análisis a la mezcla o se analiza

separadamente y luego se promedian los resultados.

Cuando la mezcla se toma de la línea se hable de muestreo continuo y en este caso la línea

(oleoducto) posee conexiones que permiten tomar muestras en sitios determinados.

Aunque el aspecto exterior de la conexión sea el mismo en todos los casos la parte de ésta

que va dentro de la tubería puede ser de diferentes formas lo cual puede influir en el tipo de

muestra que se tome.

La referencia (4) capítulo 10 presenta un cubrimiento bastante amplio sobre los

procedimientos de muestreo.

7.3. Medida de temperatura

Se puede hacer manual y/o automáticamente. En la medición manual se baja el termómetro

el cual está dentro de una especie de recipiente que se llenará de aceite y así el termómetro

quedará sumergido en el aceite. También se deben hacer varias medidas dependiendo de la

capacidad del tanque y de la altura del nivel de aceite así:

Tanques de menos de 5000 bls. Una lectura en la mitad de la columna de aceite.

Tanques de 5 mil barriles o más:

o Si el nivel de aceite está a 15' o más se lee una a 3' por debajo del nivel, una en la

mitad de la columna de aceite y una a 3' por encima del fondo de la columna.

o Si el nivel de aceite está entre 10' y 15' se leen a 3' por debajo del nivel y a 3' por

encima del fondo de la columna.

o Si el nivel está a menos de 10' se lee en la mitad de la columna.

Las temperaturas leídas se promedian.

7.4. Determinación de la gravedad especifica

La gravedad específica del crudo se determina con el hidrómetro que algunas veces se

llamó termohidrométro porque también posee escala de temperatura. El equipo usado para

determinar la gravedad consta de un cilindro y el hidrómetro (o termohidrométro); en el

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cilindro se recoge la muestra. La ventaja del termohidrométro es que permite leer en el

mismo equipo la gravedad específica y la temperatura de la muestra. La figura 51 muestra

el equipo usado para determinar la gravedad API de los crudos. El cilindro donde se toma

la muestra debe tener un diámetro por lo menos una pulgada mayor que el hidrómetro y una

profundidad suficiente para que la distancia entre su fondo y la base del hidrómetro en

reposo no sea menor de una pulgada (2,54 cm). Los pasos para determinar la gravedad API

son los siguientes:

Figura 51. Equipo usado para determinar gravedad API de crudos.

Se toma la muestra en el recipiente, el cual debe estar completamente limpio y seco; el

recipiente no debe quedar completamente lleno.

El hidrómetro, que debe estar limpio y seco, se baja con cuidado en la muestra hasta dos

divisiones pequeñas de la escala por debajo del punto en la cual flota y luego se suelta.

Cuando queda en reposo, flotando libremente separado de las paredes del cilindro, se lee

la gravedad API al próximo 0,1° API; la figura 51 muestra la forma correcta de hacer la

lectura.

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Simultáneamente se lee la temperatura utilizando la escala de temperatura, si es un

termohidrómetro, o usando un termómetro en la muestra.

Usando tablas de corrección de gravedad por temperatura, que se deben tener

disponibles en el laboratorio, se obtiene la gravedad API a 60°F (15,6°C) que es la

temperatura base, y ésta es la gravedad que se reporta. (Ver referencia (2) capítulo 16 y

(4) capítulo (10)).

Si se necesita la gravedad específica del crudo se calcula usando la siguiente ecuación:

141,5G

API 131,5

(7.3)

y si se necesita calcular la densidad del petróleo se usa la ecuación:

62,4G (7.4)

7.5. Determinación del contenido de agua y sedimentos (BS & W)

Tres son los métodos comunes para determinar el contenido de agua y sedimentos: el

método de centrifugación, el método de destilación y el método Karl Fisher. Los dos

primeros son métodos físicos y el tercero es un método químico basado en un

procedimiento de titulación. El método de la centrífuga es quizás el más usado porque los

otros dos solo determinan contenido de agua. La muestra para el primer método puede

tomarse de cualquier punto en la batería (múltiple, tanques de lavado o de almacenamiento,

etc.) mientras que la muestra para el método de destilación o el Karl Fisher se recomienda

que se tome de la línea del oleoducto o de la unidad LACT pero después que se haya

pasado el sistema de filtros.

La figura 52 muestra el recipiente usado para tomar la muestra de crudo para determinar el

contenido de agua y sedimentos por el método de la centrifugación. Los pasos son los

siguientes:

Se echa muestra en la pera (recipiente) hasta completar 50 c.c. y luego se agrega

solvente hasta completar 100 c.c.

Se lleva la pera a la centrífuga y se pone ésta a rotar durante unos 10 minutos a 1500

RPM.

Transcurrido el tiempo de centrifugación se para la centrífuga y se saca la pera, en el

fondo de ésta se lee el volumen de agua y sedimentos que se separó; el porcentaje de

agua y sedimentos para el petróleo es este volumen multiplicado por dos. La carta de la

figura 52 del porcentaje de agua y sedimentos de cuerdo con el volumen leído en la pera.

Los solventes más usados son benzol, toluol, gasolina blanca, gasolina de aviación, etc.

La figura 53 muestra el equipo usado para determinar el contenido de agua y sedimentos

por el método de la destilación. El procedimiento es el siguiente:

Se echa la muestra de crudo en el recipiente y se agrega solvente en igual cantidad.

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Figura 52. Recipiente usado para determinar el contenido de agua y sedimentos por

el método de la centrífuga.

Se conecta el recipiente con la trampa la cual consta de dos partes, la superior es un

condensador y la inferior es la trampa propiamente dicha. El condensador consta de dos

tubos concéntricos, el interior está comunicado con la trampa y el recipiente de la

muestra y el exterior es sellado en sus dos extremos y lateralmente tiene una conexión

para la salida del agua y otra para la entrada; el agua es el refrigerante del condensador.

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Se monta el recipiente con la muestra en un calentador eléctrico. Pasado poco tiempo

empiezan a salir vapores los cuales al llegar al condensador se condensa y caen a la

trampa.

Terminada la prueba, en la trampa hay un destilado que es agua e hidrocarburos pero se

puede apreciar la interfase y el agua está en la parte inferior. Conociendo el volumen de

agua en la trampa y la cantidad de crudo que se usó se puede determinar el contenido de

agua en porcentaje usando la siguiente ecuación:

Volumen deaguaBS&W 100

Volumen decrudo

(7.5)

Para considerar terminada la prueba no es necesario destilar toda la muestra sino que se

observa en la trampa la acumulación de agua y cuando se nota que aproximadamente en un

minuto no ha variado la interfase agua hidrocarburo se puede considerar que toda el agua se

ha evaporado.

La cantidad de muestra que se usa depende del contenido de agua que tenga, pues en la

trampa solamente se pueden medir hasta 10 c.c. de agua, aunque hay algunas que permiten

drenarlas y de esta manera se puede sacar agua cuando el contenido sea mayor de 10 c.c.

De todas maneras, para el caso de crudos para oleoductos el contenido de agua es de un 2%

aproximadamente, entonces se pueden tomar 100 c.c. de crudo, agregarle el solvente y en

este caso el volumen del agua en la trampa nos da directamente el contenido de agua en

porcentaje.

El método de la destilación (o extracción) se usa generalmente con derivados del petróleo o

compuestos bituminosos y no es recomendable usarlo con crudos porque no alcanza a

determinar la presencia de sedimentos.

El método Karl Fisher está descrito en la norma ASTM D 4377 – 92. Es un proceso de

titulación basado en la siguiente reacción:

2 2 2 2 4I SO 2H O 2HI H SO (7.6)

El método usa dos sustancias características que son el solvente, conocido como Karl

Fisher 9241 y el cual posee el SO2, y el titulante conocido, conocido como Karl Fisher 9233

y el cual posee el I2.

Por este método solo se puede obtener contenido de agua y los resultados son confiables

cuando el contenido de agua está entre 0.2 y 2 % por peso y el crudo no tiene presencia

apreciable de compuestos sulfurados, el contenido de mercaptanos o sulfuros o ambos no

debe ser mayor de 500 PPM.

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Figura 53. Equipo usado para determinar el contenido de agua - sedimentos por el método

de Destilación.

El procedimiento del método es el siguiente:

Tomar una muestra homogenizada de la mezcla petróleo/agua.

Se disuelve la mezcla usando el disolvente Karl Fisher

Se titula la muestra usando el titulante Karl Fisher

Se calcula el contenido de agua en porcentaje por peso de acuerdo con la siguiente

relación

Agua(%por peso) 10 C F/ W (7.7)

donde C es la cantidad de titulante en mL, W es la cantidad de muestra en gramos, F es el

equivalente de agua del reactivo Karl Fisher en mg. de agua /mL. de reactivo.

El valor de F se obtiene mediante un procedimiento conocido como estandarización del

reactivo Kar Fisher, el cual se debe realizar diariamente y consiste en tomar una muestra de

agua representativa del agua producida y titularla con el reactivo, el valor de F se obtiene

con la siguiente expresión:

F W / T (7.8)

10

donde W es la cantidad de agua tomada en mg. y T es la cantidad de titulante requerido

para la titulación en mL.

El tamaño de muestra que se debe tomar depende del contenido de agua esperado, mientas

mayor sea el contenido de agua esperado menor es el tamaño de muestra que se requiere

tomar; la siguiente tabal da una idea del tamaño de muestra a tomar para la titulación:

Contenido de Agua Esperado

(%)

Tamaño de Muestra

(g)

0 – 0.3 5

0.3 – 1.0 2

1.0 – 2.0 1

La determinación del contenido de sal también es importante, como ya se vio, para

controlar la calidad del crudo y se puede hacer de dos maneras: una podría ser analizando

el agua obtenida en la determinación de BSW y mediante titulación conocer la

concentración de cloro con la cual aplicando la ecuación (4.19) se puede conocer el

contenido de sal del crudo en libras por mil barriles; un segundo método sería tomar una

muestra de crudo y agregarle solventes para obtener una muestra estandarizada en cuanto al

volumen y contenido de solvente, en esta muestra se sumerge un par de electrodos a los

cuales se les aplica una diferencia de potencial dada, lo cual hace que se presente un flujo

de corriente que está directamente relacionada con el contenido de sal de crudo; el flujo de

corriente se puede leer y de cartas preparadas para el crudo que produce el campo se puede

leer el contenido de sal.

7.6. Unidades lact (Lease Automatic Custody Transfer)

Las unidades LACT permiten transferir aceite crudo a un oleoducto de manera automática

y de acuerdo a un plano acordado. Incluyen la determinación automática de la cantidad y

calidad del crudo y dispositivos de control y alarma que impiden el paso del crudo cuando

no reúne los requisitos de calidad.

Las unidades LACT comprenden el siguiente equipo: bombas centrífugas, indicadores de

presión, toma-muestras, purificador-colador, contadores (provistos de impresoras),

probador de contadores.

El funcionamiento de la unidad LACT es aproximadamente como sigue: la línea de

succión de las bombas están conectadas a las líneas de salida del tanque, las bombas

descargan el fluido que pasa por un filtro donde se le retira la suciedad que pueda tener y

luego por un degasficador para retirarle el gas, antes y después del filtro y el degasificador

hay registradores de presión para chequear que no estén obstruidos; después del

degasificador el fluido llega al contador el cual mide el volumen bruto a la temperatura del

crudo, luego lo corrige a 60°F y finalmente imprime el volumen bruto a 60°F es decir hace

corrección por temperatura; después del contador el petróleo ya puede salir hacia el

11

oleoducto. Además la misma unidad LACT casi siempre posee el calibrador del contador.

En las figuras 54 y 55 se muestra un esquema de la unidad LACT sin el probador y del

probador respectivamente.

En general, el proceso que sigue el crudo en la unidad LACT es el siguiente:

Las bombas del sistema de medida (unidad LACT) succionan el crudo de los tanques de

almacenamiento y los descargan hacia los medidores y luego hacia el oleoducto. Antes de

llegar a los medidores el fluido pasa por degasificadores donde se le puede retirar el aire o

gas que pueda tener; luego del degasificador pasa por un filtro donde se le pueden extraer

las partículas sólidas y el filtro puede pasar finalmente a los contadores. Los contadores

son de desplazamiento positivo y cada contador posee su correctora por temperatura para

dar el volumen a 60°F (15,6°C). Después del contador el fluido puede ser enviado hacia el

oleoducto o hacia la trampa calibración. Cuando es enviado hacia el oleoducto, después del

contador el fluido pasa por un sistema monitor donde de acuerdo con el contenido de agua

y sedimentos se le permite seguir definitivamente hacia el oleoducto si el contenido de agua

está dentro de los límites permisibles, o es regresado hacia los sitios de tratamiento si esta

por encima. El crudo es enviado hacia el calibrador cuando se desea verificar la precisión

de la medida de los contadores; esto se conoce como calibración del contador. La

calibración del contador consiste fundamentalmente en comparar la cantidad de liquido que

pasa a través del medidor (sin corregir por temperatura), indicada por el registrador, con la

media real de la misma cantidad de líquido en una trampa calibrada con precisión y en la

cual se puede desplazar por medio de un dispositivo mecánico, un volumen exactamente

calibrado y medido entre dos detectores electrónicos. Con base en las medidas anteriores y

luego de algunas correcciones como se verá más adelante se calcula el llamado "factor del

medidor" que permite corregir las lecturas registradas en el contador:

Volumen dela trampaFactor delMedidor

Volumen registrado

Cantidad corregida=Lectura del registrador del medidor×Factor del

medidor

(7.9)

(7.10)

Los contadores se deben calibrar periódicamente (por ejemplo cada mes) con el fin de

verificar el factor del medidor que deberá utilizarse en el período siguiente.

La figura 54 muestra un posible conexión de una bomba de descarga con la línea de succión

del tanque de almacenamiento y el contador. Entre las válvulas 2 y 3 se puede conectar la

descarga de alguna otra bomba del sistema y de esta manera permitir que cualquiera de

ellas descargue simultáneamente hacia el contador; los registradores de presión antes y

después del filtro y el degasificador son importantes para chequear que éstos no se vayan a

taponar; el contador C1 mide el volumen bruto que esta pasando por la línea a la

temperatura que se encuentra esta y el contador C2 recibe la señal de temperatura del fluido

y corrige el volumen bruto a volumen a 60°F (15,6°C); luego del contador el líquido puede

pasar hacia el calibrador o hacia el oleoducto, es importante tener el dato de la presión y la

temperatura a la cual sale el líquido del contador.

12

Después de la válvula 3 se tiene un tramo de tubería de caucho para amortiguar las posibles

vibraciones que puedan ocasionar la descarga de las bombas.

Figura 54. Esquema de la conexión de la bomba a las líneas de succión y descarga en una estación de

bombeo.

La figura 55 muestra un posible esquema del probador o calibrador de los contadores. El

sistema de calibración consta de la trampa de calibración, válvula de cuatro vías y panel de

controles. La válvula de cuatro vías comunica los contadores con los dos extremos de la

trampa de calibración y da salida hacia el oleoducto. El panel de controles pone a

funcionar el sistema de calibración, recibe la señal proveniente de los contadores, y dirige

el petróleo hacia uno de los extremos de la trampa. El sistema funciona de la siguiente

manera: los dos extremos de la trampa son ensanchados formando una cámara sellada por

una brida; esta brida se abre y se introduce en la cámara una esfera de material plástico

(neopreno) la cual tiene un diámetro aproximadamente igual al diámetro interno de la

tubería de la trampa; hecho esto, en el panel se pone el interruptor de "ON/OFF" en ON y

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dependiendo de en cuál extremo de la trampa se introdujo la esfera, se acciona en el panel

el interruptor FOREWARD o REVERSE, para permitir que el fluido ente a la trampa por el

extremo donde se introdujo la bola. Al accionar el interruptor que decide la entrada de

fluido a la trampa, la válvula de cuatro vías permite el paso del fluido que está saliendo de

los contadores hacia el extremo de l trampa donde se echó la esfera; al llegar el fluido a la

cámara la bola es desplazada a través de la trampa y cuando pasa por el punto (X1) activa

un interruptor que envía una señal al panel para que empiece a recibir los impulsos del

contador; la bola sigue su trayecto y al pasar por el interruptor (X2) lo activa para que envíe

una señal al panel y éste deje de recibir los impulsos que le está enviando el contador. Los

impulsos que envía el contador se pueden convertir a volumen, pues un número dado de

impulsos corresponde a una unidad volumétrica dada, se tendría el volumen que, según el

contador, se almacena en la trampa entre los interruptores (X1) y (X2); por otra parte el

volumen de esta sección de la trampa está determinado con exactitud y de esta manera se

puede comparar el volumen medido por el contador y el volumen exacto de la rampa para

conocer la precisión del contador y en caso de divergencias determinar el factor por el cual

se debe multiplicar la lectura del contador para tener el volumen exacto.

Figura 55. Esquema del sistema de calibración de contadores en una estación de bombeo.

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Los siguientes son los pasos para efectuar la calibración:

Las bombas de descarga hacia el oleoducto deben estar paradas.

Se seleccionan las bombas que van a descargar hacia el contador que se va a calibrar y

se chequea que todas las conexiones estén correctas.

En la línea de salida de los contadores se cierra la válvula que de paso hacia el oleoducto

y se abre la que da paso hacia la válvula de cuatro vías (hacia el probador).

Se abre la cámara de uno de los extremos de la trampa y se introduce la esfera.

En la panel se pone el interruptor ON/OFF en posición ON y dependiendo de la cámara

donde se haya introducido la esfera se opera la posición FOREWARD o REVERSE para

dirigir el flujo a esa cámara.

Se pone a funcionar las bombas, del oleoducto.

Terminado el desplazamiento, o sea cuando la esfera ha llegado al otro extremo de la

trampa, se leen los impulsos registrados en el panel, se convierten a volumen de acuerdo

al número de impulsos por unidad de volumen del contador y se corrige por presión y

temperatura para llevar el volumen a una temperatura base.

El volumen del probador a las condiciones de operación del mismo se calcula de la

siguiente manera:

P P S SP,T CRV V CT CP (7.11)

donde P CRV es el volumen calibrado del probador a las condiciones de P y T a las que fue

medido, normalmente 60°F y 14.7 Lpc., P P,TV es el volumen del probador a las

condiciones de P y T a las que está operando, CTs y CPs son los factores de corrección por

expansión del acero por temperatura y presión.

El volumen dado por la ecuación (7.11) es el volumen del probador a las condiciones que

está operando y por tanto es el volumen de fluido que pasó por el probador; este volumen

se puede llevar a condiciones de 60°F y 14.7 Lpca. Con la expresión

fP P f fCN P,TV V CT CP (7.12)

Donde fP CNV es el volumen de fluido medido en el probador y llevado a condiciones

normales, 60°F y 14.Lpca., y CTf y CPf son los factores de corrección para el fluido por

temperatura y presión respectivamente, estos valores se obtienen de tablas.

Por otra parte el volumen de fluido medido por el contador a las condiciones de operación

del mismo se calcula de

fC P,TV Pr omediodePulsospor ViajeCompleto / Pulsospor / Barril (7.13)

El volumen de fluido dado por la ecuación (7:13) se puede llevar a condiciones normales,

60 °F y 14.7 Lpca., con la expresión

fC fC f fCN P,TV V CT CP (7.14)

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donde fC CNV es el volumen de fluido medido por el contador y llevado a condiciones

normales, y CTf y CPf son los factores de corrección por cambio en volumen del fluido por

los cambios en presión y temperatura; debe observarse que estos valores son diferentes a

los que aparecen en la ecuación (7.12), pues las condiciones de operación del probador y el

contador pueden ser diferentes.

Con los volúmenes obtenidos con las ecuaciones (7.12) y (7.14) se obtiene el factor de

calibración del medidor aplicando la ecuación (7.9).

Se deben realizar varios desplazamientos en una calibración hasta que en dos

desplazamientos consecutivos la diferencia entre los factores de obtenidos esté dentro de

una tolerancia establecida.

Los factores de corrección por expansión y compresibilidad para el acero y el líquido se

obtienen de tablas y para ello se necesita conocer el dato de presión y temperatura del

contador y del probador.

Ejemplo 7.1.

En la calibración de un medidor se obtuvo la siguiente información:

Corr. Pulsos

Ida

Pulsos

Vuelta C.

Probador Medidor

T(°F) P(Lpc.) T (°F) P(Lpc.)

1 11.009 22.026 89,5 455 92,5 460

2 11.009 22.028

3 11.010 22.024

4 11.013 22.026

5 11.013 22.026 89,2 470 90,5 475

6 11.011 22.028

7 11.013 22.024

8 11.012 22.023

9 11.012 22.025

10 11.014 22.026 89,2 470 90,5 475

Prom. 22.025 89,3 465 91,0 470

Además se tiene la siguiente información adicional

°API a 93 °F=25 °API a 60 °F = 23

Volumen del probador a 60 °F=22,058208 bls.

Pulsos /barril en el medidor: 1.000.

Se desea calcular el factor de corrección del medidor.

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Solución

1. Se lleva el volumen del probador a una temperatura de 89,3 y una presión de 465. El

factor de corrección por temperatura para el acero es de 1,0005334 (por pasar de 60 a

89,3 °F) y el factor de corrección por presión, por pasar de 14,7 a 465 Lpc., es de 1,006,

ambos valores obtenidos de tablas. El volumen del probador a las condiciones de

operación es entonces 2,055208×1,0005334×1,0006=22,0801.

2. El volumen anterior es el volumen de líquido en el probador a las condiciones de

operación y hay que llevarlo a 60°F y 14,7 Lpc. Para ello se encuentra el factor de

contracción del líquido por llevarlo de 89,3 a 60°F y este factor, de tablas, es 0,98798, y

el factor de expansión del líquido por llevarlo de 465 a 14,7 Lpc. y este factor es

1,00201345. Por tanto el volumen de líquido en el probador llevado a 60°F y 14,7 Lpc.

es 22,0801×0,98798×1,00201345=21,8587.

3. El volumen de líquido medido por el medidor a las condiciones de operación es

22.025/1.000= 22,025bls. Este volumen está dado a condiciones de operación del

medidor.

4. Para llevar el volumen medido por el medidor a condiciones de 60°F y 14,7 Lpc. se

debe corregir por temperatura, por llevarlo de 91 a 60 °F, y por presión por llevarlo de

470 a 14,7 Lpc. Los factores de corrección por estos dos efectos son 0,9873 y 1,002065

respectivamente y por tanto el volumen del medidor corregido a 60 °F y 14,7 Lpc. es

22,025×0,9873×1,002065= 21,7901

5. El factor de corrección es entonces 21,8587/21,7907=1,0031