69484804 Facilidades Superficie Industria Petrolera

7/26/2019 69484804 Facilidades Superficie Industria Petrolera

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Facilidades superficie industria petrolera

Introduccin

El crudo producido por la Operadoras de Campos Petroleros debe ser entregado limpio (sincontenidos importantes de agua y sedimentos), en las descarga de las Estaciones de Flujo, y por estodebe ser tratado y deshidratado antes de ser entregado a Petrolera Nacional. La deshidratacin delcrudo sucio y la entrega del crudo limpio a la Petrolera Venezolana son centralizadas en lasEstaciones de Flujo.

Estaciones de Flujo[1,2].

Una estacin de flujo es donde se realizan el tratamiento del crudo que viene de las reas o camposde explotacin, para su posterior traslado a la estacin de descarga ms cercana y de all al patio detanque principal de recepcin y bombeo de crudo.

Existen varios mtodos de produccin para transportar el crudo desde los pozos hasta las estaciones(Ver Fig. 1.1).

El mtodo ms comn para transportar el fluido desde el rea de explotacin a la estacin esimpulsarlo a travs de un sistema de tuberas. Las tuberas de seccin circular son las ms frecuentes.

El objetivo fundamental de las Estaciones de Flujo en operaciones de produccin petrolera consisteen separar a las presiones ptimas los fluidos del pozo en sus tres componentes bsicos: petrleo, gas


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y agua, para el posterior tratamiento de los hidrocarburos, con el fin de optimizar el procesamiento ycomercializacin de ellos (petrleo y gas).

El proceso de tratamiento en la estacin se realiza mediante una serie de sub-procesos; entre ellostenemos separacin, deshidratacin, almacenamiento bombeo, etc. Este sistema se inicia con la

recoleccin del crudo a travs del mltiple de produccin, el cual est formado por uno o varioscabezales de produccin y otro de prueba. El cabezal de prueba es utilizado para aislarindividualmente la produccin de un pozo con el objeto de evaluarlo.

Una vez recolectado en el tubo mltiple, el crudo se enva a la etapa de separacin donde se retieneun nivel de lquido especfico por un tiempo determinado bajo condiciones controladas de presin ytemperatura, esto con el objeto de separar los hidrocarburos ms livianos de los ms pesados. Al salirde esta etapa el crudo va a deshidratacin, donde el sistema de calentadores eleva su temperatura deentrada bajo un proceso de transferencia de calor, esto con el fin de lograr una separacin msefectiva entre el petrleo y el agua. Al avanzar por el sistema el crudo llega al patio de tanques dondepasa inicialmente a un tanque de separacin de petrleo y agua, conocido como tanque de lavado, y

de all pasa a los tanques de almacenamiento (Figura 1.2).En los sistemas de baja presin (alrededor de 70 lpc) el gas proveniente de las estaciones de flujo sesuministra a la succin de las estaciones compresoras o tambin se suple como combustible. Cuandoel gas proveniente de los separadores posee altas presiones (por ejemplo 1000 lpc) se puedesuministrar directamente a las instalaciones de gas para levantamiento artificial o a las instalacionespara la inyeccin de gas a yacimientos.

La ubicacin deseable de los centros de recoleccin y almacenamiento debe considerarprioritariamente:

El volumen de fluidos que se producen. Las caractersticas de los pozos y las distancias que los separan.

Los programas de desarrollo.

El factor econmico es esencial en la seleccin y ubicacin de las estaciones de flujo. A medida queun campo se desarrolla, se hace necesario construir nuevos centros de recoleccin.


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Estacin de Descarga[1]

La estacin de descarga es el punto donde toda la produccin de petrleo del campo es fiscalizada

antes de ser bombeada al patio de tanques; estas estaciones no slo reciben el crudo de las estacionesde flujo en el rea sino tambin de los pozos cercanos a ella. Su funcin principal es el tratamientofinal del crudo para obtener un crudo que cumplan con las especificaciones de calidad.

Las estaciones de descarga estn provistas de equipos destinados al tratamiento, almacenamiento ybombeo del petrleo hasta los patios tanques. Para el tratamiento, cuentan con separadores gascrudo para las producciones limpias (libres de agua), sucias (con agua) y de prueba, adems derealizar la separacin agua/crudo por medio de calentadores y tanques de lavado o de estabilizacin yas cumplir con las especificaciones de concentracin (menor al 0,5 % de agua y sedimentos).

El propsito fundamental de una estacin de descarga es separar el gas, el agua y los sedimentos que

arrastra el petrleo cuando es extrado de los yacimientos; este proceso se denomina tratamiento delcrudo.

Proceso de Manejo del Petrleo dentr o de una Estacin de F lu jo

El proceso de manejo se puede dividir en etapas generales, entre las que se encuentran: etapa derecoleccin, separacin, depuracin, calentamiento, deshidratacin, almacenamiento y bombeo.


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Es importante mencionar que en todas las Estaciones de Flujo ocurre el mismo proceso, por lo quepodemos decir que estas etapas son empleadas en un gran nmero de estaciones; luego de pasar porestas etapas, los distintos productos pasarn a otros procesos externos a la estacin. A continuacinse describe cada una de las etapas por las que pasan los fluidos provenientes de los pozos:

Etapa de RecoleccinEsta es una de las etapas ms importantes del proceso y consiste en recolectar la produccin de losdiferentes pozos de una determinada rea a travs de tuberas tendidas desde el pozo hasta laEstacin de Flujo respectiva, o a travs de tuberas o lneas provenientes de los mltiples de petrleo,encargados de recibir la produccin de cierto nmero de pozos o clusters.

Etapa de Separacin

Una vez recolectado, el petrleo crudo o mezcla de fases (lquida y gas) se somete a una separacinlquidogas dentro del separador. La separacin ocurre a distintos niveles de presin y temperatura

establecidas por las condiciones del pozo de donde provenga el fluido de trabajo. Despus de laseparacin, el gas sale por la parte superior del recipiente y el lquido por la inferior paraposteriormente pasar a las siguientes etapas. Es importante sealar que las presiones de trabajo sonmantenidas por los instrumentos de control del separador.

Etapa de Depuracin

Por esta etapa pasa nicamente el gas que viene de la etapa de separacin, y lo que se busca esrecolectar los restos de petrleo en suspensin que no se lograron atrapar en el separador, adems deeliminar las impurezas que pueda haber en el gas, como lo son H2S y CO2. El lquido recuperado enesta etapa es reinsertado a la lnea de lquido que va hacia el tanque de lavado o de almacenamiento

segn sea el caso, el gas limpio es enviado por las tuberas de recoleccin a las plantas decompresin o miniplantas, y otra cantidad va para el consumo interno del campo cuando se trabajacon motores a gas.

Etapa de medicin de petrleo

El proceso de medicin de fluidos y posterior procesamiento de datos, se hace con la finalidad deconocer la produccin general de la estacin y/o produccin individual de cada pozo.

La informacin sobre las tasas de produccin es de vital importancia en la planificacin de lainstalacin del equipo superficial y subterrneo, tales como la configuracin de los tanques, tuberas,

las facilidades para la disposicin del agua y el dimensionamiento de las bombas. Algunas de lasdecisiones ms importantes de la compaa estn basadas en las los anlisis hechos por losingenieros de petrleo, cuyo trabajo es ampliamente dependiente de la informacin de la prueba depozos.

Etapa de Calentamiento


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Despus de pasar el crudo por el separador, la emulsin agua-petrleo va al calentador u horno, esteproceso de calentamiento de la emulsin tiene como finalidad ocasionar un choque de molculasacelerando la separacin de la emulsin. Este proceso es llevado a cabo nicamente en las estacionesen tierra debido a las limitaciones de espacio que existe en las estaciones que estn costafuera (mar,lago, etc.), y para petrleos que requieran de calentamiento para su manejo y despacho.

Etapa de Deshidratacin del petrleo

Despus de pasar por la etapa de calentamiento, la emulsin de petrleo y agua es pasada por laetapa de deshidratacin con la finalidad de separar la emulsin y extraer las arenas que vienen desdelos pozos. Luego el petrleo es enviado a los tanques de almacenamiento y el agua a los sistemas detratamiento de efluentes.

Etapa de Almacenamiento del Petrleo

Diariamente en las Estaciones de Flujo es recibido el petrleo crudo producido por los pozos

asociados a las estaciones, este es almacenado en los tanques de almacenamiento despus de haberpasado por los procesos de separacin y deshidratacin y luego, en forma inmediata, es transferido alos patios de tanque para su tratamiento y/o despacho.

Etapa de Bombeo

Despus de pasar por las distintas etapas o procesos llevados a cabo dentro de la Estacin de Flujo, elpetrleo ubicado en los tanques de almacenamiento es bombeado hacia los patios de tanques para suposterior envi a las refineras o centros de despacho a travs de bombas de transferencia.

Componentes bsicos en una estacin de fl ujo

Todas las Estaciones de Flujo para realizar sus funciones, necesitan la interrelacin operativa de unaserie de componentes bsicos, como son:

Mltiples o recolectores de entrada.Lneas de flujo.Separadores de petrleo y gas.Calentadores y/o calderas.Tanques.Bombas.

Generalmente, las estaciones de flujo estn diseadas para cumplir un mismo fin o propsito, por talrazn, los equipos que la conforman son muy similares en cuanto a forma, tamao y funcionamientooperacional. Sin embargo, las estructuras de stas y la disposicin de los equipos varan entre unafilial y otra.

Mltiples o recolectores de entrada.


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Son arreglos mecnicos de tuberas y vlvulas que consisten generalmente en varios tubos colocadosen posicin horizontal, paralelos uno con respecto al otro y conectados a cada una de las lneas deflujo. Su funcin es recolectar la produccin de los pozos que llegan a las estaciones de flujo ydistribuirla hacia los diferentes procesos del sistema. Sin embargo, los arreglos de vlvulas,conexiones y tuberas deben ser de manera tal que, cuando sea requerido, el flujo de cada pozo

individual pueda ser aislado para propsitos de prueba de pozos. Esto es que el flujo de cada pozopueda ser llevado a un separador de prueba, para segregar y medir petrleo o productos dedestilacin, produccin de gas y en algunos casos produccin de agua.

Tubo mltiple Bsico

El arreglo bsico de la conexin al tubo mltiple para cada pozo individual es indicado en la en lafigura 1.3. El flujo entrante arriba a una vlvula de choque ajustable (block valve) con entradaabierta en el punto A y a travs de vlvula de retencin (check valve) en el punto B. Para la rutina deproduccin, la vlvula de choque en el cabezal (punto D) es cerrada y la produccin se mezcla con lade otros pozos a travs de una vlvula del cabezal (punto C) abierta fluyendo por la lnea de flujo

hacia el separador principal. Para desviar este pozo hacia el separador de prueba, la vlvula del puntoC es cerrada y la vlvula en el punto D es abierta.

Para reparar cualquier parte del mltiple, la vlvula de bloqueo en el punto A debe ser cerrada. Lavlvula B previene que no haya reflujo desde cualquier otro pozo de presin mayor que entre a lalnea de flujo principal o comn hacia este pozo.

La unin en el punto E proporciona conexiones rpidas de lneas de desvo en caso de que la lneadel pozo necesite remocin de parafina o expulsar arena y sedimentos. La figura 1.3 muestra solouna parte del mltiple para un pozo. Tantos pozos como se desee pueden ser aadidos por unidadesidnticas de conexin a las uniones de salida en los puntos F y G.

En algunas reas costa afuera, las lneas de flujo y tubos mltiples para superar la presin deestrangulamiento deben llevarse a la presin mxima del pozo y los mismos deben ser diseadospara eso.

Lneas de flujo.

Se denomina lnea de flujo a la tubera que se conecta desde el cabezal de un pozo hasta el mltiplede produccin de su correspondiente estacin de flujo. Las lneas de flujo son aquellos sistemas demanejo que transportan el flujo en forma bifsica, desde los pozos hasta un punto de convergenciadenominado mltiple. Cada mltiple esta conformado por secciones tubulares, cuya capacidad ytamao dependen del nmero de secciones tubulares. Son fabricados en diferentes dimetros, series yrangos de trabajo y se seleccionan segn el potencial de produccin y presiones de flujo del sistema.

En el diseo de las lneas de flujo se calculan principalmente lo siguiente:

La cada de presin a lo largo de la lnea de flujo, la cual se calcula usando modelosmultifsicos.Los espesores ptimos del tipo de material a usar considerando las presiones de trabajo.


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Los sistemas de limpieza y de mantenimiento.Los sistemas de proteccin.Los sistemas de anclaje.

Separadores de petrleo y gas. [4]

El trmino "separador de petrleo y gas" en la terminologa del argot petrolero es designado a unrecipiente presurizado que es utilizado para separar los fluidos producidos de pozos de petrleo y gasen componentes lquidos y gaseosos. Un recipiente de separacin puede ser llamado de las siguientesformas:

Separador de petrleo y gas.Separador.Separador por etapas.Trampa.Recipiente de retencin, tambor de retencin, trampa de retencin, retenedor de agua,

retenedor de lquido.Cmara de separacin flash, recipiente de separacin flash, o trampa de separacin flash.Separador por expansin o recipiente de expansin.Depurador (depurador de gas), de tipo seco o hmedo.Filtro (filtro de gas), de tipo seco o hmedo.Filtro-Separador.

Los trminos "Separador de petrleo y gas", "Separador", "Separador por etapas", "Trampa", serefieren a un separador de petrleo y gas convencional. Estos recipientes de separacin sonnormalmente utilizados en locaciones de produccin o plataformas cerca del cabezal, tubo mltiple ounidad de tanques para separar los fluidos producidos del pozo, en lquido y gas.

UnRecipiente de retencin, tambor de retencin, trampa de retencinpuede ser utilizado pararemover solo agua del fluido de pozo o remover todo el lquido, petrleo ms agua, del gas. En elcaso de un retenedor de aguautilizado cerca del cabezal del pozo, el gas y el petrleo sondescargados normalmente juntos, y el agua libre es separada y descargada del fondo del recipiente.

Un retenedor de lquido es utilizado para remover todo el lquido del gas. El agua y los hidrocarburoslquidos son descargados juntos del fondo del recipiente, y el gas es descargado por el tope.

Una cmara de separacin flash (recipiente o trampa) se refiere normalmente a un separadorconvencional de petrleo y gas operado a baja presin, con el lquido de un separador de alta presininiciando la liberacin flash dentro de este. Esta cmara de separacin flash es frecuentemente lasegunda o tercera etapa de separacin, donde el lquido empieza a descargarse desde la cmara deseparacin flash hacia almacenamiento.

Un recipiente de expansin es el separador de primera etapa en una unidad de baja temperatura oseparacin fra. Este recipiente puede ser equipado con un serpentn de calentamiento para derretirlos hidratos, o un lquido inhibidor de hidratos (tal como glicol) puede ser inyectado al momento dela entrada de fluido del pozo antes de la expansin en el recipiente.


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Un depurador de gas puede ser similar a un separador de petrleo y gas. Normalmente este manejafluidos que contienen menos lquido que el producido de pozos de petrleo y gas. Los depuradoresde gas son usados normalmente en recoleccin de gas, ventas, y lneas de distribucin donde no serequiere manejar tapones o baches de lquidos, como es a menudo el caso con separadores depetrleo y gas. El depurador de gas tipo seco utiliza extractores de neblina y otros internos similares

a los de separadores de petrleo y gas. El depurador de gas tipo hmedo pasa la corriente de gas atravs de un bao de petrleo u otro liquido que limpie polvo y otras impurezas del gas. El gas espasado a travs de un extractor de neblina donde todo el lquido removible es separado de este.

Un "depurador" puede referirse a un recipiente utilizado aguas arriba de cualquier recipiente ounidad que procese gas para proteger la unidad o recipiente aguas abajo, de lquido hidrocarburo y/oagua.

El "filtro" (filtro de gas o filtro/separador) se refiere a un depurador de gas tipo-seco; especialmentesi la unidad es utilizada en principio para remover el polvo de la corriente de gas. Un medio filtrantees utilizado en los recipientes para remover polvo, finos, herrumbre y otros materiales extraos del

gas. Tales unidades removern lquido del gas.Un separador de gas y petrleo generalmente incluye las siguientes componentes y caractersticasesenciales.

Un recipiente que incluye (a) seccin y/o dispositivo para la separacin primaria, (b) seccinde asentamiento "por gravedad" secundaria, (c) extractor de neblina para remover pequeaspartculas de liquido del gas, (d) salida del gas, (e) seccin de asentamiento de liquido(separacin) para remover el gas o vapor del petrleo (en una unidad trifsica, esta seccinsepara agua del petrleo), (f) salida del petrleo, y (g) salida del agua (unidad trifsica).Adecuada Capacidad volumtrica de lquido para manejar "baches" de los pozos y lneas de

flujo.Adecuado dimetro y altura o longitud del recipiente para permitir que se separe ms liquidodel gas de forma tal que el extractor de neblina no sea sobrecargado de lquido.Un mecanismo de control del nivel de lquido en el separador, el cual normalmente incluyeun controlador del nivel de lquido y una vlvula de diafragma en la salida del petrleo. Paraoperacin trifsica, el separador debe incluir un controlador del nivel de lquido en lainterfase agua-petrleo y una vlvula de control de descarga de agua.Una vlvula de alivio de presin en la salida de gas para mantener una presin estable en elrecipiente.Dispositivos de alivio de presin.

En muchos sistemas de equipos de produccin en superficie, el separador de gas-petrleo es elprimer recipiente hacia donde fluyen los fluidos del pozo luego de ser levantados a superficie. Siembargo, otros equipos tales como calentadores y retenedores de agua, pueden ser instalados aguasarriba del separador.

Los Fluidos del Pozo y sus Caractersti cas

Petrleo Crudo


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El petrleo Crudo es una mezcla compleja de hidrocarburos producidos en forma liquida. Lagravedad API del petrleo Crudo puede estar en un rango de 6 a 50 API y una viscosidad de 5 a90000 cp en condiciones de operacin promedio. La coloracin varia de verde claro, amarillo,marrn y negro.

CondensadoEste es un hidrocarburo que puede existir en la formacin como lquido o como vapor condensado.La licuefaccin de componentes gaseosos del condensado normalmente ocurre con la reduccin de latemperatura del fluido de pozo a condiciones de operacin en superficie. Las gravedades API de loslquidos de condensados pueden estar en un rango de 50 a 120 API y viscosidades de 2 a 6 cp acondiciones estndar. La coloracin puede ser blanco agua, amarillo claro, o azul claro.

Gas Natural

Un gas puede ser definido como una sustancia que no tiene forma o volumen propio. Este llenara

cualquier recipiente que lo contenga y tomara la forma del mismo. El hidrocarburo gaseoso asociadocon el petrleo crudo es referido al gas natural y puede ser encontrado como gas "libre" o como gas"en solucin". La gravedad especfica del gas natural puede variar de 0.55 a 0.024 a condicionesestndar.

Gas L ibre

El gas libre es un hidrocarburo que existe en la fase gaseosa a presin y temperatura de operacin. Elgas libre puede referirse a cualquier gas a cualquier presin que no este en solucin o mantenidomecnicamente en el hidrocarburo lquido.

Gas en SolucinEl gas en solucin es homogneamente contenido en petrleo a una presin y temperatura dada. Unareduccin en la presin y/o un incremento en la temperatura pueden causar que el gas sea emitido delpetrleo. Entonces se asume las caractersticas de gas libre.

Vapores Condensables.

Estos hidrocarburos existen como vapor a ciertas condiciones de presin y temperatura y comolquido a otras condiciones. En la fase de vapor, ellos asumen las caractersticas de un gas. En la fasede vapor, los vapores condensables varan en gravedad especifica de 0.55 a 4.91 (aire =1), y

viscosidad de 0.006 a 0.011 cp a condiciones estndar.Agua

El agua producida con el petrleo crudo y el gas natural puede estar en forma de vapor o liquido. Elagua liquida puede ser libre o emulsionada. El agua libre alcanza la superficie separada delhidrocarburo lquido. El agua emulsionada es dispersada como gotas en el hidrocarburo lquido.


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Impurezas y Materiales Extraos

Los fluidos producidos del pozo puede contener impurezas gaseosas tales como nitrgeno, dixidode carbono, sulfuro de hidrogeno, y otros gases que no son hidrocarburos en naturaleza u origen. Losfluidos del pozo pueden contener impurezas liquidas o semilquidas, tales como agua y parafina.

Ellos tambin pueden tener impurezas slidas, tales como lodo de perforacin, arena, fango y sal.

Funciones Principales de los Separadores de Gas-Petrleo

La separacin de gas del petrleo puede iniciarse una vez que los fluidos fluyen a travs de laformacin hacia el pozo y puede aumentar progresivamente a travs de la tubera de produccin,lneas de flujo y equipos de manejo en superficie. Bajo ciertas condiciones, el fluido puede serseparado en su totalidad en lquido y gas antes de que este alcance el separador de petrleo y gas. Entales casos, el recipiente separador proporciona solo una "ampliacin" para permitir que el gas y ellquido descender hacia sus respectiva salidas.

Remover Petrleo del GasLa diferencia en densidad de los hidrocarburos lquidos y gaseosos puede permitir una separacinaceptable en un separador de petrleo y gas. Sin embargo, en algunas instancias, es necesario utilizaralgunos dispositivos mecnicos comnmente referidos como "extractores de neblina" para removerliquido del gas antes de que este sea descargado del separador.

Remover Gas del Petrleo

Las caractersticas fsico-qumicas del petrleo y estas condiciones de presin y temperaturadeterminan la cantidad de gas que este contendr en solucin. La tasa a la cual el gas es liberado de

un petrleo dado es una funcin del cambio en la presin y temperatura. El volumen de gas que unseparador remover del petrleo crudo depende de (1) caractersticas fsico-qumicas del crudo, (2)la presin de operacin, (3) la temperatura de operacin, (4) tasa de entrampamiento, (5) tamao yconfiguracin del separador, y (6) otros factores.

La tasa de entrampamiento y nivel de liquido en el separador determinan el tiempo de "retencin" o"asentamiento" del petrleo. Un tiempo de retencin de 1 a 3 minutos es generalmente adecuado paraobtener una separacin satisfactoria de crudo y gas, a menos que se este manejando crudoespumante. Cuando el crudo espumante es separado, el tiempo de retencin debe ser incrementadode 5 a 20 minutos, dependiendo de la estabilidad de la espuma y el diseo del separador.

Separacin Agua - PetrleoEn algunas instancias es preferible separar y remover el agua del fluido antes de que este fluya atravs de las reducciones de presin, tales como las causadas por los estranguladores y vlvulas.Tales remociones de agua pueden prevenir dificultades que podran ser causadas aguas abajo por lamisma, tales como corrosin, formacin de hidratos, y formacin de emulsiones que pueden serdifciles de resolver.


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El agua puede ser separada del petrleo en un separador trifsico mediante el uso de qumicos yseparacin gravitacional. Si el separador trifsico no es lo suficientemente grande para separar elagua adecuadamente, esta puede ser separada en un recipiente de retencin de agua libre, instaladoaguas arriba o aguas abajo de los separadores. Si el agua esta emulsionada, ser necesario utilizar untratamiento demulsificante para remover esta.

Funciones Secundarias de los Separadores de Petrleo y Gas

Mantenimiento de la Presin ptima

Para un separador de petrleo y gas llevar a cabo sus funciones principales, la presin debe sermantenida de manera tal que el lquido y el gas puedan ser descargados a su respectivoprocesamiento o sistema de recoleccin. La presin es mantenida dentro del separador utilizando unavlvula de contrapresin de gas en cada separador o con una vlvula maestra de contrapresin quecontrole la presin en unidad de dos o ms separadores. En la figura 1.4 se muestra una vlvula decontrapresin de gas de baja presin tpica, y la figura 1.5 muestra una vlvula de contrapresin de

gas de alta presin utilizada para mantener la presin deseada en los separadores.

La presin ptima que debe mantener el separador es la presin que resultar en el rendimientoeconmico ms alto de la venta de los hidrocarburos lquidos y gaseosos. Esta presin ptima puedeser calculada tericamente o determinada por pruebas de campo.

Mantenimiento del Sello Lquido en el Separador


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Para mantener la presin en el separador, un sello lquido debe ser logrado en la porcin mas baja delrecipiente. Este sello lquido previene la prdida de gas con el petrleo y requiere el uso de uncontrolador de nivel de lquido y una vlvula similar a aquellas mostradas en la figura 1.6 y 1.7. Unavlvula operada por palanca similar a la mostrada en la figura 1.8 puede ser utilizada para mantenerel sello lquido en un separador cuando la vlvula es operada por un flotador que es accionado por el

nivel de lquido en el separador. La vlvula de control de descarga de petrleo mostrada en la figura1.7 puede ser accionada por un piloto operado por flotador, por un controlador de nivel de liquido sinflotador similar al mostrado en la figura 1.9, o por un controlador de nivel de liquido tipo tubo detorque (desplazamiento) similar al mostrado en la figura 1.6.


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Problemas Especiales en la Separacin de Petrleo y Gas

Separacin de Crudo Espumante

Cuando la separacin es reducida en ciertos tipos de crudo, pequeas esferas (burbujas) de gas son

encapsuladas en una pelcula delgada de petrleo cuando el gas sale de solucin. Esto puede resultaren espuma que esta siendo dispersada en el petrleo y crea lo que es conocido como crudo espuma.En otros tipos de crudo la viscosidad y la tensin superficial del petrleo pueden cerrarmecnicamente el gas en el petrleo y puede causar un efecto similar a la espuma. La espuma delpetrleo puede no ser estable o no duradera a menos que un agente espumante este presente en elpetrleo. El petrleo es mas propenso a formar espuma cuando (1) la gravedad API menor a 40 API,(2) la temperatura de operacin es menor a 60 F, y (3) el crudo es viscoso, con una viscosidadmayor 50000 SSU (Aprox. 53 cp).

La espuma reduce enormemente la capacidad de los separadores de petrleo y gas debido a que serequiere un tiempo retencin mayor para separar adecuadamente una cantidad dada de crudo

espumante. El crudo espumante no puede ser medido adecuadamente con medidores dedesplazamiento positivo o con recipiente de medicin volumtrica convencional. Estos problemas,combinados con la prdida potencial de petrleo y gas debido a la separacin inapropiada, enfatiza lanecesidad de procedimiento y equipos especiales para manejar el crudo espumante.

El separador vertical mostrado en la figura 1.10 puede ser utilizado para manejar crudo espumante.Como el crudo baja en cascada por las placas internas de la unidad, las burbujas de la espuma puedenser rotas. Este diseo puede incrementar la capacidad del separador para manejar crudo espumantede un 10 a 50 %. Los principales factores que contribuyen al "rotura" del crudo espumante son elasentamiento, agitacin, calor, qumicos, y fuerzas centrifugas; estos factores o mtodos para reduciro detener la formacin de crudo espuma son tambin utilizados para remover el gas entrampado en el

petrleo.


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Parafina

La deposicin de parafina en los separadores de petrleo y gas reduce su eficiencia y puede hacerlosinoperables llenando parcialmente el recipiente y/o bloqueando el extractor de mezcla y las entradasde fluido. La parafina puede ser removida efectivamente de los separadores utilizando vapor osolventes. Sin embargo, la mejor solucin es prevenir la deposicin inicial en el recipiente a travs

de calor o tratamientos qumicos de la corriente de fluido aguas arriba del separador. Otra solucin,exitosa en muchos casos, involucra el revestimiento de todas las superficies internas del separadorcon un plstico con el cual la parafina tiene poca o ninguna afinidad.

Arena, Barro, Lodo, Sal, etc.

Si la arena y otros slidos son producidos continuamente en cantidades apreciables con los fluidosdel pozo, ellos podran ser removidos antes de que entren a las tuberas. Arena de grano medio enpequeas cantidades puede ser removida por medio del asentamiento en un recipiente verticalsobrediseado con un fondo cnico y mediante el drenaje peridico del residuo.

La sal puede ser removida mezclando agua con el petrleo, y luego de disolver la sal el agua puedeser separada del petrleo y drenada del sistema.

Corrosin

Los fluidos producidos del pozo pueden ser muy corrosivos y causar la falla temprana del equipo.Los dos elementos mas corrosivos son dixido de carbono, sulfuro de hidrogeno. Estos dos gasespueden estar presentes en los fluidos del pozo desde trazas hasta 40 o 50 % en volumen del gas.


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Clasif icacin de los Separadores

Clasifi cacin por conf iguracin

Los separadores de petrleo y gas pueden tener tres configuraciones generales: vertical, horizontal y

esfrico. Los separadores verticales pueden variar de tamao de 10 a 12 pulgadas en dimetro y 4 a 5pies de altura, hasta 10 a 12 pies en dimetro y 15 a 25 pies de altura.

Los separadores de petrleo y gas horizontales son fabricados con una configuracin de un solo tuboo con dos tubos. Las unidades de un solo tubo tienen un armazn cilndrico y las unidades de dobletubo tienen dos armazones cilndricos paralelos uno encima del otro. Ambos tipos de unidadespueden ser utilizadas para la separacin bifsica o trifsica.

Los separadores horizontales pueden variar de tamao de 10 a 12 pulgadas en dimetro y 4 a 5 piesde largo, hasta 15 o 16 pies en dimetro y de 60 a 70 pies de largo.

Los separadores esfricos estn usualmente disponibles en 24 o 30 pulgadas hasta 66 o 72 pulgadasen dimetro.

Clasif icacin por l a Funcin

Las tres configuraciones de separadores estn disponibles para operacin bifsica y trifsica. Lasunidades bifsicas el gas es separado del liquido con el gas y el liquido descargados de maneraseparada. En los separadores trifsicos, el fluido del pozo es separado en petrleo, gas, y agua, y sondescargos de manera separada.

Clasif icacin por la Presin de Operacin

Los separadores de petrleo y gas pueden operar a presin es que van desde un alto vaco hasta 4000o 5000 psi. Mucho de los separadores de gas y petrleo operan en el rango de operacin de 20 a 1500psi.

Los separadores pueden ser referidos como de baja, de media, o de alta presin. Los separadores debaja presin usualmente operan a presin es en el rango de 10 a 20 psi hasta 180 a 225 psi. Losseparadores de presin media usualmente operan a presin es desde 230 a 250 psi hasta 600 a 700psi. Los separadores de alta presin generalmente operan en un amplio rango de presin que vadesde 750 a 1500 psi.

Clasifi cacin por Apl icacin

Separador de Prueba

Un separador de prueba es utilizado para separar y medir los fluidos de un pozo. El separador deprueba puede ser referido como un probador o verificador de pozo. Los separadores de pruebapueden ser verticales, horizontales o esfricos. Ellos pueden ser bifsicos o trifsicos. Ellos puedenestar permanentemente instalados o porttiles. Los separadores de prueba pueden ser equipados con


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varios tipos de medidores para medir el petrleo, gas, y/o agua para pruebas de potencial, pruebas deproduccin peridicas, prueba de pozos marginales, etc.

Separador de Produccin

Un separador de produccin es utilizado para separar el fluido producido desde pozo, un grupo depozos, o una localizacin sobre una base diaria o continua. Los separadores de produccin puedenser verticales, horizontales o esfricos. Ellos pueden ser bifsicos o trifsicos. El rango en tamao vadesde 12 pulg. hasta 15 pies en dimetro, con muchas unidades que van desde 30 pulg. hasta 10 piesen dimetro. El rango de longitud desde 6 a 70 pies, con muchos de 10 a 40 pies de largo.

Separador de Baja Temperatura.

Un separador de baja temperatura es uno especial en el cual el fluido del pozo a alta presin esintroducido en el recipiente a travs de un estrangulador o vlvula reductora de presin de tal maneraque la temperatura del separador es reducida apreciablemente por debajo de la temperatura del fluido

del pozo. La temperatura mas baja en el separador causa la condensacin de vapores que de otramanera saldran del separador en estado de vapor. Los lquidos recuperados requieren laestabilizacin para prevenir la evaporacin excesiva en los tanques de almacenamiento.

Separador de Medicin

La funcin de separar los fluidos del pozo en petrleo, gas y agua, y medir los lquidos puede serllevado a cabo en un recipiente. Estos recipientes comnmente son referidos como separadores demedicin y estn disponibles para operacin bifsica y trifsica. Estas unidades estn disponibles enmodelos especiales que los hacen adecuados para la medicin precisa de crudos espumosos ypesados. La medicin del lquido es normalmente llevada a cabo por acumulacin, aislamiento, y

descarga de volmenes dados en un compartimiento de medicin ubicado en la parte mas baja delrecipiente.

Separador Elevado

Los separadores pueden ser instalados sobre plataformas en o cerca de patio de tanque o sobreplataformas costa-fuera de tal forma que el liquido pueda fluir desde el separador haciaalmacenamiento o recipientes aguas abajo por gravedad. Esto permite operar el separador a la msbaja presin posible para capturar la mxima cantidad de lquido para minimizar la prdida de gas yvapor hacia la atmsfera o hacia el sistema de gas a baja presin.

Separadores por EtapasCuando el fluido producido es pasado a travs de ms de un separador con los separadores en serie,los separadores son referidos como separadores por etapa.

Clasifi cacin por el principio util izado para la separacin primar ia


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Los separadores pueden ser clasificados de acuerdo al mtodo utilizado para llevar a cabo laseparacin primaria en el separador.

Diferencia de densidad (separacin por gravedad)

Esta clasificacin incluye todas las unidades que no poseen elementos de entrada, deflector, placasde choques, o empaque en la entrada del recipiente.

La separacin primaria se obtiene solamente por la diferencia de densidad del petrleo, gas, o vapor.Estas unidades son pocas en nmero y muchos separadores tienen un extractor de neblina cerca de lasalida de gas para remover las gotas de petrleo en el gas.

Choque y/o Coalescencia

Este tipo de separador incluye todas las unidades que utilizan una placa o dispositivo de empaque enla entrada del separador para llevar a cabo la separacin inicial del petrleo y del gas. Un nmero

infinito de diseos puede ser utilizado en la entrada del separador, pero uno de los arreglos mssimples y efectivos es ilustrado en figura 1.11.

Fuerza Centrifuga

La fuerza centrifuga puede ser utilizada tanto para la separacin primaria como para la secundaria depetrleo y gas en el separador. La fuerza centrifuga puede ser obtenida tanto con una entradatangencial dimensionada apropiadamente o un elemento espiral interno dimensionado de maneraapropiada con el fondo y el tope del abierto o parcialmente abierto. Estos elementos centrfugoscausan flujo ciclnico del fluido entrante a velocidades tan altas para separar el fluido en una capaexterna o cilindro de lquido y en un cono interno o cilindro de gas o vapor. La velocidad requerida

para la separacin centrifuga varia desde cerca de 40 hasta aproximadamente 300 pies/s. Lavelocidad mas comn de operacin esta entre 80 y 120 pies/s.


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Seleccin y Apl icacin de Separadores y Depuradores

Los separadores de petrleo y gas son fabricados en tres configuraciones bsicas: vertical, horizontaly esfrico. Depuradores de gas son fabricados en dos formas bsicas: vertical y horizontal. Cada unade estas unidades tiene ventajas y usos especficos. La seleccin de una unidad particular para serutilizada en cada aplicacin se basa usualmente en cual obtendr los resultados deseados a los costosmas bajos de equipo, instalacin y mantenimiento la tabla 12.5 muestra una comparacin de las

ventajas y desventajas de los separadores verticales, horizontales y esfricos.Separadores Verticales

Las aplicaciones para los separadores verticales de gas y petrleo incluyen lo siguiente:

Fluidos del pozo que tienen una alta relacin gas-lquido.


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Fluidos del pozo que contienen cantidades apreciables de arena, lodo, y slidos similaresfinamente divididos.Instalaciones con limitaciones de espacio horizontal pero con pocas o ninguna limitacin dealtura, tales como plataformas de produccin costa-fuera.Fluidos del pozo donde el volumen puede variar ampliamente e instantneamente, tales como

pozos de levantamiento por gas intermitente (intermitent gas lift).Aguas debajo de otro equipo de produccin que permite o causa condensacin de lquido ocoalescencia.Aguas arriba de otro equipo de proceso en campo que no funciona apropiadamente conlquido entrampado en el gas.Donde la economa favorece al separador vertical.Separadores Horizontales

Las aplicaciones para los separadores horizontales de gas y petrleo incluyen lo siguiente:

Separacin liquido/liquido en instalaciones con separador trifsico para obtener una

separacin agua-petrleo ms eficiente.Separacin del crudo espumante donde la mayor rea de contacto gas-lquido del recipientehorizontal permitir y/o causar un rompimiento ms rpido de la espuma y una separacingas-lquido ms eficiente.instalaciones donde limitaciones de altura indican el uso de un recipiente horizontal debido asu forma.Fluido de pozo con una alta relacin gas-petrleo (RGP).Pozos con tasa de flujo relativamente constante y con poco o ningn cabeceo o surgencia delquido.Donde unidades porttiles son requeridas tanto para uso de prueba como produccin.Donde unidades mltiples pueden ser apiladas para conservar espacio de planta.Aguas arriba de otro equipo de proceso en campo que no funciona apropiadamente conlquido entrampado en el gas.Aguas debajo de otro equipo de produccin que permite o causa condensacin de lquido ocoalescencia.Donde la economa favorece al separador horizontal.Separadores Esfricos

La siguiente es una lista de las aplicaciones para los separadores esfricos de petrleo y gas.

Fluidos del pozo con altas relaciones gas-petrleo, tasas de flujo constante, si cabezos nibaches.Instalaciones donde existe limitaciones de altura y espacio horizontal.Aguas debajo de unidades de procesos, tales como deshidratadores de glicol y endulzadoresde gas, para depurar y recuperar los fluidos de procesos tales como la amina y el glicol.Instalaciones donde la economa favorece los separadores esfricos.Instalaciones que requieren un separador pequeo donde un hombre pueda transportar unseparador esfrico a la localizacin e instalarlo.Depurador para combustible y gas de proceso para uso de planta y o campo.


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Depuradores de Gas

Muchos depuradores de gas vertical y horizontal donde el gas ha sido previamente separado,limpiado, transportado y/o procesado con otro equipo. De manera tal que, mas de las impurezas talescomo lquidos entrantes, barro, costras de metal oxidado, y polvo han sido removidos del gas por

otro equipo, y el depurador de gas esta siendo utilizado para "pulir" el gas. Los depuradores de gasson generalmente son utilizados para asegurar que el gas no contenga materiales que puedan ir endetrimento para los equipos, de manera tal que el depurador es instalado para proteger loscompresores, deshidratadores, endulzadores, medidores y reguladores.

Alguno de los usos para depuradores de gas son: limpiar gas (1) para combustible para calentadores,hervidores, generadores de vapor, motores; (2) para gas de control para plantas de procesamiento yequipos; (3) aguas arriba del compresor; (4) Aguas arriba de deshidratadores y endulzadores; (5)Aguas abajo de deshidratadores y endulzadores para conservar los fluidos del proceso; (6) Aguasarriba del sistema de distribucin de gas; (7) Aguas arriba de y en lneas de transmisin de gas pararemover lquidos entrantes, costras de metal oxidado, y polvo; (8) Aguas arriba y/o Aguas debajo de

estaciones de regulacin de presin; y (9) Aguas abajo de la lnea de transmisin de gas de plantas decompresin para remover el lubricante de la lnea.

Controles, Vlvulas, Accesorios y Caractersticas de Seguridad para Separadores dePetrleo y Gas.

Controles

Los controles requeridos para los separadores de petrleo y gas son controladores de nivel de liquidopara el petrleo y la interfase agua-petrleo (operacin trifsica) y vlvula de control decontrapresin de gas con controlador de presin.

Vlvulas

Las vlvulas requeridas para los separadores de petrleo y gas son: la vlvula de control de descargade petrleo, vlvula de control de descarga de agua (operacin trifsica), vlvulas de drenaje, vlvulade bloqueo, vlvula de alivio de presin, y vlvulas para inspeccin externa de nivel (por visores).

Accesorios

Los accesorios requeridos para los separadores de petrleo y gas son los manmetros, termmetros,reguladores de reduccin de la presin (para gas de control), visores de nivel, cabezal de seguridad

con disco de ruptura, tubera.Caractersticas de Seguridad para los Separadores de Petrleo y Gas

Los separadores de petrleo y gas deben ser instalados a una distancia segura de otros equipos de lalocacin. Donde ellos estn instalados sobre plataformas costa-fuera o prximos a otros equipos,deben ser tomadas precauciones para prevenir perjuicios al personal y daos a los equiposadyacentes en caso de que el separador o sus controles o accesorios fallen.


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Los siguientes elementos de seguridad son recomendados para muchos de los separadores depetrleo y gas.

Controles de nivel de liquido alto y bajo

Los controles de nivel de liquido alto y bajo normalmente son pilotos operados por un flotador queacciona una vlvula en la entrada del separador, abriendo un hipas cerca del separador, haciendosonar una alarma, o realizando alguna otra funcin pertinente para prevenir el dao que puedaresultar de altos o bajos niveles de lquidos en el separador

Controles de Presin Alta y Baja

Los Controles de presin alta y baja son instalados en los separadores para prevenir que presionesexcesivamente altas o bajas interfieran con las operaciones normales. Estos controles pueden serneumticos, mecnicos y elctricos y pueden sonar una alarma, accionar una vlvula de cierre, abrirun hipas, o realizar otras funciones pertinentes para proteger el personal, el separador, y equipos

adyacentes.Controles de Temperatura Alta y Baja

Los controles de temperaturas deben ser instalados en los separadores para cerrar la unidad, paraabrir o cerrar un hipas hacia un calentador, o sonar una alarma cuando la temperatura en elcalentador llega a ser muy baja o muy alta. Tales controles de temperaturas no son utilizadosnormalmente en los separadores, pero pueden ser apropiados en casos especiales.

Vlvulas de Alivio

Estas vlvulas son normalmente instaladas a la presin de diseo del recipiente. Las vlvulas dealivio sirven principalmente como una advertencia, y en algunos casos son muy pequeas paramanejar la capacidad de fluido total del separador. Vlvulas de alivio de capacidad total pueden serutilizadas y son particularmente recomendadas cuando no es usado un disco de ruptura en elseparador.

Disco de Ruptura

Un disco de ruptura es un dispositivo que contiene una membrana de metal delgada que es diseadapara romperse cuando la presin en el separador excede un valor predeterminado. Este es usualmentede 1.25 a 1.5 veces la presin de diseo del separador. El disco de ruptura es normalmente

seleccionado de forma tal que no se rompa hasta que la vlvula de alivio no se haya abierto y seaincapaz de prevenir la presin excesiva en el separador.

Consideraciones de Operacin y Mantenimiento para Separadores dePetrleo y Gas

Inspeccin Peridica


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En refineras y plantas de proceso, es prctica normal inspeccionar todos los recipientes y tuberaspresurizados por corrosin y erosin. En los campos de petrleo, generalmente no se sigue estaprctica, y el equipo es reemplazado despus de la falla. Esta poltica puede crear condicionespeligrosas para el personal de operacin y equipos adyacentes. Se recomienda que la inspeccinperidica sea establecida y seguida para proteger en contra de fallas indebidas.

Instalacin de Dispositivos de Seguridad

Todos los dispositivos de seguridad deben ser instalados tan cerca del recipiente como sea posible yde manera tal que la fuerza de reaccin de descarga de fluidos no los destruya, desajuste, o disloque.La descarga de los dispositivos de seguridad no debe poner en peligro al personal u otros equipos.

Cabezales de Seguridad (Discos de Ruptura)

La descarga de un cabezal de seguridad debe estar abierta sin restriccin. La lnea de descarga de undispositivo de seguridad debe estar paralela a un separador vertical y perpendicular al horizontal, de

otra manera el separador puede ser expulsado por la fuerza de reaccin de la descarga de fluidos. Nodebe utilizarse una vlvula entre el cabezal de seguridad y el separador debido a que esta puede sercerrada inadvertidamente. No se debe permitir que se acumule agua cerca del disco de rupturadebido a que puede formar hielo y alterar las caractersticas de ruptura del disco. La operacin deseparadores de petrleo y gas fuera de los limites de diseo e instalar discos de ruptura, no serecomienda.

Las vlvulas de alivio de presin pueden corroerse y filtrar o puede "congelarse" en la posicincerrada. Estas deben ser revisadas peridicamente y reemplazada sino trabaja en buenas condiciones.Las lneas de descarga, especialmente las vlvulas de alivio de condicin completa, deben estar deforma tal que la fuerza de reaccin de descarga no mueva el separador.

Extractores de Neblina

Algunos extractores de neblina en separadores de gas y petrleo requieren un drenaje o conductodescendente de lquido desde el extractor de neblina hasta la seccin de lquido del separador. Estedrenaje ser una fuente de problema cuando la cada de presin a travs del extractor de neblinallegue a ser excesiva. Si la cada de presin del extractor de neblina, medida en pulgadas de petrleo,excede la distancia desde el nivel de liquido en el separador hasta el extractor de neblina, el petrleofluir desde el fondo hacia arriba a travs del drenaje del extractor de neblina y saldr con el gas.Esta condicin puede complicarse por un taponamiento parcial del extractor de neblina con parafinau otro material extrao. Esto explica porque algunos separadores tienen capacidades definidas que nopueden ser excedidas sin un conductor de lquido en la salida de gas, y esto tambin explica porquelas capacidades de algunos separadores pueden ser disminuidas con el uso. En aos recientes, losseparadores de diseos avanzado han utilizado extractores de neblina que no requieren drenajes oconductos de lquidos, estos diseos eliminan esta fuente de problemas (ver figura 1.11).

Bajas Temperaturas


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Los separadores deben ser operados por encima de la temperatura de formacin de hidratos. De otramanera los hidratos pueden formarse dentro del recipiente y taponarlo parcial o completamente,reduciendo la capacidad del separador y, en algunos casos cuando la salida de liquido o gas sontaponadas, causando que la vlvula de seguridad se abra o el disco de ruptura se rompa. Serpentinesde vapor pueden ser instalados en la seccin de lquido del separador para fundir los hidratos que

puedan formarse all. Esto es especialmente apropiado en separadores de baja presin.

Fluidos Corrosivos

Un separador que maneje fluidos corrosivos debe ser revisado peridicamente para determinarcuando se requerir un trabajo de reparacin. Casos extremos de corrosin pueden requerir unareduccin de la presin de trabajo del recipiente. Se recomienda realizar prueba hidrostticaperidicamente, especialmente si los fluidos que estn siendo manejados son corrosivos. nodospueden ser utilizados en los separadores para proteger contra la corrosin electroltica. Algunosoperadores determinan el espesor de la pared y del cabezal con indicadores de espesor ultrasnicos ycalculan la mxima presin de trabajo permisible del espesor de metal restante. Esto debera hacerse

anualmente costa afuera y cada 2 a 4 aos en tierra firme.Parafina

Un separador que maneje petrleo de base parafnica necesitara ser limpiado con vaporperidicamente para prevenir el taponamiento y como resultado la reduccin de la capacidad. Estareduccin en capacidad frecuentemente resulta en el transporte de lquido en el gas o descarga de gasexcesivo con el lquido.

Operacin de Alta Capacidad

Cuando los separadores estn operando cerca o a su mxima capacidad, deberan ser revisadoscuidadosamente y peridicamente para terminar cuando esta siendo llevado a cabo una separacinaceptable.

Cargas de Choque de Presin

Los pozos deberan ser conectados o desconectados lentamente. La apertura y el cierre rpido de lasvlvulas causan cargas de choque perjudiciales sobre el recipiente, sus componentes, y la tubera.

Descarga Ahogada de Lquido

La descarga ahogada de pequeos volmenes de lquido desde los separadores normalmente debe serevitada. El ahogamiento puede causar erosin o amplio desgaste de la vlvula y asientos internos dela vlvula de descarga de lquido y pueden erosionar el cuerpo de la vlvula de descarga hasta unpunto que puede estallar a o debajo de la presin de trabajo.

Sin embargo, el ahogamiento de la descarga puede necesario debido a que unidades de proceso, talescomo separadores de menor presin o unidades de estabilizacin, aguas abajo del separador puedenrequerir flujo relativamente estable. Vlvulas de control en la descarga de lquido deberan ser


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dimensionadas para el volumen de lquido que el separador debe manejar. Tales vlvulasnormalmente deberan ser ms pequeas que las lneas en las cuales estn instaladas. Vlvulasinternas reducidas pueden ser utilizadas para disear la vlvula apropiadamente para minimizar eldesgaste durante el servicio de ahogamiento.

ManmetrosLos manmetros y otros dispositivos mecnicos deberan ser calibrados peridicamente. Vlvulas deaislamiento deberan ser utilizadas de tal manera que los manmetros puedan ser fcilmenteremovidos para pruebas, limpieza, reparacin, reemplazo.

Grifos y Visores de Medicin

Los grifos y visores de medicin deberan mantenerse limpios de tal manera que el nivel de lquidoobservado en el visor indique siempre el verdadero nivel de lquido en el separador. Se recomiendala limpieza peridica con solvente.

Limpieza de Recipientes

Se recomienda que todos los recipientes separadores estn equipados con accesos, boca de visita, y/oconexiones de desage de tal forma que los recipientes sean limpiados peridicamente.

Calentadores. [9,10]

Se define como un equipo donde se genera calor que se obtiene de la combustin de combustibles,generalmente lquidos o gaseosos, con el oxgeno del aire; usualmente se suministra aire en exceso.En ellos los gases que resultan de la combustin ocupan la mayor parte del volumen de

calentamiento. Este contiene varias cmaras formadas por una serie de tuberas con serpentines y porcuyo interior circula el fluido que se desea calentar con el calor que genera la combustin. Por elinterior de la caja circula el fuego generado por los quemadores, el cual es transmitido al crudo quela rodea. Durante este proceso el crudo alcanza una temperatura de 190 Faproximadamente. Esteproceso se realiza en dos o tres etapas. Luego el crudo con el agua caliente es desplazado hasta eltanque de lavado. Aqu tambin el gas que se suministra por la parte superior del calentador impulsaa la mezcla hasta el tanque de lavado. Este proceso se hace con la finalidad de facilitar la extraccindel agua contenida en el petrleo.

Las funciones del calentador son:

Calentar la emulsin hasta el punto requerido para conseguir la fcil separacin de petrleo yel agua.Eliminar la mayor parte del gas de la emulsin.Separar cantidades apreciables de agua libre, si se encuentran

Los instrumentos que controlan el proceso de calentamiento del petrleo se resumen en la siguientetabla:


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INSTRUMENTO FUNCIN

Vlvula TrmicaRegula el flujo de gas que llega hasta los quemadores, con la finalidad demantener la temperatura del petrleo entre los rangos requeridos

Manmetro Mide la presin del interior del calentador.

Termmetro Mide la temperatura del petrleo contenido en el calentador.Regulador de presin

Regula el flujo del gas combustible necesario para el funcionamiento delcalentador.

Tanques

Tanques de Lavado.[1]

Son aquellos equipos mecnicos (recipientes), sometidos a una presin cercana a la atmosfrica quereciben un fluido multifsico y son utilizados en la industria petrolera para completar el proceso dedeshidratacin de crudo dinmicamente, es decir, en forma continua; para la separacin del agua del

crudo.

Por lo general, antes de entrar a un tanque de lavado, las emulsiones son sometidas a un proceso deseparacin gaslquido en separadores convencionales. Durante este proceso se libera la mayor partedel gas en solucin. Esto permite que la cantidad de gas que se libera en un tanque de lavado searelativamente pequea.

El agua contenida en el crudo se puede separar en el tanque de lavado mediante gravedad. Sinembargo, cuando el agua y el crudo forman emulsiones, es necesario comenzar su tratamiento antesde que ingresen al tanque de lavado. Esto se hace generalmente mediante el uso de calor y/o qumicademulsificante.

Uno de los parmetros ms importantes en el anlisis de un tanque de lavado, es el tiempo deretencin. Este se define como el tiempo que debe pasar la emulsin en el tanque, para que elpetrleo y el agua se separen adecuadamente. Usualmente se requiere que el petrleo a su salida deltanque de lavado posea un promedio de agua igual o inferior a 1 %. Los tiempos de retencin varanentre 4 y 36 horas.

En pruebas pilotos se ha demostrado que la emulsin se canaliza en el tanque si existe una rutadirecta entre su entrada y su salida. Cuando esto ocurre, la emulsin no pasa por ciertas regiones deltanque denominadas zonas muertas. En tanques de dimetros apreciables, an con problemas decanalizacin, es posible obtener los tiempos de retencin requeridos para una deshidratacin

adecuada. No obstante, para tanques de dimetros menores es necesario construir, en el interior deltanque, sistemas deflectores para solucionar el problema de la canalizacin. De esta forma seobtienen las mejoras en los tiempos de retencin de asentamiento para que el grado de deshidratacinsea el requerido. (Fig. 1.12).


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Funcionamiento de un Tanque de Lavado

La mezcla de petrleo y agua entra por la parte superior, luego se hace circular por medio de canalesconformados por bafles, lo que permite que el agua contenida en el petrleo (este fenmeno es

conocido como coalescencia) y por diferencia de densidades el agua se deposita en la parte baja deltanque permitiendo que el petrleo alcance el nivel ms alto y rebose hasta el tanque dealmacenamiento de crudo

De esta manera, el petrleo que sale del tanque de lavado generalmente cumple con lasespecificaciones exigidas para ser transportado por oleoductos. Sin embargo, este petrleo pasaprimeramente a los tanques de almacenamiento antes de entrar a los oleoductos. De esta forma selogra mejorar an ms el proceso de deshidratacin, ya que parte de la fraccin de agua que todavapermanece en el crudo, se asienta en el fondo del tanque de almacenamiento.

Partes de un Tanque de Lavado

Con generalidad, un tanque de lavado est constituido de las partes siguientes: el cuerpo del tanque,los sistemas deflectores, la lnea de alimentacin, el tubo conductor o separador, el sistema dedescarga de petrleo, el sistema de descarga de agua y los sistemas de control, medicin, ventilacin,remocin de sedimentos y purga.

El cuerpo del tanque


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Es la parte principal de un tanque de lavado, ya que en su interior se realiza el proceso dedeshidratacin. Los fluidos se agrupan en tres zonas: (ver fig. 1.13)

La superior formada por petrleo deshidratado. La media constituida por emulsiones. La inferior quecontiene agua de lavado.

Es importante destacar que estas capas no poseen linderos definidos, sino que sus lmites se mezclanentre s. En algunos casos es deseable aislar trmicamente el tanque y la chimenea exterior. Por lotanto, es recomendable evaluar esta opcin.

Los sistemas deflectores

En muchos casos se hace necesario incrementar el tiempo de residencia de la emulsin de un tanquede lavado. Esto se puede lograr aumentando el dimetro del tanque. Sin embargo, consideracioneseconmicas pueden descartar esta alternativa. Por lo tanto, otra alternativa consiste en colocar dentrode tanque sistemas deflectores. Estos hacen posible que el fluido, en el interior de tanque, entre encontacto con un nmero mayor de zonas y que se mejore la separacin crudoagua, an sinincrementar el tiempo de residencia.

Los sistemas deflectores usualmente estn constituidos por: placas, tabiques y cilindros internos.Algunas veces, estos sistemas poseen una serie de agujeros o perforaciones. La distribucin de losdeflectores en los tanques se realiza usando diferentes patrones de distribucin.

Las principales funciones de los deflectores son las siguientes:


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Evitar la canalizacin de la emulsin y, por lo tanto, mejorar la separacin crudoagua.

Minimizar los problemas de turbulencia.

Orientar el sendero ptimo que deben seguir los fluidos dentro de tanque.

Reducir el grado de inestabilidad trmica, debido a diferencias de temperatura dentro de[ tanque.

Existen limitaciones tcnicoeconmicas que impiden que los sistemas deflectores usados se alcanceneficiencias de asentamiento del orden del 100%. Sin embargo, un patrn de deflectores adecuadoayuda a reducir apreciablemente los costos de inversin en tanque de lavado, y hace posible laobtencin de grados de deshidratacin adecuados. Esto justifica la necesidad de realizar pruebaspilotos para las evaluaciones de tanques de lavado.

La lnea de alimentacin

Es la tubera que transporta la emulsin de agua y petrleo al tubo conductor. El recorrido de estalnea puede presentar las opciones siguientes:

Del separador gaslquido, la emulsin pasa a uno o varios calentadores, y de all se enva al tanquede lavado. Esta opcin se puede aplicar a crudos pesados y extrapesados.

Del separador gaslquido, la lnea que contiene la emulsin se une con otra que transporta aguacaliente. Luego la mezcla emulsinagua caliente se enva al tanque de lavado. Esta opcin se puedeaplicar a crudos pesados y medianos.

Del separador gaslquido, la emulsin va directamente al tanque de lavado, lo cual generalmente se

aplica a crudos medianoslivianos.El tubo conductor o separado

Es un tubo de gran dimetro, que se extiende desde el tope del tanque hasta una regin cercana alfondo. Esta tubera se puede colocar dentro o fuera del tanque.

Cuando se coloca en el interior del tanque de lavado, se aprovecha el calor cedido por el tuboconductor. Sin embargo, en algunas ocasiones debido a fallas mecnicas o problemas de corrosin,se pueden presentar fugas del tubo conductor al tanque de lavado. Este problema se evita instalandoel tubo conductor en la parte exterior del tanque de lavado. Es de sealar que esto puede ocasionar

prdidas de calor del tubo conductor al medio ambiente. No obstante, estas prdidas se puedenreducir mediante el uso de aislantes trmicos.

Generalmente, la parte superior del tubo conductor est provista de una botella o ensanchamiento.Esto tiene como finalidad lograr la liberacin del gas en solucin remanente. En algunos casos, labotella no posee partes internas. Sin embargo, cuando se quiere mejorar esta separacin gaslquido,deben instalarse dentro de la botella dispositivos, tales como: separadores de tipo cicln o ngulos deimpacto.


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En la mayora de los diseos, la parte inferior de tubo conductor est provista de un distribuidor deemulsiones. Esto tiene los objetivos siguientes:

obtener en el fondo de tanque una distribucin de la emulsin lo ms uniforme posible.

Mejorar el contacto entre la emulsin y el agua de lavado.

La cada de presin en la botella es de 30 y 60 lpca hasta alcanzar presin atmosfrica. Esto permiteliberar la mayor parte de gas remanente en la emulsin que entra al tanque de lavado.

Es importante destacar que el tubo conductor tambin sirve para amortiguar las variaciones quesuelen presentarse cuando el flujo de alimentacin no es constante.

El distribuidor debe situarse lo ms cercano posible al fondo del tanque, en la zona que contiene elagua de lavado. Sin embargo, debe colocarse a una altura tal que sus funciones no seanobstaculizadas por depsitos de: arena, arcilla y otras substancias que suelen acumularse en el fondo

del tanque. (ver fig.1.14)

Fig. 1.14. Esquema de un Tanque de Lavado.

Sistema de descarga de petrleo

Este sistema est integrado por un envase recolector de petrleo limpio y una lnea de descarga quelleva dicho petrleo a los tanques de almacenamiento. (Ver fig. 1.15. y 1.16.)

Envase recolector de petrleo

Est colocado cerca de la superficie libre del tanque de lavado. El llenado del envase recolector serealiza mediante el rebosamiento de petrleo limpio hacia su interior. Esta operacin permite


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incrementar el tiempo de residencia, ya que el petrleo debe subir hasta la superficie libre o a pocaspulgadas de ella, antes de ser descargado al tanque de lavado.

Igualmente, con el fin de disminuir los efectos de canalizacin, el envase recolector debe colocarselo ms alejado posible de la entrada de la alimentacin al tanque.

Fig. 1.15. Esquema de la trampa recolectora de petrleo


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Fig. 1.16.Tanque de Lavado.

Tanques de Prueba[9]

Son recipientes cilndricos cuya capacidad puede variar de acuerdo al volumen de produccin de

cada estacin. La emulsin agua-petrleo es separada mecnicamente al ser tratada. El procesoconsiste en el asentamiento de los fluidos por gravedad (proceso de decantacin), en virtud de susdiferentes densidades. El agua por ser ms pesada que el petrleo, se asienta en el fondo del tanque.

Tanques de Almacenamiento [10,11]

Son depsitos cilndricos que tienen la finalidad de recibir el producto de los tanques de lavado y deesta manera albergar el crudo que ser bombeado al Patio de Tanques Principal, cumpliendo con lasespecificaciones de calidad (% AyS), sin embargo de no ser as, ser devuelto a los calentadores.

Los tanques son recipientes generalmente metlicos capaces de almacenar fluidos eficientemente. El

diseo y la construccin de estos tanques dependen de las caractersticas fsico-qumicas de loslquidos por almacenar.

En la industria del petrleo los tanques para almacenar hidrocarburos lquidos se clasifican de lasiguiente manera:

a) Por su construccin, en empernados, remachados y soldados.

b) Por su forma, en cilndricos y esfricos.

c) Por su funcin, en techo fijo y en techo flotante

Los tanques esfricos son utilizados para almacenar productos ligeros como gasolina, propano, etc.Su forma permite soportar presiones mayores de 25 psig.

Los dems tipos de tanques se utilizan para almacenar petrleo crudo, a presiones cercanas a laatmosfrica.

Los tanques cilndricos, soldados y de techo flotante se encuentran estandarizados en la industria delpetrleo.

TANQUES DE TECHO FI JO

El techo de este tipo de tanques est soldado al cuerpo, siendo su altura siempre constante.

La forma del techo es cnica, teniendo instalado vlvulas de venteo tipo PV que actan a presin y avaco (2-4 onzas/pulg2 de presin o vaco).

Las prdidas de crudo por evaporacin en estos tipos de tanques son altas debido al espacio vacoque existe entre el techo y el nivel de lquido, que vara conforme cambia este nivel.


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TANQUES DE TECHO FLOTANTE EXTERNO

Los tanques de techo flotante externo poseen un techo mvil que flota encima del productoalmacenado. El techo flotante consiste de una cubierta, accesorios y un sistema de sello de aro. Lacubierta flotante generalmente son de acero soldado y de dos tipos: pontn o doble cubierta.

Los techos de tanques flotantes permiten reducir en forma significativa las prdidas de los voltilesde los lquidos que se almacenan. Con esto se logra reducir los costos de produccin, lacontaminacin ambiental y los riesgos de incendios.

El secreto de estos tipos de techo, radica en la eliminacin del espacio de vapor sobre el lquido quepresentan los tanques de techo fijo.

La construccin de estos tipos de tanques se inici poco despus de la Primera Guerra Mundial, porel ao 1923. Actualmente, se ha estandarizado el uso de estos tanques.

TECHO FLOTANTE TIPO PONTNEstos tanques tienen un pontn anular alrededor del borde y una plataforma de espesor simple en elcentro. La superficie superior del pontn tiene inclinacin hacia el centro, para facilitar el drenaje delagua de lluvia, mientras que la superficie inferior tiene un ascenso hacia el centro, para permitir laacumulacin de los vapores.

El tamao del pontn, depende de las dimensiones del tanque y de los requerimientos de flotacinque se tiene.

Adems de la flotabilidad, los pontones hacen un aislamiento que evita la accin directa de los rayos

solares sobre la superficie del lquido en el espacio anular. La plataforma de espesor simple, deja unespacio libre con la superficie del lquido para acumular los vapores que se forman. Estos vaporesforman un colchn aislante que se lican cuando la temperatura decrece. Los vapores condensadosentran a la fase lquida.

Estos tipos de tanques son apropiados para almacenar hidrocarburos con presin de vapor hasta de12 lppca durante temporadas de verano; durante el invierno, pueden manejar hidrocarburos conpresin de vapor an ms altos.

As mismo, estos tanques tienen facilidades para manejar lluvias hasta de 254 mm en 24 horas.

Los pontones estn seccionados de tal modo que el techo no se hundira si se produjera una rotura enla plataforma central o en otro de los pontones.

Estos techos permiten una excelente proteccin contra incendios, as como contra la corrosin.

TECHO FLOTANTE DE DOBLE PLATAFORMA


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Estos tipos de tanques tienen dos plataformas completas que flotan sobre la superficie del lquido.Aunque estos diseos de tanques fueron los primeros en construirse, recin en a mediados de 1940 seempezaron a construir en tanques de alta capacidad.

La plataforma superior presenta una inclinacin hacia el centro del tanque con el fin de permitir el

drenaje de las aguas de lluvias hacia el sistema primario y al de emergencia que dispone el tanque.Este tipo de techo, es el ms eficiente de los diferentes tipos de techo flotante que existen en elmercado, debido esencialmente a que entre ambas plataformas existe un espacio lleno de aire queproduce un aislamiento efectivo entre la superficie total del lquido y el techo, lo que permitealmacenar lquidos de alta volatilidad.

La plataforma superior, que obviamente se encuentra sobre la superficie del lquido, impide que elcontenido del tanque llegue al techo del mismo bajo ninguna circunstancia.

El sistema de drenaje de aguas de lluvias que poseen estos tanques, permiten manejar hasta 254 mm

de lluvias en 24 horas.SELLOS

El espacio perifrico que existe entre el anillo del techo flotante y la pared del tanque, debe estarhermticamente cerrado por un sello. Si no fuera as, las ventajas que ofrecen los techos flotantes severan seriamente afectadas, hacindolo vulnerable a prdidas por evaporacin innecesarias y ariesgos de incendios.

La estructura de las paredes de los tanques durante su operacin de almacenamiento y bombeo decrudo, sufre normalmente variaciones que en algunos casos llegan a aumentar o disminuir el

dimetro, en la parte superior, entre 8 y 10 pulgadas. Esta situacin obliga a que los sellos seandiseados considerando estos cambios de dimensiones, que depender esencialmente del tamao deltanque.

Los sellos tipo Anillos Metlicos, son los de mayor uso a nivel mundial en los tanques de techoflotante. Estos sellos estn formados por un anillo de acero galvanizado, cuya parte inferiorpermanece sumergido por debajo del nivel de lquido. Una continua cubierta de goma sinttica aprueba de intemperie, se utiliza para cerrar el espacio entre el anillo de la seccin sellante y el anillodel techo flotante. El borde inferior de esta goma est empernado al borde del techo flotante. Elborde superior de la goma est fijado al tope del anillo metlico del sello. Fig. 2-A.

El anillo sellante est soportado y sujeto firmemente, pero en forma suave, contra la pared deltanque, por un soporte colgante que mantiene una presin radial uniforme. Esta ligera presinminimiza la accin abrasiva del anillo sellante contra la pared del tanque. El soporte colgante(pantagraph hanger) mantiene centrado el techo en el tanque. Si por alguna causa el techo trata desalirse del centro, la presin del soporte colgante se incrementa en el lado donde se recuesta el techo,corrigiendo en forma automtica la desviacin.


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El soporte colgante es capaz de corregir desviaciones en ms o menos cinco pulgadas de lasdimensiones nominales.

Entre los ellos tipo anillo metlico, se conocen los modelos SR-1, SR-3, SR-5 y el SR-7.

TANQUES DE TECHO FLOTANTE I NTERNO

Estos tipos de tanques presentan la particularidad, normalmente de disponer un techo fijo y otrointerno flotante.

Generalmente se instala en tanques cuyo techo fijo se encuentra deteriorado o en los casos derequerirse por la necesidad de almacenar productos ms voltiles.

Las prdidas por evaporacin en estos tanques son an menores que las que se producen en lostanques de techo flotante externo.

Medida Del Contenido De Los TanquesA continuacin, se describen los mtodos que habrn de utilizarse para medir el contenido de lostanques, siendo utilizadas para llenar la forma: CERTIFICADO DE MEDIDAS DE TANQUES, o laforma: SHIP"S ULLAGE REPORT.

Estos mtodos se basan en la designacin ASTM: D-1085; API Standard 2545.

Mtodo de medicin directa:

El mtodo consiste en bajar una cinta de medida directa con plomada (Fig. 3), al interior del tanque

hasta que la punta de la plomada apenas toque el fondo del tanque, o la placa de nivel cero fijada enel fondo. El nivel de petrleo se determina por la cantidad de cinta mojada, cuya lectura se llama lamedida directa (Fig.4) El uso de este mtodo, se limita al aforo de tanques de techo flotante, a lamedicin de pequeas cantidades de agua o residuos en cualquier tanque o comportamiento debuque-tanques y ala obtencin de aforos aproximados no oficiales en cualquier clase de tanques. Elsistema de medicin directa es susceptible de tres fuentes de error que deben evitarse:

1) La cinta puede bajarse demasiado, lo cual permite que la plomada se incline dando porresultado una lectura en exceso.2) La presencia de sedimentos muy pesados puede hacer difcil o imposible alcanzar el fondodel tanque. Si ocurre esto, la lectura de cinta resultar baja.

3) Si la plomada atina a descansar en una cabeza de remache, o en una irregularidad de unalmina del fondo, o en cualquier cuerpo extrao, la lectura de cinta resultar baja.

Mtodo de medicin indirecta


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El mtodo consiste en bajar una cinta de medida directa con plomada al interior del tanque, hasta queuna parte de la cinta quede en el seno del lquido, detenindose se observa la lectura de cinta al niveldel punto de referencia.

Restando la lectura de la cinta en el punto de referencia, de la profundidad de referencia y agregando

al residuo la cantidad de cinta mojada, se obtiene el nivel de lquido en el tanque (Fig.4). Estemtodo se usa en todos los tipos de tanques, menos en los equipados con techos flotante. Conexcepcin de los errores aritmticos posibles, el mtodo de medicin indirecta es de gran precisin.

Punto de referencia: El punto de referencia consiste en una marca fijada situada en la boca de aforo oen un tubo de medida de un tanque de techo fijo, en la cual se sostiene la cinta mientras se practicaun aforo (Fig.4).

Profundidad de referencia: La profundidad de referencia es la distancia vertical entre el punto dereferencia y las lminas del fondo, o la placa de nivel cero de un tanque de techo fijo. Esta cifra debemarcarse al troquel en una placa fija (o con pintura) al techo del tanque, cerca de la boca de aforo

(Fig.4)Indicacin de la cinta: la indicacin de la cinta, es la cantidad de cinta mojada (bien sea en la cinta oen la plomada) y est determinada por la marca que deja el nivel del lquido que se mide (Fig. 4 y 5).

Aforo de apertura: El aforo de apertura es la medida tomada en un tanque antes de un recibo o unaentrega de petrleo o refinado.

Aforo de cierre: El aforo de cierre es la medida tomada en un tanque despus de un recibo o unaentrega de petrleo o refinado.

Aforo directo: Aforo directo es la altura del lquido en el tanque, medida desde la superficie de nivelhasta el fondo del tanque, o hasta la placa fija de nivel cero (Fig. 4).

Aforo Indirecto: Aforo indirecto es la distancia vertical desde el punto de referencia hasta lasuperficie de lquido en el tanque (Fig. 4).

Asiento en los tanques: El asiento en los tanques (acumulaciones), consiste en un material slido osemislido que se ha precipitado en el fondo de un tanque, y el cual no se puede extraer enoperaciones habituales de bombeo. Estas acumulaciones consisten ordinariamente de arena, limo,cera y emulsin agua-petrleo.

Agua de fondo: El agua de fondo es el agua que se encuentra con frecuencia en el fondo de lostanques a un nivel sensible, bien sea por encima o por debajo de las acumulaciones de fondo. Cuandose mantiene cierta cantidad de agua en el fondo de un tanque con el propsito de obtener una lecturams precisa del petrleo, o para evitar que ste se escape por roturas de las lminas del piso, se lellama "colchn de agua" (Fig.5). Un trmino sinnimo de agua de afondo es "Agua y SedimentosLibres".


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Pasta detectora de agua: Es una pasta que cambia de color al contacto del agua. Cubriendo laplomada y una parte de la cinta con ella, y practicando un aforo directo, se obtiene la altura del aguaen el fondo del tanque.

Pasta detectora de gasolina: es una pasta que cambia de color al contacto de la gasolina u otro

destilado transparente del petrleo. Cubriendo una parte de la cinta con ella y bajando esta porcincubierta dentro del producto a medir, se encuentra la medida exacta.

Boca de aforo: apertura a travs de la cual se hacen mediciones. Tiene una tapa con bisagras quedeber ser cerrada excepto durante la operacin de aforar.

Tubo de Medidas: es un tubo perforado que se extiende desde el fondo del tanque, al cual se le soldahasta la boca de aforo dentro de la cual no est pegado. El tubo tendr un dimetro de 4" y serhecho de acero salvo las 4" del extremo superior que ser fabricado de bronce o cobre, o de otromaterial sin chispas. El borde superior del tubo deber ser nivel para que todas las partes del borde seencuentren equidistantes de aquella parte del fondo del tanque a la cual se le solda el tubo. As, el

borde superior se convierte en el punto de referencia del tanque. El propsito del tubo es permitir lamedida del nivel de lquido en el tanque sin la interferencia de espuma o de ondas.

PROCEDIMIENTO

Mtodo de Medicin Directa:

Este mtodo debe usarse para el aforo de tanques de techo flotante y para la medicin de los residuosen los tanques de un buque antes de la carga y despus de la descarga. Este mtodo puede tambinusarse para determinar la altura del agua de fondo en cualquier tipo de tanque o compartimento detanque, siempre y cuando los residuos sean lo suficientemente fluidos para permitir el paso de la

plomada hasta el fondo del tanque o hasta la placa de nivel cero.Baje la cinta y su plomada dentro del lquido, manteniendo siempre en contacto con el borde de laboca de aforo la cara lisa de la cinta (sin graduaciones), hasta que la plomada se encuentre a cortadistancia del fondo. Luego baje lentamente la cinta hasta que la plomada apenas toque el piso. Saquela cinta y lea la cantidad de cinta mojada con aproximacin de 1/8". Asiente esta lectura en la hoja decontrol, usando la lnea "Nivel de Lquido", bajo "1. Medida". Repita la operacin y asiente lalectura en la misma hoja, usando la misma lnea "Nivel de Lquido", pero bajo el encabezamiento "2Medida". Si las dos cifras no resultan iguales, reptase la operacin hasta que dos lecturas coincidanexactamente y ests ltimas deben ser los aforos enviados a la oficina de control en la hojarespectiva. Las medidas que mostraron diferencias se desechan.

Mtodo de medicin indirecta:

Este mtodo se usar para el aforo de tanques con techo fijo y para el aforo de buques despus de lacarga y antes de la descarga. Tambin debe usarse para obtener los niveles de los residuos y agua defondo en los tanques.


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Baje la cinta y su plomada lentamente dentro del tanque manteniendo siempre en contacto con elborde de la boca de aforo o del tubo de medidas, la cara lisa de la cinta (sin graduaciones), hasta quela plomada penetre el lquido. Sostenga la cinta en reposo hasta que la plomada cese de oscilar, luegobaje la cinta muy lentamente deslizndola sobre el punto de referencia hasta que una porcin semoje. Contine bajando la cinta con mucho cuidado hasta que la misma pulgada y fraccin de

pulgada que aparece marcada en la profundidad de referencia, aparezca en la cinta en perfectacoincidencia con el punto de referencia.

Asiente esta lectura de la cinta. Extraiga la cinta y asiente su lectura mojada con aproximacin de1/8". Ambos asientos se hacen en la hoja de control, usando las lneas previstas bajo "1 Medida".

Limpie la cinta y efecte una segunda operacin completa de medida. Para esta operacin baje lacinta como antes hasta que una porcin de ella se moje, pero ahora contine bajando la cintalentamente hasta que la marca de una pulgada entera coincida con el nivel de referencia. Asiente estalectura de la cinta. Extraiga la cinta y asiente su lectura mojada con aproximacin de 1/8". Ambosasientos se hacen en la hoja de control, usando las lneas previstas bajo "2 Medida".

El medidor ahora deber completarlos clculos exigidos en la hoja de control, para asegurarse de queel nivel de lquido es igual en la "1 Medida" y "2 Medida". Si no se obtiene este resultado, debenpracticarse nuevos aforos hasta que el nivel de lquido sea el mismo en ambas medidas, siendo stoslos que deben enviarse a la oficina en la hoja de control. Las medidas que mostraron diferencias sedesechan.

MEDI CIN DE AGUA DE FONDO (AGUA Y SEDIMENTO LI BRES)

Razones para medir el agua de fondo:

1) Para corregir la cantidad de producto medido en el tanque, a fin de compensar el cambiode capacidad del tanque que resulta de la flexin de las lminas del fondo. Esta flexin puedeocurrir cuando el tanque est situado sobre tierra esponjosa. En estos casos debe mantenerseen el tanque una cantidad de agua suficiente para cubrir el fondo y subir algunas pulgadas enlas paredes.2) Para corregir la cantidad de producto medido en el tanque, a fin de compensar el cambiode volumen del agua de fondo como consecuencia de:a) Agua precipitada del crudo o refinado durante los movimientos o entre ellos.b) Escape sin control del agua por las paredes o en el fondo durante los movimientos, o entreellos o la remocin intencional de agua por medios mecnicos o manuales.

Cuando medir el agua de fondo:El agua de fondo debe medirse a diario como un procedimiento de rutina, en todos los movimientosque implican fiscalizacin, venta o compra de crudo y productos refinados cuando:

Se sepa o se sospecha que hay aguas en el fondo del tanque.


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Se mantenga un colchn de agua por las razones enumeradas en el pargrafo 3.3.1, an cuando eluso de la pasta detectora de agua no sea satisfactorio y debe recurrirse al uso.

Bombas[2]

El bombeo puede definirse como la adicin de energa a un fluido para moverse de un punto a otro.Una bomba es un transformador de energa. Recibe la energa mecnica, que puede proceder de unmotor elctrico, trmico, etc., y la convierte en energa que un fluido adquiere en forma de presin,de posicin o de velocidad.

Las bombas pueden clasificarse sobre la base de las aplicaciones a que estn destinadas, losmateriales con que se construyen, o los lquidos que mueven. Otra forma de clasificarlas se basa enel principio por el cual se agrega energa al fluido, el medio por el por el cual se implementa esteprincipio y finalmente delinea la geometra especficas comnmente empleadas. Esta clasificacin serelaciona por lo tanto, con las bombas mismas y no se relaciona con ninguna consideracin externa ala bomba o an con los materiales con que pueden estar construidas.

Tomando en cuenta esta ltima clasificacin, todas las bombas pueden dividirse en dos grandescategoras:

Dinmicas

En las cuales se aade energa continuamente, para incrementar las velocidades de los fluidos dentrode la mquina a valores mayores de los que existen en la descarga, de manera que la subsecuentereduccin de velocidad dentro, o ms all de la bomba produce un incremento de presin. Lasbombas dinmicas pueden, a su vez, subdividirse en otras variedades de bombas centrfugas y deotros efectos especiales.

De Desplazamiento Positivo.

En las cuales se agrega energa peridicamente mediante la aplicacin de fuerza a una o ms piezasmviles para un nmero deseado de volmenes, lo que resulta un incremento de presin hasta elvalor requerido para desplazar el fluido a travs de vlvulas con aberturas en la lnea de descarga.

Clasificacin de las bombas de desplazamiento positivo:

Las bombas de desplazamiento se dividen esencialmente en los tipos reciprocantes y rotativas,dependiendo de la naturaleza del movimiento de los miembros que producen la presin. Cada una de

estas clasificaciones mayores pueden, a su vez, subdividirse en varios tipos especficos deimportancia.

Las bombas de desplazamiento positivo (reciprocantes), por lo general, se clasifican por suscaractersticas:

1. - Extremo de impulsin, es decir, potencia o accin directa.


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2. - Orientacin de la lnea de centros del elemento de bombeo, es decir, horizontal o vertical.

3. - Nmero de carrera de descarga por ciclos de cada biela, es decir, accin sencilla o doble accin.

4. - Configuracin del elemento de bombeo: pistn, mbolo o diafragma.

5. - Nmero de varillas o bielas de mando, es decir, simplex, dplex o mltiplex.

Tipo Reciprocantes

Las bombas reciprocantes son unidades de desplazamiento positivo que descargan una capacidaddefinida de lquido durante el movimiento del pistn o mbolo a travs de la distancia de carrera. Elpistn puede ser accionado mediante vapor, motor de combustin o por un motor elctrico.

La categora del tipo reciprocantes tiene como principio el desplazamiento positivo, el cual consisteen el movimiento de un fluido causado por la disminucin del volumen de la cmara. En el ejemplo,

el mbolo, ha desplazado su volumen del recipiente grande al recipiente chico. El volumen del fluidodesplazado (B) es igual al volumen del mbolo (A). Este volumen desplazado es igual al productodel rea transversal del mbolo por la longitud total sumergida. Por lo tanto, en una mquina dedesplazamiento positivo el elemento que origina el intercambio de energa no tiene necesariamentemovimiento alternativo (mbolo), sino que puede tener movimiento rotatorio (rotor), llamadastambin volumtricas y roto estticas respectivamente.

En una bomba reciprocante, el flujo es estable hasta el final de la carrera del pistn, donde el pistnse detiene y regresa. Por lo tanto, el comportamiento del flujo de descarga es pulsante. Estaspulsaciones pueden ser reducidas mediante cmaras de amortiguacin en la descarga de la bomba yel uso del cilindro de doble accin.

Todas las bombas reciprocantes tienen una parte que maneja el fluido, comnmente llamada elextremo lquido, el cual tiene:

1.- Un slido que se desplaza, llamado mbolo o pistn.

2.- Un recipiente que contiene al lquido, llamado el cilindro.

3.- Una vlvula de succin de retencin que permite el fluido de la tubera de succin hacia elcilindro lquido.

4.- Una vlvula de descarga de retencin que permite el flujo del cilindro hacia la tubera dedescarga.

5.- Empaque para sellar perfectamente la junta entre el mbolo y el cilindro y evitar que el lquido sefugue del cilindro.

La capacidad de la bomba vara con el nmer

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