El método consiste en bajar una cinta de medida directa con plomada al interior del tanque, hasta que una parte de la cinta quede en el seno del líquido, deteniéndose se observa la lectura de cinta al nivel del punto de referencia.
Restando la lectura de la cinta en el punto de referencia, de la profundidad de referencia y agregando al residuo la cantidad de cinta mojada, se obtiene el nivel de líquido en el tanque (Fig.4). Este método se usa en todos los tipos de tanques, menos en los equipados con techos flotante. Con excepción de los errores aritméticos posibles, el método de medición indirecta es de gran precisión.
Punto de referencia: El punto de referencia consiste en una marca fijada situada en la boca de aforo o en un tubo de medida de un tanque de techo fijo, en la cual se sostiene la cinta mientras se practica un aforo (Fig.4).
Profundidad de referencia: La profundidad de referencia es la distancia vertical entre el punto de referencia y las láminas del fondo, o la placa de nivel cero de un tanque de techo fijo. Esta cifra debe marcarse al troquel en una placa fija (o con pintura) al techo del tanque, cerca de la boca de aforo (Fig.4)
Indicación de la cinta: la indicación de la cinta, es la cantidad de cinta mojada (bien sea en la cinta o en la plomada) y está determinada por la marca que deja el nivel del líquido que se mide (Fig. 4 y 5).
Aforo de apertura: El aforo de apertura es la medida tomada en un tanque antes de un recibo o una entrega de petróleo o refinado.
Aforo de cierre: El aforo de cierre es la medida tomada en un tanque después de un recibo o una entrega de petróleo o refinado.
Aforo directo: Aforo directo es la altura del líquido en el tanque, medida desde la superficie de nivel hasta el fondo del tanque, o hasta la placa fija de nivel cero (Fig. 4).
Aforo Indirecto: Aforo indirecto es la distancia vertical desde el punto de referencia hasta la superficie de líquido en el tanque (Fig. 4).
Asiento en los tanques: El asiento en los tanques (acumulaciones), consiste en un material sólido o semisólido que se ha precipitado en el fondo de un tanque, y el cual no se puede extraer en operaciones habituales de bombeo. Estas acumulaciones consisten ordinariamente de arena, limo, cera y emulsión agua-petróleo.
Agua de fondo: El agua de fondo es el agua que se encuentra con frecuencia en el fondo de los tanques a un nivel sensible, bien sea por encima o por debajo de las acumulaciones de fondo. Cuando se mantiene cierta cantidad de agua en el fondo de un tanque con el propósito de obtener una lectura más precisa del petróleo, o para evitar que éste se escape por roturas de las láminas del piso, se le llama "colchón de agua" (Fig.5). Un término sinónimo de agua de afondo es "Agua y Sedimentos Libres".
Pasta detectora de agua: Es una pasta que cambia de color al contacto del agua. Cubriendo la plomada y una parte de la cinta con ella, y practicando un aforo directo, se obtiene la altura del agua en el fondo del tanque.
Pasta detectora de gasolina: es una pasta que cambia de color al contacto de la gasolina u otro destilado transparente del petróleo. Cubriendo una parte de la cinta con ella y bajando esta porción cubierta dentro del producto a medir, se encuentra la medida exacta.
Boca de aforo: apertura a través de la cual se hacen mediciones. Tiene una tapa con bisagras que deberá ser cerrada excepto durante la operación de aforar.
Tubo de Medidas: es un tubo perforado que se extiende desde el fondo del tanque, al cual se le solda hasta la boca de aforo dentro de la cual no está pegado. El tubo tendrá un diámetro de 4" y será hecho de acero salvo las 4" del extremo superior que será fabricado de bronce o cobre, o de otro material sin chispas. El borde superior del tubo deberá ser nivel para que todas las partes del borde se encuentren equidistantes de aquella parte del fondo del tanque a la cual se le solda el tubo. Así, el borde superior se convierte en el punto de referencia del tanque. El propósito del tubo es permitir la medida del nivel de líquido en el tanque sin la interferencia de espuma o de ondas.
PROCEDIMIENTO
Método de Medición Directa:
Este método debe usarse para el aforo de tanques de techo flotante y para la medición de los residuos en los tanques de un buque antes de la carga y después de la descarga. Este método puede también usarse para determinar la altura del agua de fondo en cualquier tipo de tanque o compartimento de tanque, siempre y cuando los residuos sean lo suficientemente fluidos para permitir el paso de la plomada hasta el fondo del tanque o hasta la placa de nivel cero.
Baje la cinta y su plomada dentro del líquido, manteniendo siempre en contacto con el borde de la boca de aforo la cara lisa de la cinta (sin graduaciones), hasta que la plomada se encuentre a corta distancia del fondo. Luego baje lentamente la cinta hasta que la plomada apenas toque el piso. Saque la cinta y lea la cantidad de cinta mojada con aproximación de 1/8". Asiente esta lectura en la hoja de control, usando la línea "Nivel de Líquido", bajo "1ª. Medida". Repita la operación y asiente la lectura en la misma hoja, usando la misma línea "Nivel de Líquido", pero bajo el encabezamiento "2ª Medida". Si las dos cifras no resultan iguales, repítase la operación hasta que dos lecturas coincidan exactamente y estás últimas deben ser los aforos enviados a la oficina de control en la hoja respectiva. Las medidas que mostraron diferencias se desechan.
Método de medición indirecta:
Este método se usará para el aforo de tanques con techo fijo y para el aforo de buques después de la carga y antes de la descarga. También debe usarse para obtener los niveles de los residuos y agua de fondo en los tanques.
Baje la cinta y su plomada lentamente dentro del tanque manteniendo siempre en contacto con el borde de la boca de aforo o del tubo de medidas, la cara lisa de la cinta (sin graduaciones), hasta que la plomada penetre el líquido. Sostenga la cinta en reposo hasta que la plomada cese de oscilar, luego baje la cinta muy lentamente deslizándola sobre el punto de referencia hasta que una porción se moje. Continúe bajando la cinta con mucho cuidado hasta que la misma pulgada y fracción de pulgada que aparece marcada en la profundidad de referencia, aparezca en la cinta en perfecta coincidencia con el punto de referencia.
Asiente esta lectura de la cinta. Extraiga la cinta y asiente su lectura mojada con aproximación de 1/8". Ambos asientos se hacen en la hoja de control, usando las líneas previstas bajo "1ª Medida".
Limpie la cinta y efectúe una segunda operación completa de medida. Para esta operación baje la cinta como antes hasta que una porción de ella se moje, pero ahora continúe bajando la cinta lentamente hasta que la marca de una pulgada entera coincida con el nivel de referencia. Asiente esta lectura de la cinta. Extraiga la cinta y asiente su lectura mojada con aproximación de 1/8". Ambos asientos se hacen en la hoja de control, usando las líneas previstas bajo "2ª Medida".
El medidor ahora deberá completarlos cálculos exigidos en la hoja de control, para asegurarse de que el nivel de líquido es igual en la "1ª Medida" y "2ª Medida". Si no se obtiene este resultado, deben practicarse nuevos aforos hasta que el nivel de líquido sea el mismo en ambas medidas, siendo éstos los que deben enviarse a la oficina en la hoja de control. Las medidas que mostraron diferencias se desechan.
MEDICIÓN DE AGUA DE FONDO (AGUA Y SEDIMENTO LIBRES)
Razones para medir el agua de fondo:
1) Para corregir la cantidad de producto medido en el tanque, a fin de compensar el cambio de capacidad del tanque que resulta de la flexión de las láminas del fondo. Esta flexión puede ocurrir cuando el tanque está situado sobre tierra esponjosa. En estos casos debe mantenerse en el tanque una cantidad de agua suficiente para cubrir el fondo y subir algunas pulgadas en las paredes.
2) Para corregir la cantidad de producto medido en el tanque, a fin de compensar el cambio de volumen del agua de fondo como consecuencia de:
a) Agua precipitada del crudo o refinado durante los movimientos o entre ellos.
b) Escape sin control del agua por las paredes o en el fondo durante los movimientos, o entre ellos o la remoción intencional de agua por medios mecánicos o manuales.
Cuando medir el agua de fondo:
El agua de fondo debe medirse a diario como un procedimiento de rutina, en todos los movimientos que implican fiscalización, venta o compra de crudo y productos refinados cuando:
Se sepa o se sospecha que hay aguas en el fondo del tanque.
Se mantenga un colchón de agua por las razones enumeradas en el parágrafo 3.3.1, aún cuando el uso de la pasta detectora de agua no sea satisfactorio y debe recurrirse al uso.
Bombas [2]
El bombeo puede definirse como la adición de energía a un fluido para moverse de un punto a otro. Una bomba es un transformador de energía. Recibe la energía mecánica, que puede proceder de un motor eléctrico, térmico, etc., y la convierte en energía que un fluido adquiere en forma de presión, de posición o de velocidad.
Las bombas pueden clasificarse sobre la base de las aplicaciones a que están destinadas, los materiales con que se construyen, o los líquidos que mueven. Otra forma de clasificarlas se basa en el principio por el cual se agrega energía al fluido, el medio por el por el cual se implementa este principio y finalmente delinea la geometría específicas comúnmente empleadas. Esta clasificación se relaciona por lo tanto, con las bombas mismas y no se relaciona con ninguna consideración externa a la bomba o aún con los materiales con que pueden estar construidas.
Tomando en cuenta esta última clasificación, todas las bombas pueden dividirse en dos grandes categorías:
Dinámicas
En las cuales se añade energía continuamente, para incrementar las velocidades de los fluidos dentro de la máquina a valores mayores de los que existen en la descarga, de manera que la subsecuente reducción de velocidad dentro, o más allá de la bomba produce un incremento de presión. Las bombas dinámicas pueden, a su vez, subdividirse en otras variedades de bombas centrífugas y de otros efectos especiales.
De Desplazamiento Positivo.
En las cuales se agrega energía periódicamente mediante la aplicación de fuerza a una o más piezas móviles para un número deseado de volúmenes, lo que resulta un incremento de presión hasta el valor requerido para desplazar el fluido a través de válvulas con aberturas en la línea de descarga.
Clasificación de las bombas de desplazamiento positivo:
Las bombas de desplazamiento se dividen esencialmente en los tipos reciprocantes y rotativas, dependiendo de la naturaleza del movimiento de los miembros que producen la presión. Cada una de estas clasificaciones mayores pueden, a su vez, subdividirse en varios tipos específicos de importancia.
Las bombas de desplazamiento positivo (reciprocantes), por lo general, se clasifican por sus características:
1. – Extremo de impulsión, es decir, potencia o acción directa.
2. – Orientación de la línea de centros del elemento de bombeo, es decir, horizontal o vertical.
3. – Número de carrera de descarga por ciclos de cada biela, es decir, acción sencilla o doble acción.
4. – Configuración del elemento de bombeo: pistón, émbolo o diafragma.
5. – Número de varillas o bielas de mando, es decir, simplex, dúplex o múltiplex.
Tipo Reciprocantes
Las bombas reciprocantes son unidades de desplazamiento positivo que descargan una capacidad definida de líquido durante el movimiento del pistón o émbolo a través de la distancia de carrera. El pistón puede ser accionado mediante vapor, motor de combustión o por un motor eléctrico.
La categoría del tipo reciprocantes tiene como principio el desplazamiento positivo, el cual consiste en el movimiento de un fluido causado por la disminución del volumen de la cámara. En el ejemplo, el émbolo, ha desplazado su volumen del recipiente grande al recipiente chico. El volumen del fluido desplazado (B) es igual al volumen del émbolo (A). Este volumen desplazado es igual al producto del área transversal del émbolo por la longitud total sumergida. Por lo tanto, en una máquina de desplazamiento positivo el elemento que origina el intercambio de energía no tiene necesariamente movimiento alternativo (émbolo), sino que puede tener movimiento rotatorio (rotor), llamadas también volumétricas y roto estáticas respectivamente.
En una bomba reciprocante, el flujo es estable hasta el final de la carrera del pistón, donde el pistón se detiene y regresa. Por lo tanto, el comportamiento del flujo de descarga es pulsante. Estas pulsaciones pueden ser reducidas mediante cámaras de amortiguación en la descarga de la bomba y el uso del cilindro de doble acción.
Todas las bombas reciprocantes tienen una parte que maneja el fluido, comúnmente llamada el extremo líquido, el cual tiene:
1.- Un sólido que se desplaza, llamado émbolo o pistón.
2.- Un recipiente que contiene al líquido, llamado el cilindro.
3.- Una válvula de succión de retención que permite el fluido de la tubería de succión hacia el cilindro líquido.
4.- Una válvula de descarga de retención que permite el flujo del cilindro hacia la tubería de descarga.
5.- Empaque para sellar perfectamente la junta entre el émbolo y el cilindro y evitar que el líquido se fugue del cilindro.
La capacidad de la bomba varía con el número de émbolos o pistones y pueden clasificarse en simplex, dúplex, triplex, etc.
La bomba se diseña para una velocidad, presión, capacidad y potencia específicas. La bomba puede aplicarse a condiciones de potencia menores que las del punto específico de diseño, pero con sacrificio de la condición más económica de operación.
Tipo Rotatorias de Tornillo.
Las bombas rotativas de tornillo son unidades de desplazamiento positivo, en el cual el flujo a través de los elementos de bombeo es verdaderamente axial en lugar de lanzar el líquido como en una bomba centrífuga este tipo de bomba lo atrapa, lo empuja contra la caja fija en forma muy similar a como lo hace el pistón de una bomba reciprocante, pero a diferencia de esta última, la bomba rotatoria de tornillo descarga un flujo continuo. Aunque generalmente se le considera como bombas para líquidos viscosos, pueden manejar casi cualquier líquido que este libre de sólidos abrasivos.
Debido a la baja inercia relativa de sus partes en rotación, las bombas de tornillo son capaces de operar a mayores velocidades que otras bombas rotatorias o alternativas de desplazamiento comparable.
Las bombas de tornillo como otras bombas rotatorias de desplazamiento positivo tienen unas características de flujo que es esencialmente independiente de la presión. Estas bombas se clasifican de acuerdo al número de tornillo que presenten en su diseño o configuración. Estos pueden ser simples o múltiples.
Las bombas de tornillos múltiples se encuentran en una gran variedad de configuraciones y diseños. Todas emplean un rotor conducido engranado con uno o más rotores de sellado. El mismo flujo se establece entre las roscas de los tornillos, y a lo largo del eje de los mismos. Pueden usarse tornillos con roscas opuestas para eliminar el empuje axial en la bomba.
En el mercado se encuentran dos (2) tipos básicos disponibles, la construcción del extremo simple o doble, de las cuales la última es la más conocida, véase
Debido a que la bomba de tornillo es un dispositivo de desplazamiento positivo, entregará una cantidad definida de líquido por cada revolución de los rotores.
La capacidad real entregada de cualquier bomba rotatoria especifica es afectada por:
1.- Variación en la velocidad.
2.- Variación en las viscosidades.
3.- Variación en la presión diferencial.
Debido a la holgura entre los rotores y su alojamiento, las bajas velocidades y las altas presiones el deslizamiento aumenta, lo que resulta en una capacidad reducida para una velocidad dada. El impacto de estas características puede variar ampliamente para los diversos tipos de bombas. El deslizamiento, sin embargo, no se afecta en forma medible por los cambios en la velocidad, no obstante, se produce en un pequeño porcentaje de deslizamiento del flujo total a velocidades altas.
Las bombas de tornillo por sí mismas no originan presión, simplemente transfieren una cantidad de fluido del lado de entrada al lado de salida. La presión desarrollada en el lado de salida es tan sólo el resultado de la resistencia al flujo en la línea de descarga. La característica de la pérdida de un tipo y modelo de bomba en particular es uno de los factores claves que determinan la gama aceptable de operación, en general está bien definido por el fabricante de la bomba.
La viscosidad y la velocidad están íntimamente ligadas y no es posible considerar una sin la otra. La velocidad básica que el fabricante debe considerar es la velocidad axial interna del líquido pasando a través de los rotores. Esa es una función del tipo de bomba, diseño y tamaño. La velocidad de rotación debe reducirse cuando se manejan líquidos de alta viscosidad. Las razones no solo están en la dificultad para llenar los elementos de bombeo, sino también las pérdidas mecánicas que resultan de la acción del corte de los rotores en la sustancia que se maneja. La reducción de estas pérdidas es con frecuencia más importante que las velocidades relativamente altas, aunque las últimas pudieran ser posibles debido a las condiciones de succión.
Las pérdidas internas de potencia son de dos tipos: mecánicas y viscosas. Las pérdidas mecánicas incluyen toda la potencia necesaria para vencer el arrastre de la fricción mecánica de todas las partes en movimiento dentro de la bomba, incluyendo los rotores, cojinetes, engranes, sellos mecánicos, etc. Las pérdidas por viscosidad incluyen toda la pérdida de potencia originada por los efectos de arrastre del fluido viscoso contra todas las partes dentro de la bomba, así como de la acción de corte del mismo fluido. Es probable que la pérdida mecánica sea el mayor componente cuando se opera a bajas viscosidades, mientras que las pérdidas por viscosidad son mayores en condiciones de alta viscosidad.
En general, las pérdidas para un tipo y tamaño de bomba dada, varían con la viscosidad y la velocidad de rotación, pueden o no ser afectadas por la presión, dependiendo del tipo y modelo de bomba bajo consideración. Estas pérdidas, sin embargo, deben estar siempre basadas en la máxima viscosidad que debe manejarse, puesto que serán las más altas en este punto.
- Bombas de Inyección de química
Tiene la función de prevenir la formación y /o eliminar la espuma. Este equipo está constituido por un recipiente que contiene una mezcla de silicón y gasoil, una bomba con su respectivo contador acoplado al recipiente, la cual inyecta esa mezcla en un sitio previamente determinado como el más adecuado para inyectar y contrarrestar formación de espuma en los tanques de la estación. El sitio de inyección de la química varía de una instalación a otra, dependiendo de las características de los crudos. En algunos casos, la inyección se hace en el múltiple de producción, en otros, antes o después de los separadores de producción y en otros en las tuberías de entrada de los fluidos a los tanques de almacenamiento temporal.
La bomba de inyección de substancias químicas inyecta los reactivos químicos al sistema a una razón predeterminada que debe ser proporcional a la producción del pozo. Las pruebas en frascos indican la cantidad requerida para el tratamiento adecuado de una determinada cantidad de emulsión de petróleo crudo, por ejemplo, cien barriles. Una vez que esta razón entre el compuesto y la emulsión se ha determinado, es el deber del empleado ajustar la bomba inyectora para agregar la cantidad necesaria.
La mayoría de los diseños del equipo de producción especifican la inyección de compuestos químicos en el cabezal del pozo, o corriente arriba del separador. Por supuesto, la presión a esos puntos de la tubería es mas alta que la de la atmósfera.
Por lo tanto, la mayoría de las bombas de inyección de substancias químicas se fabrican para superar las presiones que comúnmente se encuentran en las líneas de flujo de los pozos de petróleo.
DESCRIPCIÓN DE ÁREA PETROLERA.
El Área Petrolera OIL-01 posee un área de 270 km2 y se encuentra ubicada en el flanco sur de la cuenca oriental de Venezuela, al Suroeste del Área Mayor de Oficina. Dicho bloque comprende el campo petrolífero OIL-01-A.
El campo que integran el Área Petrolera OIL-01 fue descubierto a inicios de la década de los cuarenta y en ellos se perforaron un total 93 pozos, 20 de los cuales resultaron secos y fueron abandonados. Actualmente producen 24 pozos (Diciembre 2004), con una promedio de 1300 BNPD. Un total de 55 pozos se encuentran inactivos, de los cuales 20 se han evaluado como candidatos a reactivación.
ESTACIÓN OIL–EF-01
La Estación OIL–EF-01 actualmente maneja la producción de crudo, agua y gas de los pozos pertenecientes a las Áreas 1 y 3.
La Estación de OIL–EF-01 cuenta con todos los equipos necesarios para el tratamiento del crudo.
Equipos
Múltiple de Producción
El múltiple de entrada de la estación OIL–EF-01 tiene capacidad para 20 pozos y está compuesto por tres cabezales de 6" cada uno. Las conexiones de entrada de los pozos son de 3". Actualmente tiene conectadas las líneas de flujo de 13 pozos. Las tuberías que conforman el múltiple se observaron en buenas condiciones externas, sin presentar fugas. El número de puestos disponible es suficiente para recibir los pozos nuevos que van a ser dirigidos a la estación.
Este múltiple manejará únicamente los pozos de las Áreas 1 y 3 del Campo OIL-01. Del Área 1, algunos pozos son manejados a través del la Estación Tubo Múltiple OIL-14, cuyo tubería de producción general se conecta al cabezal de salida del múltiple de OIL-01.
Las otras áreas entran directamente al sistema de tratamiento de crudo de esta estación, por lo cual no son manejados por el múltiple.
Las tuberías y las válvulas del múltiple se encuentran en buen estado físico externo, sin presentar fugas. Los puestos disponibles para la línea de flujo de nuevos pozos presentan condiciones adecuadas para una rápida conexión.
Fig. 5.1. Tubo Múltiple.
Separadores de Producción
Esta estación tiene dos separadores de producción verticales con las siguientes características y datos:
E688: Compañía: BLACK SIVALLS & BRYSON INC. Serial: 23163. Capacidad: 5,500 BPD de crudo sucio y 16.5 MPCSD de gas, con una presión de diseño de 125 Psi. Está en operación y en buenas condiciones externas.
Otros datos:
Presión de operación: 125 psi @ 100 °F.
Presión de la prueba hidrostática: 188 psi.
Espesor de capa: ¼"
Diámetro: 48".
Longitud: 12"-0".
La presión de operación ha sido estimada en 85 Psig. El control de la operación del separador es local.
E75: Este separador está inactivo y presenta evidentes signos de deterioro externo. No tiene placa de identificación que permita obtener las características de diseño.
Separador de Prueba
Esta estación tiene un separador de prueba vertical E74: Compañía: TRUMBLE GAS TRAP. Serial: 7808. Los datos de diseño se desconocen.
Fig. 5.2. Separadores.
Calentadores de Crudo
En la Estación EEF11 se encuentran instalados 3 calentadores de crudo con las siguientes características:
2 Calentadores de 1,5 MMBTU/Hr Marca H2OIL y National Texaco
1 Calentador de 3 MMBTU/Hr Marca National Texaco
El calentador de 3 MMBTU/Hr posee dos cajas de fuego.
Estos equipos trabajan con alimentación del gas proveniente de la etapa de separación, luego de haber pasado por un equipo depurador. Una vez que abandona esta etapa el crudo posee una temperatura de 190 °F aproximadamente.
En esta estación se realizarán en forma centralizada todas las operaciones de separación agua crudo del Área OIL-01.
Fig. 5.3. Calentadores.
Tanque de Lavado
En la Estación OIL-01 se encuentra instalado un tanque de lavado de crudo de 6.700 barriles de capacidad. La construcción de este tanque es de tipo apernado.
Fig. 5.4. Tanque de Lavado.
Tanques de Almacenamiento
En la Estación OIL01 se encuentra instalado 3 tanques de almacenamiento de producción de 5.000 barriles de capacidad (EOIL-5000, EOIL-5001, EOIL-5003), y un tanque de almacenamiento de prueba de 1. 500 barriles de capacidad (EOIL-1500). Dos de estos son de construcción de tipo apernado y uno de tipo soldado.
Fig. 5.5. Tanques de Almacenamiento.
Bomba de Transferencia
El sistema de bombeo de crudo de la Estación OIL-EF-01 consta de una bomba Gardner Denver, con motor de combustión interna a gas natural Waukesha. No se conocen datos de diseño de esta bomba. La presión que reporta un manómetro ubicado a la descarga de la bomba indica un valor de 200 Psig.
La bomba está ubicada en un galpón abierto, donde cuenta con instalaciones básicas para su funcionamiento: tuberías de suministro de gas natural, y tanques de almacenamiento de agua y aceite.
Fig. 5.6. Bomba de Transferencia de Petróleo.
Bombas de Inyección de Química
La estación cuenta con dos equipos de inyección de química (Fig. 5.7.), una que se encuentra conectada aguas arriba del separador de producción, y otra aguas abajo del mismo, los equipos cuentan con un sistema de inyección por pulsos operados con gas.
Fig. 5.7. Bombas de Inyección de Química.
Manejo del Gas:
Parte del gas que es producido junto con el petróleo y separado del mismo por medio de los equipos separadores es utilizado como combustible para los equipos instalados en la estación OIL-EF-01, tales como las bombas (de pulsación, circulación y transferencia), válvulas y calentadores. Otra parte del gas es medido y enviado hacia La Planta Compresora PC-OIL-01, así como también es utilizado para los motores de los Balancines y Bombas de Cavidad Progresiva de los pozos de la zona.
La estación cuenta con equipos de medición del gas del tipo placa orificio, instalados aguas abajo del separador de prueba y aguas arriba de la planta compresora.
Los equipos instalados en la estación que se alimentan con el gas proveniente de la etapa de separación cuentan con equipos depuradores de gas. Uno de ellos está instalado aguas arriba de los calentadores en la línea que alimenta a estos, y otras aguas arriba de las bombas.
El gas que proviene de los tanques de almacenamiento es venteado hacia la atmósfera, debido a que es muy poco el volumen que es emanado en esta etapa.
Cualquier eventualidad que ocurra con cualquiera de los equipos, es decir, cualquier sobrepresión u obstrucción en las válvulas de control en los mismos, estos cuentan con líneas de desvío del gas, que son dirigidas hacia la fosa, ya que no se cuenta con equipos quemadores de gas.
Líneas de Manejo de Gas
Medición de Gas
Depurador de Gas
Manejo del agua
Los volúmenes de agua que se producen y se separan del crudo durante la etapa de Deshidratación, es decir, que provienen del tanque de lavado son transferidos hacia los tanques del sistema de la Planta de Inyección de Agua Salada (PIAS).
Una vez que el agua sea almacenada en estos tanques será inyectada en una arena bajo especificaciones ambientales, ya que actualmente se descarga hacia la fosa de crudo.
La PIAS contará con una bomba dúplex alimentada por gas, la cual será adquirida por la empresa a mediados de Noviembre.
Tanques de Recolección de Agua Salada
Manejo del Petróleo
El petróleo recolectado y tratado en la Estación OIL-01, al salir del Tanque de Lavado es dirigido por gravedad hacia el tanque de Almacenamiento principal, en donde al haber un volumen de crudo equivalente al 85 % de su capacidad, éste es circulado hacia los otros tanques de almacenamiento de modo tal que no sea sobrepasada la capacidad del tanque principal. Para realizar esto, es utilizada una bomba de circulación del tipo pistón y el sistema de líneas de flujo que conectan a todos los tanques.
Una vez que el crudo con las especificaciones del porcentaje de Agua y Sedimentos (% AyS) y es fiscalizado por la transferencia de custodio (PETROUCV-PDVSA), es bombeado hacia la Estación de Descarga OIL-02 (OED-02) operada por El Estado. Para ello la estación cuenta con una bomba de transferencia del tipo dúplex operada a gas.
Líneas de Flujo
Bomba de Circulación de Petróleo
Pruebas de pozos
La estación cuenta con un sistema de prueba de pozos conformado por un tubo múltiple de prueba, un separador y un tanque de tipo apernado, cuya capacidad es de 1500 bbls. Además de esto, la línea posee un medidor de gas y un registrador de presión mediante el cual se puede determinar el volumen de gas que produce un pozo.
Sistema Múltiple-Separador de Prueba
Toma de Muestras
Cuando el crudo sale del tanque de lavado es necesario realizar las pruebas para la determinación del porcentaje de Agua y Sedimentos (%AyS) y la Gravedad API, de modo tal que éste cumpla con las especificaciones exigidas por El Comprador. Para realizar estas pruebas se cuenta un punto de toma de muestras ubicado en la línea de transferencia de petróleo al patio de Tanques de Almacenamiento desde el Tanque de Lavado.
Toma de Muestras
1. Contreras C. Marvin J. (2004). Evaluar y Diagnosticar las Condiciones de Operación de la Estación de Tratamiento de Crudo BARED-10-Distrito San Tome. Informe de Pasantías. Universidad Rafael Urdaneta, Maracaibo.
2. Arocha P. Otman A. (2004). Estudio Comparativo Técnico-Económico entre Estación de Flujo Convencional y Estación de Flujo con Tecnología Multifásica en el campo Caricari. Trabajo Especial de Grado. Universidad Central de Venezuela, Caracas.
3. Busto Trina I. y Zamora M. Oswaldo N. (2002). Evaluación del Sistema de Manejo de Fluidos en Superficie para el Área Mayor de Socororo. Trabajo Especial de Grado. Universidad Central de Venezuela, Caracas.
4. Smith Vernon H. (2001). Oil and Gas Separators. Petroleum Engineering Handbook. Chapter 12. Meriand Corp. Houston.
5. Rivero R. Engly N. (2000). Implantación de la Gerencia de la Seguridad de los Procesos para la Estación de Flujo AREF-2 y las Estaciones de Descarga ARED-4, BARED-4 Y BARED-8. Trabajo Especial de Grado. Universidad Nacional Experimental "Antonio José de Sucre", Barquisimeto.
6. Woodruff John (1968). Crude Oil Tanks: Construction, Strapping, Gauging and Maintenance. API Manual. The University of Texas at Austin, Texas.
7. Wallace J. Frank and Others (1961). Well Testing. API Manual. Dallas, Texas.
8. LeFeber R. B. and Others (1974). Treating Oil Field Emulsions. API Manual. Dallas, Texas.
9. Tesis de la Fundación La Salle
10. Tesis de la UNEXPO
11. Ing. Luis Escobar H. Medición De Crudo En Tanques. Problemas Y Tratamiento De Espuma. Pérdidas Por Evaporación. Consultores Esconpet, S.A.
Autor:
Prof. Ing. Eduardo A. Aguirre
Caracas, Febrero 2009
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