Guia de operacion de unidades automaticas de fiscalizacion y trasnferencia (lact) oa venta del crudo by Jonathan Barrios

GUIA DE OPERACIÓN DE UNIDADES AUTOMATICAS DE FISCALIZACION Y TRANSFERENCIA (LACT) PARA LA VENTA DEL CRUDO EN LAS CONCESIONES

LUIS CARLOS NUÑEZ PRIETO ALEXANDER QUEVEDO JAIMES

CORPORACION INTERNACIONAL DEL PETROLEO “COINSPETROL” LTDA PROGRAMA TECNICO EN PRODUCCION Y FACILIDADES DE SUPERFICIE PARA LA INDUSTRIA DEL PETROLEO VILLAVICENCIO META 2010 1

GUIA DE OPERACIÓN DE UNIDADES AUTOMATICAS DE FISCALIZACION Y TRANSFERENCIA (LACT) PARA LA VENTA DEL CRUDO EN LAS CONCESIONES

TRABAJO DE GRADO PARA OPTAR AL TITULO DE: TECNICO EN PRODUCCION DE POZOS DE PETROLEROS Y FACILIDADES DE SUPERFICIE

LUIS CARLOS NUÑEZ PRIETO ALEXANDER QUEVEDO JAIMES

CORPORACION INTERNACIONAL DEL PETROLEO “COINSPETROL” LTDA PROGRAMA TECNICO EN PRODUCCION Y FACILIDADES DE SUPERFICIE PARA LA INDUSTRIA DEL PETROLEO VILLAVICENCIO META 2010 2

NOTA DE ACEPTACION

NOTA DE ACEPTACIĂ&#x201C;N:

______________________________________ ______________________________________ ______________________________________ ______________________________________ ______________________________________

__________________________________ Firma del presidente del jurado.

__________________________________ Firma Director del Proyecto.

__________________________________ Firma del jurado.

Villavicencio, mayo de 2010

DEDICATORIA

A todas las personas que hicieron posible que este proyecto funcionara y llegara a su final, gracias a su apoyo incondicional y por brindarnos el respaldo emocional y académico en el transcurso de los 4 semestres cursados. Queremos agradecer especialmente a nuestros padres, quienes fueron los responsables de darnos la vida y de inculcarnos los más altos valores, además de su apoyo incondicional. Una especial dedicatoria al ingeniero Francisco Rodríguez, que aunque no está con nosotros fue un gran profesor y amigo. Que nos brindo sus conocimientos y además nos formo con valores y virtudes de un ingeniero, dejándonos un tesoro invaluable.

AGRADECIMIENTOS

Los autores expresan su agradecimiento a: Al Instituto “COINSPETROL” y en especial a la escuela de producción de pozos petroleros y facilidades de superficie encabezada por el Ingeniero de Petróleos Gustavo Ramírez y su maravilloso equipo de docentes que fueron parte fundamental en la formación académica y personal, inculcando valores que nos permitieron construir bases solidas para afrontar con éxito la vida Profesional. A nuestros compañeros que día a día se convirtieron en una familia demostrando compañerismo, lealtad y trabajo en equipo.

CONTENIDO

TABLA DE IMÁGENES GLOSARIO INTRODUCCION 1. PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA 2. JUSTIFICACION 3. OBJETIVOS 3.1 General 3.2 Específicos 4. ALCANCES Y LIMITACIONES 5. METODOLOGIA 6. MARCO TEORICO 6.1. CAPITULO 1. INTRODUCCION 6.1.1. ¿Qué es una unidad LACT? 6.1.2. Rentabilidad del petróleo 6.1.3. Ventajas de la unidad LACT 6.1.4. Impacto de los errores 6.1.5. Planta de campo 6.1.6. Elementos de la unidad LACT 6.1.7. Evaluación.

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6.2. CAPITULO 2. OPERACIÓN Y COMPONENTES DE LAS UNIDADES LACT 6.2.1. Flujo del petróleo a través de la Unidad LACT. 25 6.2.2. Tanques de almacenamiento. 26 6.2.3. Tablero de control. 26 6.2.4. Bomba. 27 6.2.5. Filtro. 28 6.2.6. Eliminador de Aire. 28 6.2.7. Sonda y Monitor de Sedimentos Básicos y Agua. 29 6.2.8. Válvula de Derivación. 29 6.2.9. Sistema de Muestreo. 30 6.2.10. Dispositivo Medidor. 32 6.2.11. Conexión en circuito para el probador. 33 6.2.12. Válvula de Contrapresión. 33 6.2.13. Evaluación. 34 6.3. CAPITULO 3. DIFERENTES CONFIGURACIONES DE LAS UNIDADES LACT 6.3.1. Bomba de Carga. 35 6.3.2. Filtro-Eliminador de aire 35 6.3.3. Medidor. 36 6.3.3.1. Accesorios del medidor. 37 6

6.3.4. Impresor de boletas 6.3.5. Contador de volumen permitido 6.3.6. Registrador de temperatura 6.3.7. Sistemas de muestreo. 6.3.8. Manómetros. 6.3.9. Sistemas de drenaje. 6.3.10. Aislamiento. 6.3.11. Interruptor de control de temperatura. 6.3.12. Densímetro. 6.3.13. Compensador electrónico de temperatura automático. 6.3.14. Controlador lógico programable. 6.3.15. Evaluación. 6.4. CAPITULO 4. OPERACIÓN NORMAL (INSPECCIONES) 6.4.1. Inspecciones diarias. 6.4.1.1. Bomba de carga 6.4.1.2. Presión de entrega 6.4.1.3. Filtro 6.4.1.4. Eliminador de aire 6.4.1.5. Medidor. 6.4.1.6. Receptáculo de muestras. 6.4.1.7. Conexiones en circuito del calibrador. 6.4.1.8. Sellos. 6.4.1.9. Contenido de sedimentos y agua 6.4.1.10. Lista sugerida de inspecciones diarias.

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6.4.2. Inspecciones semanales. 6.4.2.1. Sistema de seguridad contra fallas 6.4.2.2. Interruptores de los Tanques de Corrida 6.4.2.3. Contador del medidor 6.4.2.4. Contenido de sedimentos y agua 6.4.2.5. Lista sugerida para inspecciones semanales.

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6.4.3. Inspecciones mensuales. 6.4.3.1. Receptáculo de la Muestra: 6.4.3.2. Mirilla de Vidrio del Receptáculo de Muestras 6.4.3.3. Regulador de Volumen del Receptáculo 6.4.3.4. Fugas. 6.4.3.5. Boleta de Corrida 6.4.3.6. Dispositivos de Medición. 6.4.3.7. Lista sugerida para inspecciones mensuales.

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6.4.4. Inspecciones periódicas. 6.4.4.1. Depósitos de Fondo del Tanque. 6.4.4.2. Medidores. 6.4.4.3. Aditamentos de Seguridad

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6.4.5. Operación del tablero de control. 6.4.6. Verificaciones de rutina. 6.4.6.1. Válvula del desaerenador. 6.4.6.2. Vibración 6.4.6.3. Nivel de tanque de almacenamiento 6.4.6.4. Régimen o velocidad normal del flujo 6.4.6.5. Medición de la gravedad 6.4.6.6. Nivel de receptáculo de muestras 6.4.6.7. Monitor de sedimentos básicos y agua (BS&W): 6.4.6.7. Inspecciones. 6.4.6.8. Registros 6.4.7. Evaluación. 6.5. CAPITULO 5. DIAGNOSTICO DE PROBLEMAS 6.5.1. Baja presión 6.5.2. Alta presión. 6.5.3. Ruidos anormales. 6.5.4. Problemas de flujo. 6.5.5. Contador del medidor errático. 6.5.6. Fallas eléctricas. 6.5.7. Tablas de diagnostico de problemas. 6.5.7.1. Presiones Bajas. 6.5.7.2. Altas presiones. 6.5.7.3. Ruidos anormales. 6.5.7.4. Problemas de flujo. 6.5.7.5. Contador del medidor errático. 6.5.7.6. Fallas eléctricas. 6.5.8. Evaluación. 7. CONCLUSIONES 8. BIBLIOGRAFIA

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TABLA DE IMÁGENES

Pág. Figura 1 Figura 2 Figura 3 Figura 4 Figura 5 Figura 6 Figura 7 Figura 8 Figura 9 Figura 10 Figura 11 Figura 12 Figura 13 Figura 14 Figura 15 Figura 16 Figura 17 Figura 18 Figura 19 Figura 20 Figura 21 Figura 22 Figura 23 Figura 24 Figura 25 Figura 26 Figura 27 Figura 28 Figura 29 Figura 30 Figura 31 Figura 32 Figura 33 Figura 34 Figura 35 Figura 36 Figura 37 Figura 38 Figura 39

Cambios en los volúmenes de crudo Planta de campo Unidad LACT Tanques de almacenamiento y Unidad LACT Interruptores de encendido/apagado Tablero de control Bomba centrífuga Filtro Eliminador de Aire Sonda y Monitor de Sedimentos Básicos y Agua Válvula de Derivación Sistema de Muestreo Sondas de Muestreo Receptáculo de Muestras y Bomba de Agitación Medidor Medidor de desplazamiento positivo Conexión en circuito Válvula de contrapresión Bomba de Carga Filtro-Eliminador de aire Medidores dobles Contadores dobles Medidor primario y de verificación Complejo del medidor Impresor de boletas Contador de volumen permitido Sistema de muestreo Receptáculo de muestras Manómetros Sistema de drenaje Diferentes aislamientos Interruptor de control de temperatura Densímetro Inspecciones Inspecciones semanales 1 Inspecciones semanales 2 Inspecciones semanales 3 Inspecciones semanales 4 Inspecciones semanales 5 9

21 22 23 25 26 27 27 28 28 29 30 31 31 32 32 32 33 33 35 36 36 37 37 37 38 38 39 39 40 40 41 41 42 44 44 45 45 46 46

Figura 40 Figura 41 Figura 42 Figura 43 Figura 44 Figura 45 Figura 46 Figura 47 Figura 48 Figura 49 Figura 50 Figura 51 Figura 52 Figura 53 Figura 54 Figura 55 Figura 56 Figura 57 Figura 58 Figura 59 Figura 60 Figura 61 Figura 62 Figura 63 Figura 64 Figura 65 Figura 66 Figura 67 Figura 68 Figura 69 Figura 70 Figura 71 Figura 72

Inspecciones semanales 6 Inspecciones semanales 7 Inspecciones semanales 8, ubicaciones de los sellos Lista sugerida para inspecciones diarias Inspecciones semanales 1 Inspecciones semanales 2 Inspecciones semanales 3 Lista sugerida de inspecciones semanales Lista sugerida para inspecciones mensuales Tablero de control Baja presión Depósitos no atendidos en el fondo del tanque Filtro bloqueado Válvula de contrapresión Baja presión 2 Interruptor descompuesto Válvula de ventilación Altas presiones Medidor de entrega Funcionamiento inadecuado de la válvula de desvío Ruidos anormales Revisión bomba de carga Problemas de flujo Revisión problemas de flujo Contador del medidor Fallas eléctricas Fallas eléctricas 2 Tabla de presiones bajas Tabla de presiones altas Tabla de Ruidos normales Tabla de Problemas de flujo Tabla de Contador medidor errático Tabla de Fallas eléctricas

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GLOSARIO

ATC (siglas en inglés): Compensador Automático de Temperatura ATG (siglas en inglés): Selector Automático de Peso Específico-Temperatura Barril: Medida de volumen del petróleo en Estados Unidos. Un barril equivalente a 42 galones en Estados Unidos Bomba de transferencia: Bomba que transporta el petróleo del tanque de almacenamiento a la unidad LACT. BS&W (siglas en inglés): Sedimentos básicos y agua Filtro: Dispositivo de la unidad LACT que elimina las partículas sólidas del petróleo que fluye a través de la unidad. Conexiones en circuito para el probador: Las conexiones y válvulas de la unidad LACT que facilitan la conexión de un probador de volumen para la verificación de la precisión del medidor de la unidad. Sedimentos básicos: Impurezas tales como arena, arcilla, etc. Actualmente llamados sedimentos en las publicaciones A.P.I. Desaerenador: Dispositivo de la unidad LACT que elimina del petróleo el gas y el aire libre LACT (siglas en inglés): Unidad Automática de Fiscalización y Transferencia de crudo. Medidor de desplazamiento positivo: Mide el volumen del líquido desplazado Monitor de sedimentos básicos y agua: Dispositivo de la unidad LACT que registra las señales de la sonda de los sedimentos básicos y agua para determinar su contenido. Muestreador: Dispositivo de la unidad LACT que colecta y guarda una muestra del líquido que pasa a través de la unidad. Peso específico A.P.I: Peso o gravedad específica del petróleo tal como lo define el American Petroleum Institute. Sonda de sedimentos básicos y agua: Dispositivo integrado a la línea que detecta el contenido de sedimentos básicos y agua que contiene el petróleo. Tablero de control: Centro de operaciones de la unidad LACT que la enciende, controla y apaga. 11

Tanque de almacenamiento: Tanque que contiene el petróleo purificado antes de ser transferido por la unidad LACT. Válvula de contrapresión: Válvula de la unidad LACT que mantiene la presión constante y controla el régimen de flujo. Válvula de derivación: Válvula de tres pasos de la unidad LACT que dirige automáticamente el petróleo no comercial al sistema de tratamiento, o el comercial al medidor para su distribución. Válvula de retención: Está ubicada aguas debajo de la válvula de contrapresión, previene que los líquidos del oleoducto regresen a la unidad LACT. Volumen controlado: El volumen del petróleo que puede ser producido por contrato durante un periodo de tiempo establecido. Eliminador de aire: Permite que le aire o gas libre se desprendan del crudo, este aparato se instala en la parte más alta de la unidad. Aguas abajo: se refiere al sentido del líquido, en este caso indica que se encuentra después de cualquier válvula, conexión o cualquier tipo de equipo. Aguas arriba: se refiere al sentido del líquido, en este caso indica que se encuentra antes de cualquier válvula, conexión o cualquier tipo de equipo. Petróleo comercial: Se refiere al crudo que cumple las mínimas normas de venta establecidas por el estado o por el comprador, estas incluyen entre otras: salinidad, API, temperatura, azufre, sedimentos básicos y agua. Petróleo no comercial: Se refiere al crudo que no cumple las mínimas normas de venta establecidas por el estado o por el comprador, estas incluyen entre otras: salinidad, API, temperatura, azufre, sedimentos básicos y agua. Boleta de corrida: Pequeño papel impreso en donde se indica loas resultados de la venta e incluye cantidad, temperatura y API. Compensador electrónico de temperatura automático: Es un dispositivo computarizado que reemplaza al contador, se instala directamente encima del medidor de desplazamiento positivo. Controlador lógico programable: Esta aparato reemplaza los circuitos de control mecánico, gracias a un pequeño controlador computarizado. Densímetro: Su función es permitir que se tome la lectura de la gravedad a la misma presión con la que se colectaron las muestras. Manómetro: El propósito de estos es ayudar al operador a identificar restricciones en el flujo.

Controlador de volumen permitido: Esta aparato se usa para controlar el volumen total o el tiempo de operación. Depósitos en el tanque: Se refiere a los sedimentos y todo tipo de partículas que se encuentren en el fondo de este, por lo general causan errores en la medición de volúmenes totales y obstrucción de tuberías. Transmisor de baja resolución: activa el sistema de muestreo eléctricamente. Transmisor en Angulo recto: conecta mecánicamente los engranajes del a un transmisor fotoeléctrico portátil para su prueba y calibración. Contador: contador no reprogramable que acumula la producción total de la unidad. Monitor de pulsos del medidor: transmisor eléctrico conectado mecánicamente al contador, el cual envía señales al tablero de control si el medidor no está funcionando, estando la unidad en operación de entrega o venta. Aditamentos de Seguridad: Estos aditamentos protegen al personal y al equipo. Dichos aditamentos tales como válvulas de alivio o interruptores de presión deben tener un programa de prueba e inspección Sonda de muestreo: Es un tubo que se inserta en una sección vertical de la tubería y por el cual fluye una muestra de crudo. Mirilla de vidrio del muestreador: Esta dispositivo se encuentra entre la sonda de muestreo y el receptáculo de la muestra por la cual se puede ver cuando la muestra está siendo transferida al receptáculo.

INTRODUCCION

Actualmente la industria petrolera ha tomado un gran impulso económico en nuestro país y en todo el mundo, gracias al alza del precio en el barril de crudo, lo cual ha conllevado al desarrollo de nuevas exploraciones en nuestro país, trayendo consigo construcciones de nuevos oleoductos y formas de transportar dicho crudo. En estos momentos el barril de crudo está aumentando de precio de una manera considerable, la industria no se puede dar el lujo de cometer errores en las mediciones en campo, en la medición de las ventas y en transporte de crudo, ya que un error mínimo de medición significan miles de dólares perdidos por día. Por esta razón, en el siguiente proyecto se aborda lo referente a un sistema relativamente nuevo en el país. Este sistema es una Unidad Automática de Fiscalización y Transferencia (LACT). Dicho sistema sirve para medir calidad y cantidad de crudo en la parte de transferencia y transporte de una manera exacta, logrando así la reducción de pérdidas económicas debido a causa de errores de medición.

1. PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA

Desde los comienzos de la explotación petrolera en Colombia a principios del siglo XX, la tecnología de almacenamiento y fiscalización de hidrocarburos ha venido avanzando de manera proporcional con las tecnologías que a nivel mundial han sido adoptadas por las diferentes compañías y que finalmente llegan a nuestro país. El principal problema que ha existido desde entonces es lograr desarrollar un sistema confiable y preciso que mida con exactitud el volumen de crudo despachado de las estaciones de bombeo de cada campo de nuestro país. En este sentido, es común encontrar empresas petroleras cuyo objetivo principal sea la incorporación de nuevas tecnologías, especialmente en transporte y fiscalización de crudo. Buscando la incorporación de técnicos versátiles y altamente calificados en este tipo de sistemas Es por esta razón que se plantea fortalecer los conocimientos de los estudiantes y futuros técnicos de COINSPETROL en el área de transporte y fiscalización de crudo, a través de una Guía de operación de Unidades Automáticas de Fiscalización y Transferencia (LACT) para la venta de crudo en las concesiones. Y de esta manera mejorar los conocimientos y desempeños de los Técnicos egresados de esta institución.

2. JUSTIFICACION

En la industria petrolera mundial y nacional, nuestro desarrollo en el campo laboral depende de nuestras capacidades como técnicos para, entre muchas operaciones, ahorrar dinero para la compañía en la que se labore, realizando todas las operaciones necesarias para un trabajo eficiente y en el menor tiempo, siendo este último un factor esencial en la industria. El tiempo, los reportes de despacho y de medición exactos, la limpieza y primordialmente, la capacidad académica que posea el técnico le garantiza el buen desempeño de sus funciones en la compañía. Por esta razón, se hace necesaria la implementación de un método de capacitación de dichas actividades, mediante una Guía de operación de Unidades Automáticas de Fiscalización y Transferencia (LACT) para la venta de crudo en las concesiones. Y de esta manera brindar ventajas a los futuros técnicos frente a los nuevos retos tecnológicos y de conocimientos que plantea la industria día tras día en el ahorro y la producción eficiente de petróleo.

3. OBJETIVOS

3.1. Objetivo general

Elaborar una Guía de operaciones de Unidades Automáticas de Fiscalización y Transferencia para la venta del crudo en las concesiones, que sirva como base de texto de consulta para los estudiantes del programa técnico en producción y facilidades de superficie.

a. Objetivos específicos

 Dar a conocer mediante la guía la importancia de este sistema de fiscalización a los estudiantes de COINSPETROL, brindando una ventaja frente a los demás técnicos de la industria.

 Mostrar de manera concisa y clara mediante la guía, las operaciones, mantenimiento y ventajas que ofrece este sistema de fiscalización en la producción eficiente de petróleo.  Identificar y explicar los componentes de la unidad LACT  Seguir el flujo de crudo a través de la unidad LACT, las respectivas inspecciones y posibles problemas que afecten el funcionamiento de ella.

4. ALCANCES Y LIMITACIONES

Alcances  El principal alcance de este proyecto es facilitar información a los estudiantes y egresados de la técnica de producción de pozos y facilidades de superficie para el sector petrolero de COINSPETROL, debido a que aun es un tema de bajo desarrollo en nuestro país, su comprensión representa una ventaja competitiva en el campo laboral.  En lo social el proyecto busca el bienestar y desarrollo de las personas directamente relacionadas con la actividad de la industria petrolera.  En lo económico busca beneficiar ampliamente a la compañía que adopte este sistema, ya que ahorra costos de producción.  En lo ambiental le da importancia a los recursos naturales afectados por las actividades de la compañía, ya que la adopción de este sistema reduce el gran medida derrames de crudo.

Limitaciones  La gran limitación es no contar con el conocimiento práctico debido a la dificultad para acceder al campo de Cupiagua, siendo este el único que tiene implementado este sistema de fiscalización y transferencia en el país. Cabe resaltar que esta dificultad se encuentra relacionada por la gran distancia de ubicación del campo petrolero.

5. METODOLOGIA

Debido al bajo desarrollo que tiene este sistema de fiscalización y transferencia en la industria petrolera de nuestro país se presentan dificultades para recolectar la información que permite el desarrollo de los objetivos propuestos; por esta razón es necesario mencionar la importancia que tiene la recolección de fuentes secundarias, como son los textos, revistas, artículos, libros especializados y manuales de operación del sistema, medios electrónicos como páginas de internet. Toda la información recolectada será recopilada, analizada y organizada con la ayuda del tutor del proyecto y docentes de la forma más adecuada para brindar conocimientos básicos y de esta forma establecer un proceso metodológico claro, eficaz y de fácil entendimiento sobre este sistema “LACT” a los estudiantes del instituto COINSPETROL, por medio de la Guía la cual estará enfocada a las operaciones, mantenimiento y ventajas que ofrece este tipo de unidades de fiscalización y transferencia.

6. MARCO TEORICO

6.1 CAPITULO 1. INTRODUCCION 6.1.1. ¿Qué es una unidad LACT? Frecuentemente, las unidades LACT han sido descritas como las cajas registradoras de la industria petrolera. Esta mide y obtiene datos sobre la cantidad y calidad del petróleo, del condensado, o del gas líquido natural. Puesto que los datos de la cantidad y la calidad determinan el costo que pagará el comprador al vendedor, es una caja registradora de la transferencia de fluidos. Una unidad LACT transporta el petróleo purificado del tanque de almacenamiento, detecta directamente el exceso de sedimentos básicos y agua y la gravedad, mide el volumen y lo ajusta por temperatura, y transfiere el petróleo, todo esto automáticamente El aforo preciso del petróleo asegura a las compañías que los ingresos sean correctos. Las mediciones pueden ser hechas ya sea por la medición y prueba de un tanque de ventas, o mediante la Unida LACT. La unidad LACT sirve para el aforo y transferencia automatizada de petróleo, condensados y gas natural. La unidad mide la cantidad y la calidad del producto transferido del vendedor al comprador. El comprador puede recibir el producto por tuberías, camiones cisterna, barcaza o barco. Los compradores solo pagaran productos con pequeñas cantidades de impurezas. Las impurezas pueden ser agua y sedimentos básicos como arena y arcilla, etc. el termino común para estas impurezas ha sido sedimentos básicos y agua (BS&W siglas en ingles). Actualmente las normas de la A.P.I se refiere a dichos dispositivos como sedimentos de agua (S&W, siglas en ingles). Puesto que el termino, sedimentos básicos y agua/BS&W), siglas en ingles) es el más usual, este será el que se utilizara en esta guía.

6.1.2. Rentabilidad del petróleo La rentabilidad se basa en el volumen y la gravedad del petróleo. El volumen se calcula usando un barril de 42 galones como la medida estándar de volumen en el sistema inglés, o el metro cubico el sistema internacional SI (42galones, aproximadamente 0.16 m3). Sin embargo, como el petróleo se expande y contrae con los cambios de temperatura, todos los volúmenes se convierten a 60ºF 20

(15.5ºC o 289ºK). El volumen neto del petróleo es el volumen total transferido menos el volumen de Sedimentos Básicos y Agua

Fig. 1 Cambios en los volúmenes de crudo

El otro factor de la determinación de la rentabilidad del petróleo es su gravedad. El llamado peso específico (llamado por el API) es la densidad del petróleo, el cual se expresa en grados, de tal modo que un petróleo de 40ºAPI es el más liviano que uno de 20º API. Puesto que la gravedad del petróleo se ve afectada por la temperatura, todos los cálculos de la gravedad se convierten a 60ºF. Los valores de la gravedad normal afectan la rentabilidad, ya que los petróleos livianos (de peso específico API altos) representan mejores precios.

6.1.3. Ventajas de la Unidad LACT.

 Mejora el aforo al eliminar los errores por la medición y prueba  Incrementa la rentabilidad ya que cuanto menos tiempo permanece en el tanque de almacenamiento mayor es el volumen, y el peso específico API es más alto.  Disminuye los costos debido a un número menor de tanques.  Reduce el papeleo al operario de la bomba y personal de la oficina  Reduce los riesgos de algún derrame de petróleo  Incrementa la automatización al operar 24 horas diarias.

6.1.4. Impacto de los errores Una unidad LACT mide la cantidad del líquido mediante un medidor de volumen y colectando muestras representativas. Cada mes, o con más frecuencia, se utilizan las muestras combinadas para determinar el contenido de sedimentos y agua (S&W, siglas en ingles), también llamado sedimentos básicos y agua (BS&W; siglas en ingles). El volumen neto de los fluidos transferidos se calcula sustrayendo el volumen de sedimentos y agua del volumen bruto. 21

Supóngase que su unidad LACT transfiere 10,000 barriles de fluido diarios a un precio de $18.00 dólares por barril (o el mismo valor en cualquier otra moneda). Si el volumen de sedimentos y agua se exagera un 0.04% del volumen total, su unidad estaría perdiendo utilidades a razón de $720.00 por día, o sea, $262,800.00 por año. La calidad del líquido, dado por la gravedad API, también se determina de las muestras combinadas. Supóngase que la lectura de la gravedad tiene un error de 0.5º. El impacto de este error, en el ejemplo anterior, es de $863.00 diarios, o $315,000.00 por año. Si ambos errores continuaran por un año, ¡la unidad de nuestro ejemplo perdería aproximadamente $580,000.00.

6.1.5. Planta de campo.

Fig. 2 Planta de campo

6.1.6. Elementos de la Unidad LACT

Fig. 3 Unidad LACT

6.1.7. Evaluación.

 Describa los componentes principales de la unidad LACT

 ¿Cuales son las principales ventajas que ofrece la unidad LACT?

 ¿Cuál es la relación volumen de crudo vs temperatura?

 Describa la principal función de la unidad LACT

 ¿Qué consecuencias resultarían de un error en la medición de volúmenes de crudo?

6.2. CAPITULO 2. OPERACIÓN Y COMPONENTES DE LAS UNIDADES LACT

6.2.1. Flujo del petróleo a través de la Unidad LACT. Una Unida LACT transfiere automáticamente el petróleo del tanque de almacenamiento al comprador. También prueba el contenido de sedimentos básicos y agua del petróleo. Cuando dicho contenido es menor de lo programado en el medidor, el petróleo es muestreado, aforado y transferido al comprador. Fig. 4 Tanques de almacenamiento y Unidad La bomba dirigida desde el tablero LACT de control, transporta el petróleo del tanque de almacenamiento hacia la unidad LACT. Un filtro elimina los restos sólidos. Después el desaereador extrae el aire y el gas y los ventila hacia un área segura. La sonda de los sedimentos básicos y agua detecta el contenido de sedimentos básicos y agua y transmite la información al monitor. Este monitor controla la dirección del flujo del petróleo, determinando la posición de la válvula de derivación. El petróleo con un contenido de sedimentos básico y agua más bajo que el programado en el monitor es dirigido al medidor. Si el contenido de sedimentos básicos y agua es más alto que el programado por el monitor, el petróleo se recicla al sistema de tratamiento.

Cuando el contenido de sedimentos básicos y agua es aceptable en proporción al volumen, automáticamente se toman muestras el flujo de petróleo. Se toman con base en el volumen o intervalos de tiempo determinados. Posteriormente son mezcladas en el receptáculo para muestras compuestas. Después se toman muestra única para ser analizadas, vaciándose el resto del contenido del receptáculo al flujo del petróleo nuevamente. El petróleo con un contenido de sedimentos básicos y agua menor que el programado es aforado por el medidor. Del medidor, el petróleo pasa a través de las conexiones del probador y la válvula de contrapresión. Posteriormente pasa al oleoducto o al tanque comprador.

6.2.2. Tanques de almacenamiento. Uno o más tanques que almacenan el petróleo purificado hasta que es transferido a una Unidad LACT. A los tanques de almacenamiento se les llama concesión, de compensación, de venta y distribución o de unidades LACT. El petróleo purificado es almacenado en un tanque. Una planta de campo tendrá uno o más tanques de almacenamiento. Su número y tamaño dependerá de la producción y si la distribución se hace a un oleoducto o a un buque cisterna.

Fig. 5 Interruptores de encendido/apagado

El tanque de almacenamiento está equipado con controles de nivel. Algunos tanques pueden tener dos controles de nivel y otros pueden tener tres. Ambas combinaciones de controles tienen un interruptor de nivel alto. El interruptor de nivel alto evita que el tanque se desborde, suspendiendo la operación. Cuando se utilizan dos controles, el otro interruptor sirve como arrancador de la unidad LACT e interruptor de nivel bajo. Esta combinación de controles enciende y apaga la unidad. Cuando hay tres controles, uno de los interruptores enciende la unidad y el otro, el inferior, la apaga. Estos interruptores se controlan ya sea con un flotador o por la presión hidráulica del tanque.

6.2.3 Tablero de control. El centro de operaciones de la unida LACT es el tablero de control. Inicial el flujo del petróleo después de recibir la señal del sensor del tanque de almacenamiento. El tablero de control también suspende el flujo cuando: el tanque de almacenamiento alcanza un nivel bajo predeterminado, cuando ocurre una falla en el medidor; cuando se alcanza el volumen preestablecido por contrato; o cuando ocurren fallas en la unidad.

Fig. 6 Tablero de control

En algunas unidades el tablero de control tiene otras funciones. Estas incluyen: programación de entrega de 24 horas; reinicio automático de la unidad después de una falla en el medidor, reinicio automático después de un fallo eléctrico; recirculación automática de los sedimentos del tanque; apagado automático después de un volumen determinado; o activación de luces o alarmas cuando ocurren fallos en la unidad o se determina un alto contenido de deposititos básicos y de agua.

6.2.4. Bomba. La bomba de carga succiona el líquido de los tanques de almacenamiento y mantiene la unidad bajo una presión constante. En la mayoría de las unidades, la bomba es centrífuga. Sin embargo, en el caso del petróleo pesado, se utilizan bombas de álabe u otro tipo de desplazamiento rotatorio. Normalmente la presión hidráulica del tanque de almacenamiento no es suficiente para mover el petróleo a una presión constante a través de la unidad. Es necesaria una presión constante para lograr un muestreo correcto y un aforo exacto constante. Las bombas pueden ser centrifugas o de desplazamiento positivo.

Fig. 7 Bomba centrífuga

Las bombas centrifugas son más comunes. Vibran menos y logran un flujo más uniforme para la prueba del medidor. Las de desplazamiento positivo son de tipo rotativo, como por ejemplo la de engranajes, la de lóbulos, etc. La operación de la bomba se dirige desde el tablero de control. Las señales de los interruptores del tanque de almacenamiento encienden o apagan la bomba. Sin embargo, algunas bombas pueden ser encendidas automáticamente a la misma hora todos los días, y apagadas después de cierto tiempo o volumen; otras bombas se operan manualmente.

6.2.5. Filtro.

Este aparato, generalmente ubicado cerca del tanque de almacenamiento, elimina las partículas grandes de deshechos que pudiera contener el tanque de almacenamiento. O también se puede instalar aguas debajo de la bomba de carga. Tanto las partículas solidas como el aire o el gas en el petróleo pueden causar muestreos y aforos inexactos. El filtro elimina partículas tales como costras de la tubería, esquirlas de soldadura, arena, piedrecillas, etc. cuando se utiliza una bomba centrifuga, el filtro se coloca aguas abajo de la bomba. En el caso de la bomba de desplazamiento positivo, el filtro se coloca de la bomba.

Fig. 8 Filtro

6.2.6. Eliminador de Aire.

El eliminador de aire extrae el gas o el aire del petróleo. El gas libre o el aire pueden causar cavitación en la bomba; hacen que el medidor patine, o que se tome una muestra no representativa. En el desaereador se acumula el petróleo, lo cual permite que el gas y el aire se separen. Por lo general, después de que se ha acumulado demasiado gas o aire en el eliminador de aire, una válvula con flotador permite que escapen. 28

Fig. 9 Eliminador de Aire

6.2.7. Sonda y Monitor de Sedimentos Básicos y Agua. La función de la sonda y monitor de sedimentos básicos y agua es detectar el contenido de sedimentos básicos y agua del petróleo. Si dicho contenido excede el programado en el medidor, entonces el monitor interrumpe la entrega y automáticamente dirige el flujo del petróleo a la planta purificadora. La sonda es un sensor integrado a la línea sobre una sección de tubería vertical, aguas abajo del filtro y desaerenador. Se coloca sobre una sección vertical para prevenir la estratificación de los fluidos y la acumulación de sólidos en la sonda. Ambas pueden ocasionar lecturas equivocadas.

Fig. 10 Sonda y Monitor de Sedimentos Básicos y Agua

Un determinado porcentaje por encima de la calibración (generalmente un 1%) causa que el monitor desvié el líquido a la planta de tratamiento; los porcentajes por debajo de la calibración causan que el monitor pase el líquido hacia el medidor. Para asegurar un mezclado completo del líquido, se coloca un mezclador estático arriba de la sonda.

6.2.8. Válvula de Derivación. Esta es una válvula de tres pasos y dos posiciones controlada por Monitor de Sedimentos y Agua. La válvula de derivación dirige el flujo basándose en las señales del monitor de sedimentos básicos y agua. Esta válvula regresa el flujo del sistema de tratamiento, enviándolo a un tanque de almacenamiento para reprocesarlo, o bien lo dirige al medidor. Cuando el contenido de sedimentos básicos y agua excede el nivel programado en el monitor, el petróleo es desviado al sistema de tratamiento. Esta operación, sin embargo, se programa con un retraso de 30 segundos para que una pequeña cantidad de sedimentos básicos y 29

agua no active la válvula. Cuando el contenido de sedimentos básicos y agua vuelve a estar por debajo de lo programado en el monitor, la válvula cambia automáticamente el flujo hacia el medidor para su distribución.

Fig. 11 Válvula de Derivación

Las válvulas de derivación pueden ser operadas eléctricamente o neumáticamente (aire). En cualquiera de los casos, estas válvulas a prueba de fallo desvían el flujo al sistema o planta de tratamiento cuando haya una falta de aire o de aire.

6.2.9. Sistema de Muestreo. En este sistema se incluye la sonda de muestreo, el regulador del Volumen de la muestra, el receptáculo de muestras (cubeta), y la bomba de circulación. La sonda de muestreo, metida hasta el segundo de tercio de la corriente del líquido, con la punta dirigida contra el flujo, obtiene una muestra conforme lo dicta el regulador de volumen. Para asegurar el mezclado del líquido, se coloca un mezclador estático aguas arriba de la sonda de muestreo. La cantidad de muestra tomada se determina mediante el regulador del volumen de muestras. La frecuencia del muestreó se controla mediante los impulsos del medidor de entrega y el circuito lógico. Generalmente se obtienen varios centímetros cúbicos por cada barril transferido. Todas las muestras obtenidas se van acumulando en el receptáculo. Antes de obtener líquido del receptáculo, se mezcla usando la bomba de circulación. Del líquido proporcionado por la muestra se determina lo siguiente:  Tipo de crudo o condensado  Peso especifico API  Contenido de sedimentos básicos y agua El muestreador consta de una sonda, de un artefacto de control de muestras, y de un receptáculo de muestras compuestas con agitador. 30

Las válvulas de control de muestras operan ya sea mediante bobinas o motor. La válvula de bobina toma una muestra por cada unidad de volumen. Las válvulas de motor actúan basándose en periodos de tiempo, tomando normalmente una o dos muestras por minuto.

Fig. 12 Sistema de Muestreo

La sonda de muestreo es un tubo que se inserta en una sección vertical de la tubería, y por lo general se coloca aguas debajo de la de sedimentos básicos y agua. Una sonda típica tiene su extremo biselado y penetra hasta el centro del flujo, en donde el líquido es dirigido hacia el bisel. Otras sondas pueden obtener sus muestras mediante una deferencia de presión o una pequeña bomba.

Fig. 13 Sondas de Muestreo

Conforme se toman las muestras, entran al receptáculo de muestras compuestas. Es un recipiente a presión de fondo inclinado. Las muestras se obtienen con una 31

periodicidad basada en los requisitos del contrato, que típicamente son dos veces por mes. Antes de que se tome la muestra, se agita el receptáculo utilizando una bomba pequeña. El mezclado asegura que la muestra obtenida sea representativa. Se toma para determinar el contenido de sedimentos básicos y agua y el peso específico del producto. Una vez obtenida la muestra, el resto del contenido del receptáculo se reintegra a la unidad LACT.

Fig. 14 Receptáculo de Muestras y Bomba de Agitación

6.2.10. Dispositivo Medidor. El medidor es el dispositivo más importante de toda la unidad LACT. Generalmente se usa un medidor de desplazamiento positivo (PD, siglas en inglés) para medir el petróleo. Este aparato, generalmente de desplazamiento positivo, afora el volumen de líquidos en movimiento. Una cámara de aforo interna divide el líquido en volúmenes conocidos. Mediante una serie de engranajes, dichos volúmenes se registran en el medidor. Sin embargo, algunas unidades usan medidores de turbina. Cualquiera sea el medidor utilizado, éste medirá el volumen del líquido entregado.

Fig. 16 Medidor de desplazamiento positivo

Fig. 15 Medidor

La mayoría de medidores de desplazamiento positivo, están equipados, ya sea con un compensador de temperatura automático (ATC, siglas en inglés), o una unidad de selección de peso específico-temperatura automática (ATG, siglas en inglés). Estos compensadores de temperatura corrigen el volumen bruto medido al volumen neto a 60 ºF (15.5 ºC o 289 ºK). La unidad de selección de gravedadtemperatura también tiene un ajuste para la gravedad.

6.2.11. Conexión en circuito para el probador. Para mantener la precisión del medidor de la unidad LACT, se le prueba con regularidad. La conexión en circuito para el probador consta de dos conexiones, una válvula de bloqueo y purga, y dos válvulas de bloqueo. Dichas conexiones proveen fácil acceso para la prueba del medidor. Fig. 17 Conexión en circuito

6.2.12. Válvula de Contrapresión. El último elemento a través del cual pasa el petróleo en una unidad LACT es una válvula de contrapresión constante en la tubería y en el medidor. Esta válvula controla el régimen de flujo a través de la unidad, excepto cuando se usan bombas de desplazamiento positivo.

Fig. 18 Válvula de contrapresión

6.2.13. Evaluación.  Describa el funcionamiento de la sonda de muestreo de la unidad LACT

 ¿Qué función cumple el medidor en el funcionamiento de la unidad LACT?

 Describa el funcionamiento del tablero de control

 ¿Qué tipo de bomba utiliza la unidad LACT?

 ¿Cuál es la principal función del eliminador de aire en la unidad LACT? 34

6.3 CAPITULO 3. DIFERENTES CONFIGURACIONES DE LAS UNIDADES LACT

Las unidades LACT tienen diversas variaciones estructurales, aunque el funcionamiento de los elementos es el mismo. Algunas unidades son similares a la moneda en patín de la fotografía. Otras unidades tienen los elementos colocados en línea y sobre un patín, Mientras que otras, como las de costa afuera tendrán los elementos distribuidos según lo permita el espacio. Algunas variaciones pueden deberse a que se compraron o construyeron bajo ciertas especificaciones. Otras variaciones pueden ser el resultado de cambios hechos al equipo original con intención de mejorar la precisión o ayudar en el mantenimiento de la concesión. Algunas de las variaciones comunes, y su funcionamiento, incluyen:

6.3.1. Bomba de Carga. El flujo constante a través del medidor es la clave de un aforo preciso del volumen. La bomba de desplazamiento positivo sin pistón. La bomba más común es la centrifuga. Las bombas de desplazamiento rotatorio son cada vez más comunes ya que pueden mantener un flujo constante independientemente de las fluctuaciones de la presión. Las bombas de pistón nunca se utilizan debido las pulsaciones provocadas por el movimiento del pistón.

Fig. 19 Bomba de Carga

6.3.2. Filtro-Eliminador de aire 35

Las determinaciones de la cantidad de líquido y su calidad se ven afectadas por el aire, el gas, o las partículas contenidas en la corriente. El aire o el gas pueden provocar que se tomen muestras que no sean representativas, o que patine el medidor, dando lecturas incorrectas. Los sólidos pueden dañar la sonda de muestreo con lo que podrían perderse muestras, o bien pueden dañar los álabes del medidor con lo que el líquido podría no aforarse correctamente.

Fig. 20 Filtro-Eliminador de aire

En algunas unidades LACT el filtro y el eliminador del aire están separados. Sin embargo, lo más común es que estén combinados en un solo aparato. El eliminador se encuentra en la parte alta y el filtro en la parte baja de dicho aparato.

6.3.3. Medidor. El volumen líquido del litro es aforado por el medidor. Cuando el medidor no funciona, la unidad no contabiliza los barriles vendidos ni genera utilidades. La mayoría de los medidores tienen algún artefacto de respaldo en caso de que falle el medidor de entrega. Algunas unidades LACT han sido provistas de medidores dobles. Uno de ellos se designa como de ventas o medidor primario. Este tiene un compensador de temperatura automático (ATC, siglas en ingles). Este compensador convierte automáticamente el volumen del líquido aforado a 60ºF (15.ºC). Los barriles netos que se leen en el contador ya están corregidos por temperatura.

Fig. 21 Medidores dobles

Algunas unidades tendrán, en vez de dos medidores, contadores dobles solamente. En este caso un contador representa el de venta, o medidor primario, y el otro un medidor de verificación, siendo ambos activados por la misma cámara de aforo. El contador de venta también tiene un compensador de temperatura automático (ATC, siglas en ingles).

El medidor secundario o de verificación (o contador) puede tener un compensador de temperatura, pero por lo general no la tiene. El no tener compensador simplifica el engranaje del medidor (o contador) ya que entonces la transmisión entre la cámara de aforo y el contador es directa. En este caso, debe instalarse a la unidad un dispositivo de premeditación de temperatura electrónico, o un registrador de temperatura. Se toma la temperatura del líquido de cada barril y luego se promedia. Los volúmenes corregidos por temperatura se determinan ajustando el volumen bruto del medidor de verificación, utilizando esta temperatura promedio.

6.3.3.1. Accesorios del medidor: El complejo colocado arriba de la cámara de aforo puede tener varios accesorios. Se incluyen los siguientes:  Compensador de temperatura automático (ATC, sigla en inglés): corrige mecánicamente el conteo del medidor a una temperatura de 60ºF (15.5ºC).

Fig. 22 Contadores dobles

Fig. 23 Medidor primario y de verificación

 Transmisor de eléctricamente.

baja

resolución:

activa

sistema

muestreo

 Transmisor en Angulo recto: conecta mecánicamente los engranajes del a un transmisor fotoeléctrico portátil para su Fig. 24 Complejo del prueba y calibración. medidor

 Contador: contador no reprogramable que acumula la producción total de la unidad.  Monitor de pulsos del medidor: transmisor eléctrico conectado mecánicamente al contador, el cual envía señales al tablero de control si el medidor no está funcionando, estando la unidad en operación de entrega o venta.

6.3.4. Impresor de boletas Algunos medidores tienen impresores de boletas. El impresor, montado en la parte alta del contador, provee una copia impresa, por ejemplo, una boleta de corrida del volumen total pasado por la unidad. Con la copia impresa y el análisis de las muestras se determina el total de las utilidades.

Fig. 25 Impresor de boletas

6.3.5. Contador de volumen permitido. En algunas unidades, este aparato se usa para controlar el volumen total, o el tiempo de operación. Un tipo de contador de volumen permitido se basa en el número de barriles despachados desde la última reprogramación. Una vez que se alcanza el volumen predeterminado, la unidad se apaga hasta el siguiente periodo. Otro tipo de contador permite que la unidad corra durante ciertas horas del día con el objeto de balancear la carga del oleoducto y mantener la precisión de la línea. Algunos contadores combinan el control del tiempo con el control de volumen total para alcanzar el volumen permitido.

6.3.6. Registrador de temperatura. 38

Fig. 26 Contador de volumen permitido

Los medidores de unidades que no tengan compensador de temperatura automático (ATC), deberán tener otro dispositivo para medir la temperatura del líquido. En algunas unidades es un registrador gráfico del que se determina la temperatura promedio. Otras unidades tienen dispositivos de promediación de temperatura electrónicos. Este dispositivo mide la temperatura promedio actualizada de todo producto despachado. 6.3.7. Sistemas de muestreo. Este sistema controla la colección de una muestra representativa de cada barril de líquido que pasa a través del medidor. El que el sistema de muestreo falle puede significar pérdida de unidades ya que la gravedad API y el contenido de sedimentos y agua (S&W) no pueden ser determinados con precisión. El regulador del volumen de la muestra determina la cantidad de cada muestra inyectada al receptáculo. Estos aparatos pueden ser de solenoide o de diafragma, habiendo otros que utilizan reguladores de pistón.

Fig. 27 Sistema de muestreo

El receptáculo de muestras protege las muestras recogidas hasta que se efectué el análisis mensual. Para que se conserven las características de la muestra, el receptáculo es de sellado positivo, y de rápida apertura, con capacidad para mantener una presión de 15 libras por pulgada cuadrada sobre la atmosférica (104 KPa).

Fig. 28 Receptáculo de muestras

El sistema de muestreo tiene una bomba para mezclar el contenido del receptáculo antes del muestreo mensual. Aunque la muestra que se inyecta al receptáculo de cada barril es pequeña, las muestras se estratifican con el tiempo. Antes de que se tomen las muestras para la determinación de la gravedad y del contenido de sedimentos y agua, se debe mezclar el contenido del receptáculo. La bomba debe tener la capacidad para voltear el volumen completo del receptáculo una vez por minuto, o sea, un receptáculo de 5 galones necesitara una bomba con capacidad de 5 galones por minuto. Ocasionalmente, se inserta, en la línea de la altura donde se obtiene la muestra, un mezclador estático que ayuda en el proceso de mezclado. Este aparato crea una turbulencia que asegura el mezclado integral del líquido.

6.3.8. Manómetros. Las unidades más recientes tienen manómetros en todos los puntos donde pueden ocurrir decrementos de presión con frecuencia, a manómetros adicionales. El propósito de estos manómetros es ayudar al operador a identificar restricciones en el flujo. Los manómetros están ubicados a ambos lados de la bomba de carga, del filtro, del eliminador de aire, del sistema de muestreo, del medidor, de las conexiones de calibrador, de la válvula de contrapresión, y de la válvula de retención. El receptáculo de muestras también tiene un manómetro.

Fig. 29 Manómetros

6.3.9. Sistemas de drenaje. Las unidades cuentan con varios puntos de drenaje, que si no se les mantiene, pueden crear problemas ambientales. Una manera de enfrentar el problema es con un resumidero común al que confluyen todos los drenajes de la unidad. Estos drenajes son:  Drenaje del medidor  Línea de ventilación del eliminador de aire  Drenaje del receptáculo de muestras  Línea del muestreo manual  Conexiones del calibrador 40

 Línea de purga de la válvula de bloqueo de las conexiones del calibrador  Línea de purga de la parte superior de la caja del medidor Fig. 30 Sistema de drenaje Cualquier otro punto de fuga potencial también se dirige al resumidero. Todos los recipientes o receptáculos llenados durante el calibrado mensual se deben vaciar dentro del resumidero. Si no existe un resumidero común como parte de la unidad, entonces se necesitan vasijas o recipientes en todos los puntos mencionados. El sistema de drenaje no solo previene serios problemas ambientales, sino que también ayuda a mantener limpios los alrededores de la unidad.

6.3.10. Aislamiento. Ya sea por las condiciones climáticas o por la gravedad del líquido, algunas o todas las partes de la unidad deben mantenerse aisladas. El aislamiento retiene el calor del líquido para evitar que las parafinas se acumulen en las paredes de la tubería. En cuantos a los líquidos de baja gravedad el aislamiento los mantiene a una temperatura tal que puedan moverse cuando se prenda la bomba.

Fig. 31 Diferentes aislamientos

En algunas unidades además del aislamiento, la unidad se envuelve con cinta o cable térmico. Entre las partes de la unidad envueltas con esta cinta deben incluirse la línea que viene del tanque de corrida, toda la tubería y los aparatos de la unidad. La cinta mantiene una cierta temperatura que está dentro del rango aceptable de la temperatura de calibración. Esta temperatura también es lo suficientemente alta como para mantener la fluidez del líquido.

6.3.11. Interruptor de control de temperatura. Este aparato se encuentra más frecuentemente en unidades que manejan petróleo pesado. Las unidades con este elemento solo moverán el líquido cuando la temperatura no difiera 20ºF (11.1ºC) de la usada dentro el calibrado. Las 41 Fig. 32 Interruptor de control de temperatura

temperaturas fuera de este rango apagan la unidad. 6.3.12. Densímetro. Este aparato está conectado al receptáculo de muestras y su función es permitir que se tome la lectura de la gravedad a la misma presión con que se colectaron las muestras. La gravedad se determina, en un tubo abierto, en el hidrómetra que se encuentra dentro de un tubo de plexiglás de dos o tres pulgadas, colocado afuera del receptáculo. Este aparato asegura que no escapen las fracciones ligeras durante la determinación de la gravedad, logrando con ello una lectura precisa.

Fig. 33 Densímetro

6.3.13. Compensador electrónico de temperatura automático. Este es un dispositivo de aforo de líquidos micro computarizado que remplaza al contador. Se monta directamente encima del medidor de desplazamiento positivo, continuamente computa, totaliza y exhibe los volúmenes neto y bruto. Todos los resultados ya están corregidos por temperatura, por presión y por el factor del medidor. Además puede programarse para producir otra información.

6.3.14. Controlador lógico programable. Este aparato reemplaza los circuitos de control mecánico. En vez de tener relés mecánicos en el tablero de control. Este se ejerce con un pequeño controlador computarizado. Todas las actividades se subordinan a este aparato, el cual requiere de una batería interna. Ocasionalmente esta batería pudiera fallar lo que hace objeto del mantenimiento regular.

6.3.15. Evaluación.

 Enuncie y explique cuáles son las diferentes configuraciones del medidor en la unidad LACT

 ¿Qué es un contador de volumen permitido?

 Describa los componentes a los cuales se les puede instalar sistemas de drenaje en la unidad LACT



¿A qué elementos de la unidad LACT se les puede instalar aislamiento?

 ¿Qué función cumple el compensador electrónico de temperatura automático en la unidad LACT?

6.4. CAPITULO 4. OPERACIÓN NORMAL

La operación de la unidad LACT requiere de inspecciones periódicas. Los programas variarán de acuerdo al ambiente operativo, al tipo de líquido movido, al diseño del equipo y a los materiales de construcción. Cada unidad debe tener un programa para inspecciones de rutina mínimas para el equipo de verificación de transferencia que es el más importante. Mientras mayor sea el volumen de líquido transferido, más Fig. 34 Inspecciones importantes son las inspecciones. La mayoría de las inspecciones se afectan bajo programas diarios, semanales o mensuales. Ciertos aparatos requieren menos inspecciones, pero deben hacerse por lo menos anualmente.

6.4.1. Inspecciones diarias. Las inspecciones diarias significan la revisión de todas las partes de la unidad, incluyen verificaciones tanto visuales como de ruidos. Recuerde que la prevención de fallas de funcionamiento de la unidad puede significar más utilidades para la unidad. Como ayuda a las inspecciones diarias, se cuenta con una lista sugerida de verificación diaria. En cuanto llegue a la unidad, inspeccione de vista toda la unidad. Fíjese en el tablero de control, en los puntos de fuga potenciales y en la condición general de la unidad. Si en el tablero de control se indican fallas de funcionamiento o existen fugas, asegúrese de apagar la unidad. Después de observar las luces indicadoras. Rodee la unidad observando y escuchando, si fuese necesario, comience el procedimiento de diagnostico de problemas.

6.4.1.1. Bomba de carga: Revise la bomba de carga. Si está funcionando escuche a ver si el zumbido del impulsor y del motor es uniforme. Los ruidos anormales pudieran indicar alguna falla potencial de la bomba. Recuerde, ningún líquido se mueve a menos de la bomba funcione. Verifique la presión del líquido de la bomba. Si la presión es mayor que la del rango normal pudiera haber alguna restricción aguas debajo de la bomba. Si es menor que la del rango normal Fig. 35 Inspecciones semanales 1 pudiera no haber líquido en el tanque, los interruptores del tanque pudieran estar funcionando mal, o el filtro del tanque pudiera estar lleno de sólidos. Ambas condiciones requieren atención para evitar apagados costosos.

6.4.1.2. Presión de entrega: Revise la presión de líquido en la en la válvula de contra presión. La presión aguas arriba a la válvula refleja la presión de operación de la unidad. Esta presión será algo más baja que la de la bomba debido a todos los aparatos de la unidad. La presión debe ser más o menos 10% de la utilizada d para calibrar el medidor. Si la presión de la válvula esta fuera de este rango, el factor del medidor ya no es válido, debiéndose apagar la unidad para investigar el problema.

Fig. 36 Inspecciones semanales 2

6.4.1.3. Filtro: Verifique la diferencia de presiones aguas arriba y aguas abajo del colador. Debe esperarse un pequeño decremento de presión conforme el líquido pasa a través del colador. La cantidad del decremento se establece cuando se colocan filtro nuevo. Si el decremento de presión aumenta, el colador se está llenando de partículas y necesita ser limpiado. Mientras más se tape el filtro, las presiones en la sonda de muestreo y en el medidor se salen de rango establecido durante el calibrado. Esto resulta en un factor del medidor inválido y en un muestreo no representativo. 45

Fig. 37 Inspecciones semanales 3

6.4.1.4. Eliminador de aire: Revise la válvula de laminación ubicada en la parte alta del eliminador de aire. También verifique la posición de la válvula (generalmente de bloqueo) aguas debajo de la válvula de ventilación. La válvula de ventilación debe operar regularmente. Si existe una válvula de bloqueo deberá bloquearse en posición abierta. A menos que esta válvula este abierta y que la de ventilación permita que se desprenda el aire y el gas del líquido, y se escapen, el eliminador no sirve de ningún propósito. El que el aire o el gas se mantengan en el líquido resulta en muestras no representativas y en aforos imprecisos.

6.4.1.5. Medidor: Revise el contador del medidor. El número debe aumentar una cantidad similar todos los días. Un volumen menor podría indicar alguna falla de la unidad durante el periodo operativo previo. Si el incremento o decremento son diferentes a los del día anterior, considere que circunstancias pudieron haber provocado dicha diferencia. Entre otras pudieran haber más pozos en producción en el campo, que varios pozos se hayan cerrado, que haya una sobre presión en el oleoducto, etc.

Fig. 38 Inspecciones semanales 4

Si la unidad está operando observe el funcionamiento del contador. Puesto que el medidor no tiene energía propia, el flujo del líquido mueve los alabes de la cámara de aforo. Los números del contador deben cambiar regularmente. Si no opera uniformemente, el medidor pudiera necesitar reparación o reemplazo. 46

Verifique la taza de flujo de la unidad tomándole tiempo al contador por algunos minutos. Convierta el número de barriles contabilizados durante este tiempo a barriles por día para hacer una comparación de tazas. Por ejemplo, tómele tiempo al contador por dos minutos y multiplique por 720, lo que resulta en barriles por día. Recuerde que el medidor ha sido calibrado a una tasa de flujo determinada. Si el medidor está por debajo o por encima de la tasa calibrada, el factor del medidor no es válido, por lo que el volumen seria calculado incorrectamente. Las tazas de flujo anormales deben ser anotadas y reportadas para su corrección. Verifique las presiones aguas arriba y aguas abajo al medidor. Un decremento pequeño es normal. Sin embargo deberán caer dentro del diez por ciento de la establecida durante la calibración. El medidor de debe observar cuidadosamente si las presiones exceden el rango. Si las presiones Fig. 39 Inspecciones siguen fuera del rango durante dos días, se debe semanales 5 reportar el medidor para que sea recalibrado inmediatamente. Verifique la temperatura del líquido que pasa por el medidor. Si existe un dispositivo de promediación de temperatura electrónico, úselo para determinar la temperatura. También puede usar los marcadores de temperatura si los hubiera, o el graficador de temperatura, si no hay ningún marcador de temperatura instalado en la unidad, tome la temperatura con un termómetro de bulbo usando el hueco específico cercano al medidor. En líquidos de baja gravedad estas lecturas deben caer dentro del 10% de la temperatura de calibración. Si la temperatura permanece fuera de rango por dos días, reporte el problema para que sea corregido.

6.4.1.6. Receptáculo de muestras: Revise el manómetro del receptáculo de muestras. Con el objeto de retener la mayoría de los hidrocarburos ligeros, el receptáculo debe mantenerse a una presión de 15 libras por pulgada cuadrada sobre la atmósfera (103.5KPa). Si la lectura resulta bastante menor, algunos de los hidrocarburos ligeros se están escapando, resultando la muestra compuesta como no representativa. Una lectura mayor del manómetro significa que el receptáculo esta sobre presionado por lo que a no podrán inyectarse más muestras. Una de las soluciones seria verificar si la válvula de regulación y alivio está funcionando. Si no lo está, deberá ser reemplazada inmediatamente.

Fig. 40 Inspecciones semanales 6

Revise el nivel del líquido del receptáculo de muestras. Esto puede efectuarse mediante la mirilla de vidrio o mediante el cuadrante del marcador del relleno. El nivel debe marcarse todos los días. Basados en la lectura del contador del medidor, el nivel debe aumentar proporcionalmente al número de barriles pasados. Puesto que de la muestra del receptáculo se determina la calidad del líquido y el contenido de sedimentos y agua cualquier cambio anormal de la cantidad debe reportarse inmediatamente. Además de revisarse el receptáculo de las muestras, si la unidad esta transfiriendo líquido, escuche el regulador de control de muestreo. La frecuencia de operación debe ser proporcional a los barriles registrados por el medidor, si el muestreo no está ocurriendo proporcionalmente, el regulador deberá ser reparado o reemplazado.

6.4.1.7. Conexiones en circuito del calibrador: Revise que las conexiones tengan sus tapas. Las tapas deberán estar colocadas para prevenir que les entre tierra u otras partículas.

Fig. 41 Inspecciones semanales 7

6.4.1.8. Sellos: Revise lista de verificación. Los romperse a menos que proveedor sean presentes. Los sellos una manipulación no reparaciones que

los sellos mediante una sellos no deben el comprador y el notificados o estén rotos pueden significar autorizada o necesitaban ser 48

reportadas. Si faltan sellos o están rotos, se deben reportar de inmediato al comprador.

Fig. 42 Inspecciones semanales 8,

6.4.1.9. Contenido de sedimentos y ubicaciones de los sellos agua: Tome una lista del líquido para venta. Usando un centrifugador caliente verifique el contenido de sedimentos y agua del líquido. Si está por encima del límite. Verifique que la válvula de desvió este dirigiendo el flujo a la planta de tratamiento. Si este no fuera el caso, se debe apagar la unidad y notificar al comprador inmediatamente.

6.4.1.10. Lista sugerida de inspecciones diarias.

Fig. 43 Lista sugerida para inspecciones diarias

6.4.2. Inspecciones semanales. Existen ciertas condiciones de la unidad automĂĄtica de verificaciĂłn de transferencia del volumen contratado que necesitan ser revisadas por lo menos una vez a la semana. En el apĂŠndice B se da una lista de los elementos a verificarse. Cada uno de ellos puede prevenir aforos incorrectos. Estas inspecciones pueden hacerse al mismo tiempo que las diarias.

6.4.2.1. Sistema de seguridad contra fallas: En muchas unidades las válvulas e interruptores están sellados. Estos sellos no deberán romperse sin el conocimiento del comprador. Si no estuviesen sellados, se puede verificar la reacción de apagado de la unidad. Cualquier problema de la unidad provocara que la unidad en si falle, cambiándose la válvula de desvió a su posición de desvió. Mandando la circulación a la planta de tratamiento. Si la bomba de carga no es de desplazamiento positivo, cierre un poco la válvula aguas abajo del medidor, en menos de tres minutos la unidad deberá apagarse con la válvula de desvió en su posición de desvió. Si no se apagara por si misma se le deberá sacar de servicio y hacer que se le revise.

Fig. 44 Inspecciones semanales 1

Si se tiene acceso al control de sedimentos y agua también se puede verificar el funcionamiento de la válvula de desvió. Después de baja el punto de calibración del contenido de sedimentos y agua observe cómo funciona la válvula de desvió. Esta verificación es especialmente importante si el líquido transferido es corrosivo. El controlador de la válvula de desvió también puede corroerse debido a agentes externos.

6.4.2.2. Interruptores de los Tanques de Corrida: Verifique el funcionamiento de los interruptores de los tanques. Se debe verificar que los interruptores de nivel alto encenderán la bomba. Si no funcionan bien los tanques pueden derramarse, lo que genera un problema ambiental, además de la perdida de utilidades. Se debe verificar que los interruptores de nivel bajo apagaran la bomba. Un interruptor de nivel bajo que no funcione puede provocar que entre aire, lo que dañe la bomba, el sistema de muestreo y el medidor. Todas estas situaciones resultan en costos adicionales o en reducción de utilidades.

Fig. 45 Inspecciones semanales 2

6.4.2.3. Contador del medidor: Con la unidad apagada, verifique si el contador no se arrastra. El arrastre sucede que el medidor se mueve sin que se esté bombeando algún líquido. Esto pudiera significar que el producto está siendo transferido al oleoducto sin que sea aforado y si que se hayan efectuado los otros controles de calidad. Si sucede esta situación bloquee la unidad, cierre las válvulas de entrada y salida, y reporte el problema inmediatamente.

Fig. 46 Inspecciones semanales 3

6.4.2.4. Contenido de sedimentos y agua.: Si no se efectúa ya diariamente, tome una muestra del líquido de entrega, use un centrifuga con calentador para verificar el contenido de sedimentos y agua. Si excede el contenido programado en el monitor, revise la válvula de desvió, si no está en la posición de desviación apague la unidad y reporte el problema para su corrección. También debe notificarse al comprador del problema.

6.4.2.5. Lista sugerida para inspecciones semanales.

Fig. 47 Lista sugerida de inspecciones semanales

6.4.3. Inspecciones mensuales. Las inspecciones mensuales incluyen aquellas actividades que solo pueden ser efectuadas cuando están presentes los representantes interesados (por ejemplo el comprador y el proveedor). Aun cuando se les llama mensuales, si la unidad se calibra con mayor frecuencia, se deben efectuar en las mismas ocasiones. De lo contrario deben hacerse por lo menos una vez al mes.

6.4.3.1. Receptáculo de la Muestra: Una vez que la muestra se ha obtenido, analizado y precisado su calidad, se debe drenar el receptáculo. Luego debe abrirse, revisarse y limpiarse. Con esto se elimina todo residuo de sedimentos y agua del ciclo de calibración anterior. Con esto se asegura que las muestras serán representativas de la nueva producción.

6.4.3.2. Mirilla de Vidrio del Receptáculo de Muestras: Si el receptáculo de muestras tiene una mirilla de vidrio, debe limpiarse al mismo tiempo que el receptáculo. Con la mirilla el operador puede observar si se están tomando las muestras diariamente. Si la mirilla esta sucia, no podrá limpiarse entre calibraciones a menos que esté presente un representante del proveedor. Para evitar este costo adicional, límpiela durante la calibración que es cuando todos están presentes.

6.4.3.3. Regulador de Volumen del Receptáculo: Este es un artefacto sellado. Los ajustes necesarios deben hacerse estando presentes los interesados. Si la producción contratada cambia y la unidad debe manejar más líquido, se necesitara una muestra por barril más pequeña. Para no exceder la capacidad del receptáculo, la cantidad de muestra debe disminuirse para el siguiente periodo. Si el regulador de la muestra ha estado dando problemas durante el mes, este es el momento preciso para revisar el regulador y reemplazarlo. Efectuar todas estas actividades durante la calibración reduce costos y asegurara que la unidad operara correctamente durante el siguiente periodo.

6.4.3.4. Fugas: Las fugas pueden ocurrir en cualquier parte de la ciudad. Cualquier fuga constituye un problema ambiental y debe ser corregido de inmediato. Las fugas entre el muestreador y el receptáculo son críticas; significa que la muestra no está llegando bien al receptáculo. Estas fugas causan perdida de utilidades ya que no contiene muestras representativas del volumen transferido. Todas las fugas deben reportarse y corregirse sin dilación.

6.4.3.5. Boleta de Corrida: Si el medidor tiene una impresora, la boleta de corrida que registra el volumen transferido se retira en cada calibración. Revise que es legible, que está bien llenada y que ha sido firmada por todos los interesados. Si esto se hace estando presentes todas las partes, se reducen costos y tiempo. Después de haber retirado la boleta verifique que la nueva quedo bien instalada en la impresora.

6.4.3.6. Dispositivos de Medición: Normalmente todos loa manómetros, registradores de temperatura, termómetros y termocoples estén sellados. Para asegurar su precisión, todos deben calibrarse. Aquel que no pueda calibrarse debe reemplazarse

6.4.3.7. Lista sugerida para inspecciones mensuales.

Fig. 48 Lista sugerida para inspecciones mensuales

6.4.4. Inspecciones periódicas. Aun cuando estas inspecciones son periódicas, deben efectuarse y documentarse. Cada una de estas inspecciones puede combinarse con las mensuales. 6.4.4.1. Depósitos de Fondo del Tanque: El rendimiento y las utilidades de la unidad depende de la calidad del líquido de los tanques de corrida. La revisión periódica del líquido favorece la correcta operación de la unidad y asegura la limpieza del producto. Aunque normalmente los depósitos de fondo no son succionados hacia la unidad, la rotación de tanques puede provocar que se mezclen con los líquidos. La cantidad de depósitos de fondo debe revisarse periódicamente. Los tanques deben limpiarse si los depósitos comienzan a acumularse. Dependiendo del tipo de servicio deben revisarse por lo menos una vez cada seis meses, y limpiarse una vez al año. 55

6.4.4.2. Medidores: La operación de los medidores determina el volumen bruto o neto de la unidad. Para mantener su operación mecánica los medidores deben inspeccionarse por lo menos una vez al año. Alguna condiciones operativas pudieran requerir inspecciones más frecuentes. Si entre cada inspección del medidor se notara algún problema, el medidor deberá repararse o reemplazarse tan pronto como sea posible. 6.4.4.3. Aditamentos de Seguridad: Estos aditamentos protegen al personal y al equipo. Dichos aditamentos tales como válvulas de alivio o interruptores de presión deben tener un programa de prueba e inspección. Los lineamientos correspondientes a estos programas se pueden encontrar en las normas de las compañías.

6.4.5. Operación del tablero de control. El tablero de control asegura que no se entregue ningún líquido si la unidad LACT falla. Controla el inicio y suspensión del flujo; así mismo indica la posible causa de la falla. La mayoría de las unidades LACT tienen dos lámparas montadas sobre el patín. Una luz verde indica que la unidad está funcionando correctamente. Una luz roja indica que la unidad está apagada.

Fig. 49 Tablero de control

Las luces indicadoras en la parte frontal del tablero de control suministran información adicional para determinar la causa del apagado. Pueden mostrar lo siguiente:  Corriente eléctrica  Petróleo comercial 56

    

Petróleo no comercial Nivel bajo Falla del medidor Volumen contratado alcanzado Restablecedor del medidor

6.4.6. Verificaciones de rutina.

6.4.6.1. Válvula del desaerenador: la válvula exterior de ventilación del desaerenador debe estar siempre abierta. El desaerenador no puede funcionar cuando está cerrada. Algunos contratos requieren que sea bloqueada en posición abierta. 6.4.6.2. Vibración: Una unidad LACT bien diseñada debe tener poca vibración bajo presión, y un bajo flujo constante. La vibración de la unidad es evidencia de que algún elemento está próximo a fallar. Entre las causas de la vibración se puede incluir: oscilaciones de la válvula de derivación o algún problema con la bomba. 6.4.6.3. Nivel de tanque de almacenamiento: El nivel del tanque de almacenamiento debe ser revisado periódicamente. La falla del interruptor de nivel bajo pudiera estar cargando la unidad con aire o sedimentos de fondo. Un filtro sucio pudiera estar reduciendo el flujo, haciendo que la unidad funcione más del tiempo necesario. 6.4.6.4. Régimen o velocidad normal del flujo: En la mayoría de las unidades LACT el tablero de control tiene un circuito de control que monitorea el régimen del flujo. Este control apaga la unidad cuando el régimen se desvía + 6 – 10 % del utilizado durante la prueba. El flujo normal debe caer dentro del régimen de flujo del medidor establecido en la placa de identificación. Si el régimen normal o el de la prueba no se encuentran dentro de la escala normal, ocurre un error de medición. 6.4.6.5. Medición de la gravedad: El punto de ajuste, establecido en el selector automático de temperatura/peso específico, debe ser verificado por personal autorizado. La compensación aplicada conforme cambia la temperatura, puede obtenerse en la tabla de medidas de petróleo 6ª del API. Las lecturas del peso específico deben compararse con la establecida en el sector ATG para lograr precisión. 6.4.6.6. Nivel de receptáculo de muestras: El nivel del receptáculo de muestras debe verificarse usando la mirilla de vidrio o el espacio libre del vástago del pistón. Conociéndose la cantidad de entrega del líquido de la unidad LACT, el nivel de la 57

muestra deberá aumentar casi lo mismo todos los días. Los cambios de nivel abruptos en el receptáculo pueden significar una falla del muestreador automático. 6.4.6.7. Monitor de sedimentos básicos y agua (BS&W): El nivel programado del contenido aceptable de sedimentos básicos y agua del monitor se establece por contrato. Si la unidad LACT está desviando líquido debido a un alto contenido de sedimentos, el nivel programado en el monitor no debe ser incrementado. Sobrepasar el contenido aceptable de sedimento causará que se tomen muestras malas. Esta acción resulta en una mayor transferencia de volumen, pero puede resultar en una cancelación de la concesión, en un aforo del medidor impreciso, y hasta la cancelación del contrato. Recuerde que el volumen de sedimentos básicos y agua se sustrae del volumen bruto del líquido para efectos de pago, de modo que el producto con un contenido más alto de sedimentos básicos y agua resulta en utilidades menores 6.4.6.8. Inspecciones: Para lograr una entrega automática continua y precisa, se necesita que la unidad LACT sea inspeccionada regularmente. Esto incluye la búsqueda de fugas, la identificación de ruidos extraños, el observar y probar las luces, el observar toda la unidad, el revisar todos los elementos mencionados y el seguir las instrucciones de mantenimiento del fabricante de la unidad LACT. 6.4.6.9. Registros: Cada concesión debe guardar registros precisos de su producción. Los comprobantes de corridas de las unidades LACT son la base del proceso de la contabilidad de las ventas. Estos comprobantes pueden ser obtenidos de la impresora del medidor de la unidad LACT o ser completados regularmente por un representante del comprador y un testigo de su compañía. La información normal incluye: nombre y número de la concesión, hora, fecha. Número del medidor, volumen del producto, cantidad de los sedimentos básicos y agua, y el neto de los barriles transferidos

6.4.7. Evaluación.  Describa cuales son los componentes de la unidad LACT que se deben revisar en una inspección diaria, especificando el proceso a seguir con cada componente.

 Describa los pasos a seguir para la inspección del medidor en la unidad LACT

 Describa cuales son los componentes de la unidad LACT que se deben revisar en una inspección de rutina.

 ¿Cuál es el procedimiento para revisar el tablero de control?

 Describa el procedimiento para la revisión del receptáculo de muestras 59

6.5. CAPITULO 5. DIAGNOSTICO DE PROBLEMAS

El diagnostico de problemas consiste en identificar la causa del funcionamiento correcto de la unidad es conveniente al notificar al técnico o a la compañía del oleoducto sobre el problema. En muchos casos el problema debe corregirse cuando los representantes interesados de cada parte estén presentes. El diagnostico de una unidad comienza por el tablero de control. Las luces indicadoras pueden dar las mejores claves en cuánto al problema. Este debe ser el primer paso del operador para determinar la causa del apagado de la unidad. Cuando la unidad este operando, tanto la observación y los ruidos como el tablero de control pueden servir para identificar el problema. Las siguientes condiciones son síntomas típicos que pudieran apagar la unidad o ser indicadores de problemas potenciales.

6.5.1. Baja presión. La baja presión aguas arriba de la bomba de carga crea problemas de fondo tanto al muestreador como al medidor. Cada vez que la presión es más baja 10% que la de calibración, se debe apagar la unidad hasta que se elimine el problema, la baja presión de la bomba puede deberse a cualquiera de las siguientes causas:

Fig. 50 Baja presión

 Los depósitos de fondo del tanque no atendidos que contengan gran calidad de cieno, y de sedimentos y agua pueden crear un líquido pesado que no pueda manejar la bomba. Revise los depósitos de fondo y verifique cuando se limpiaron 60 Fig. 51 Depósitos no atendidos en el fondo del tanque

los tanques por última vez. Si estos depósitos son la causa del problema y los tanques no se hubiesen limpiado en un año, programe su limpieza cuanto antes.  El filtro aguas arriba de la bomba pudiera estar bloqueado debido a la acumulación de parafina o de sólidos. Verifique la presión diferencial del filtro. Si la presión ha aumentado con respecto a las registradas anteriormente, limpie o remplace el filtro.

Fig. 52 Filtro bloqueado

 La válvula de ventilación del filtro aguas arriba a la bomba pudiera estar abierta, provocando que la bomba succione aire. Revise esta válvula y ciérrela. Determine porque estaba abierta.  La válvula de contrapresión, ya sea la del oleoducto o la de la línea de desvió pueden haber fallado o estar calibradas incorrectamente. Ambas válvulas deben mantener una presión consistente en la bomba de carga. Verifique la válvula de la línea de desvió; si no está funcionando bien, repórtela para que sea reparada o reemplazada. Verifique la del oleoducto; si no está funcionando bien, reporte el problema a su supervisor.

Fig. 53 Válvula de contrapresión

La baja presión aguas arriba del eliminador de aire también crea problemas de aforo en el muestreador y en el medidor. Si la presión esta más de 10% por debajo de la calibración, se debe apagar la unidad hasta que se elimine el problema. La baja presión en este punto puede deberse a lo siguiente:

 El motor de la bomba de carga está operando bajo una sola fase en vez de las tres fases normales. En el tablero de control de la bomba revise si no hay interruptores o fusibles disparados, y en el tablero de control de la unidad verifique las luces indicadoras. Si hay problemas eléctricos en cualquiera de estas áreas, repórtelos para que sean reparados. Fig. 54 Baja presión 2

 El nivel del líquido del tanque es inadecuado para la operación apropiada de la bomba. Revise los niveles del tanque de corrida. Si hay líquido insuficiente, revise el funcionamiento de los interruptores de nivel. Repórtelos para que sean reparados o reemplazados. Fig. 55 Interruptor descompuesto

 La válvula de ventilación del eliminador de aire no está cerrando correctamente. Esta válvula debe permitir que el aire o el gas escapen y luego cerrar herméticamente. Si no está operado así, deberá repararse o reemplazarse. Fig. 56 Válvula de ventilación

Si después de cubrir estas posibilidades la presión continua baja, apague la unidad y reporte el problema a su supervisor.

6.5.2. Alta presión. La presión alta aguas debajo de la bomba de carga provoca aforos imprecisos del muestreador y del medidor. Si la presión es mayor del 10% por encima de la calibración, se debe apagar la unidad hasta que se reduzca la presión. La presión alta en este punto puede deberse a los siguientes factores: Fig. 57 Altas presiones

 Otras válvulas aguas abajo pudieran estar cerradas parcialmente. La válvula del oleoducto pudo haber sido restringida durante la calibración y no haber sido abierta completamente después. Lo mismo pudo haber ocurrido con la de la línea de desvió. Estas dos válvulas deben mantenerse completamente abiertas durante la operación normal de la unidad. Verifique si están abiertas de lo contrario ábralas.  El medidor de entrega tiene alguna falla mecánica. En este caso, y con la bomba de carga funcionando, el contador no gira, o lo hace muy erráticamente. Este problema requiere la reparación o reemplazo inmediato del medidor, mientras el problema no se corrija, la unidad deberá bloquearse, y notificar a la compañía del oleoducto. Fig. 58 Medidor de entrega

 La válvula de desvió no está funcionando bien. El líquido controlado por esta válvula es dirigido al medidor de entrega, o a la planta de tratamiento. Cualquier operación intermedia es incorrecta. Verifique la correcta operación del controlador de la válvula, y la conexión 63 Fig. 59 Funcionamiento inadecuado de la válvula de desvío

entre el controlador y el monitor de sedimentos y agua. Si existe cualquiera de las condiciones mencionadas, apague la unidad y reporte la válvula para que sea reparada o reemplazada.

6.5.3. Ruidos anormales. Los ruidos anormales se escuchan generalmente en la bomba, el motor y el medidor. Para poder identificar los ruidos como anormales, el operador debe conocer el sonido normal de una unidad en operación. Si se escuchan ruidos anormales, se deben bloquear la bomba y el motor, e investigarse su causa. Entre algunas de las causas de los ruidos anormales del motor y la bomba se incluyen: Fig. 60 Ruidos anormales

 Sólidos de la bomba de carga. Estos sólidos pueden ser basura del fondo del tanque o pedazos de filtros u otras partes rotas. La bomba debe revisarse en busca de basura y si no sustenta algún daño. Se debe verificar la correcta operación de los filtros. Las partes rotas o dañadas deberán reemplazarse según sea necesario. Fig. 61 Revisión bomba de carga

 Bloqueo de la línea de succión. Esto puede deberse a que haya basura en la línea, en algún filtro ubicado aguas arriba que esté tapado, a acumulación de parafina o a alguna válvula cerrada. Para ubicar el bloqueo se deben verificar los manómetros aguas arriba de la sección tubería correspondiente. La solución consiste en eliminar el bloqueo y volver a encender la unidad.

 Frenado del motor. Resulta generalmente del desgaste de algún cojinete, de problemas con el eje, o problemas de alineación. Estos problemas deben reportarse de inmediato para su reparación o reemplazo. Al diagnosticar algún ruido anormal de la bomba o del motor, recuerde que el sistema eléctrico deberá ser bloqueado antes de intentar corregir el problema. 64

Si se escuchan ruidos anormales en el medidor, se debe apagar la unidad e investigarse su causa. El ruido puede deberse a engranajes del tambor del medidor rotos o a placas desgastadas, a álabes o levas rotos, o a partículas en la cámara de aforo. Cualquiera de estas partes debe ser reparada o reemplazada inmediatamente. 6.5.4. Problemas de flujo. En el medidor existen tres condiciones del flujo del líquido: ausencia de flujo, flujo bajo y flujo alto. Cualquiera de ellas provoca un problema. El medidor se calibra para una tasa flujo dada y resulta preciso sólo dentro de un rango de +/- 10 por ciento. Si el flujo está fuera de rango, se debe apagar la unidad hasta corregir el problema. El flujo se mide determinando la tasa de flujo instantánea. La ausencia de flujo ocurre cuando Fig. 62 Problemas de flujo el medidor no esté girando, estando la bomba en funcionamiento, y la válvula de desvío esté abierta al oleoducto. El flujo bajo es aquel que está más del 10% por encima de dicha tasa. Los problemas con el flujo pueden ocurrir por cualquiera de los siguientes factores:

 Funcionamiento incorrecto de la válvula de desvío. La válvula de desvío debe estar completamente abierta ya sea al oleoducto de entrega, o a la línea del tratamiento. Verifique que la válvula de desvío este operando completamente abierta ya sea al oleoducto de entrega, o a la línea de tratamiento. Verifique que la válvula de desvío este operando completamente en estas situaciones. Si no abre completamente en cualquiera de estas direcciones, deberá repararse o reemplazarse.

 Las condiciones de presión de la unidad han cambiado. Deben verificarse todos los manómetros de la unidad. Si las lecturas difieren de la presión calibrada, se debe investigar la causa y corregirla.

 La bomba de carga no está funcionando correctamente. Se deben verificar los manómetros de la bomba, así como la 65

Fig. 63 Revisión problemas de flujo

existencia de ruidos anormales. Si se observa cualquiera de estas condiciones, bloqueé la unidad y reporte la bomba para su reparación.

6.5.5. Contador del medidor errático. Un contador errático ocurre cuando la bomba está funcionando y no cambia regularmente de una cifra a otra. Puesto que la bomba de carga mantiene una presión constante y el medidor no tiene otra fuente de energía que la del flujo del líquido, la operación del contador debe ser constante. Los factores que pudieran afectar al contador son:

Fig. 64 Contador del medidor

 Tambor del medidor o medidor defectuosos. El tambor pudiera tener engranajes rotos, o haber álabes rotos en la cámara de aforo. En cualquier caso la unidad debe apagarse para reparar o reemplazar el medidor y posteriormente recalibrarse.

 Acumulación de partículas en la cámara de aforo. Las partículas pueden consistir de cualquier sustancia que debió haber sido atrapada por el filtro. Se debe apagar la unidad, limpiar o reparar el medidor, y revisar los filtros aguas arriba del medidor. el medidor se debe recalibrar después de la reparación.

 Se han hecho adiciones al tambor del medidor, lo que incrementa la torsión. Si las adiciones van a ser permanentes, se debe apagar la unidad y recalibrar el medidor.

Debido a que la corrección de un contador errático requiere cambios al medidor, el operador no deberá permitir que la unidad se vuelva a encender a menos que el medidor haya sido recalibrado. 6.5.6. Fallas eléctricas. Una unidad que tenga falla eléctrica debe ser tratada con cuidado, debido al riesgo de electrocución. Si hay cualquier dudad en cuanto a la seguridad del personal, la unidad deberá bloquearse, y ser reportada a un electricista. Para obtener instrucciones detalladas sobre el bloqueo eléctrico vea el módulo de capacitación de la desconexión/marcación de fuentes de energía. Las fallas eléctricas pueden ser provocadas:

Fig. 65 Fallas eléctricas

 Fallas de los interruptores. Revise los tableros de control de la bomba y de la unidad. Si todos los interruptores están en la posición de “encendido” y la unidad no está operando, es posible que se haya descompuesto el interruptor; esto deberá reportarse para su reemplazo. Si uno de los interruptores está en la posición de “apagado,” revise los alrededores de la unidad y luego retirándose, cambie su posición a “encendido.”



Fusibles quemados. Si la unidad tiene tableros de control con fusibles, revíselos. Antes de reemplazar un fusible corte la energía, y luego hágalo con uno de la misma capacidad. Un fusible quemado no debe sustituirse por uno de capacidad mayor bajo ninguna circunstancia. Después de reemplazar los fusibles vuelva a encender la unidad, asegurándose que no se hayan vuelto a quemar.

 Energía bajo una sola fase. La mayoría del equipo eléctrico de la unidad es de tres fases. La falta de dos fases se traduce en una menor energía para que la bomba mueva el líquido, y en presiones reducidas. Después de bloquear la unidad, solicite a un electricista que repare el sistema eléctrico. 67

 Disparadores de sobrecarga. Forman parte del circuito de la bomba. Si se disparan, revise cuidadosamente la bomba y el motor para verificar si esta frenada o atascada. Si no hay ninguna obstrucción podrán girarse a mano. Después de revisar toda la unidad detenidamente, cambie la posición de los disparadores de sobre carga a su posición de operación. Si vuelven a dispararse, bloquee la unidad y solicite un electricista para su operación.

Fig. 66 Fallas eléctricas 2

 Batería descargada. Este es un problema único a los controladores lógicos programables (PLC, siglas en ingles). Si no están funcionando revise la luz indicadora en el tablero de control. Reporte el problema para que sea corregido inmediatamente.

6.5.7. Tablas de diagnostico de problemas.

6.5.7.1. Presiones Bajas. POSIBLE CAUSA

CORRECCIÓN

Depósitos de fondo del tanque no atendidos

Programación de limpieza del tanque

Filtro bloqueado

Limpieza o reemplazo del filtro

Válvula de ventilación del filtro abierta

Cerrar la válvula de ventilación

Falla de la válvula de contrapresión de

Reparación o reemplazo de la válvula 68

la línea de desvío

de contrapresión

Bomba de carga funcionando en una sola fase

Bloqueo de la unidad y reporte el problema eléctrico para reparación

Niveles de líquido del tanque inadecuados

Verificación de los interruptores de nivel o reemplazo si fuera necesario

Fig. 67 Tabla de presiones bajas

6.5.7.2. Altas presiones.

POSIBLE CAUSA

CORRECCIÓN

Falla de la válvula de ventilación del eliminador de aire

Reparación o reemplazo de la válvula de ventilación

Falla de la válvula de contrapresión de la línea de entrega

Reporte de reemplazo

Falla de la válvula de contrapresión de la línea de desvío

Reparación o reemplazo de la válvula

Válvulas ubicadas aguas debajo de la unidad parcialmente cerradas

Verificación de la posición de válvulas y asegurar que estén abiertas

Falla del medidor

Bloquear la unidad, Notificar al comprador, Reparar y recalibrar el medidor

Funcionamiento incorrecto válvula de desvío

Cambio de condiciones operativas

válvula

para

Reparar o reemplazar la válvula Apagar la medidor

unidad

Fig. 68 Tabla de presiones altas

6.5.7.3. Ruidos anormales.

recalibrar

POSIBLE CAUSA

CORRECCIÓN

Partículas en la bomba de carga

Bloqueo de la unidad y reparación de la bomba

Línea de succión bloqueada

Verificación de manómetros y limpieza de la sección de la línea de succión

Falla del motor

Bloqueo de la unidad, reparación o reemplazo del motor

Bomba sobrecargada

Inspección de restricciones aguas abajo a la bomba, verificar si hay oscilación de la válvula de contrapresión, reparar o reemplazar la válvula

Partículas en el medidor

Verificación y limpieza del medidor

Daño el medidor

Reparación o reemplazo de partes Fig. 69 Tabla de Ruidos normales

6.5.7.4. Problemas de flujo. POSIBLE CAUSA Funcionamiento incorrecto válvula de desvío

CORRECCIÓN de

Reparación o reemplazo de la válvula

Cambio de condiciones de presión

Verificación de los manómetros, cambios permanentes requieren del apagado y recalibración del medidor

Fuga en la línea de entrega

Apagado de la unidad, notificación a la compañía de reparaciones

Funcionamiento incorrecto de la bomba de carga

Apagado de la unidad, reparación o reemplazo de la bomba

Fig. 70 Tabla de Problemas de flujo

6.5.7.5. Contador del medidor errático. POSIBLE CAUSA

CORRECCIÓN

Tambor del medidor o el medidor defectuoso

Apagado de la unidad, reparación, reemplazo y recalibración del medidor

Partículas en el medidor

Bloqueo de la unidad, limpieza, reparación y recalibración del medidor

Cambios al tambor del medidor

Bloqueo de la unidad y recalibración del medidor

Fig. 71 Tabla de Contador medidor errático

6.5.7.6. Fallas eléctricas. POSIBLE CAUSA

CORRECCIÓN

Falla del interruptor

Bloqueo de la unidad, restablezca o reemplace el interruptor

Fusible quemado

Bloqueo de la unidad y reemplazo de la unidad

Energía en una fase

Bloqueo de la unidad y reporte para reparación eléctrica

Disparadores de sobrecarga

Restablecimiento de los disparadores

Batería muerta (PLC, siglas en inglés)

Ponerse en contacto con el supervisor

Sistema eléctrico conectado a tierra incorrectamente

Identificación de la conexión incorrecta a tierra, bloqueo de la unidad y eliminación de la conexión incorrecta a tierra

6.5.8.

Fig. 72 Tabla de Fallas eléctricas

Evaluación.

 ¿Cuáles son las posibles causas de las altas presiones en la unidad LACT?

 Mencione las acciones correctivas a seguir para los problemas de flujo en la unidad LACT

 Describa los problemas eléctricos que se pueden presentar en la unidad LACT

 ¿Bajo qué condiciones puede fallar el contador del medidor en la unidad LACT?

 ¿Qué consecuencias pueden generar los depósitos no atendidos en el fondo del tanque de almacenamiento?

7. CONCLUSIONES

 Se logro realizar una guía de operación operación de unidades automáticas de fiscalización y transferencia (LACT) para la venta del crudo en las 72

concesiones sirviendo como texto de consulta a los estudiantes y egresados de COINSPETROL.  Por medio de la guía se logro identificar el flujo de crudo a través de cada uno de los componentes de la unidad LACT.  Se logro identificar y explicar cada uno de los componentes de la unidad LACT.  Se dio a conocer la importancia de este sistema en la industria petrolera logrando una ventaja académica frente a los demás técnicos del sector petrolero.  Se logro plasmar en la guía los principios de funcionamiento, las operaciones, mantenimiento y ventajas que ofrece este sistema de fiscalización en la producción eficiente de petróleo.  Se identificaron los posibles problemas que puede tener la unidad, así como las debidas inspecciones y el oportuno mantenimiento al que debe ser sometida la unidad LACT.

8. BIBLIOGRAFIA

 HERNÁNDEZ PÉREZ Luís Fernando, Administrador de Empresas, docente de COINSPETROL, asesoría metodológica

 IHRDC VIDEOTECA PARA OPERADORES DE PRODUCCION, Principios de las Unidades Automáticas de Fiscalización y Transferencia (LACT) para la venta de crudo en las concesiones.

 IHRDC VIDEOTECA PARA OPERADORES DE PRODUCCION, Operación de las Unidades Automáticas de Fiscalización y Transferencia (LACT) para la venta de crudo en las concesiones.

Cibergrafía. 

http://www.isa-spain.org/foros/forums/thread-view.asp?tid=165



http://www.ingenieria.unam.mx/~jagomezc/materias/ARCHIVOS_CONDUC CION/CAPITULO%20VIII.pdf



http://www.cheresources.com/invision/index.php?/topic/5555-unidades-lact/



https://tecnaweb.tecna.com/images/uAfoto3.jpg

 http://www.mgenergy.com.ar/obras/contenido/obra15_foto45tn.jpg