Karol Corrales Parte I.pdf - [email protected]
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REPUBLICA BOLIVARIANA DE VENEZUELA UNIVERSIDAD DE LOS ANDES FACULTAD DE INGENIERÍA ESCUELA DE SISTEMAS DEPARTAMENTO DE SISTEMAS DE CONTROL “DISEÑO DE UN SISTEMA DE MEDICION AUTOMATICO EN LINEA DE PRODUCCION EN LAS PRINCIPALES ESTACIONES DE FLUJO DE LA UNIDAD DE EXPLOTACION TIERRA OESTE (PDVSA)” Por: Karol Corrales Ruiz Proyecto Presentado Ante La Ilustre Universidad de Los Andes Como Requisito Final Para Optar Al Titulo De Ingeniero En Sistemas Tutores: Tutor Industrial: Tutor Académico: Ing. Jesus Segura Prof. Addison Rios Julio de 2006
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REPUBLICA BOLIVARIANA DE VENEZUELA
UNIVERSIDAD DE LOS ANDES
FACULTAD DE INGENIERÍA
ESCUELA DE SISTEMAS
DEPARTAMENTO DE SISTEMAS DE CONTROL
“DISEÑO DE UN SISTEMA DE MEDICION AUTOMATICO EN LINEA DE
PRODUCCION EN LAS PRINCIPALES ESTACIONES DE FLUJO DE LA
UNIDAD DE EXPLOTACION TIERRA OESTE (PDVSA)”
Por: Karol Corrales Ruiz
Proyecto Presentado Ante La Ilustre Universidad de Los Andes Como Requisito Final Para Optar Al Titulo De Ingeniero En Sistemas
Tutores:
Tutor Industrial: Tutor Académico:
Ing. Jesus Segura Prof. Addison Rios
Julio de 2006
DEDICATORIA
A Dios, que siempre nos escucha, nos guía y sobre todas las cosas, perdona
nuestros errores, por darnos siempre una segunda oportunidad para ser mejores
con los demás y con nosotros mismos y por ayudarme a superar todos los
obstáculos para un final exitoso.
A mis padres, por haberme guiado y ayudado con infinita paciencia a alcanzar esta
gran meta.. Por estar siempre a mi lado durante las cosas más difíciles para mí. Por
ser más que mis padres, mis amigos. Por que siempre creyeron en mí y no me
abandonaron nunca. Y, por sobretodo, ser los mejores padres que alguien puede
tener.
A mis hermanas, por creer en mí y apoyarme en todo momento.
A mis amigos por demostrarme cada día que su amistad es incondicional y porque
en ellos siempre encuentro el ánimo y la fuerza que me acompaña día a día, por
escucharme, orientarme y regalarme los mejores momentos.
A mis profesores de la Universidad, responsables de mi formación profesional,
especialmente a aquellos que siempre creyeron en mí y me ayudaron más allá de
las exigencias formales, por ser excelentes docentes y cultivar en todos y cada uno
de sus alumnos el éxito y la superación.
ii
AGRADECIMIENTOS
A Dios, que me ha dado la oportunidad de conocer lo que es la vida y por
permitirme culminar exitosamente mi tesis y proveerme de paciencia y sabiduría
para enfrentar todas y cada una de las situaciones difíciles que pusieron a prueba mis
capacidades dentro del mundo profesional.
A la Ilustre Universidad de los Andes por recibirme en sus aulas y formarme,
no sólo como profesional exitosa, sino también como ciudadana útil a la patria.
A mis padres y hermanas, por ser lo que más quiero en el mundo, por
brindarme su apoyo incondicional y por orientarme a seguir luchando por alcanzar
mis metas.
A mi tutor académico y mis tutores industriales, Prof. Addison Ríos, Ing.
Jesús Segura, Ing. Edgardo Nava e Ing. Aída López y a todo el equipo que labora en
la Unidad de Explotación Tierra Oeste de la empresa Petróleos de Venezuela, S.A.,
por que día a día me auxiliaron y prestaron la más valiosa colaboración en el
desarrollo de mi tesis, por siempre estar dispuestos a aclarar mis dudas y enseñarme
todo lo necesario para realizar un trabajo excelente desde todo punto de vista.
iii
RESUMEN
El Sistema de Medición Automático objeto de esta investigación esta compuesto por un conjunto de instrumentos y equipos de medición, las cuales capturan el estado de las variables que intervienen en el proceso de flujo del crudo desde el sitio de extracción (pozos) hasta los sitios de recolección (estaciones de flujo), y por un sistema de supervisión que interpreta las señales provenientes de estos dispositivos. En la Industria Petrolera, los sistemas de medición automática son muy usados para el control de la cantidad y calidad del crudo producido en los campos de producción. Un ejemplo típico de estos sistemas lo representan las Unidades Automáticas de Medición para Transferencia de Custodia (LACT, por sus siglas en inglés) las cuales son empleadas por algunas de las empresas mixtas para conocer los volúmenes que serán tomados como medida oficial para la transferencia y custodia de hidrocarburos líquidos producidos. Actualmente en la Unidad de Explotación Tierra Oeste de la empresa Petróleos de Venezuela, S.A. (PDVSA) no existen sistemas de medición automática que permitan conocer la cantidad y calidad del crudo recolectado en las principales estaciones de flujo A de campo Mara y B de campo La Paz, que pertenecen a esta Unidad de Explotación. Por ello se hace necesario diseñar un sistema que se ajuste tanto a las condiciones del proceso existente como a los requerimientos y exigencias de las Normas Técnicas de Fiscalización de Hidrocarburos Líquidos del Ministerio de Energía y Petróleo, el cual permita obtener valores reales de los volúmenes diarios producidos ya que estos representan el pago de regalías a la nación. El diseño que se propone está compuesto por a) un “tomamuestras automático” a través del cual se podrá determinar el porcentaje de agua de la mezcla b) un “medidor de flujo” con tecnología que aplica el principio de Coriolis, para determinar el volumen producido c) “transmisores de presión y temperatura” d) un “desvío” que permite continuar con el proceso durante la calibración del cero del medidor de flujo e) juego de “válvulas de doble bloqueo y purga” para garantizar la limpieza del crudo e impedir el desvío del mismo.
Palabras Claves: Automatización, Medidores Automáticos, Estaciones de Flujo,
Normas Técnicas para la Fiscalización de Hidrocarburos, Medición.
iv
ÍNDICE GENERAL
DEDICATORIA...………………………………………………………………..
AGRADECIMIENTO…………………………………………………………....
RESUMEN…………………………………………………………………….....
ÍNDICE GENERAL.……………………………………………………………..
INDICE DE FIGURAS.…...……………………………………………………..
INDICE DE GRÁFICOS…………………………………………………………
INDICE DE TABLAS…...……………………………………………………….
CAPITULO I.
EL PROBLEMA ………………..……………………………………………...
1.1. – Introducción………………………………………………………...
1.2. – Definición del problema……………….…………………………..
1.3. - Objetivo de la Investigación………………………………………..
1.3.1. - Objetivo General…………………………………………..
1.3.2. - Objetivos Específicos……………………………………...
1.4. – Justificación de la Investigación .…………………………………
1.5. – Alcance ……………………..……………………………………..
1.6. – Limitaciones ……………..………………………………………...
CAPITULO II.
MARCO TEÓRICO………………...…………………………………………..
2.1- Antecedentes de la Investigación ..………………………………….
2.2- Fundamentación Teórica ..………………………………………….
2.2.1. – Filosofía para la Automatización de Estaciones de Flujo en
la Unidad de Explotación Tierra Oeste .……………………………..
2.2.2. – Normas Técnicas para la Fiscalización de Hidrocarburos…..
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v
CAPITULO III.
METODOLOGIA…………………….…………………………………………
3.1. - Tipo de investigación………………………………………………
3.2. – Población y Muestra ...…………………………………………….
3.3. - Técnicas e Instrumentos de Recolección de la Información……….
3.4. - Metodología Aplicada para el Diseño del Sistema de Medición
Automática ……………………………..………………………………...
3.5. – Procedimiento de la Investigación….……………………………...
CAPITULO IV.
ANÁLISIS DE RESULTADOS……………………….………………………..
4.1. - Estudio y Análisis de la Situación Actual …………………………
4.2. - Identificación de Puntos Estratégicos (Puntos de Medición)……....
4.3. - Estudio de la Distribución Operacional de cada una de las
Estaciones de Flujo ……………………………………………….
4.4. - Análisis de las Características del Crudo de cada una de las
Estaciones …….……………………………………………………
4.5.- Estudio de las Normas para la medición Automática de
Hidrocarburos ……………………………………………………...
4.6.- Estudio de los Medidores Automáticos de flujo en línea utilizados
actualmente en la Industria Petrolera que presente mayor precisión
y permitan la transferencia de custodia ……………………………
4.7.- Diseño del Sistema de Medición: Medidores de Flujo Másico y
Dispositivos Tomamuestras Automático en los puntos de medición
ya elegidos en cada una de la Estaciones de Flujo bajo estudio …...
4.8.- Estudio de la Factibilidad del Proyecto ……………………………
CONCLUSIONES………………………………………………………………
RECOMENDACIONES………………………………………………………..
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GLOSARIO……………………………………………………………………...
ANEXOS…………………………………………………………………………
BIBLIOGRAFÍA………………………………………………………………
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ÍNDICE DE FIGURAS
Figura 1. Ubicación Geográfica de la Unidad de Explotación Tierra Oeste
PDVSA ….………………………………………………………..……
Figura 2. Esquema general del diseño de una Unidad LACT. ………………….
Figura 3. Tomamuestras Automático en Linea, Petroleum Liquids- Automatic
Pipeline Sampling. Norma ISO 3171:1998….…………………………
Figura 4. Diagrama de Flujo de la Medición Automática para la Fiscalización de
Hidrocarburos Líquidos ………………………………………….……
Figura 5. Manejo de la Producción de Crudo en la Unidad de Explotación Tierra
Oeste de PDVSA……………………………………………………….
Figura 6. Distribución Operacional de la Estación de Flujo Maraven 1….………
Figura 7. Distribución Operacional de la Estación de Flujo Maraven 2.…….....
Figura 8. Distribución Operacional de la Estación de Flujo Maraven 3...……….
Figura 9. Distribución Operacional de la Estación de Flujo B de La Paz ...……...
Figura 10. Micro-Motion instalado a la salida de la E.F. B de La Paz ...………….
Figura 11. Oleoducto de 10” de diámetro en la E.F. B de La Paz, selección punto
de medición.……………………………………………..…………...
Figura 12. Diseño del Sistema de Medición Automático de la Propuesta .………..
Figura 13. Transmisor de Presión ………………...……………………………….
Figura 14. Válvulas de doble bloqueo y Purga ….………………………………...
Figura 15. Medidor Elite CMF400………………..……………………………….
Figura 16. Arquitectura Estación de Flujo La Paz y A de Mara ..………………...
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ÍNDICE DE GRÁFICOS
Gráfico 1. Relación entre Barriles y Altura (mm) para el tanque N° E-2…..……...
Gráfico 2. Relación entre Perdidas de dinero a causa de error en la Medición Vs
Inversión en equipos de Medición Automática………………………...
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ix
ÍNDICE DE TABLAS Tabla 1. Composición actual de la Estación de Flujo Maraven 1.……………..…………..
Tabla 2. Composición actual de la Estación de Flujo Maraven 2.……………………..…..
Tabla 3. Composición actual de la Estación de Flujo Maraven 3.…………………………
Tabla 4. Composición actual de la Estación de Flujo B de La Paz ..……………………...
Tabla 5. Características del Crudo de la E.F. B de La Paz ...……………………………...
Tabla 6.Calculo de la Viscosidad Y API Ponderada de los Yacimientos de la Estación de
Flujo Maraven 1…………………….………………………………………...
Tabla 7.Calculo de la Viscosidad Y API Ponderada de los Yacimientos de la Estación
de Flujo Maraven 2…………………….……………………………………..
Tabla 8.Calculo de la Viscosidad Y API Ponderada de los Yacimientos de la Estación de
Flujo Maraven 3…………………….………………………………………...
Tabla 9.Calculo de la Viscosidad Y API Ponderada de los yacimientos de la Estaciones
de Flujo Maraven 1, Maraven 2, Maraven 3………………………………….
Tabla 10.Características del Crudo de la A de Mara línea de 10” de Diámetro…………...
Tabla 11.Requerimientos de las Normas Técnicas del Ministerio de Energía y Petróleo
para la Medición ……………………………………………………………...
Tabla 12.Características Principales de los Medidores de Flujo Empleados en la Industria
Petrolera …………………………………………..………………………….
Tabla 13.Características del Transmisor de Temperatura ……………...………………….
Tabla 14.Características Transmisor de Presión …………………………………………..
Tabla 15.Características del Sensor de Flujo CMF300 y Transmisor 2700…...…………..
Tabla 16.Características Generales C Series (True Cut)………….……………………….
Tabla 17.Características Generales C Series (True Cut)…………………………………..
Tabla 18.Características Generales CMC500……………………………………………...
Tabla 19.Elementos que Conforman el Sistema de Medición……………………………..
Tabla 20.Relación Barriles, Longitudes y Costos producidos por errores en la
medición………………………………………………………………………
Tabla 21.Cotización de los equipos que conforman el sistema de medición
diseñado……………………………………………………………………………………
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x
CAPITULO I PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA
CAPÍTULO I
En este capitulo se da una breve introducción a los sistemas de medición
automáticos, se consideran las bases para realizar esta investigación especificando los
objetivos generales, específicos, los alcances y delimitaciones fijados
1.1 INTRODUCCIÓN
La Industria Petrolera representa el 80 % de la economía venezolana. Esto
quiere decir que las mediciones fiscales que se realizan para generar los aportes al
tesoro nacional, deben poseer la menor incertidumbre posible, todo en concordancia
con el contenido del capitulo VI de la Ley Orgánica de Hidrocarburos
correspondiente al Régimen de Regalías e Impuestos [2]. Por esta razón, cada día
aumenta la necesidad de controlar esta medición de volúmenes de hidrocarburos y
aun más, cuando se trata de transferencias de custodia, para lo cual, la exactitud de la
medición llega a ser un elemento de suma importancia, debido a que pequeños
errores pueden significar millones de bolívares en pérdidas para cualquiera de las
partes que componen el binomio custodio o Nación y empresa mixta operadora.
Dentro de la Industria Petrolera en la medida que se vende, compra o transfiere
hidrocarburos, existen dos elementos claves que deben ser determinados; estos son la
Cantidad y la Calidad. Así mismo, el método para determinar la cantidad de
hidrocarburos se subdivide en estática y dinámica. Estamos en presencia de una
medición estática cuando el volumen de hidrocarburo a medir está depositado y en
reposo, es decir, cuando está contenido en un tanque, camión, barco, entre otros. Lo
contrario sucede con la determinación de la cantidad dinámica donde el hidrocarburo
es medido cuando se encuentra en movimiento. Esto es posible llevarlo a cabo
mediante la Automatización de Sistemas de Medición en línea (dinámico) o a través
de aforos a tanques (estático). Para el proyecto que nos compete trataremos la
medición de crudo en línea.
2
En la Unidad de Explotación Tierra Oeste de PDVSA ocurre la transferencia
de custodia con dos empresas mixtas, a saber, Petrowayu y la antigua OLEOLUZ.
Existe una entrega de 18.000 barriles diarios y 2000 barriles diarios de producción
bruta respectivamente, ambas empresas mixtas poseen Sistemas de Medición
Automático para la Transferencia de Custodia (LACT UNIT). Una vez entregada la
producción de estas empresas mixtas, se mezcla con la producción de PDVSA la cual
es entregada sin contabilizar en el Patio de Tanques de Palmarejo de Mara. Por
esta razón el Ministerio de Energía y Petróleo requiere de un proyecto para la
medición en línea de la producción recolectada en cada una de las Estaciones de Flujo
pertenecientes a la Unidad de Explotación Tierra Oeste de PDVSA en las cuales no se
fiscaliza la producción, para así conocer los valores reales de los volúmenes
recolectados en el campo.
Con este trabajo se quiere tratar los aspectos descriptivos generales y
fundamentales de la Implementación del Sistema de Medición Automático en línea,
que operará en cada una de las Principales Estaciones de Flujo de la Unidad de
Explotación Tierra Oeste de PDVSA, antes de que se mezcle con la producción ya
fiscalizada proveniente de las Empresas Mixtas y para ello es necesario conocer las
condiciones de operación de cada una de las estaciones de flujo bajo estudio, las
características físicas del crudo recolectado y la estructura de la medición, para
escoger los equipos automáticos más idóneos que el caso requiere. Esto conlleva a
realizar un estudio riguroso a las Normas Técnicas de Fiscalización de Hidrocarburos
Líquidos del Ministerio de Energía y Petróleo, determinantes de las condiciones
legales y de la aplicación del diseño del sistema de medición a implementar.
La investigación ha sido estructurada en cuatro (IV) capítulos, los cuales se
señalan a continuación:
CAPITULO I: Se consideran las bases para realizar esta investigación,
especificando los objetivos generales y específicos, los alcances y la delimitación
fijada para el cumplimiento de todas las actividades.
3
CAPITULO II: Se especifican los fundamentos teóricos que sustentan y dan base
al estudio realizado, contiene la recopilación de las bases teóricas de la investigación,
definición de términos básicos y antecedentes.
CAPITULO III: Se especifica la metodología utilizada en el desarrollo del trabajo,
tanto para la recopilación, organización y procesamiento de la información, como
para el análisis y presentación de los resultados.
CAPÍTULO IV: Presenta los resultados obtenidos de la investigación, así como
también el análisis de los mismos a partir del estudio de todas las variables
analizadas, permitiendo así establecer las conclusiones y recomendaciones,
presentadas al final de este trabajo, por medio de las cuales podrán fijarse pautas que
permitan disminuir la recurrencia de las intervenciones y la incidencia de las fallas
maximizando los beneficios, con un mayor valor agregado a la corporación.
CONCLUSIONES: En las mismas se da un análisis de las respuestas obtenidas por
la realización del diseño así como las experiencias proporcionadas por la
investigación.
RECOMENDACIONES: En esta parte se proponen ideas y algunas experiencias
para profundizar la investigación efectuada dando cabida a otras nuevas.
4
1.2 DEFINICIÓN DEL PROBLEMA
La Unidad de Explotación (U.E.) Tierra Oeste esta ubicado geográficamente
en el Municipio Jesús Enrique Lossada, Campo La Concepción (Perteneciente a la
Costa Oeste del Distrito Maracaibo) de PDVSA Occidente. El área esta conformada
por los Campos La Paz, Mara Este, Mara Oeste y Sibucara, cuya producción se
encuentra bajo la responsabilidad de Petróleos de Venezuela S.A. (PDVSA) y la
Empresa Mixta Petrowayu que opera el campo la concepción.
Figura 1: Ubicación Geográfica de la Unidad de Explotación Tierra Oeste PDVSA
Actualmente en estos Campos solamente se puede conocer los valores
cuantitativos y cualitativos parciales de los crudos producidos y fiscalizados en las
dos (2) Empresas Mixtas; existentes en el área de Tierra Oeste (antigua OLEOLUZ y
Petrowayu), que corresponde al Campo Mara y Campo La Concepción
respectivamente, de manera automática a través de una Unidad LACT. Los otros
valores del campo que pertenecen a PDVSA son deducidos por diferencias desde en
el Patio de Tanques de Palmarejo de Mara, donde se recibe la totalidad de la
producción del área antes mencionada con alto corte de agua de aproximadamente de
14%, y cuya medición se determina de manera manual mediante aforos a tanques
5
como medición oficial1; trayendo como consecuencia que se tenga medidas
automáticas y manuales haciendo que los valores de producción se alejen
considerablemente del valor real.
La planta Compresora de gas y Estación de Flujo “B”, del Campo La Paz se
encuentra a 38 kilómetros del Patio de Tanques de Palmarejo de Mara; dicha planta
actualmente esta operada por PDVSA, la producción del campo es recolectada en el
tanque de lavado N° 2 , en el cual se separa el agua del crudo mediante un proceso de
Deshidratación enviando el crudo con un porcentaje (%) de agua menor al uno por
ciento hacia el Tanque Nº 1, desde aquí es enviado a través del Oleoducto de 12” de
diámetro hacia el Patio de Tanques de Palmarejo de Mara. La producción proveniente
de la Empresa Mixta Petrowayu es contabilizada a través de una unidad LACT antes
de llegar al tanque de lavado Nº 2. Dicha unidad se encuentra ubicada en la Estación
de Flujo “B”de la Paz y permite obtener de manera cualitativa y cuantitativa los
barriles netos y brutos del crudo diario producido por dicha empresa. La producción
proveniente de PDVSA llega directamente al tanque de lavado sin ser contabilizada
(ver figura 9, Pág. 46 capitulo IV).
De forma similar funciona la Estación de Flujo (E.F.) y Planta de Compresión
de Gas “A” de Campo Mara, que se encuentra a 48 kilometros de Patio de Tanques
de Palmarejo de Mara. La producción de este campo esta operada por PDVSA y la
antigua Empresa Mixta OLEOLUZ, la cual, al igual que la Empresa Mixta Petrowayu
emplea una Unidad LACT que permite llevar el control de la producción diaria; una
vez contabilizada la producción es enviada hacia el Patio de Tanques de Palmarejo de
Mara mediante la conexión al oleoducto Paz Concepción (PACON). La producción
de PDVSA en el Campo Mara es operada a través de las Estaciones de Flujo Maraven
1, Maraven 2, Maraven 3, crudo denominado (Mara pesado), la producción de esta
tres Estaciones de Flujo. se unen en el Oleoducto de 10” de diámetro antes de llegar
1 El aforo es la medición oficial utilizada en los principales patios de tanques del país para la fiscalización del petróleo.
6
a la estación “A” de Mara donde se almacena en el tanque de lavado Nº 3, para
después ser enviados a Palmarejo de Mara a través del Oleoducto Paz Concepción
donde se mezclan con la producción proveniente del crudo denominado (Mara
liviano).
La Estación de Flujo Sibucara se encuentra bajo la total responsabilidad de
PDVSA, su producción proviene del Pozo SIB–5, el cual se encuentra ubicado a 6
kilómetros del Patio de Tanques de Palmarejo de Mara, su producción es medida a
través de prueba de pozos, para luego ser enviada a directamente al oleoducto Paz
Concepción. Dado que la producción que se maneja en este pozo es sólo de PDVSA,
no reviste gran importancia la implementación de un sistema de medición tan
complejo como el propuesto para las otras estaciones, sin embargo, no por ello se
debe dejar de emplear estos sistemas.
Toda la producción de crudo proveniente de las estaciones anteriormente
descritas convergen en un oleoducto de 12” de diámetro para finalmente llegar al
Patio de Tanques Palmarejo de Mara, el cual se encarga de recibir el total de la
producción diaria proveniente de la Unidad de Explotación Tierra Oeste a través del
Oleoducto de Paz Concepción, dicha producción es depositada en tanques de
almacenamiento de 160.000 barriles para luego ser fiscalizada a través de aforos,
cuando el crudo se encuentra en las condiciones requeridas. Todas las medidas aquí
realizadas son manuales por lo que se introducen muchos errores Operacionales
1.2.1 Formulación del Problema
Ante la problemática antes mencionada y el interés demostrado por el
Ministerio de Energía y Petróleo (MENPET) en desarrollar de manera eficiente las
actividades de fiscalización realizadas en las áreas de producción petrolera, sobre
todo en la Unidad de Explotación Tierra Oeste, se propone con este proyecto dar
7
respuesta a la interrogante surgida en cuanto a si, el diseño de un Sistema de
Medición Automática en línea de producción en cada una de las Principales
Estaciones de Flujo que son recolectores de crudo en la Unidad de Explotación Tierra
Oeste de PDVSA, permitirá llevar un control real de la producción diaria.
1.3 OBJETIVOS DE LA INVESTIGACIÓN 1.3.1 Objetivo General
Diseñar un Sistema de Medición Automático de los volúmenes de crudo
producidos y recolectados en las principales Estaciones de Flujo que se encuentran
ubicadas en los campos de Mara y La Paz, que conforman la Unidad de Explotación
Tierra Oeste de la Empresa Operadora Petróleos de Venezuela.
1.3.2 Objetivos Específicos - Realizar un diagnóstico de las Estaciones de Flujo que conforman el esquema
operacional del manejo del crudo producido en los campos que opera la Unidad
de Explotación Tierra Oeste.
- Determinar los diferentes puntos de medición en las diferentes estaciones de flujo
bajo estudio.
- Evaluar el Sistema de medición Automática de flujo en línea a la entrada de la
estación de Flujo “A”- en Planta Mara, donde se une la producción proveniente
de las Estaciones de Flujo: Los Caballos ó Maraven 1, Maraven 2 y Maraven 3
(Mara Pesado)2, y así determinar la producción total proveniente de este campo.
- Evaluar un Sistema de medición Automática en línea en la Estación de Flujo
“B”- La Paz antes de mezclarse con la producción del campo la concepción, con
el cual se medirá la producción neta y bruta del campo la Paz.
2 Se denominada Mara pesado debido a que el valor de la gravedad API del crudo proveniente de las estaciones Maraven 1, Maraven 2 y Maraven 3, esta entre 10 y 16 ºAPI denominado crudo pesado
8
- Evaluar la factibilidad económica de la propuesta para la implementación de un
Sistema de Medición Automático de flujo en línea en la Unidad de Explotación
Tierra Oeste.
1.4 JUSTIFICACIÓN DE LA INVESTIGACIÓN
En consideración de las nuevas exigencias del Ministerio de Energía y Petróleo
con respecto a las mediciones de la cantidad de crudo producidas en los campos
se justifica la presente investigación de acuerdo a:
- El tipo de medición en línea es necesario para lograr la mayor precisión en la
totalización de la producción de crudo que sólo se puede lograr con esta técnica.
- La implementación del Sistema de Medición permitirá lograr un cálculo del
Volumen Neto transferido de Crudo diariamente por PDVSA con exactitud y
precisión, eliminando la incertidumbre actual en las mediciones de volúmenes
transferidos (Aforo de tanques de almacenamiento de crudo).
- También se logrará contar con una muestra representativa del crudo transferido
que permitirá verificar que se cumplan las condiciones de entrega (% H20, ºAPI,
Temperatura) por medio de instrumentación de última tecnología (Toma Muestra
Automático, Transmisores, Sensor de Flujo, termómetros digitales).
- Se podrá transmitir al Ministerio de Energía y Petróleo los cierres de producción
diaria por estación de flujo.
- La medición será directa y automática en su totalidad.
- Eliminación de los volúmenes de petróleo no fiscalizados que se pierden en los
derrames.
- PDVSA conocería con certeza la producción total de sus campos.
- Se medirán los volúmenes de petróleo en los campos de producción, cumpliendo
así con lo dispuesto en el artículo 44 (regalías) y 48 (impuestos) de la Ley de
Orgánica de Hidrocarburos Líquidos [2].
9
1.5 ALCANCE
La investigación se realizó dentro de la Empresa petrolera, Petróleos de
Venezuela S.A. bajo la responsabilidad del Ministerio de energía y petróleo, en el
área de La Concepción, Estado Zulia; para el desarrollo de la misma se trabajo en
conjunto con el departamento de Automatización de la Unidad de Explotación Tierra
Oeste, ya que se estableció como objeto de estudio medidores automáticos de flujo en
línea de producción, para ser implementados en estaciones de flujo.
De las diferentes estaciones recolectoras de crudo ubicadas en los campos La
Paz y Mara de la Unidad de Explotación Tierra Oeste, se consideran como objeto de
esta investigación sólo las dos principales estaciones de flujo de estos campos, dado
que en ellas se recolecta la totalidad de producción de PDVSA antes de ser enviada a
Patio de Tanque de Palmarejo de Mara.
El tiempo que duró el desarrollo del proyecto fue de seis meses, comprendidos
entre Noviembre del año 2005 y mayo del año 2006.
1.6 LIMITACIONES Técnicamente no existieron limitaciones que impidieran el cumplimiento de los
objetivos planteados para el desarrollo de la investigación.
10
CAPITULO II MARCO TEÓRICO
CAPÍTULO II
En este capitulo se desarrollo parte del marco metodológico, todo lo
concerniente al conocimiento a las Normas Técnicas de Hidrocarburos Líquidos y la
filosofía para la automatización en estaciones de flujo, puntos clave para sustentar la
metodología a utilizar en la investigación.
2.1 ANTECEDENTES DE LA INVESTIGACIÓN
López A. (2003), ingeniero adscrita al Ministerio de Energía y Petróleo, en
solicitud de este ente ministerial realizó en agosto de 2003, una investigación
denominada “Propuesta Proyecto Piloto Medición Automática Área Unidad de
Explotación Tierra Oeste y Terminal de Embarque Puerto Miranda”. Dicho proyecto
tuvo como objetivo principal, informar ante las autoridades Regionales del Ministerio
de Energía y Minas de la época, el alcance de los trabajos que deben realizarse en el
área Tierra Oeste y en el Terminal de Embarques de Puerto Miranda, para lograr una
medida fiscal más real, y consecuente con lo estipulado en la Ley Orgánica de
Hidrocarburos Líquidos (2001) vigente donde se involucre la medición del crudo y
gas producido en el área Tierra Oeste y su destino final en el Terminal de embarques
de Puerto Miranda.
Este informe técnico sirvió de impulsor para el desarrollo de proyectos
automáticos en pro a la problemática planteada para ese entonces por la Ing. Aída
López.
12
2.2 FUNDAMENTACIÓN TEÓRICA 2.2.1 Filosofía para la Automatización de Estaciones de Flujo en la Unidad de
Explotación Tierra Oeste
Las estaciones de flujo son instalaciones donde se recolecta, mide y distribuye
la producción multifásica proveniente de los pozos asociados a esta instalación. Se
realiza la separación gas - líquido de dicha producción y se inicia el tratamiento
químico del crudo. Luego se enrutan los componentes separados hacia los patios de
tanques (líquidos) y plantas compresoras (gas). Estas instalaciones están constituidas
básicamente por equipos mayores con diseño y apariencia similar, el número de estos
equipos varía dependiendo de la producción a manejar por esa instalación, número de
pozos, número de etapas y presiones de separación, la ubicación geográfica donde se
encuentra y la necesidad de inyectar aditivos químicos. A continuación se describe
brevemente el proceso, por área o equipos principales dentro de la Estación de Flujo
que conforman los Campos La Paz y Mara. [1]
Múltiples de Recolección o Producción Para la recolección de la producción proveniente de los pozos, se cuenta con
múltiples de recepción, donde las líneas provenientes de los pozos o los múltiples de
producción son conectadas independientemente, a un cabezal común a todos los
pozos denominado “cabezal de producción”, o a otro cabezal exclusivo para la
ejecución de pruebas de un pozo a la vez denominado “cabezal de prueba”, de allí, el
fluido se enruta hacia el sistema de separación o a los separadores de medida para la
prueba de pozos.
En las estaciones de flujo del Campo B de La Paz, Estación de Flujo Maraven
1, Maraven 2 y Maraven 3,el múltiple está formado generalmente por dos (2) líneas
13
paralelas que reciben el nombre de: Múltiple Producción, Múltiple de Prueba (Vease
Fig. 6, 7, 8, Capitulo IV).
Cada línea de flujo proveniente de los pozos posee un juego de dos (02)
válvulas que permiten alinear los pozos a cualquiera de los dos múltiples descritos a
continuación.
Múltiple de Producción:
Aquí convergen todos los pozos que fluyen hacia la estación, con temperaturas
cercanas a los 90 – 95 °F; con la finalidad de recolectarlos y alinearlos hacia los
separadores de producción.
Múltiple de Medida o Prueba:
Usado para aislar la producción individual de un pozo en particular con objeto
de evaluar ó medir su producción.
Separadores de Producción o Generales
En ésta sección se lleva a cabo una de las funciones principales de la estación
de flujo, la cual consiste en separar del crudo la fase gaseosa (gas) de la fase líquida
(petróleo, agua y sedimentos), utilizando para ello, recipientes cilíndricos que reciben
el nombre de "Separadores de Producción o Generales".
Separadores de Prueba o de Medida
El separador de medida o prueba, funciona en una forma similar a los
separadores de producción, solo que este es usado por el pozo que está siendo
sometido a prueba, con el objetivo de cuantificar los volúmenes de líquido y gas
asociado a cada pozo.
14
Tanques de Compensación o de Almacenamiento de Crudo
Los tanques de compensación son los recipientes destinados al almacenamiento
temporal del crudo proveniente de los separadores. El crudo almacenado en los
tanques alimenta la succión de las bombas de transferencia, que lo bombean hacia
tierra.
Bombas de Transferencia de Crudo
Las bombas de transferencia de crudo son las encargadas de succionar e
impulsar el crudo a través de la línea de bombeo, hacia la red de recolección de crudo
para finalmente desembocar en los patios de tanques.
Para mover la bomba normalmente se usan motores eléctricos; sin embargo,
también se utilizan equipos de expansión de gas o combustión interna. Las bombas
existente en la Estación de Flujo B de la Paz es de tipo pistón y en las Estaciones
Maraven-1, Maraven-2, Maraven-3, son del tipo reciprocante (desplazamiento
positivo) con una capacidad máxima de descarga es de 10000 barriles.
Sistema de Inyección de Química
Para minimizar la formación de emulsiones en las líneas de bombeo, y facilitar
la separación de crudo y agua en los patios de tanques, se inyectan productos
deshidratantes o demulsificantes en las Estaciones de Flujo principales (B de La Paz y
A de Mara) situadas en sitios estratégicos de la red de recolección de crudo. Estos son
inyectados a la salida de las bombas de las Estaciones de Flujo Principales.
El sistema de inyección de química esta constituido, generalmente, por un
tanque de almacenamiento y una bomba eléctrica, en cada una de las estaciones existe
un tanque de lavado.
15
2.2.2 Normas Técnicas para la Fiscalización de Hidrocarburos
Los Hidrocarburos líquidos se fiscalizarán en los sitios más cercanos a las áreas
operacionales, los cuales deberán ser aprobados debidamente por el Ministerio de
Energía y Petróleo, tomando como base la normativa legal existente sobre la materia,
y una relación favorable entre la calidad mínima requerida en las mediciones y la
operación de los puntos de medición.[1]
Requerimientos Funcionales
Los puntos de medición deberán cumplir con unos requerimientos mínimos
para garantizar la calidad de las mediciones. Para la determinación de cada punto de
fiscalización se deberán tomar en cuenta que los mismos se encuentren lo mas
cercano posible a los pozos de producción, cuando se trate del petróleo producido [1].
Tecnología de Medición
Las tecnologías de medición a usar deberán estar acordes con las características
del proceso que permitan obtener los niveles de incertidumbre adecuados para la
medición fiscal.
Un sistema de medición fiscal eficiente deberá contar por lo menos con los
siguientes elementos:
1. Elemento primario.[3]
2. Parte instrumental.
3. Un sistema de cálculo de volúmenes netos confiables y con facilidades de generar
informes que pueden ser auditables por el Ministerio de Energía y Petróleo.
Procesos de Medición
Las características del proceso utilizado deberán ser de manera tal que permitan
una medición de volumen de hidrocarburos con la incertidumbre mínima deseada.
16
Incertidumbre en la Medición
El valor de incertidumbre para el sistema de transferencia de custodia de
hidrocarburos líquidos no deberá ser mayor de uno por ciento (1%) en los puntos de
Fiscalización de la producción petrolera, condicionado a la obligación que tienen las
operadoras, de instalar sistemas referenciales de mediciones en línea en sitios
ubicados aguas arriba de dichos sitios de fiscalización. Todas estas incertidumbres
son totales, que se obtienen derivadas de una combinación estadística apropiada de
incertidumbres parciales de diversos componentes en el sistema de medición, es
decir, es la suma de las incertidumbres parciales [1].
Integridad de los Sistemas y Equipos de Medición y Procesamiento
Los sistemas de medición y los equipos que lo conforman, así como los
sistemas automáticos de medición fiscal deberán tener características constructivas y
operacionales que garanticen:
La medición de todo fluido o volumen sin posibilidad de desvió ni de
contaminación de fluido; en caso de requerir desvió de flujo este deberá estar
debidamente justiciada y deberá estar provista de una válvula de bloqueo con alta
integridad de hermeticidad de tipo doble bloqueo y purga, provisto de candado y
sello que garantice el mantenimiento de las válvulas en posición cerrada.
Alta disponibilidad operacional aun en situaciones de mantenimiento de un
medidor. También es necesario considerar el respaldo de energía eléctrica para
mantener los equipos de procesamiento y cálculos funcionando.
Todos los equipos del sistema deberán poseer protección contra alta tensión
eléctrica y descarga atmosférica.
En caso de fallas de alimentación eléctrica, el sistema deberá ser capaz de
efectuar un paro ordenado y reiniciar automáticamente la energía eléctrica.
17
Fidelidad e integridad de las mediciones, la información obtenida de la base de
datos y los cálculos que los equipos y sistemas procesan.
El volumen se obtendrá como resultado de una serie de cálculos con datos
obtenidos de los sensores, medidores, factores y constantes de cálculos.
Para garantizar la integridad de los valores de las mediciones, es necesario
mantener los ajustes de calibración y configuración en los elementos de
medición, así como el uso de los valores adecuados de los factores, constantes y
ecuaciones de cálculos.
Si el sistema de medición se conecta a una red, se deberá garantizar el acceso al
sistema de medición. La red que comunica deberá usar protocolo donde la
protección y la seguridad sean parte del mismo.
El acceso a los algoritmos y parámetros de cálculos deberán estar restringido y
protegidos mediante códigos de acceso, al igual que el modo de selección de
operación automático/manual del sistema [1].
Validación del Sistema de Medición
El personal de operaciones y mantenimiento de la empresa operadora deberá
tener presente que la función de la medición fiscal es proveer la información de la
cual se determinara el valor monetario de los hidrocarburos producidos y el calculo
de los impuestos respectivos.
La instrumentación a utilizarse para la transferencia de custodia deberá
seleccionarse por su exactitud y estabilidad. Los instrumentos y equipos que
demanden constante ajustes frecuentes no se consideran para aplicaciones de
medición fiscal [1].
18
Estaciones de Medición en Línea
En los puntos de fiscalización y transferencia de custodia donde se propone
realizar la medición en línea de producción se deberán utilizar estaciones de
medición, las cuales contendrán la instrumentación necesaria para medir flujo
volumétrico o másico, transmisores de presión y temperatura, densidad corte de agua
y tomamuestra automático en línea y las facilidades mecánicas para la conexión de un
probador (Fig. 2).
Así mismo, deberá contener todos los accesorios necesarios para la correcta
adecuación del líquido (válvulas de bloqueo, válvulas de control de presión y
retropresión, filtros y/o separadores de gas o vapor).[1]
El número de medidores en paralelo que se coloquen en cada punto de
transferencia de custodia, deberán garantizar que a la máxima rata nominal de flujo
prevista, siempre existirá.
Los sistemas de medición de flujo que se instalen, deberán incluir las
facilidades necesarias para probar el comportamiento de los equipos y determinar los
correspondientes factores del medidor.
No se permitirá la construcción de vías alternas bypass que puedan permitir que
el líquido sea transferido sin medición.
19
TT PT DT
MEDIDOR DECAUDAL
TEMPERATURA DENSIDADPRESION
MEDICION DEL CORTE DE AGUA Y TOMAMUESTRA AUTOMATICO
WT CONEXIONES PARA
PROBADOR
Figura 2: Esquema general del diseño de una Unidad LACT Figura 2: Esquema general del diseño de una Unidad LACT
Parámetros a Medir Parámetros a Medir
Medición de Calidades Medición de Calidades
Los instrumentos aceptados para la medición de cantidad del líquido son los
siguientes:
Los instrumentos aceptados para la medición de cantidad del líquido son los
siguientes:
Medidor de Densidad Medidor de Densidad
Para la medición de densidad se utilizará equipos con principio de medición por
vibración de última tecnología con precisión de más o menos una décima por ciento
(± 0,1 %). Se deberán usar productos de marcas reconocidas.
Para la medición de densidad se utilizará equipos con principio de medición por
vibración de última tecnología con precisión de más o menos una décima por ciento
(± 0,1 %). Se deberán usar productos de marcas reconocidas.
20
Medidor de Contenido de Agua en Crudo
Se utilizarán medidores de absorción de energía de última tecnología con
precisión de más o menos dos décimas por ciento (± 0,2 %). Se deberán colocar
letras, utilizar productos de marcas reconocidas y de común utilización en la industria
petrolera.
Sistema de Tomamuestra Automático
Se utilizarán tomamuestras tipo línea o lazo con una repetibilidad de más o
menos cinco décimas por ciento (± 0,5 %.) Se deberán utilizar productos de marcas
reconocidas y de común utilización en la industria (Pág. 65 sección 14.2.5, Normas
Técnicas para la Fiscalización de Hidrocarburos Líquidos).
Tomamuestra Automático en Sistemas de Medición
El sistema deberá recolectar y almacenar una muestra representativa de líquido
a la condición operacional del oleoducto, y permitir su transporte al laboratorio para
su análisis. El sistema de tomamuestras se deberá instalar lo más cercano posible al
oleoducto y cumplir con los requerimientos del ISO 10715.
Se deberá mantener una distancia mínima de 20 diámetros de tubería de
cualquier punto ubicado aguas arriba del punto de muestreo, que pudiera causar
perturbación en el flujo.
Si se utiliza un sistema de tomamuestras automático, éste deberá estar
controlado por el flujo en el oleoducto. Adicionalmente, al tomamuestras automático
se deberá instalar un punto para la toma manual de muestras representativas.
Opcionalmente se puede obtener la muestra manual desde el mismo punto de la
recolección de la muestra automática.
21
El punto de tomamuestras manual deberá estar provisto con válvulas y
facilidades para permitir el lavado de los recipientes recolectores de muestras. Las
muestras se deberán colectar en botellas recolectoras de tipo transportable con
capacidad de cinco mil mililitros (5000 ml). En aquellas aplicaciones en que el
volumen de muestra sea demasiado grande, se podrán usar recipientes estacionarios,
los cuales deberán construidos siguiendo las recomendaciones del API MPMS 8.2.
(Sección 2, Pág.7, 15.1, Normas API MPMS 8.2)
En todo caso, una vez determinada la capacidad requerida del recipiente, se
deberá tratar de maximizar la cantidad de muestras recolectadas, aprovechando el
volumen disponible pero evitando sobrellenar el recipiente (normalmente se llenan
hasta un ochenta por ciento (80%) de su capacidad total). En aquellas aplicaciones
con hidrocarburos sumamente livianos en los que las posibilidades de evaporación
pueden afectar la representatividad de la muestra, se deberá asegurar que el valor de
disparo de la válvula de alivio del recipiente recolector esté por encima de la RVP del
hidrocarburo, a la máxima temperatura que el recipiente vaya a experimentar. Se
requiere por lo menos de dos (2) recipientes receptores de muestras, uno de los cuales
estará recibiendo la muestra proveniente del extractor y el otro se mantendrá en
condición de respaldo para comenzar a recibir la muestra cuando se reciba la orden
respectiva del controlador o cuando el operador haga el intercambio en forma manual
(Fig. 3).
Los recipientes deberán ser colocados dentro de un gabinete apto para operar
bajo las condiciones ambientales y de clasificación de áreas propias de la aplicación y
ubicado lo más cerca posible del punto de extracción (Pág. 68, sección 15, [1]).
Una vez tomada la muestra, la representatividad de la misma deberá ser
garantizada hasta que los respectivos análisis sean realizados en el laboratorio; por lo
tanto es necesario disponer de los equipos adecuados para mezclar la muestra
recolectada y uniformar la dispersión de agua que ha podido ser alterada durante el
22
almacenamiento y transporte hasta el laboratorio. El recipiente recolector de muestras
deberá incluir la toma adecuada para ser conectado al mezclador de laboratorio. La
mezcla y el manejo de la muestra en el laboratorio deberán estar en estricta
concordancia con lo indicado en el API MPMS 8.3.
Figura 3. Tomamuestras Automático en Linea, Norma ISO 3171:1998
Medición de Cantidades
Los instrumentos aceptados para la medición de la cantidad y calidad del
líquido son lo siguientes:
Medidor de Flujo
Para la medición de líquidos se utilizarán equipos con tecnología de punta con
precisión de más o menos veinticinco centésimas por ciento (± 0,25 %) y de
rendimiento comprobado en las aplicaciones específicas de la industria.
23
Las gravedades API serán compensadas por el contenido de agua y sedimentos
del líquido medido, es decir, con base seca. Para lo cual se utilizarán las correlaciones
existentes para efectuar dichas correcciones, las cuales serán debidamente autorizadas
por el Ministerio de Energía y Petróleo.
Probadores de Medición en Línea
Para la calibración/certificación del medidor de flujo se utilizarán probadores
convencionales (uni-direccional ó bi-direccional) y compactos de última tecnología
con repetibilidad de más o menos dos centésimas por ciento (±0,02%). Se deberán
usar productos de marcas reconocidas y común uso dentro de la industria.
Medidor de Temperatura
Se utilizarán medidores de temperatura RTD´s con precisión de más o menos
una décima por ciento de grado centígrado (± 0,1° C.) Se deberán usar productos de
marcas reconocidas y de uso común dentro de la industria petrolera.
Medidor de Presión
Se utilizarán medidores de presión tipo diafragma con una precisión de más o
menos dos centésimas por ciento (± 0,02) Se deberán usar productos de marcas
reconocidas y de uso común dentro de la industria.
Medidor de Porcentaje de Agua
Se utilizarán medidores de tecnología de punta con precisión de más o menos
una décima por ciento (± 0,1%).
24
Computador de Flujo
Para el cálculo del flujo se emplearán equipos de última tecnología, con las
siguientes características:
a. Matemática de Punto Flotante.
b. Frecuencia de muestreo seleccionable entre uno (1) y diez (10) segundos.
c. Algoritmo de integración con error menor a T*Q/2, donde T es el período de
muestreo y Q el caudal instantáneo medido.
d. Capacidad de reset solo mediante uso del password.
e. Despliegue gráfico de la cantidad acumulada y de la hora de inicio de la
integración, o de la duración de la acumulación.
f. Comunicación directa y digital con la electrónica del editor, a fin de aprovechar
la máxima resolución y precisión del medidor.
g. Suministro eléctrico por baterías que puedan ser respaldadas a fin de asegurar un
suministro continuo.
h. Inmunidad contra interferencias electromagnéticas.
i. Capacidad instalada para comunicación con sistemas SCADAS, DCS, PLC, etc.
Sistemas
El cálculo y el procesamiento de la información se deberá realizar en un
procesador diseñado y dedicado especialmente para las aplicaciones de cálculo de
flujo y de volumen neto; así como de contabilidad del líquido. No se permitirá el uso
de un procesador compartido para otras aplicaciones.
Cálculo del Volumen Fiscal Automatizado
La secuencia de cálculos se deberá realizar para obtener el volumen neto
referido a condiciones base o estándares de referencia, en operaciones de
25
transferencia de custodia de líquidos, mediante medición en tuberías sin
compensación automática por temperatura y presión, mediante los siguientes pasos:
1. El software deberá registrar el valor indicado por el medidor de flujo (volumen
acumulado), inmediatamente antes de iniciar el movimiento. Esta lectura será
denominada MRo.
2. Con el valor de densidad obtenido del medidor de densidad en línea (densidad
observada) y la temperatura señalada por el medidor de temperatura en línea
(temperatura observada), el software de cálculo deberá obtener la densidad a la
temperatura de referencia de la tabla API 5A.
3. Durante toda la operación (recibo o entrega de líquidos), el software de calculo
deberá obtener el promedio ponderado de la temperatura (TWA, ecuación 1), el
cual será calculado sumando los valores de temperatura obtenidos durante un
intervalo de tiempo, multiplicados por el volumen determinado para ese mismo
intervalo de tiempo, y dividiéndolo entre el volumen total medico durante la
operación. Esto se puede resumir en la siguiente expresión:
t
Ii
VVT
TWA ∑=*
(1)
Ti es el valor de temperatura medido en cada intervalo i
Vi es el volumen medido desde la ultima lectura de temperatura
Vt es el volumen total medido durante la operación.
4. Durante toda la operación (recibo o entrega de crudo), el software de calculo
debe obtener el promedio ponderado de la presión (PWA, ecuación 2), el cual
será calculado sumando los valores de presión obtenidos durante un intervalo de
tiempo, y dividiéndolo entre el volumen total medido durante la operación. Esto
se puede resumir en la siguiente ecuación:
t
ii
VVP
PWA ∑=*
(2)
Pi es el valor de presión medido en cada intervalo i.
Vi es el volumen medido desde la ultima lectura de presión.
26
Vt es el volumen total medido durante la operación.
5. Con el TWA y la Densidad de referencia, el software de cálculo debe obtener el
factor de corrección por efecto de la temperatura en el líquido (CTL), de la tabla
API 6A. Con estos mismos datos base, debe obtener el factor de compresibilidad
del líquido (F).
6. El software de cálculo debe obtener el factor de corrección por efecto de la
presión en líquido (CPL, ecuación 3), mediante la siguiente ecuación:
)*)}({1(1
FPPPWACPL
Be −−−= (3)
Donde:
Pe es la presión de vapor del crudo
Pb es la presión base o de referencia.
7. Para efectuar el ajuste del volumen medido, a condiciones base o estándares de
referencia, el software debe calcular el factor de corrección compuesto (CCF,
ecuación 4), el cual viene dado por:
MFCPLCTLCCF **= (4)
Donde:
MF es el Factor del Medidor válido para la operación
8. Para calcular el Factor del Medidor (MF, ecuación 5), se efectúa el siguiente
cálculo:
NVDNPVMF = (5)
Donde, NPV = Volumen Neto en el Probador
NMV = Volumen Neto en el Medidor
9. Para el cálculo del Volumen Neto del Probador (NPV, ecuación 6), se utiliza el
Volumen Base del Probador (BPV, ecuación 6), el cual es determinado a
condiciones estándar de referencia utilizando métodos de laboratorio tales como
27
“water draw” o medidores maestros que deben estar certificados por el NIST
(National Institute of Standars and Technology) o por un organismo similar.
10. El volumen del probador en condiciones de operación puede ser mayor o menor
que el BVP debido al efecto de la temperatura y la presión en el metal del
probador y en liquido, por lo tanto se deben usar factores de corrección para
ajustar el Volumen Base del Probador (BPV) por esos efectos:
)***(* CPLpCTLpCPSpCTSpBPVNPV = (6)
Donde, los factores de corrección que afectan el metal del probador son:
CTSp: corrección por la expansión y/o contracción térmica del metal del probador
por efecto del promedio de la temperatura del líquido en el probador. El cual se
representa por la siguiente ecuación:
}*){(1 GcTbTCTSp −+= (7)
Donde:
Gc = es el coeficiente de expansión por grado de temperatura del material
del cual está fabricado el Probador, entre Tb y T, el cual podrá ser
determinado de las tablas publicadas por las industrias estándares.
Tb= Temperatura Base
T = Temperatura del liquido en el Probador.
CPSp: corrección por la presión de expansión y/o contracción del metal del probador
por efecto del promedio de la presión del líquido en el probador.
))*/()}(*)({(1 WTEIDPbPCPCp −+= (8)
Donde:
P = Presión Interna de operación del probador
28
Pb = Presión Base
ID = Diámetro Interno del probador
E = Módulos de Elasticidad del material del probador, el cual puede ser
determinado de valores utilizados en los estándares de la industria.
WT = Espesor de la Pared del recubrimiento del Probador.
Los factores de corrección que afectan el Líquido en el probador los podemos
dividir en:
CTLp: corrección por el efecto del promedio de temperatura del Probador sobre la
densidad del líquido.
CPLp: corrección por efecto de compresibilidad o promedio de la presión en el
probador.
Estos factores de corrección son determinados de la misma manera que se
describió anteriormente.
11. Para el cálculo del Volumen Neto del Medidor (NMV, ecuación 9), se utiliza el
mismo procedimiento para determinar el Volumen del Probador, es decir primero
se determina el Volumen indicado por el Medidor y se ajusta o corrige por el
efecto de la temperatura del medidor y la presión sobre el líquido.
El volumen indicado por el Medidor (IVm, ecuación 10), se calcula:
}*{* CPLmCTLmIVmNMV = (9)
Dividiendo el número de pulsos (N) generados durante la corrida de la Prueba,
entre el valor nominal de pulsos por unidad de volumen (Factor K).
KFNIVm /= (10)
Donde:
IVm = Indicación de Volumen de liquido a través del Medidor.
N = Numero de Pulsos generados durante la corrida de la prueba.
29
KF = Pulsos nominales por unidad de volumen.
Para la determinación CTLm y CPLm se utiliza el mismo método descrito
anteriormente. Una vez calculados los volúmenes corregidos del medidor y del
probador, podemos calcular el factor del medidor:
NMVNPVMF /= (11)
)]]*(*/[)***(*[ CPLmCTLmIVmCPLpCTLpCPSpCTSpBPVMF = (12)
12. El software de cálculo debe registrar el valor indicado por el medidor de flujo
(volumen acumulado), inmediatamente después de finalizar el movimiento. Esta
lectura será denominada MRc. Con este valor y con el MRo, se procede a
calcular el volumen indicado (IV, ecuación 13), mediante:
MRoMRcIV −= (13)
13. Para obtener el Volumen Referido a condiciones base o estándares de referencia
(GSV , ecuación 14), se le aplica el CCF al IV. Esto es:
CCFIVGSV *= (14)
14. La cantidad neta de crudo correspondiente a la operación de transferencia de
custodia, venta o fiscalización se obtiene al deducir del GSV, el contenido de
agua y sedimentos, medido del instrumento de corte de agua en línea. El volumen
neto total, con agua y sedimentos extraídos, se obtiene a través de la siguiente
fórmula:
))100/&(%1(* SAGSVNVS −=
)))100/&(%1(*)**(( SAMFCPLCTLIVNVS −= (15)
30
Donde: el factor %A&S representa el contenido de agua y sedimentos
presentes en el líquido, el cual se obtiene del promedio ponderado de la
lectura del medidor en línea. El porcentaje de agua y sedimentos es tomado
durante el intervalo de tiempo que dure la operación de fiscalización o
transferencia de custodia y el software de cálculo realiza y genera los
cálculos finales con la respectiva documentación.
Metodología de Calibración
La metodología de calibración de los equipos se realizará de la siguiente forma:
Medidores de flujo: Por probador de volumen
Medidor de presión: Por peso muerto
Medidor de temperatura: Por verificación de continuidad
Medidor de corte de agua: Por muestra con análisis en laboratorio utilizando el
método de destilación o el Karl Fischer.
Medidor de densidad: Por Pycnometer OIM Density Measurement
Computador de Flujo: Mediante simulación de señales conocidas.
Contingencia de Medición de Flujo en Línea
En el sistema de medición de flujo, ante la falla de un medidor de flujo y si no
se cuenta contar con suficiente capacidad de manejo de flujo total con el resto de los
medidores de flujo del sistema de medición, la primera opción a considerar es la
operación a una capacidad menor de manera que no sobrepase el rango máximo del
sistema de medición.
No se deberá operar los medidores de flujo por encima de su rango normal de
operación, ya que los resultados de las mediciones en esa condición no son
confiables.
31
La segunda opción es desviar el flujo del medidor que presenta problemas y
hacer la medición con un método alterno antes o después del medidor. El Método
alterno de medición deberá estar aceptado por la operadora y el Ministerio de Energía
y Petróleo.
Si falla el medidor de temperatura o presión, previa autorización de la
operadora y del Ministerio de Energía y Petróleo se usará para el cálculo de volumen,
el valor promedio de la presión o temperatura, según sea el medidor inhabilitado, de
los tres (3) últimos días antes de la falla del elemento de medición.
Si falla el medidor de densidad o porcentaje de agua, previa autorización de la
operadora y del Ministerio de Energía y Petróleo se usará para el cálculo de volumen,
el valor de muestras recolectada en el sistema de medición a la hora de cierre. Si el
sistema de cálculo de volumen está inhabilitado, se deberá hacer el cálculo en forma
manual con los valores de mediciones obtenidos de las mediciones automática o
manual y siguiendo la metodología establecida en el Manual de Medición del API.
Se deberá dejar constancia por escrito de los valores de las mediciones
manuales y/o de los resultados de los cálculos realizados en forma manual. [1]
En la figura 4 se muestran los diferentes pasos a seguir para la selección,
diseño e implementación de equipos automáticos en línea de producción y así obtener
de manera eficiente la cantidad y calidad del crudo producido dentro de la industria
petrolera siguiendo las Normas Técnicas de Hidrocarburos Líquidos aprobadas por el
Ministerio de Energía y Petróleo.
32
Puntos fiscales
Puntos más cercanos al sitio de operación.
Tecnología de
mediciónCalidad
Medidores -Presión -Temperatura -Contenido H2O
Cantidades
Según norma
Flujo volumétrico Masico Toma muestra
Estaciones de medición en
línea.
Adecuación del líquido -Válvulas doble bloqueo y purga -Filtros
Figura 4: Diagrama de Flujo de la Medición Automática para la Fiscalización de
Hidrocarburos Líquidos
Figura 4: Diagrama de Flujo de la Medición Automática para la Fiscalización de
Hidrocarburos Líquidos
33
CAPITULO III MARCO METODOLÓGICO
CAPÍTULO III
MARCO METODOLÓGICO
En este capitulo se explica detalladamente los procedimientos y técnicas a
utilizar en el muestreo y tratamiento de los datos necesarios para la ejecución de la
investigación, así como también se describirá la metodología a seguir para alcanzar
cada uno de los objetivos del estudio.
3.1 Tipo de Investigación
De acuerdo con los objetivos que se persiguen en este trabajo de investigación,
éste se ha clasificado como una investigación de tipo aplicada, descriptiva y de
campo, ya que se basa en el diseño de un sistema de medición automático en línea de
producción, que podrá ser aplicado a nivel de estación de flujo, donde se recolecta la
producción de los pozo de petróleo pertenecientes a un campo, siguiendo las Normas
Técnicas de Fiscalización de Hidrocarburos Líquidos.
3.2 Población y Muestra
La población estará constituida por las principales Estaciones de Flujo que
conforman la unidad de explotación Tierra Oeste de PDVSA, y por ende el crudo que
allí se recolecta, así como también, por los diferentes equipos empleados en la
Industria Petrolera para la medición de flujo de manera automática en línea de
producción.
Con el fin de elegir los equipos de medición a ser empleados en cada una de las
estaciones de flujo, se hizo necesaria la recolección intencional de muestras del crudo
35
en dichas estaciones, la cual consistió en la toma de dos galones de petróleo por
estación, cantidad suficiente para ser sometida a los diversos estudios requeridos, y
por ende no ser preciso tomar otras muestras.
3.3 Técnicas e Instrumentación de Recolección de Información
La adquisición de datos para la presente investigación se llevó a cabo mediante
las técnicas de observación documental, ya que se tomaron documentos propios de
Petróleos de Venezuela S.A. para estudiar la situación actual de sus instalaciones.
También se consultaron manuales técnicos de los instrumentos utilizados tanto en el
hardware como en el software, libros y otros trabajos de investigación relacionados
con el proyecto. Cada una de estas técnicas fue parte fundamental como complemento
para la reseña de los procedimientos.
Para la adquisición de información también se utilizó la técnica de observación
mediante técnica de la entrevista no estructurada, en la que los datos son obtenidos de
la experiencia del personal de la compañía especializado en el área, por medio de
entrevistas y charlas que son modalidades de este tipo de técnica, que fueron el
fundamento y apoyo para cada una de las ideas y mejoras realizadas.
De igual forma para el diseño y dimensionamiento del equipo se requirió la
toma de muestras del crudo en las Estaciones de Flujo bajo estudio, a fin de
establecer cuales son sus características físicas, y a partir de estos datos definir que
equipo se adapta mejor a las condiciones de operación existentes.
3.4 Metodología Aplicada para el Diseño del Sistema de Medición Automática
La metodología utilizada en este trabajo de investigación responde a la
aplicación de diseños de mecanismos de medición, y fue diseñada basándose en las
características de los objetivos a cumplir para culminar el proyecto. Esta metodología
será adaptada específicamente para el diseño de un Sistema de Medición Automática
36
en línea de producción, que permitirá llevar un control real de la producción de crudo
recolectada en las principales estaciones de Flujo y consta de ocho (8) fases que
deben llevarse a cabo a medida que transcurra el desarrollo del proyecto para, de esta
manera, garantizar la excelencia en el trabajo final.
3.5 Procedimiento de la Investigación
Para la ejecución de cualquier trabajo de investigación es necesario seguir
ciertas pautas y un orden para cumplir con los objetivos propuesto, a esto se le conoce
como la metodología, en esta investigación en específico se trabajará de la siguiente
forma:
Estudio y análisis de la situación actual: Inicialmente se llevó a cabo el estudio
de la documentación relacionada a la distribución operacional actual del campo
como: mapas, guías operacionales, normas y estándares establecidos por la empresa,
tanto de instrumentación como de operaciones con el objetivo de familiarizarse con
las actividades y funciones que se cumplen diariamente dentro de la empresa, de igual
manera esta información fue reforzada con la visita a las diferentes estaciones de
flujo.
Identificación de puntos estratégicos (puntos de medición): Una vez realizado
un diagnóstico previo de las condiciones de operación en las Estaciones de Flujo
bajo estudio, se indicó cuales serían los sitios más idóneos para el diseño e
instalación de los equipos que permitirán cumplir con los objetivos de la
investigación y con los requerimientos de las Normas Técnicas para la
Fiscalización del MENPET.
Estudio de la distribución operacional de cada una de las Estaciones de
Flujo: En esta fase de la investigación se realizó un estudio del funcionamiento y
estructura en cada una de las estaciones de flujo, utilizando como base la
documentación existente, visitas a los sitios de operación y la experiencia del
personal que allí labora
37
Análisis de las características del crudo de cada una de las estaciones: Una de
las partes claves para el dimensionamiento de los equipos a ser empleados en el
diseño, son las características físicas del petróleo que pasa por los puntos de
medición previamente seleccionados, se recogió una muestra de dos (2) galones
por estación a partir de las cuales se determinó mediante análisis de laboratorio:
- Viscosidad
- Densidad específica
- % de H20.
- Temperatura del proceso
- Gravedad API corregido a 60 ºF.
De igual manera se calculó el máximo caudal (Q) manejado en las estaciones,
así como el diámetro interno, diámetro Nominal y grosor interno de los oleoductos,
presión del sistema donde posteriormente se instalaran los equipos correspondientes.
Estudio de las Normas Técnicas para la medición Automática de
Hidrocarburos: Uno de los objetivos principales de esta investigación es llevar
un control de la producción perteneciente a la Unidad de Explotacion Tierra
Oeste, utilizando como base las Normas Técnicas de Fiscalización de
Hidrocarburos Líquidos, elaboradas por El Ministerio de Energía y Petróleo
(MENPET).
Estudio de los Medidores Automáticos de flujo en línea utilizados
actualmente en la Industria Petrolera que presente mayor precisión que
permitan la transferencia de custodia: Consiste en la consulta con personal
capacitado en el área de equipos automáticos pertenecientes a empresas
proveedoras de equipos de automatización dentro de la Industria Petrolera y
actualmente aprobadas por el Ministerio de Energía y Petróleo ya que todos sus
equipos están elaborados bajo las normas técnicas de hidrocarburos (Vertix,
Siscom y P&B), con respecto a las diferentes tecnologías de medición existentes
en el mercado, con el fin de poder seleccionar los equipos más eficientes y que se
ajustan a los requerimientos.
38
Dimensionamiento de los medidores de flujo masico y dispositivos toma
muestras Automático en los puntos de medición ya elegidos en cada una de la
Estaciones de Flujo bajo estudio: Esta fase del procedimiento de la
investigación es realizada con el apoyo de las empresas previamente señaladas,
quienes a través de simulaciones y empleando como datos de entrada las
características del crudo analizado, dimensionaron los equipos que mejor se
adaptaban al proceso. Este estudio se realizó tanto para:
• Estación de Flujo y Planta de Compresión de Gas “B” del campo La Paz.
• Estación de Flujo Maraven 1, Maraven 2, Maraven 3.
Estudio de la factibilidad del proyecto: Se evalúa desde el punto de vista
económico y de mantenimiento la viabilidad del proyecto, además se considera la
existencia de una relación previa entre la empresa proveedora y PDVSA,
seleccionando la alternativa que brinde mayores beneficios desde el punto de vista
adquisitivo, así como asistencia técnica oportuna.
39
CAPITULO IV ANÁLISIS DE RESULTADOS
CAPÍTULO IV
En este capitulo se explican cada uno de los pasos metodológicos aplicados
durante el desarrollo de la investigación, esta compuesto por ocho fases: estudio y
análisis de la situación actual, Identificación de Puntos Estratégicos (Puntos de
Medición), Estudio de la Distribución Operacional de cada una de las Estaciones de
Flujo, Análisis de las Características del Crudo de cada una de las Estaciones, Estudio
de las Normas Técnicas para la medición Automática de Hidrocarburos Líquidos,
Estudio de los Medidores Automáticos de flujo en línea utilizados actualmente en la
Industria Petrolera que presente mayor precisión, Dimensionamiento del Sistema de
Medición, estudio de la factibilidad económica del proyecto.
4.1 Estudio y Análisis de la Situación Actual
Inicialmente se realizó un estudio de la situación actual en cuanto a la
recolección y manejo del crudo en las estaciones de flujo de la Unidad de Explotación
Tierra Oeste de PVDSA, que consistió en realizar un recorrido completo por todas las
instalaciones que conforman la Unidad de Explotacion Tierra Oeste, a saber Estación
de Flujo La Paz, Estación de Flujo A de Mara, Estación de Flujo Maraven-1, Estación
de Flujo Maraven-2, Estación de Flujo Maraven-3, analizando el tipo de medición
que se tenia en las diferentes estaciones. El recorrido se comenzó por las estaciones
de flujo A de Mara, Maraven-1, Maraven-2, Maraven-3 y Patio de Tanque de
Palmarejo de Mara por ser las más lejanas del campo, por último se hizo el recorrido
a la Estación de Flujo B de La Paz.
Durante el recorrido se observó que en la Estación de Flujo Maraven-1,
actualmente no existe equipo de medición, la producción es estimada por potencial de
pozo de la cual se encarga el departamento de Optimización de PDVSA realizándose
diariamente y consiste en alinear cada uno de los pozos que llegan a la estación de
flujo al separador de medidas, quien a través de un registrador (GAP)3 marca
3 GAP es un registrador de descargas amperimetricas que permiten determinar el volumen de crudo producido por un pozo.
41
FOXBORO, toma las descargas amperimétricas realizadas por el pozo el cual es
medido por un lapso de 24 horas. Esta evaluación se hace a todos los pozos que
llegan al múltiple de producción (Pág. 14, capitulo II) de la Estación de Flujo
Maraven-1 o también llamada Los Caballos.
MRV-1
MRV-2 MRV-3
E.F. A-MARA
OLEOLUZ
PALMAREJO DE MARA
E.F. SIBUCARA
E.F. B LA PAZ
K-8
E.F. C LA PAZ
E.F. H-7
E.F. SUR LA PAZ
E.F. L-7
PETROWAYU
COMEJEN
OLEOLUZ
CAMPO LA PAZ
CAMPO MARA
PESADO
E.F. SIBUCARA
PETROWAYU
OLEODUCTO PACON
10”
12”
12”
10”
Figura 5. Manejo de la Producción de Crudo en la Unidad de Explotación Tierra
Oeste de PDVSA
42
MULTIPLE
FOSA
SEPARADOR DE
MEDIDA
SEPARADOR DE
PRODUCCION
BOMBA
RECIPROCANTE
LEYENDA:
SEPARADOR DE MEDIDA
SEPARADOR DE PRODUCCION
BOMBA RECIPROCANTE: 7000 Bls. Nivel 1.80mts
MULTIPLE (POZOS): DM-116, DM-118, DM-119,
DM-120, DM-151, DM-153, DM-155, DM-156, DM-
E.F. A de Mara
Figura 6. Distribución Operacional de la Estación de Flujo Maraven 1.
Distribución Operacional MRV-1
POZOS ACTIVOS CAUDAL SEP. DE
PRODUCCIONSEP. DE MEDIDA
MULTIPLE (PUESTOS)
13 6446 1 1 24
Tabla 1: Composición actual de la Estación de Flujo Maraven 1.
En la Estación de Flujo Maraven-2 existe un medidor del Tipo Coriolis Sensor
CMF-300 (Pág.119, anexo 2), el cual no posee transmisores y se encuentra fuera de
servicio, por lo tanto al igual que la Estación de Flujo Maraven-1 la producción se
hace por potencial de pozo.
43
SEPARADOR DE MEDIDA
MULTIPLE
FOSA
BOMBA RECIPROCANTE 10000 barriles
E.F. A de Mara
Figura 7: Distribución Operacional de la Estación de Flujo Maraven 2.
Distribución Operacional Maraven-2
POZOS ACTIVOS CAUDAL SEP. DE
PRODUCCIONSEP. DE MEDIDA
MULTIPLE (PUESTOS)
9 901 1 1 12
Tabla 2: Composición actual de la Estación de Flujo Maraven 2.
En cuanto a la Estación de Flujo Maraven-3 actualmente no cuenta con
separadores de producción ni separadores de medida, debido a que los pozos
adosados a dicha estación poseen muy poco gas, razón por la cual utilizan como
métodos de levantamiento PCB y PEB, y el gas asociado al crudo es liberado a la
atmósfera al ser depositado en los tanques. En esta estación tampoco existen
instrumentos de medida, la producción diaria es determinada a través de aforos.
44
MULTIPLE
E.F. A de Mara
BOMBA RECIPROCANTE
Figura 8. Distribución Operacional de la Estación de Flujo Maraven 3.
Distribución Operacional MRV-3
POZOS ACTIVOS CAUDAL SEP. DE
PRODUCCIONSEP. DE MEDIDA
MULTIPLE (PUESTOS)
6 540 NO EXISTE NO EXISTE 12
Tabla 3: Composición actual de la Estación de Flujo Maraven 3.
La Estación de Flujo B del campo La Paz, se puede considerar como una
estación con cierta dificultad para medir, debido a la manera como se encuentra
estructurada. Aquí la medición se realiza de la misma manera que en las otras
estaciones, no obstante, se tiene instalado un medidor Micro-Motion, Sensor DS-600
a la salida de del tanque de almacenamiento Nº1 (Fig.10), antes de enviar la
producción al Patio de Tanques de Palmarejo de Mara, este medidor se encuentra en
funcionamiento y se encarga de contabilizar la producción tanto de PDVSA como la
de la Empresa Mixta Petrowayu, ya que el mencionado tanque de almacenamiento
recibe la producción proveniente de las dos (2) empresas, estos datos son visualizados
45
en la sala de control “Centro de Operaciones Costa Occidental del Lago”
(COPECOL), que se encuentra ubicada en el edificio principal de la Unidad de
Explotación Tierra Oeste, Pero de igual manera este medidor sólo sirve para conocer
la producción total referencial del campo la Paz, mas no solo la producción diaria de
PDVSA, que es realmente lo que le interesa a esta empresa nacional, en tal sentido, la
propuesta de esta investigación busca dar solución a esta latente problemática. (Fig.
9).
46
H2O F/S
F/S
SEPARADOR DE PROD.
PLANTA COMPRESORA DE
L7
C
P-180
P-192
K8
H7
UNIDAD LACT
PETROBRAS
TANQUE N°5
TANQUE N°1
TANQUE N°2
SEP. DE MEDIDA
PTPM
MU
LT
IPL
E
Figura 9. Distribución Operacional de la Estación de Flujo B de La Paz
Distribución Operacional MRV-1
POZOS ACTIVOS CAUDAL SEP. DE
PRODUCCIONSEP. DE MEDIDA
MULTIPLE (PUESTOS)
13 6446 1 1 24
Tabla 4: Composición actual de la Estación de Flujo B de La Paz.
Figura 10. Micro-Motion instalado a la salida de la E.F. B de La Paz
4.2 Identificación de Puntos Estratégicos (Puntos de Medición)
Una vez realizado el recorrido en todas las estaciones de flujo, se procedió al
análisis de cuáles serian los puntos más idóneos donde ubicar los equipos de
medición, que garantizaran el perfecto funcionamiento de los mismos y, además,
permitieran medir sólo la producción proveniente de PDVSA.
Se eligieron dos puntos de medición dentro de las principales estaciones de
flujo (A de Mara y B del Campo La Paz). Se decidió que la medición fuera en las
estaciones de flujo, ya que cada una de ellas cuenta con un laboratorio certificado, en
el que se pueden analizar las muestras recolectadas por el tomamuestras automático
(Pág.132, anexo 4), además, estas estaciones cuentan con vigilancia, aspecto este
último que es indispensable para el resguardo de los equipos, dado que éstos son
47
bastantes costosos y el área donde se localizan las estaciones se caracteriza por ser
muy insegura, de igual manera, tanto personal de PDVSA como de las empresas
mixtas, labora las 24 horas en las diferentes estaciones.
Otro motivo por el cual fueron seleccionadas para este estudio las principales
estaciones de flujo, es que en cada una de ellas se recolecta la producción total de
PDVSA, lo que permite seleccionar un sólo equipo de medición por estación.
Para la Estación de Flujo A de Mara se seleccionó como punto de medición, el
Oleoducto de 10” de diámetro, donde se recolecta la producción proveniente de las
Estaciones de Flujo Maraven-1, Maraven-2 y Maraven-3 (Mara Pesado),
específicamente al lado de la Unidad LACT4 de la antigua Empresa Mixta
OLEOLUZ, en dicho punto se cuenta con suficiente espacio para la instalación de los
equipos.
Para la estación de flujo B del Campo La Paz se seleccionó como punto de
medición el Oleoducto de 10” de diámetro (Fig. 11), donde se mezcla la producción
proveniente de los pozos que llegan al múltiple de producción (ubicado dentro de la
estación), con la producción proveniente del Oleoducto de 12” de diámetro (H7, L7,
K-8, C, P-180, P-192). La selección de este punto se corresponde al hecho de que es
el único sitio donde se puede contabilizar sólo la producción de PDVSA antes de
mezclarse con la Empresa Mixta Petrowayu, para llegar finalmente a Patio de Tanque
de Palmarejo de Mara.
4 LACT: por su siglas en ingles Lease Automatic Custody Transfer, utilizado por las empresas mixtas para la transferencia y custodia de crudo
48
Figura 11. Oleoducto de 10” de diámetro en la E.F. B de La Paz, selección punto
de medición.
4.3 Estudio de la Distribución Operacional de cada una de las Estaciones de
Flujo
Cualquier equipo que se instale en campo requiere de ciertas condiciones
mínimas de operación que permitan garantizar el correcto desempeño de los mismos.
En el caso de los sistemas de medición automática, es necesario conocer el proceso de
manejo y recolección de crudo en cada una de las estaciones donde se van a ubicar.
Entre algunas de las condiciones que se deben considerar están:
No puede existir gas asociado al crudo que pasa por la línea donde se va a colocar
el medidor de flujo, ya que cuando esto ocurre se producen medidas erróneas, por
ello es necesario la presencia de separadores de medida o producción en las
estaciones de flujo, y así poder separar el gas del crudo. En caso de que no
existan estos equipos en las estaciones de flujo se debe contar en consecuencia
con tanques atmosféricos y tratar el crudo aguas arriba, en este caso lo más
49
recomendable es colocar el medidor a la descarga de las bombas, es decir,
después que la producción llega al tanque.
Hay que garantizar que siempre va existir flujo circulando a través de la línea
donde se colocará el medidor de flujo.
Para fluidos muy viscosos la medición se complica, los medidores son menos
exactos.
No deben de existir caídas de presión, ya que de ser así, el medidor de flujo no
funcionará correctamente.
4.4 Análisis de las Características del Crudo de cada una de las Estaciones
En esta fase de la investigación se tomó una muestra del crudo de cada una de
las estaciones bajo estudio, con la finalidad de poder decidir que equipo se ajusta a las
condiciones físicas y de operación del petróleo.
Estación de Flujo B de La Paz
En esta estación se tomó la muestra en el manómetro ubicado en el Oleoducto
C, ya que era el único punto con facilidades sobre la línea y es a partir de allí que se
mezcla toda la producción de PDVSA; la cantidad recolectada fue de dos (2) galones,
que fueron enviados al laboratorio de Bajo Grande para su análisis.
Los análisis allí realizados fueron de Viscosidad, porcentaje de H20,
Temperatura del proceso, gravedad API observado y gravedad API corregido a 60ºF.
A partir de estos datos se calcularon otras variables requeridas como la densidad
específica a través de la siguiente fórmula:
APIespecificadensidad
º5.1315.141
+= (16)
50
Variables Valores
Gravedad API (°) 18
Densidad Especifica (gr/cc) 0,92
Temperatura Lab. (°F) 80
Gravedad Corregida (° API) 17,6
Viscosidad cin (Cts) 13,49
% A y S 50
Caudal Máximo (bbl/day) 38935
Diámetro de la tubería nominal (") 10
Diámetro Exterior (") 10,75
Diámetro Interno (") 10,02
Espesor Nominal (") 0,365 ANSI 150 LA PRESIÓN ES DE 12 A 15 psi
Tabla 5. Características del Crudo de la E.F. B de La Paz
Los valores de caudal máximo fueron hallados a través de una simulación a la
estación de flujo. Los valores del diámetro de la tubería se tomaron de las tablas
“ANSI B31.1 máxima presión permisible de trabajo carbón steel API 5L Gr.B”
(Ver Anexo 6)
Estación de Flujo A de Mara
Para la estación de flujo A de Mara, las muestras requeridas se tomaron en cada
una de las estaciones Maraven-1, Maraven-2 y Maraven-3, para con su análisis
evaluar las variables requeridas como parte de la investigación, pero a diferencia de la
estación de flujo B de la Paz las muestras analizadas no fueron satisfactorias, debido a
que los resultados arrojados se alejaban considerablemente de la realidad, por lo tanto
no se tomaron en cuenta para el análisis definitivo.
51
El cálculo consistió en clasificar cada uno de los pozos de las tres estaciones
(Maraven-1, Maraven-2 y Maraven-3) por yacimiento, luego se halló la viscosidad de
los diferentes yacimientos a los cuales pertenecen los pozos a través de la relación,
presión vs Viscosidad. Una vez calculada la viscosidad en Cps, se calculó la
viscosidad ponderada y el API ponderando a través de la siguiente relación
matemática:
Para resolver el problema presentado se optó por calcular las variables
requeridas a partir de los yacimientos de los pozos que llegan a cada una de las
estaciones.
52
∑=
netosBblsnetosBbl
ponderadaidadvisμ*
cos
∑=
netosBblsAPInetosBbl
ponderadoAPI*
(18)
(17)
53
Cálculo de la Viscosidad ponderada y °API ponderada Estación de Flujo MRV-1 E.F. Pozo Yacimiento Barriles Netos() viscosidad(μ) Bbl netos * μ °API Bbl netos* °API
DM-116 cret. DM-115 98 53 5194 10 980 DM-118 cret. DM-115 0 53 0 10 0 DM-119 cret. DM-115 619 53 32807 10 6190 DM-120 cret. DM-115 333 53 17649 10 3330 DM-151 cret. DM-151 300 87,5 26250 15,5 4650 DM-153 cret. DM-151 230 87,5 20125 15,5 3565 DM-154 cret. DM-151 237 87,5 20737,5 15,5 3673,5
MRV-1 DM-155 cret. DM-151 258 87,5 22575 15,5 3999 DM-156 cret. DM-115 293 53 15529 10 2930 DM-157 cret. DM-115 0 53 0 10 0 DM-158 cret. DM-151 0 87,5 0 15,5 0 DM-159 cret. DM-115 128 53 6784 10 1280 DM-160 cret. DM-151 419 87,5 36662,5 15,5 6494,5
DM-162 cret. DM-115 137 53 7261 10 1370 Promedios 3052 211574 38462
Tabla 6. Calculo de la Viscosidad Y API Ponderada de los Yacimientos de la Estación de Flujo MRV-1
54
Para la estación de flujo Maraven-1 se calculó la viscosidad de los pozos DM-
151 y DM-115 a partir de la relación Viscosidad Vs Presión (Ver anexo 7), se halló el
valor de la viscosidad tomando como fijo el valor de presión que se maneja a nivel de
estación de flujo que es igual a 60 psi, luego estos valores fueron asignados al resto
de los pozos que producen del mismo yacimiento, ya que por conocimientos teóricos
todos los pozos provienen un mismo yacimientos tienen las mismas características
físicas, los barriles brutos y netos fueron tomados de la tabla de potencial diario de
los pozos. (Ver anexo 8), los resultados se pueden apreciar en la Tabla 6.
Para las Estaciones de Flujo Maraven-2 y Maraven-3 se calculó la viscosidad
del yacimiento EOC/PAL5 campo, para ello se buscó un pozo ya estudiado que
presentara dicho yacimiento eligiéndose el DM-91, a partir de esta gráfica se calculó
el valor de la viscosidad (ver anexo 9), los resultados se observan en la Tabla 7 y 8
respectivamente.
Una vez obtenidos los valores de densidad y viscosidad, se procedió a calcular
los valores de densidad específica a través de fórmulas matemáticas, tal como se hizo
anteriormente con la estación de flujo La Paz, se hallaron las especificaciones de la
tubería a través de las Tablas ANSI B31.1 Máxima presión permisible de trabajo
carbón steel API 5L Gr.B, para el caudal se calculó por medio de la descarga
máxima de cada una de las bombas existentes en las estaciones.
CpsnetosBbls
netosBblponderadaidadvis 995.67
*cos ==
∑μ
(19)
39.13*
==∑ netosBbls
APInetosBblponderadoAPI
5 EOC/PAL tipo de yacimiento que pertenece al Eoceno-Paleoceno
(20)
Cálculo de la Viscosidad ponderada y °API ponderada Estación de Flujo MRV-2
E.F. Pozo Yacimiento Barriles Netos (Bbl) Viscosidad(μ) Bbl netos * μ °API Bbl netos*
°API DM-043 EOC/PAL campo 59 64,5 3805,5 15,7 926,3 DM-046 EOC/PAL campo 35 64,5 2257,5 15,7 549,5 DM-048 EOC/PAL campo 55 64,5 3547,5 15,7 863,5 DM-050 EOC/PAL campo 0 64,5 0 15,7 0 DM-052 EOC/PAL campo 0 64,5 0 15,7 0 DM-055 EOC/PAL campo 269 64,5 17350,5 15,7 4223,3 DM-056 EOC/PAL campo 14 64,5 903 15,7 219,8
MRV-2 DM-065 EOC/PAL campo 266 64,5 17157 15,7 4176,2 DM-062 EOC/PAL campo 0 64,5 0 15,7 0
Promedios 698 45021 10958,6 Tabla 7. Calculo de la Viscosidad Y API Ponderada de los Yacimientos de la Estación de Flujo MRV-2
Cálculo de la Viscosidad ponderada y °API ponderada Estación de Flujo MRV-3
E.F. Pozo Yacimiento Barriles Netos
(Bbl) Viscosidad(μ) Bbl netos * μ °API Bbl netos*
°API DM-049 EOC/PAL campo 4 64,5 258 15,1 60,4 DM-051 EOC/PAL campo 52 64,5 3354 15,1 785,2 DM-054 EOC/PAL campo 0 64,5 0 15,1 0 DM-063 EOC/PAL campo 75 64,5 4837,5 15,1 1132,5 DM-066 EOC/PAL campo 61 64,5 3934,5 15,1 921,1
MRV-3 DM-006 EOC/PAL campo 269 64,5 17350,5 15,1 4061,9 Promedios 461 12384 6961,1
Tabla 8. Calculo de la Viscosidad Y API Ponderada de los Yacimientos de la Estación de Flujo MRV-3
55
56
Cálculo de la Viscosidad ponderada y °API ponderada Estación de Flujo A de Mara Pozo Yacimiento Barriles Netos() Viscosidad(μ) Bbl netos * μ °API Bbl netos* °API
DM-116 cret. DM-115 98 53 5194 10 980 DM-118 cret. DM-115 0 53 0 10 0 DM-119 cret. DM-115 619 53 32807 10 6190 DM-120 cret. DM-115 333 53 17649 10 3330
DM-151 cret. DM-151 300 87,5 26250 15,5 4650 MRV-1 DM-153 cret. DM-151 230 87,5 20125 15,5 3565
DM-154 cret. DM-151 237 87,5 20737,5 15,5 3673,5
DM-155 cret. DM-151 258 87,5 22575 15,5 3999
DM-156 cret. DM-115 293 53 15529 10 2930 DM-157 cret. DM-115 0 53 0 10 0 DM-158 cret. DM-151 0 87,5 0 15,5 0 DM-159 cret. DM-115 128 53 6784 10 1280 DM-160 cret. DM-151 419 87,5 36662,5 15,5 6494,5
DM-162 cret. DM-115 137 53 7261 10 1370 DM-043 EOC/PAL campo 59 64,5 3805,5 15,7 926,3
DM-046 EOC/PAL campo 35 64,5 2257,5 15,7 549,5
DM-048 EOC/PAL campo 55 64,5 3547,5 15,7 863,5
DM-050 EOC/PAL campo 0 64,5 0 15,7 0 MRV-2 DM-052 EOC/PAL campo 0 64,5 0 15,7 0
DM-055 EOC/PAL campo 269 64,5 17350,5 15,7 4223,3
DM-056 EOC/PAL campo 14 64,5 903 15,7 219,8
DM-065 EOC/PAL campo 266 64,5 17157 15,7 4176,2
DM-062 EOC/PAL campo 0 64,5 0 15,7 0
DM-049 EOC/PAL campo 4 64,5 258 15,1 60,4
DM-051 EOC/PAL campo 52 64,5 3354 15,1 785,2 MRV-3 DM-054 EOC/PAL campo 0 64,5 0 15,1 0
DM-063 EOC/PAL campo 75 64,5 4837,5 15,1 1132,5
DM-066 EOC/PAL campo 61 64,5 3934,5 15,1 921,1 DM-006 EOC/PAL campo 269 64,5 17350,5 15,1 4061,9
Promedio 4211 286329,5 56381,7 Tabla 9. Calculo de la Viscosidad Y API Ponderada de los yacimientos de la Estaciones de Flujo MRV-1, MRV-2 y MRV-3
Variables Valores
Gravedad API (°) 13,39
Temperatura Lab. (°F) 80
Viscosidad (Cps) 67,995
% A y S 40
Caudal Máximo (bbl/day) 42000
Diámetro de la tubería nominal (") 10 Diámetro Exterior (") 10,75
Diámetro Interno (") 10,02 Espesor Nominal (") 0,365
ANSI 150 LA PRESIÓN ES DE 55 A 60 psi
Tabla 10. Características del Crudo de la A de Mara línea de 10” de Diámetro
Posteriormente los valores de las características del crudo de cada una de las
estaciones bajo estudio, se utilizaran como parámetros para elegir a través de
simulaciones los equipos más óptimos para las mediciones.
https://partner.emersonprocess.com/toolkit/coriolispapage1.asp?frompage=xml&TSI
D=1.8. Pág. empleada para la simulación de los equipos de medición.(Ver Anexo 10)
Para estas simulaciones se contó con el apoyo de las empresas que proveen
tecnología de medición automática a las diferentes empresas petroleras; para la
selección de los equipos de medición de flujo se escogió a la empresa Vertix debido a
su larga trayectoria con PDVSA y a la confiabilidad de sus equipos.
Para la selección del sistema de tomamuestras automático se contó con el apoyo
de la Empresa SISCOM, de igual manera estas empresas son reconocidas en la
Industria Petrolera y actualmente sus equipos se encuentran en convenio con
Petróleos de Venezuela.
57
