El método
consiste en bajar una cinta de medida directa con plomada al
interior del tanque, hasta que una parte de la cinta quede en el
seno del líquido, deteniéndose se observa la lectura de
cinta al nivel del 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 líquido en el tanque (Fig.4). Este método
se usa en todos los tipos de tanques, menos en los equipados con
techos flotante. Con excepción de los errores
aritméticos posibles, el método de medición indirecta es de gran
precisión.
Punto de referencia: El punto de referencia consiste en
una marca fijada
situada en la boca de aforo o en un tubo de medida de un tanque
de techo fijo, en la cual se sostiene la cinta mientras se
practica un aforo (Fig.4).
Profundidad de referencia: La profundidad de referencia
es la distancia vertical entre el punto de referencia y las
láminas del fondo, o la placa de nivel cero de un tanque
de techo fijo. Esta cifra debe marcarse al troquel en una placa
fija (o con pintura) al
techo del tanque, cerca de la boca de aforo (Fig.4)
Indicación de la cinta: la indicación de
la cinta, es la cantidad de cinta mojada (bien sea en la cinta o
en la plomada) y está determinada por la marca que deja el
nivel del líquido 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 una entrega de petróleo o refinado.
Aforo de cierre: El aforo de cierre es la medida tomada
en un tanque después de un recibo o una entrega de
petróleo o refinado.
Aforo directo: Aforo directo es la altura del
líquido en el tanque, medida desde la superficie de nivel
hasta 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 la superficie de
líquido en el tanque (Fig. 4).
Asiento en los tanques: El asiento en los tanques
(acumulaciones), consiste en un material sólido o
semisólido que se ha precipitado en el fondo de un tanque,
y el cual no se puede extraer en operaciones
habituales de bombeo. Estas acumulaciones consisten
ordinariamente de arena, limo, cera y emulsión agua-petróleo.
Agua de fondo: El agua de
fondo es el agua que se encuentra con frecuencia en el fondo de
los tanques a un nivel sensible, bien sea por encima o por debajo
de las acumulaciones de fondo. Cuando se mantiene cierta cantidad
de agua en el fondo de un tanque con el propósito de
obtener una lectura más precisa del petróleo, o
para evitar que éste se escape por roturas de las
láminas del piso, se le llama "colchón de agua"
(Fig.5). Un término sinónimo de agua de afondo es
"Agua y Sedimentos Libres".
Pasta detectora de agua: Es una pasta que cambia de
color al contacto
del agua. Cubriendo la plomada y una parte de la cinta con ella,
y practicando un aforo directo, se obtiene la altura del agua en
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 petróleo. Cubriendo una parte de la cinta con ella y
bajando esta porción cubierta dentro del producto a
medir, se encuentra la medida exacta.
Boca de aforo: apertura a través de la cual se
hacen mediciones. Tiene una tapa con bisagras que deberá
ser cerrada excepto durante la operación de
aforar.
Tubo de Medidas: es un tubo perforado que se extiende
desde el fondo del tanque, al cual se le solda hasta la boca de
aforo dentro de la cual no está pegado. El tubo
tendrá un diámetro de 4" y será hecho de
acero salvo las
4" del extremo superior que será fabricado de bronce o
cobre, o de
otro material sin chispas. El borde superior del tubo
deberá ser nivel para que todas las partes del borde se
encuentren equidistantes de aquella parte del fondo del tanque a
la cual se le solda el tubo. Así, el borde superior se
convierte en el punto de referencia del tanque. El
propósito del tubo es permitir la medida del nivel de
líquido en el tanque sin la interferencia de espuma o de
ondas.
PROCEDIMIENTO
Método de Medición Directa:
Este método debe usarse para el aforo de tanques
de techo flotante y para la medición de los residuos en
los tanques de un buque antes de la carga y después de la
descarga. Este método puede también usarse para
determinar la altura del agua de fondo en cualquier tipo de
tanque o compartimento de tanque, 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 líquido,
manteniendo siempre en contacto con el borde de la boca de aforo
la cara lisa de la cinta (sin graduaciones), hasta que la plomada
se encuentre a corta distancia del fondo. Luego baje lentamente
la cinta hasta que la plomada apenas toque el piso. Saque la
cinta y lea la cantidad de cinta mojada con aproximación
de 1/8". Asiente esta lectura en la hoja de control, usando
la línea "Nivel de Líquido", bajo "1ª.
Medida". Repita la operación y asiente la lectura en la
misma hoja, usando la misma línea "Nivel de
Líquido", pero bajo el encabezamiento "2ª Medida". Si
las dos cifras no resultan iguales, repítase la
operación hasta que dos lecturas coincidan exactamente y
estás últimas deben ser los aforos enviados a la
oficina de
control en la hoja respectiva. Las medidas que mostraron
diferencias se desechan.
Método de medición indirecta:
Este método se usará para el aforo de
tanques con techo fijo y para el aforo de buques después
de la carga y antes de la descarga. También debe usarse
para obtener los niveles de los residuos y agua de fondo en los
tanques.
Baje la cinta y su plomada lentamente dentro del tanque
manteniendo siempre en contacto con el borde de la boca de aforo
o del tubo de medidas, la cara lisa de la cinta (sin
graduaciones), hasta que la plomada penetre el líquido.
Sostenga la cinta en reposo hasta que la plomada cese de oscilar,
luego baje la cinta muy lentamente deslizándola sobre el
punto de referencia hasta que una porción se moje.
Continúe bajando la cinta con mucho cuidado hasta que la
misma pulgada y fracción de pulgada que aparece marcada en
la profundidad de referencia, aparezca en la cinta en perfecta
coincidencia con el punto de referencia.
Asiente esta lectura de la cinta. Extraiga la cinta y
asiente su lectura mojada con aproximación de 1/8". Ambos
asientos se hacen en la hoja de control, usando las líneas
previstas bajo "1ª Medida".
Limpie la cinta y efectúe una segunda
operación completa de medida. Para esta operación
baje la cinta como antes hasta que una porción de ella se
moje, pero ahora continúe bajando la cinta lentamente
hasta que la marca de una pulgada entera coincida con el nivel de
referencia. Asiente esta lectura de la cinta. Extraiga la cinta y
asiente su lectura mojada con aproximación de 1/8". Ambos
asientos se hacen en la hoja de control, usando las líneas
previstas bajo "2ª Medida".
El medidor ahora deberá completarlos
cálculos exigidos en la hoja de control, para asegurarse
de que el nivel de líquido es igual en la "1ª Medida"
y "2ª Medida". Si no se obtiene este resultado, deben
practicarse nuevos aforos hasta que el nivel de líquido
sea el mismo en ambas medidas, siendo éstos los que deben
enviarse a la oficina en la hoja de control. Las medidas que
mostraron diferencias se desechan.
MEDICIÓN DE AGUA DE FONDO (AGUA Y SEDIMENTO
LIBRES)
Razones para medir el agua de fondo:
1) Para corregir la cantidad de producto medido
en el tanque, a fin de compensar el cambio de capacidad del
tanque que resulta de la flexión de las láminas
del fondo. Esta flexión puede ocurrir cuando el tanque
está situado sobre tierra esponjosa. En estos casos
debe mantenerse en el tanque una cantidad de agua suficiente
para cubrir el fondo y subir algunas pulgadas en las
paredes.2) Para corregir la cantidad de producto medido
en el tanque, a fin de compensar el cambio de 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 entre ellos o la
remoción intencional de agua por medios
mecánicos o manuales.
Cuando medir el agua de fondo:
El agua de fondo debe medirse a diario como un procedimiento de
rutina, en todos los movimientos que implican
fiscalización, venta o compra de
crudo y productos
refinados cuando:
Se sepa o se sospecha que hay aguas en el
fondo del tanque.
Se mantenga un colchón de agua por
las razones enumeradas en el parágrafo 3.3.1, aún
cuando el uso de la pasta detectora de agua no sea satisfactorio
y debe recurrirse al uso.
Bombas [2]
El bombeo puede definirse como la adición de
energía a un fluido para moverse de un punto a otro. Una
bomba es un transformador de energía. Recibe la
energía mecánica, que puede proceder de un motor
eléctrico, térmico, etc., y la convierte en
energía que un fluido adquiere en forma de presión,
de posición o de velocidad.
Las bombas pueden
clasificarse sobre la base de las aplicaciones a que están
destinadas, los materiales con
que se construyen, o los líquidos que mueven. Otra forma
de clasificarlas se basa en el principio por el cual se agrega
energía al fluido, el medio por el por el cual se
implementa este principio y finalmente delinea la geometría
específicas comúnmente empleadas. Esta
clasificación se relaciona por lo tanto, con las bombas
mismas y no se relaciona con ninguna consideración externa
a la bomba o aún con los materiales con que pueden estar
construidas.
Tomando en cuenta esta última
clasificación, todas las bombas pueden dividirse en dos
grandes categorías:
Dinámicas
En las cuales se añade energía
continuamente, para incrementar las velocidades de los fluidos
dentro de la máquina a valores
mayores de los que existen en la descarga, de manera que la
subsecuente reducción de velocidad dentro, o más
allá de la bomba produce un incremento de presión.
Las bombas dinámicas pueden, a su vez, subdividirse en
otras variedades de bombas centrífugas y de otros efectos
especiales.
De Desplazamiento Positivo.
En las cuales se agrega energía
periódicamente mediante la aplicación de fuerza a una o
más piezas móviles para un número deseado de
volúmenes, lo que resulta un incremento de presión
hasta el valor
requerido para desplazar el fluido a través de válvulas
con aberturas en la línea de descarga.
Clasificación 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 presión. Cada una de estas
clasificaciones mayores pueden, a su vez, subdividirse en varios
tipos específicos de importancia.
Las bombas de desplazamiento positivo (reciprocantes),
por lo general, se clasifican por sus
características:
1. – Extremo de impulsión, es decir, potencia o
acción
directa.
2. – Orientación de la línea de centros
del elemento de bombeo, es decir, horizontal o
vertical.
3. – Número de carrera de descarga por ciclos de
cada biela, es decir, acción sencilla o doble
acción.
4. – Configuración del elemento de bombeo:
pistón, émbolo o diafragma.
5. – Número de varillas o bielas de mando, es
decir, simplex, dúplex o múltiplex.
Tipo Reciprocantes
Las bombas reciprocantes son unidades de desplazamiento
positivo que descargan una capacidad definida de líquido
durante el movimiento del pistón o émbolo a
través de la distancia de carrera. El pistón puede
ser accionado mediante vapor, motor de combustión o por un motor
eléctrico.
La categoría del tipo reciprocantes tiene como
principio el desplazamiento positivo, el cual consiste en el
movimiento de un fluido causado por la disminución del
volumen de la
cámara. En el ejemplo, el émbolo, ha desplazado su
volumen del recipiente grande al recipiente chico. El volumen del
fluido desplazado (B) es igual al volumen del émbolo (A).
Este volumen desplazado es igual al producto del área
transversal del émbolo por la longitud total sumergida.
Por lo tanto, en una máquina de desplazamiento positivo el
elemento que origina el intercambio de energía no tiene
necesariamente movimiento alternativo (émbolo), sino que
puede tener movimiento rotatorio (rotor), llamadas también
volumétricas y roto estáticas
respectivamente.
En una bomba reciprocante, el flujo es estable hasta el
final de la carrera del pistón, donde el pistón se
detiene y regresa. Por lo tanto, el comportamiento
del flujo de descarga es pulsante. Estas pulsaciones pueden ser
reducidas mediante cámaras de amortiguación en la
descarga de la bomba y el uso del cilindro de doble
acción.
Todas las bombas reciprocantes tienen una parte que
maneja el fluido, comúnmente llamada el extremo
líquido, el cual tiene:
1.- Un sólido que se desplaza, llamado
émbolo o pistón.
2.- Un recipiente que contiene al líquido,
llamado el cilindro.
3.- Una válvula de succión de
retención que permite el fluido de la tubería de
succión hacia el cilindro líquido.
4.- Una válvula de descarga de retención
que permite el flujo del cilindro hacia la tubería de
descarga.
5.- Empaque para
sellar perfectamente la junta entre el émbolo y el
cilindro y evitar que el líquido se fugue del
cilindro.
La capacidad de la bomba varía con el
número de émbolos o pistones y pueden clasificarse
en simplex, dúplex, triplex, etc.
La bomba se diseña para una velocidad,
presión, capacidad y potencia específicas. La bomba
puede aplicarse a condiciones de potencia menores que las del
punto específico de diseño,
pero con sacrificio de la condición más
económica de operación.
Tipo Rotatorias de Tornillo.
Las bombas rotativas de tornillo son unidades de
desplazamiento positivo, en el cual el flujo a través de
los elementos de bombeo es verdaderamente axial en lugar de
lanzar el líquido como en una bomba centrífuga este
tipo de bomba lo atrapa, lo empuja contra la caja fija en forma
muy similar a como lo hace el pistón de una bomba
reciprocante, pero a diferencia de esta última, la bomba
rotatoria de tornillo descarga un flujo continuo. Aunque
generalmente se le considera como bombas para líquidos
viscosos, pueden manejar casi cualquier líquido que este
libre de sólidos abrasivos.
Debido a la baja inercia relativa de sus partes en
rotación, las bombas de tornillo son capaces de operar a
mayores velocidades que otras bombas rotatorias o alternativas de
desplazamiento comparable.
Las bombas de tornillo como otras bombas rotatorias de
desplazamiento positivo tienen unas características de
flujo que es esencialmente independiente de la presión.
Estas bombas se clasifican de acuerdo al número de
tornillo que presenten en su diseño o
configuración. Estos pueden ser simples o
múltiples.
Las bombas de tornillos múltiples se encuentran
en una gran variedad de configuraciones y diseños. Todas
emplean un rotor conducido engranado con uno o más rotores
de sellado. El mismo flujo se establece entre las roscas de los
tornillos, y a lo largo del eje de los mismos. Pueden usarse
tornillos con roscas opuestas para eliminar el empuje axial en la
bomba.
En el mercado se
encuentran dos (2) tipos básicos disponibles, la construcción del extremo simple o doble, de
las cuales la última es la más conocida,
véase
Debido a que la bomba de tornillo es un dispositivo de
desplazamiento positivo, entregará una cantidad definida
de líquido por cada revolución
de los rotores.
La capacidad real entregada de cualquier bomba rotatoria
especifica es afectada por:
1.- Variación en la velocidad.
2.- Variación en las viscosidades.
3.- Variación en la presión
diferencial.
Debido a la holgura entre los rotores y su alojamiento,
las bajas velocidades y las altas presiones el deslizamiento
aumenta, lo que resulta en una capacidad reducida para una
velocidad dada. El impacto de estas características puede
variar ampliamente para los diversos tipos de bombas. El
deslizamiento, sin embargo, no se afecta en forma medible por los
cambios en la velocidad, no obstante, se produce en un
pequeño porcentaje de deslizamiento del flujo total a
velocidades altas.
Las bombas de tornillo por sí mismas no originan
presión, simplemente transfieren una cantidad de fluido
del lado de entrada al lado de salida. La presión
desarrollada en el lado de salida es tan sólo el resultado
de la resistencia al
flujo en la línea de descarga. La característica de
la pérdida de un tipo y modelo de
bomba en particular es uno de los factores claves que determinan
la gama aceptable de operación, en general está
bien definido por el fabricante de la bomba.
La viscosidad y la
velocidad están íntimamente ligadas y no es posible
considerar una sin la otra. La velocidad básica que el
fabricante debe considerar es la velocidad axial interna del
líquido pasando a través de los rotores. Esa es una
función
del tipo de bomba, diseño y tamaño. La velocidad de
rotación debe reducirse cuando se manejan líquidos
de alta viscosidad. Las razones no solo están en la
dificultad para llenar los elementos de bombeo, sino
también las pérdidas mecánicas que resultan
de la acción del corte de los rotores en la sustancia que
se maneja. La reducción de estas pérdidas es con
frecuencia más importante que las velocidades
relativamente altas, aunque las últimas pudieran ser
posibles debido a las condiciones de succión.
Las pérdidas internas de potencia son de dos
tipos: mecánicas y viscosas. Las pérdidas
mecánicas incluyen toda la potencia necesaria para vencer
el arrastre de la fricción mecánica de todas las partes en movimiento
dentro de la bomba, incluyendo los rotores, cojinetes, engranes,
sellos mecánicos, etc. Las pérdidas por viscosidad
incluyen toda la pérdida de potencia originada por los
efectos de arrastre del fluido viscoso contra todas las partes
dentro de la bomba, así como de la acción de corte
del mismo fluido. Es probable que la pérdida
mecánica sea el mayor componente cuando se opera a bajas
viscosidades, mientras que las pérdidas por viscosidad son
mayores en condiciones de alta viscosidad.
En general, las pérdidas para un tipo y
tamaño de bomba dada, varían con la viscosidad y la
velocidad de rotación, pueden o no ser afectadas por la
presión, dependiendo del tipo y modelo de bomba bajo
consideración. Estas pérdidas, sin embargo, deben
estar siempre basadas en la máxima viscosidad que debe
manejarse, puesto que serán las más altas en este
punto.
- Bombas de Inyección de química
Tiene la función de prevenir la formación
y /o eliminar la espuma. Este equipo está constituido por
un recipiente que contiene una mezcla de silicón y gasoil,
una bomba con su respectivo contador acoplado al recipiente, la
cual inyecta esa mezcla en un sitio previamente determinado como
el más adecuado para inyectar y contrarrestar
formación de espuma en los tanques de la estación.
El sitio de inyección de la química varía
de una instalación a otra, dependiendo de las
características de los crudos. En algunos casos, la
inyección se hace en el múltiple de producción, en otros, antes o
después de los separadores de producción y en otros
en las tuberías de entrada de los fluidos a los tanques de
almacenamiento
temporal.
La bomba de inyección de substancias
químicas inyecta los reactivos químicos al sistema a una
razón predeterminada que debe ser proporcional a la
producción del pozo. Las pruebas en
frascos indican la cantidad requerida para el tratamiento
adecuado de una determinada cantidad de emulsión de
petróleo crudo, por ejemplo, cien barriles. Una vez que
esta razón entre el compuesto y la emulsión se ha
determinado, es el deber del empleado ajustar la bomba inyectora
para agregar la cantidad necesaria.
La mayoría de los diseños del equipo de
producción especifican la inyección de compuestos
químicos en el cabezal del pozo, o corriente arriba del
separador. Por supuesto, la presión a esos puntos de la
tubería es mas alta que la de la atmósfera.
Por lo tanto, la mayoría de las bombas de
inyección de substancias químicas se fabrican para
superar las presiones que comúnmente se encuentran en las
líneas de flujo de los pozos de
petróleo.
DESCRIPCIÓN DE ÁREA
PETROLERA.
El Área Petrolera OIL-01 posee un área de
270 km2 y se encuentra ubicada en el flanco sur de la cuenca
oriental de Venezuela, al
Suroeste del Área Mayor de Oficina. Dicho bloque comprende
el campo petrolífero OIL-01-A.
El campo que integran el Área Petrolera OIL-01
fue descubierto a inicios de la década de los cuarenta y
en ellos se perforaron un total 93 pozos, 20 de los cuales
resultaron secos y fueron abandonados. Actualmente producen 24
pozos (Diciembre 2004), con una promedio de 1300 BNPD. Un
total de 55 pozos se encuentran inactivos, de los cuales 20 se
han evaluado como candidatos a reactivación.
ESTACIÓN OIL–EF-01
La Estación OIL–EF-01 actualmente maneja la
producción de crudo, agua y gas de los pozos
pertenecientes a las Áreas 1 y 3.
La Estación de OIL–EF-01 cuenta con todos
los equipos necesarios para el tratamiento del crudo.
Equipos
Múltiple de
Producción
El múltiple de entrada de la estación
OIL–EF-01 tiene capacidad para 20 pozos y está
compuesto por tres cabezales de 6" cada uno. Las conexiones de
entrada de los pozos son de 3". Actualmente tiene conectadas las
líneas de flujo de 13 pozos. Las tuberías que
conforman el múltiple se observaron en buenas condiciones
externas, sin presentar fugas. El número de puestos
disponible es suficiente para recibir los pozos nuevos que van a
ser dirigidos a la estación.
Este múltiple manejará únicamente
los pozos de las Áreas 1 y 3 del Campo OIL-01. Del
Área 1, algunos pozos son manejados a través del la
Estación Tubo Múltiple OIL-14, cuyo tubería
de producción general se conecta al cabezal de salida del
múltiple de OIL-01.
Las otras áreas entran directamente al sistema de
tratamiento de crudo de esta estación, por lo cual no son
manejados por el múltiple.
Las tuberías y las válvulas del
múltiple se encuentran en buen estado
físico externo, sin presentar fugas. Los puestos
disponibles para la línea de flujo de nuevos pozos
presentan condiciones adecuadas para una rápida
conexión.
Fig. 5.1. Tubo
Múltiple.
Separadores de Producción
Esta estación tiene dos separadores de
producción verticales con las siguientes
características y datos:
E688: Compañía: BLACK SIVALLS &
BRYSON INC. Serial: 23163. Capacidad: 5,500 BPD de
crudo sucio y 16.5 MPCSD de gas, con una presión de
diseño de 125 Psi. Está en operación y en
buenas condiciones externas.
Otros datos:
Presión de operación: 125 psi @ 100
°F.Presión de la prueba hidrostática: 188
psi.Espesor de capa: ¼"
Diámetro: 48".
Longitud: 12"-0".
La presión de operación ha sido estimada
en 85 Psig. El control de la operación del separador es
local.
E75: Este separador está inactivo y
presenta evidentes signos de
deterioro externo. No tiene placa de identificación que
permita obtener las características de
diseño.
Separador de Prueba
Esta estación tiene un separador de prueba
vertical E74: Compañía: TRUMBLE GAS TRAP.
Serial: 7808. Los datos de diseño se
desconocen.
Fig. 5.2. Separadores.
Calentadores de Crudo
En la Estación EEF11 se encuentran instalados 3
calentadores de crudo con las siguientes
características:
2 Calentadores de 1,5 MMBTU/Hr Marca H2OIL y
National Texaco
1 Calentador de 3 MMBTU/Hr Marca National
Texaco
El calentador de 3 MMBTU/Hr posee dos cajas de
fuego.
Estos equipos trabajan con alimentación del gas
proveniente de la etapa de separación, luego de haber
pasado por un equipo depurador. Una vez que abandona esta etapa
el crudo posee una temperatura de
190 °F aproximadamente.
En esta estación se realizarán en forma
centralizada todas las operaciones de separación agua
crudo del Área OIL-01.
Fig. 5.3. Calentadores.
Tanque de Lavado
En la Estación OIL-01 se encuentra instalado un
tanque de lavado de crudo de 6.700 barriles de capacidad. La
construcción de este tanque es de tipo
apernado.
Fig. 5.4. Tanque de
Lavado.
Tanques de Almacenamiento
En la Estación OIL01 se encuentra instalado 3
tanques de almacenamiento de producción de 5.000 barriles
de capacidad (EOIL-5000, EOIL-5001, EOIL-5003), y un tanque de
almacenamiento de prueba de 1. 500 barriles de capacidad
(EOIL-1500). Dos de estos son de construcción de tipo
apernado y uno de tipo soldado.
Fig. 5.5. Tanques de
Almacenamiento.
Bomba de Transferencia
El sistema de bombeo de crudo de la Estación
OIL-EF-01 consta de una bomba Gardner Denver, con motor de
combustión interna a gas natural
Waukesha. No se conocen datos de diseño de esta bomba. La
presión que reporta un manómetro ubicado a la
descarga de la bomba indica un valor de 200
Psig.
La bomba está ubicada en un galpón
abierto, donde cuenta con instalaciones básicas para su
funcionamiento: tuberías de suministro de gas natural, y
tanques de almacenamiento de agua y aceite.
Fig. 5.6. Bomba de Transferencia
de Petróleo.
Bombas de Inyección de
Química
La estación cuenta con dos equipos de
inyección de química (Fig. 5.7.), una que se
encuentra conectada aguas arriba del separador de
producción, y otra aguas abajo del mismo, los equipos
cuentan con un sistema de inyección por pulsos operados
con gas.
Fig. 5.7. Bombas de
Inyección de Química.
Manejo del Gas:
Parte del gas que es producido junto con el
petróleo y separado del mismo por medio de los equipos
separadores es utilizado como combustible para los equipos
instalados en la estación OIL-EF-01, tales como las bombas
(de pulsación, circulación y transferencia),
válvulas y calentadores. Otra parte del gas es medido y
enviado hacia La Planta Compresora PC-OIL-01, así como
también es utilizado para los motores de los
Balancines y Bombas de Cavidad Progresiva de los pozos de la
zona.
La estación cuenta con equipos de medición
del gas del tipo placa orificio, instalados aguas abajo del
separador de prueba y aguas arriba de la planta
compresora.
Los equipos instalados en la estación que se
alimentan con el gas proveniente de la etapa de separación
cuentan con equipos depuradores de gas. Uno de ellos está
instalado aguas arriba de los calentadores en la línea que
alimenta a estos, y otras aguas arriba de las bombas.
El gas que proviene de los tanques de almacenamiento es
venteado hacia la atmósfera, debido a que es muy poco el
volumen que es emanado en esta etapa.
Cualquier eventualidad que ocurra con cualquiera de los
equipos, es decir, cualquier sobrepresión u
obstrucción en las válvulas de control en los
mismos, estos cuentan con líneas de desvío del gas,
que son dirigidas hacia la fosa, ya que no se cuenta con equipos
quemadores de gas.
Líneas de Manejo de
Gas
Medición de Gas
Depurador de Gas
Manejo del agua
Los volúmenes de agua que se producen y se
separan del crudo durante la etapa de Deshidratación, es
decir, que provienen del tanque de lavado son transferidos hacia
los tanques del sistema de la Planta de Inyección de
Agua Salada (PIAS).
Una vez que el agua sea almacenada en estos tanques
será inyectada en una arena bajo especificaciones
ambientales, ya que actualmente se descarga hacia la fosa de
crudo.
La PIAS contará con una bomba dúplex
alimentada por gas, la cual será adquirida por la empresa a
mediados de Noviembre.
Tanques de Recolección de Agua
Salada
Manejo del Petróleo
El petróleo recolectado y tratado en la
Estación OIL-01, al salir del Tanque de Lavado es dirigido
por gravedad hacia el tanque de Almacenamiento principal, en
donde al haber un volumen de crudo equivalente al 85 % de su
capacidad, éste es circulado hacia los otros tanques de
almacenamiento de modo tal que no sea sobrepasada la capacidad
del tanque principal. Para realizar esto, es utilizada una bomba
de circulación del tipo pistón y el sistema de
líneas de flujo que conectan a todos los
tanques.
Una vez que el crudo con las especificaciones del
porcentaje de Agua y Sedimentos (% AyS) y es fiscalizado por la
transferencia de custodio (PETROUCV-PDVSA), es bombeado hacia la
Estación de Descarga OIL-02 (OED-02) operada por El Estado.
Para ello la estación cuenta con una bomba de
transferencia del tipo dúplex operada a gas.
Líneas de Flujo
Bomba de Circulación de
Petróleo
Pruebas de pozos
La estación cuenta con un sistema de prueba de
pozos conformado por un tubo múltiple de prueba, un
separador y un tanque de tipo apernado, cuya capacidad es de 1500
bbls. Además de esto, la línea posee un medidor de
gas y un registrador de presión mediante el cual se puede
determinar el volumen de gas que produce un pozo.
Sistema Múltiple-Separador de
Prueba
Toma de Muestras
Cuando el crudo sale del tanque de lavado es necesario
realizar las pruebas para la determinación del porcentaje
de Agua y Sedimentos (%AyS) y la Gravedad API,
de modo tal que éste cumpla con las especificaciones
exigidas por El Comprador. Para realizar estas pruebas se cuenta
un punto de toma de muestras ubicado en la línea de
transferencia de petróleo al patio de Tanques de
Almacenamiento desde el Tanque de Lavado.
Toma de Muestras
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Oil Field Emulsions. API Manual. Dallas,
Texas.9. Tesis de la Fundación La
Salle10. Tesis de la UNEXPO
11. Ing. Luis Escobar H. Medición De
Crudo En Tanques. Problemas Y Tratamiento De Espuma.
Pérdidas Por Evaporación. Consultores
Esconpet, S.A.
Autor:
Prof. Ing. Eduardo A.
Aguirre
Caracas, Febrero 2009
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