PRODUCCION II

1. PRODUCCION II ENTREGA DE CRUDOS Ing. Mario Sánchez

2. PRODUCCION II ENTREGA POR TANQUES Entrega de crudos. Entrega por tanques. Metodología y aplicación. Normativas de entrega. Problemas y soluciones. Determinación del seco-seco entregado. Sales de entrega. Porcentaje de agua y sedimentos de entrega. Densidad seca-seca y º API final

3. FUNDAMENTO • La venta del crudo en especificaciones es la culminación de un proceso de producción que comienza con la extracción de los fluidos del pozo y culmina con una tarea que requiere el máximo de eficiencia para que estén fundamentados los esfuerzos en las etapas intermedias.

4. FUNDAMENTOS • El método de entrega por tanques es un sistema tradicional que se usa en casos excepcionales, donde no puedan o no se justifique tener unidades automáticas de entrega, que simplifican las tareas y minimizan los errores

5. SISTEMA DE MEDICION • En el caso de entregar el petróleo desde tanques cilíndricos verticales, se procede a la medición del vacío, el que deducido del punto de referencia arrojará la altura del líquido contenido en el tanque. • Determinado los volúmenes por medio de las tablas de calibrado, se descontará el volumen de agua, una vez hecho esto se corregirá a 15°C, utilizando la tabla de factores de corrección de volúmenes y densidades

6. ELEMENTOS Equipo de medición: • Cinta métrica de acero de 10 a 15 metros. • Una plomada de bronce rectangular de 2.5 cm por lado y 21 cm de largo con lectura en mm, desde 8 cm hasta 24 cm. En la parte superior llevará un tornillo de regulación que ajusta el pilón o plomada mediante una tuerca, y en el extremo opuesto una presilla que permite el enganche a la cinta métrica. Ese tornillo permite regular con precisión la distancia entre el 0 de la cinta y 8 cm de la plomada, comprobación que puede realizarse en medidas de 40 a 50 cm. (Fig. 1).

7. ELEMENTOS • Termómetros en grados centígrados con columna de mercurio y graduación que permita lecturas de hasta 0,2 °C y escala de 0°C hasta 120°C. El termómetro ha de estar protegido dentro de una camisa de bronce, y en la parte inferior un pequeño depósito, con el cual el bulbo puede estar en contacto con el fluido el mayor tiempo posible, protegido de la influencia de la temperatura exterior. (Fig. 2).

8. ELEMENTOS – Fig. 1Cinta con pilón

9. ELEMENTOS – Fig. 2Termómetro

10. PROCEDIMIENTOS • Siempre que se habilite un tanque nuevo o se ponga en servicio un tanque después de una reparación hay que calibrarlo. • El operador procederá con atención, seguridad y exactitud a las siguientes operaciones: - Bajar el termómetro hasta la parte media del producto contenido en el tanque, sujetándolo allí y seguir con la medición. -Bajar la cinta con pilón enganchado, hasta que este toque la superficie del líquido, y luego cuidadosamente hará correr la cinta hasta apoyar la cifra de los centímetros más cercana al borde del punto de referencia, con lo cual el pilón se habrá sumergido en el líquido. - Leerá la cantidad que determina su apoyo en el punto de referencia. Luego se levantará el pilón, leyendo cuanto se introdujo este en el líquido

11. PROCEDIMIENTOS - Sumar las dos cantidades de cinta y pilón para obtener la medida de vacío, el que restado del punto de referencia dará la altura del líquido. - Finalmente, el termómetro que había permanecido durante la medición en el líquido, se baja hasta 50 cm del fondo en tanques sin serpentín de calefacción o hasta 1 metro en los que lo posean; se levanta lentamente mientras esté en el líquido y luego rápidamente al salir de este para obtener una lectura que no esté influenciada por la temperatura exterior, por mas que el bulbo esté sumergido en la cámara del termómetro. - Las mediciones se harán con un intervalo no menor a 1 hora luego de que el tanque se haya bombeado o haya recibido para su asentamiento

12. Toma de muestraInstrucciones generales • Con esta muestra el laboratorio determinará la densidad a 15°C y el contenido porcentual de agua y sedimentos, datos que nos servirán para determinar el petróleo seco-seco a 15°C bombeado o existente. • El tacho sacamuestra, cilindro de 2” de diámetro y 30 cm de largo con la tapa ciega en el fondo y tapa roscada en el otro extremo, con dos agujeros de 1 cm en la tapa y una argolla para enganchar una soga, se sumerge en el líquido hasta hacerlo llegar al fondo o a la parte superior del colchón de agua y luego se eleva a una velocidad constante de forma tal que se llene a los dos tercios aproximadamente de su capacidad.

13. Toma de muestraSacamuestra

14. Determinaciones de laboratorio • La muestra se lleva al laboratorio y se coloca a baño maría a 50°C aproximadamente. Se agita manualmente para homogeneizar la temperatura. Luego se trasvasa a un recipiente donde se mide la densidad con un densímetro y la temperatura con un termómetro. Con este valor de densidad y temperatura se entra en la tabla de corrección de densidad y se determina la densidad de petróleo hidratado a 15°C. • La otra parte de la muestra se trasvasa a una perita de 100 cm3 donde se coloca 50 cm3 de un solvente y 50 cm3 de petróleo, 2 gotas de algún desenmulsionante y se centrifuga a 4000 rpm durante 10 minutos. La lectura multiplicada por 2 da el porcentaje de agua más sedimentos

15. Determinaciones de laboratorio • Para la determinación de las sales se utiliza el método de Mohr. En un balón de 1000 cm3 se agrega 125 cm3 de petróleo, 125 cm3 de solvente y 250 cm3 de agua destilada hirviendo. Se agita durante 10 minutos teniendo cuidado de ir desgasificando el balón por la válvula. Luego se deja en reposo y cuando el agua se separa se sacan 100 cm3 en un erlenmeyer. Se deja enfriar a temperatura ambiente y se titula con NO3 Ag (nitrato de plata de concentración N/10) y con CrO4K(cromato de potasio de concentración N/10) como titulante. • El gasto de NO3 Ag multiplicado por 117 nos da la cantidad de sales expresadas como ClNa en gr/m3.

16. EJEMPLO • Determinar el volumen seco-seco en un tanque de almacenaje. • Datos: • Punto de referencia 13.280 mm • Vacío: 5.260 mm • Temperatura del líquido: 60 °C • Densidad de la muestra: 0,87 a 15 °C • Agua + sedimentos: 1,2 %

17. EJEMPLO Determinación de la altura del líquido: • Punto de referencia(R): 13.280 mm • Vacío (V): 5.260 mm • Lleno (L) = R- V = 8.020 mm • De la tabla de calibración del tanque 8020 mm corresponde a 6.099.577 lts a 60°C Determinación del volumen a 15 °C: • En la tabla de factor de volumen con una densidad a 15°C de 0.87 el factor de volumen es 0,9655. • Luego el volumen corregido es: • Volumen bruto a 15 °C =6.099.577 lts * 0,9655 = 5.889.140lts

18. EJEMPLO Contenido de agua + sedimentos: • Para un 1,2 % tenemos: 5.889.140/100 * 1,2 = 70.670 lts Determinación del seco-seco: • Volumen bruto = 5.889.140 lts • Agua + sedim. = 70.670 lts • Seco-seco = 5.818.470 lts

19. TABLAS

20. PROCEDIMIENTOS En caso de hacer una entrega por tanque tenemos dos posibilidades: • Que el tanque esté lleno y luego de la entrega quede casi vacío. • Que el tanque esté casi vacío y luego de la entrega se llene. En los dos casos vamos a tener un procedimiento de medición y sacada de muestra antes y después de la entrega con dos análisis de laboratorio. Se determina el seco-seco del tanque antes y después de la entrega y la diferencia es el seco-seco entregado. Ver ejemplo en la planilla adjunta

21. POCEDIMIENTOS En este caso se debe determinar los siguientes valores: 1- % de agua de la entrega para el caso a) Vi * %Ai = Vf * %Af + Ve * %Ae • Entonces: %Ae = Vi * %Ai – Vf * %AF Ve Donde : Vi = Volumen inicial Vf = Volumen final Ve = Volumen entrega %Ai = Porcentaje de agua inicial %Af = Porcentaje de agua final %Ae = Porcentaje de agua entrega

22. PROCEDIMIENTOS 2- Sales de la entrega Vi * Si = Vf * Sf + Ve * Se Se = Vi * Si – Vf * Sf Ve Donde: Si = Sales iniciales Sf = Sales finales Se = Sales entrega

23. PROCEDIMIENTOS 3-Densidad del seco-seco y grado API Ds-s * Vs-s + Da * Va = Dh * Vh Entonces: Ds-s = Dh * Vh – Da * Va Vs-s Donde : Ds-s = Densidad seco-seco Dh = Densidad hidratado Da = Densidad del agua = 1,033 Vh = Volumen hidratado Vs-s = Volumen seco-seco Va = Volumen de agua ° API = (141,5 / Ds-s) – 131,5

25. PRODUCCION II • Entrega por unidades automáticas. • Entrega de crudos. Entrega por unidades automáticas. Metodología y aplicación. Normativas. Factor de la unidad. Determinación. Problemas y soluciones. Determinación de los parámetros de entrega y del seco-seco final.

26. Entrega por unidades automáticas. • Introducción • En el presente trabajo se desarrollará una de las partes más delicadas de la producción de petróleo, la entrega de crudo. La entrega de crudo es la tarea por la cual la empresa recibirá la compensación por todo el esfuerzo realizado por poner el crudo en especificación. Si los pasos conducentes a realizar la entrega están mal realizados los procedimientos anteriores a la misma son en vano. El enfoque del trabajo se centra en la entrega a través de unidades automáticas de control y medición (LACT).

27. Entrega por unidades automáticas. • Se definirá el concepto de unidades LACT (Lease Automatic Custody Transfer), se explicará brevemente el funcionamiento de algunas de sus partes constitutivas más importantes. Se describirá la operación de estas unidades, a través de un ejemplo real de unidad LACT. También se hablará de la calibración de la unidad y de la medición, extracción y análisis de muestras que se deben extraer de la unidad.

28. Definición • Una unidad automática se puede definir en una primera aproximación como una unión de instrumentos y controles cuyo fin es desarrollar automáticamente operaciones especificadas de una manera predeterminada. La LACT es la herramienta y/o técnica por la que se transfiere petróleo producido en especificación a un oleoducto conectado en un ambiente sin personal. La LACT debe tener capacidad para determinar automáticamente la cantidad y calidad del petróleo que está siendo transferido, y a su vez debe implementar funciones de control para prevenir la transferencia de una calidad y/o volumen inaceptable. Es decir, la unidad LACT controla y mide el petróleo que se entrega.

29. Equipamiento Válvulas controladas automáticamente • Estás pueden ser : válvulas controladas por fluidos (principalmente neumáticas), válvulas controladas eléctricamente y válvulas controladas por fluidos y eléctricamente (electroneumáticas). Medidor de desplazamiento positivo • Estos medidores son dispositivos simples todos contienen dos elementos primarios: una carcasa estacionaria y un elemento móvil, que aísla dentro de la carcasa un volumen fijo de líquido por cada ciclo de operación. El elemento móvil puede ser un pistón convencional o un rotor con paletas retráctiles, paletas rotatorias, o con recipientes rotatorios. Los medidores pueden tener uno o dos rotores.

30. Equipamiento • A continuación se explican las características y funciones de un medidor con paletas retráctiles, el funcionamiento es de la siguiente manera: una caja maquinada con precisión contiene un rotor, el cuál gira sobre cojinetes a bolillas y desplaza unas paletas de espaciado constante. Cuando el líquido entra en el medidor, el rotor y las paletas comienzan a girar y por intermedio de un árbol de levas se logra que las paletas se desplacen (hacia dentro o hacia fuera). El sucesivo movimiento de las paletas forma una cámara de medición de un volumen preciso, limitado por dichas paletas, el rotor y la parte interna de la caja.

31. Equipamiento • Una de las características sobresalientes de estos tipos de medidores es que mientras están midiendo el flujo no generan prácticamente ningún disturbio en el sistema. Ya que no se pierde energía para disminuir la presión del líquido y es común que estos medidores logren una alta seguridad y eficiencia.

32. Equipamiento Medidor de temperatura. • Los dispositivos sensores de temperatura utilizados son del tipo térmico de llenado. Estos dispositivos operan por el principio físico de que un fluido se contrae o expande con los cambios de temperatura. El dispositivo está compuesto por un bulbo sensible a la temperatura, conectado por un tubo capilar a un elemento expandible que es sensible a los cambios de presión. El bulbo puede ser llenado por un líquido, un liquido y su vapor, o un gas. El elemento expandible puede ser un diafragama, un fuelle, o un tubo bourdon.

33. Equipamiento • El dispositivo tiene suficiente fuerza de salida para ser usado directamente en la compensación de temperatura en los medidores de desplazamiento positivo. El conjunto de fuelles es conectado a un transmisor de variable infinitesimal, que corrige el volumen de salida a la temperatura estándar (15oC).

34. Equipamiento Unidad de monitoreo de porcentaje de agua y sedimentos (BS&W). • Este elemento vigila continuamente mediante un sensor de tipo capacitivo que el agua contenida no supere un valor de limite prefijado(set point). El instrumento usado es un electrodo capacitivo, el cual detecta la presencia de agua por cambio de la constante dieléctrica de la corriente fluida. Las constantes dieléctricas del petróleo y el agua son cercanas a 80 y 2 respectivamente. Por lo que pequeñas cantidades de agua son fácilmente detectables con este instrumento.

35. Equipamiento • El medidor, generalmente, está instalado en un tubo vertical. Ya que de esta manera se logra una mezcla más uniforme con la consiguiente medición más precisa del contenido de agua. Se debe tener en cuenta la variación de la constante dieléctrica con la temperatura. Los monitores de BS&W generalmente tienen un rango de 0 a 3% de BS&W. En esta unidad el valor de set point se puede variar, este se usa para derivar o no el flujo de petróleo a la instalaciones de tratamiento de crudo ( lavadores), la corriente que se recircula no pasa por el FWKO. El monitor de BS&W controla si se transfiere o no el crudo al oleoducto pero NO determina el contenido de BS&W para calcular el volumen neto transferido. Hay que recordar que el volumen neto es el volumen de petróleo sin ningún contenido de agua y sedimentos.

36. Equipamiento Toma muestras automático Se saca una muestra del fluido que circula para determinar la gravedad específica y BS&W. La muestra se saca cada cierta cantidad de petróleo que circula (35 lt cada 1000 m³ por ejemplo). Esta muestra es mantenida a la presión de muestreo en un contenedor de capacidad suficiente. La muestra debe ser lo más representativa posible, para ello: • La muestra se debe sacar del centro de la cañería de la cual se roba la muestra. • La corriente fluida a testear debe estar en flujo turbulento. • El tamaño de la muestra y el intervalo de muestre deben ser tales que la muestra sea proporcional a la corriente de flujo total • Las muestras deben ser colocadas y almacenadas a presiones que excedan la presión de vapor le líquido para prevenir la evaporación y deterioro durante el almacenamiento.

37. OPERACIÓN • El sistema LACT más difundido en la actualidad es el de medidor de desplazamiento positivo, cuyo mecanismo de operación se describirá a continuación por ser el más aceptado por la industria. A pesar de que este último sistema ha dejado relegado el uso de los sistemas mencionados al principio debido a ventajas operativas y de costos, se han encontrado casos en los que se sigue usando sistemas LACT de tanque medidor. Esto especialmente en yacimientos que tienen que operar con grandes volúmenes de producción y que a su ves deben ser distribuidos a un gran número de empresas refinadoras de crudo.

38. OPERACIÓN Este sistema usado como ejemplo se puede dividir en: • Una unidad de control, montada en la planta de tratamiento del crudo, compuesta por: • Dos monitores de BS&W. • Una válvula de tres vías de accionamiento a diafragma con actuador • Una válvula a solenoide (bobina 220 Vca – 50 Hz) para comando de la válvula precedente. • Una válvula reguladora de presión de gas de alimentación a los instrumentos. • Un panel de control.

39. OPERACIÓN Una unidad de medición en la cercanía de playa de tanque de la empresa que compra el crudo, compuesta por: • Dos filtros con canasto cambiable y desaereador incorporado con purga automática. • Dos medidores de caudal de desplazamiento positivo, cada uno equipado con: • Transmisor de pulsos para el toma muestras • Compensador de temperatura que cambia la relación de engrane entre el eje impulsor y el eje del registrador de volumen para corregir el volumen medido a 15 oC. • Transmisor de pulsos para el contador de prueba. El mismo genera 1000 pulsos por cada m³ que circula a través del medidor.

40. OPERACIÓN • Contador impresor que contabiliza la producción diaria y la acumulada e imprime en una tarjeta los m³ de petróleo entregados. • Dos toma muestras automáticos proporcionales al flujo con su correspondiente recipiente de almacenaje de capacidad de muestreo de 5 gal cada uno. • Una válvula de contra presión a la salida de los medidores. • Dos registradores de temperatura del petróleo contabilizado. • Un tubo de calibración para la prueba de ambos medidores en forma independiente. • Panel de control

41. OPERACIÓN • La producción tratada en el FWKO y los separadores termoelectrostáticos es bombeada a la playa de tanque de la empresa compradora del crudo, previo paso por la unidad de control, figura. De esta manera el monitor de BS&W vigila continuamente mediante su sensor capacitivo que el agua contenida en el petróleo no supere el valor de set point prefijado.

42. OPERACIÓN • La unidad de monitoreo es conectada al electrodo medidor de la constante dieléctrica por un cable coaxial. Mientras el agua no supera dicho límite , un contacto auxiliar mantiene energizado el solenoide de la válvula de paso de gas, permitiendo que la presión de gas auxiliar regulado por la válvula reguladora presurice el diafragma de la válvula de 3 vías y mantenga abierto el paso recto (salida a la planta) y cerrada la conexión inferior (derivación a tratadores).

43. OPERACIÓN • En estas condiciones, el monitor tiene encendida una luz indicadora de “petróleo comercial”. Cuando el contenido de agua excede el valor de set point, se produce el encendido de un dispositivo de control de tiempo y de una lámpara indicadora de exceso de BS&W. Si esta circunstancia se mantiene durante 30 seg, el dispositivo de control tiempo actúa sobre el solenoide de la válvula quedando la misma desenergizada.

44. OPERACIÓN • De esta manera se bloquea la alimentación de gas, la válvula de 3 vías abre su salida inferior y cierra su salida recta, evitando el despacho de petróleo, el cual recircula a la planta de tratamiento. Tal circunstancia es indicada en el monitor por el encendido de una lámpara y el sonido de una alarma. Si el contenido de agua vuelve a la normalidad se restituyen las condiciones iniciales.

45. OPERACIÓN • El equipo de monitoreo permite obtener la indicación del porcentaje de agua del petróleo circulante en forma instantánea. Una vez que el petróleo pasa la unidad de control, el mismo es transferido hacia la unidad de medición. Al llegar a esa unidad pasa primeramente por los filtros desaereadores y luego por los medidores de desplazamiento positivo, donde es contabilizado.

46. OPERACIÓN • La unidad tiene además un sistema de muestreo colocado aguas arriba de los desgasificadores o desaereadores, hay que tener en cuenta que algunos sistemas los tienen ubicado aguas abajo de los mismos. Este sistema consiste en un regulador de volumen y una válvula solenoide de tres vías, que actúa por intermedio de un contacto, una vez por cada 2 m³ que circula a través de los medidores.

47. OPERACIÓN • La válvula de contra presión tiene un lazo de control que mantiene en el sistema una presión de entre 20 y 25psi aguas arriba de la unidad. El propósito de la misma es evitar el “flasheo” o vaporización del crudo previo a ser medido. Una válvula de retención (check valve) se debe colocar aguas abajo de la anterior. • El propósito de los filtros desaereadores es el de separar y remover alguna entrada o bolsón de gas en el petróleo antes que sea medido. Luego de su paso por los filtros, el petróleo es medido en los medidores de desplazamiento positivo ya explicados, los que tienen una capacidad de medición de 5 gal por revolución.

48. OPERACIÓN • La producción medida es corregida en forma automática a 15 oC por un dispositivo denominado ATG, que compensa los cambios de volumen de la corriente fluida debido a la desviación su temperatura con respecto a la temperatura standard. Este dispositivo se instala entre el medidor y el registrador de volumen y esta accionado por el eje de salida del medidor. Un sistema térmico compensa mecánicamente por cambios de temperatura del líquido y el ambiente.

49. OPERACIÓN • El contador cuenta también con un ajuste para calibrar manualmente el compensador de temperatura para cada producto que se mida de acuerdo a su gravedad específica. La instalación de la unidad de medición cuenta además con dos válvulas de alivio por sobrepresión o golpe de Ariete ubicadas aguas arriba y debajo de la misma. Las descargas de estas válvulas están conectadas respectivamente a una pileta de tierra y a un tanque de la playa de la empresa compradora.

50. CALIBRACION • Las unidades automáticas de medición permiten, utilizando medidores de desplazamiento positivos como los descriptos, la medición continua del petróleo que se entrega al oleoducto conectado o a los tanques de almacenamiento de la empresa compradora del crudo. Se comprobó que tales medidores introducen diferencias en las mediciones cuando están sujetos a condiciones operativas cambiantes, principalmente cuando hay variaciones del caudal y la viscosidad. También se producen diferencias por los cambios mecánicos debido al desgaste de sus partes internas.