Medición de la producción

INSTITUTO TECNOLOGICO SUPERIOR DE COATZACOALCOS AGOSTO – DICIEMBRE MATERIA CONDUCCION Y MANEJO DE HIDROCARBUROS

DOCENTE

TRABAJO

UNIDAD 5 “MEDICIÓN DE LA PRODUCCIÓN”

ESTUDIANTE CARRERA INGENIERIA PETROLERA

28 DE NOVIEMBRE DEL 2016

1

Índice Página

5.1 Tanques de medición Condiciones generales para la medición estática 5.2 Medidores de orificio Instalación Ventajas y Desventajas 5.3 Medidores de desplazamiento positivo Tipos Características Ventajas Desventajas Aplicaciones 5.4 Medidores de Turbina Características 5.5 Automatización y telemedición Objetivos de la telemedición Definición Instrumentos de la automatización Bibliografía

3 5 10 10 13 13 13 15 16 16 16 16 17 18 18 19 19 21

2

5.1 Tanques de Medición

Almacenamiento del petróleo. El almacenamiento constituye un elemento de sumo valor en la explotación de los servicios de hidrocarburos ya que: •Actúa como un pulmón/resorte entre producción y transporte para absorber las variaciones del consumo. •Permite la sedimentación de agua y barros del crudo antes de despacharlo por el oleoducto o a destilación. •Brindan flexibilidad operativa a las refinerías. •Actúan como punto de referencia en la medición de despachos de producto. Tanques de almacenamiento. Los tanques de almacenamiento de hidrocarburos son recipientes hechos en acero generalmente los cuales pueden ser cilíndricos verticales, cilíndricos horizontales, geodésicos o esféricos, estos almacenan hidrocarburos líquidos o gaseosos con unas condiciones de temperatura y presión acordes al rango de operación y proceso. Los tanques se dividen así: 1) Por su forma: •Cilíndrico vertical con techo cónico. •Cilíndrico vertical con fondo y tapa cóncava. •Cilíndrico vertical con techo flotante. •Cilíndrico vertical con membrana flotante. •Cilíndrico horizontal a presión. •Esféricos. 2)

Por el producto almacenado: •Para Crudos. •Para Derivados o Refinados. •Para GLP. •Para Residuos.

•TANQUES CILINDRICOS VERTICAL CON TECHO CONICO: Por la forma de construcción, el techo es fijo y tiene forma cónica. Estos tanques no soportan 3

presiones ni vacíos, por lo tanto, están equipados de respiraderos y/o válvulas depresión y vacío. Generalmente posee líneas de espuma contra incendio, y el techo está sostenido por un soporte que o bien llega al fondo del tanque o se apoya sobre las paredes del mismo.

•TANQUES CILINDRICOS CON FONDO Y TAPA CONCAVOS: Se usan generalmente para almacenar productos con una presión de vapor relativamente alta, es decir, con gran tendencia a emitir vapores a la temperatura ambiente.

•TANQUES CILINDRICOS CON TECHO FLOTANTE: Estos tanques se construyen de tal forma que el techo flota sobre la superficie del producto, eliminando así el espacio para la formación de gases. Los techos flotantes son en la actualidad los más eficaces para el servicio corriente ya que se reducen las pérdidas por evaporación, Sin embargo, tienen uso limitado ya que la empaquetadura de caucho del techo tiene un límite de presión de operación. •TANQUES CILINDRICOS CON MEMBRANA FLOTANTE: Con el objeto de minimizar las perdidas por evaporación, en tanques de techo cónico y que estén en servicio de almacenamiento de productos livianos, se coloca una membrana en la parte interior del tanque, diseñada y construida de tal forma que flote sobre el producto almacenado. Así se disminuye la formación de gases disminuyendo la evaporación del producto.

•TANQUES ESFERICOS: se utilizan para productos que tienen una presión de vapor bastante alta entre 25 a 100 PSI.

•TANQUE CILÍNDRICO VERTICAL CON TECHO GEODÉSICO: La forma en la parte superior es ovalada, cuenta con una membrana que se posesiona sobre el fluido y se mueve con él, disminuyendo las perdidas por evaporación. Su principal ventaja respecto al de techo flotante es que nunca el agua lluvia ingresa al tanque.

4

CONDICIÓNES GENERALES PARA LA MEDICIÓN ESTÁTICA. La Medición Estática es un proceso que requiere de una serie de condiciones mínimas para que la incertidumbre sea la menor posible. Las actividades incluidas en el proceso se detallan a continuación: 1. El fluido contenido en el tanque debe encontrarse en condiciones de quietud y/o reposo total (Estático). 2. La cinta métrica debe encontrarse en buen estado y contar con el certificado de verificación (cinta de trabajo) y de calibración (cinta patrón) vigente. 3. Los tanques de almacenamiento deben encontrarse en buen estado y contar con las tablas de calibración (aforo) vigentes. 4. Para la determinación de la temperatura, se debe utilizar un termómetro con certificado de verificación y calibración vigente. 5. Para la determinación de las especificaciones de calidad del producto hidrocarburo, se debe tomar una muestra representativa y homogénea del hidrocarburo contenido en los tanques de almacenamiento. 6. Para la determinación del contenido volumétrico de hidrocarburo se debe seguir el procedimiento de liquidación de Medición Estática. La medición de tanques en este capítulo se determinará a partir de los siguientes tipos de medición:  

MEDICIÓN DE TANQUES ATMOSFERICOS. MEDICIÓN DE TANQUES PRESURIZADOS.

MEDICIÓN ESTÁTICA EN TANQUES ATMOSFÉRICOS. CINTA DE MEDICIÓN: es un instrumento que sirve para medir la altura de los líquidos (hidrocarburo y agua libre) que hay en un tanque, esta altura se compara con datos registrados en una tabla de aforo determinando a partir de esta altura se determina un volumen total observado contenido en el tanque. La cinta de medición tiene las siguientes características: •Generalmente está hecha en acero inoxidable, o en una aleación de Cromo y plata, con coeficiente de expansión térmica similar al material del tanque y resistente a líquidos corrosivos. •Su longitud debe ser acorde a la altura del tanque a ser medido. •La escala de la cinta de medición debe estar en metros, centímetros y milímetros. •Un carrete donde se pueda enrollar o desenrollar la cinta. •Gancho de soporte y fijación para la plomada. •Plomada en un material resistente a la chispa y a la corrosión (generalmente bronce), con longitudes que oscilan entre 15 centímetros (6 pulgadas), 30 centímetros (12pulgadas) ó 45 centímetros (18 pulgadas) y cuyos pesos mínimo 20 onzas y máximo de 2 3/ 8 de libra. 5

•Polo a tierra para evitar chispa debido a la estática. •El ojo de la plomada debe ser totalmente circular. •En el caso de plomadas de fondo debe ser de un material que soporte los golpes con materiales metálicos que están en el fondo del tanque. •Se debe cambiar el conjunto plomada y la cinta de medición, cuando al verificar con el calibrador de cintas, el desgaste y la distorsión, de la punta y el ojo combinados sea mayor de 1.0 mm. •Cinta para Medición a Fondo: Esta cinta tiene el “Cero “en la punta de la escala de la plomada, la cual hace parte de la cinta, es decir, que la escala para la cinta se inicia en forma ascendente desde el cero de referencia de la plomada, la plomada debe tener forma cilíndrica terminada en un cono, debe tener su polo atierra. •Cinta para Medición a Vacío: Esta tiene el “Cero “de la escala en el gancho de unión entre la cinta y la plomada. La escala para la cinta se inicia en forma ascendente desde el cero de referencia y para la plomada en forma descendente desde el mismo punto, la plomada debe tener forma rectangular, debe tener su polo a tierra. TIPOS DE MEDIDA USANDO LA CINTA DE MEDICIÓN. •Medición Del Nivel De Agua Libre: De los diferentes métodos de medición de tanques estacionarios se ha seleccionado el método de medición a fondo como el más indicado para determinar el nivel de agua libre utilizando una Cinta para Medición a fondo. •Medida A Fondo: Consiste en medir la distancia existente desde la platina de medición en el fondo del tanque hasta la altura libre del líquido, donde se producirá la marca o corte sobre la cinta de medición obteniéndose así la altura del líquido en forma directa. En la medición de crudos livianos puede ser necesario el uso de crema o pasta indicadora para detectar el sitio exacto de corte por la detección de un cambio decoloración en la interface. •Medida Al Vacío: Consiste en medir la distancia vertical existente desde la superficie del líquido hasta la marca de referencia. La deducción de esta medida de la altura de referencia, dará la altura del líquido en el tanque, por lo que la medida del volumen se tiene en forma indirecta. Las medidas a vacío solo son confiables si la altura de referencia es la misma en todos los casos, es decir, no han sufrido modificación. Por último, se procede a calcular la altura del producto en la siguiente forma: MEDICIÓN DEL NIVEL DE PRODUCTO Y AGUA. Para realizar la medición manual del volumen de líquido y agua libre almacenados en tanques se debe tener en cuenta: El nivel de producto en tanques de almacenamiento atmosféricos, debe realizarse empleando el método de medición a vacío con una cinta de medición a vacío o medición a fondo con cinta de medición a fondo. 6

El nivel de agua libre almacenada en los tanques de almacenamiento atmosféricos debe medirse empleando el método de medición a fondo con cinta de medición afondo y utilizando pasta indicadora de agua. Todo equipo utilizado para medición manual debe estar calibrado y en buenas condiciones. Los líquidos oscuros como petróleo y Combustóleos pesados se destacan mejor en una cinta clara o revestida de cromo, en líquidos claros como queroseno, combustibles de aviación, combustibles ligeros, solventes y químicos es mejor una cinta negra. Antes de tomar medidas de un tanque, todas las válvulas de recibo y entrega deben estar cerradas para prevenir pases o desplazamientos de productos desde o hacia otros tanques o sistemas. En tanques de techo cónico debe evitarse la medición con más de dos (2) personas sobre el techo para evitar que la altura de referencia cambie con el peso de las personas. Se debe usar la misma cinta y plomada para la medición inicial y final. Para la medición manual con cinta se debe tener en cuenta que el tiempo de reposo mínimo requerido por un tanque que almacena productos refinados es de 30 minutos, mientras que el tiempo mínimo requerido por un tanque que almacena crudo es de 60minutos. Los productos refinados de color claro deben medirse con una cinta cubierta con una capa delgada de pasta detectora, para poder establecer con claridad el corte en la plomada y determinar con exactitud la cantidad de producto en el tanque.

MEDICIÓN DE TEMPERATURA. Para la determinación de la temperatura se pueden usar termómetros electrónicos digitales (PET), con una incertidumbre baja y/o termómetros de mercurio de vidrio (Con incertidumbre mayor al electrónico). Por el impacto que esta variable tiene en la cuantificación del volumen se recomienda usar PET's, buscando con ello obtener una incertidumbre combinada en la operación, dentro del rango tolerable. MEDICIÓN AUTOMÁTICA (TELEMETRÍA). Son las medidas realizadas por medio de dispositivos mecánicos y/o electrónicos que miden y visualizan en forma continua los niveles de líquido., estos dispositivos son recomendados para control de inventarios para niveles de precisión de más o menos 3 milímetros. Existen los siguientes métodos de medición diferentes a la medición manual con cinta: •Medición De Nivel Con Flotador: consiste en un flotador ubicado en el seno del líquido y conectado al exterior del tanque indicando directamente el nivel sobre una escala graduada. Es el modelo más antiguo y el más utilizado en tanques de gran capacidad tales como los de petróleo y gasolina. Tiene el inconveniente de que las partes móviles están expuestas al fluido y pueden romperse, además el flotador debe mantenerse limpio. Los instrumentos de flotación tienen una precisión del 0,5%, son adecuados para tanques abiertos o cerrados a presión o vacío, y son independientes del peso específico del líquido. 7

Por otro lado, el flotador puede agarrotarse en el tubo guía por un eventual depósito delos sólidos o cristales que el líquido pueda contener y además los tubos guía muy largos pueden dañarse ante olas bruscas en la superficie del líquido o ante la caída violenta del líquido en el tanque. •Medición De Nivel Con Desplazador (Servo): Utilizado para el control de inventarios y como respaldo para la medición manual del nivel de productos con cinta, para transferencia de custodía y fiscalización. Funciona en base a un “desplazador” colgado de un tambor enrollador servo-operado, el cual está vinculado a la balanza. Permite la medición del nivel de interface de agua sin requerir elementos opcionales •Medición Con Radar: Utilizado para el control de inventarios y como respaldo para la medición manual de nivel de productos con cinta para transferencia de custodía y fiscalización. Pulsos cortos de energía electromagnética son transmitidos a través de la antena contrala superficie del líquido a medir y éstos son reflejados en forma de eco. El tiempo de tránsito de la señal de radar reflejada es medida con gran exactitud usando las técnicas de procesamiento de eco, y el nivel del líquido es expresado en milímetros. • Medición De Nivel Con Elementos Magnetostrictivos: Utilizados para el control de inventarios y como respaldo de la medición manual de nivel de producto y agua libre para transferencia de custodia y fiscalización de Hidrocarburos. La sonda magnetostrictiva de nivel es un dispositivo que registra los niveles de interface que contiene un tanque de almacenamiento de hidrocarburo, esta sonda tiene unos puntos de aforo que están definidos en un programa. En la medición con telemetría es importante tener en cuenta los siguientes aspectos: Se debe realizar verificaciones mensuales de los niveles reportados por telemetría y los reportados por la medición manual con cinta. Es una buena práctica que cada vez que se realice la medición manual del tanque se registre en una planilla los datos de la medida con cinta, la señal de telemetría y fecha efectuada, con el fin determinar las diferencias en todos los niveles. Esta planilla de registro será una herramienta muy importante para que el técnico o ingeniero realice los correspondientes ajustes y calibraciones.

MEDICIÓN ESTÁTICA DE NIVEL DE PRODUCTO EN TANQUES PRESURIZADOS. La medición estática en tanques presurizados es un proceso que requiere una serie de condiciones mínimas para que la incertidumbre sea la menor posible. Las actividades incluidas en el proceso se detallan a continuación:

8

1. El fluido contenido en el tanque, debe encontrarse en condiciones de quietud y/o reposo total (Estático). 2. El Rotogauge o barra deslizante debe encontrarse en buen estado y contar con certificado de calibración. 3. Los tanques de almacenamiento deben encontrarse en buen estado y contar con tablas de aforo vigentes. 4. Para la determinación de la temperatura se debe utilizar un termómetro de carátula y/o RTD tanto en la fase líquida como en la fase vapor. 5. Para las especificaciones de calidad del producto hidrocarburo se debe tomar una muestra representativa y homogénea del hidrocarburo contenido en los tanques de almacenamiento utilizando el termo-densímetro a presión. 6. Para la determinación del contenido Volumétrico de hidrocarburo se debe seguir el procedimiento de liquidación de medición estática. Debido a la presión interna de los tanques y sus productos almacenados, los tanques presurizados tienen un alto grado de condiciones de seguridad en su medición. Los aspectos más relevantes en este tipo de medición son: TECNOLOGÍAS DE MEDICIÓN. Para control de inventarios y/o transferencia de custodía las tecnologías recomendadas son: •Rotogauge. •Barra deslizante. Para el Control Operativo: •Magnetel. •Magnetrón. ASPECTOS A TENER EN CUENTA EN MEDICIÓN EN TANQUESPRESURIZADOS. •Error de Medición con Rotogauge: El rotogauge indica porcentajes de capacidad en galones de agua, pero por lo general ésta capacidad es la suministrada por el fabricante, pero un aforo real del tanque dará una ligera variación de ese volumen. El tubo curvado puede sufrir deflexiones físicas, la que se incrementará en tanques de diámetros grandes. Hay mucha susceptibilidad de cometer errores de paralaje en la medición. •Medición En Cisternas (Control De La Cantidad Despachada A Granel): Para la medición de volúmenes despachados (Transferencia de Custodía) en cisternas las mejores prácticas apuntan a realizarlos con medición dinámica y/o medición estática por peso (Báscula Camionera), debido a que la medición estática con Rotogauge obvia la corrección por temperatura y presión del tanque cisterna. •Medición De Temperatura: La temperatura en los tanques se mide con un termómetro de carátula y/o un transmisor de temperatura, instalados en el fondo y cima (tope) del tanque. •Medición De La Presión: La presión se mide con un manómetro y/ó un transmisor de presión, instalado en la cima (tope) del tanque. 9

5.2 Medidores de orificio Los medidores de placas de orificio pueden emplearse tanto como para la medición de gas como para la medición de aceite. La tecnología de la placa de orificio representa uno de los métodos más aceptados por su versatilidad para la medición de flujo. Su simplicidad es atractiva tanto en mantenimiento y perspectivas de aplicación. Sin embargo, para lograr su completa funcionalidad, deben ser atendidos y asistidos una considerable cantidad de detalles. La rangeabilidad está limitada aproximadamente 10:1 mientras el flujo corriente abajo es usualmente limitado 3.5:1 debido a la naturaleza, de la salida cuadrada. Cuando la placa de orificio está midiendo el flujo a porciones bajas del rango (alcance) el error de medición total puede incrementarse dramáticamente. Para asegurar la exactitud de la medición de flujo, el fluido que entra a la placa de orificio debe desarrollar un perfil de flujo libre de remolinos. La exactitud de una placa de orificio de borde cuadrado esta sobre el orden de ±0.5%. Sin embargo, la exactitud del medidor de flujo es típicamente pobre debida a las incertidumbres en el proceso tal como la presión, temperatura, compresibilidad, densidad y efectos de expansión, ya que estas pueden nuevamente adicionar inexactitudes a la medición de flujo. Principio de operación Su principio de funcionamiento se debe a la restricción brusca del flujo, provocando el aumento de velocidad del flujo y consecuentemente la caída de presión. Este método es basado en la ecuación de Bernoulli. Los elementos de flujo que producen la presión diferencial utilizan correlaciones empíricas para cuantificar la relación entre la presión diferencial producida y el flujo volumétrico a través de una restricción cuidadosamente especificada en la tubería. El gasto es proporcional a la caída de presión y puede ser definido de la siguiente forma:

Siendo K una constante que engloba el coeficiente de descarga y factores de corrección por variaciones del número de Reynolds, expansión, etc. El coeficiente de expansibilidad para líquidos es de 1, a diferencia del de gases en el que hay que evaluarlo en función de la presión y algunas otras propiedades de la mezcla. La ecuación de flujo teórica calcula la relación de flujo verdadero cuando todas las suposiciones usadas para desarrollar son válidas, sin embargo esto es idealizado y por lo general el flujo verdadero es menor que el calculado teóricamente. En la figura 3.1 se describe a grandes rasgos como ocurre la caída de presión debido al cambio repentino en el área de flujo. Instalación Las placas de orificio tienen exigencias de ‘cilindridad’ en la zona adjunta a la placa (corriente arriba y corriente abajo), en la rugosidad superficial tanto de la tubería adyacente como en la placa de orificio, planicidad de la placa, excentricidad de montaje, el ángulo de bisel, las tomas de presión que son críticas, si son perpendiculares o no, si tienen bordes o no, o si el diámetro es adecuado; por mencionar algunas. 10

En la tabla 3-1 se muestran las normas que rigen la instalación y los requerimientos de los dispositivos de presión diferencial:

Cuando se lleva a cabo un examen de la placa de orificio en el campo, no es necesario realizar un examen completo de medición de lo dispuesto en la norma ISO 5167. Los principales puntos de enfoque para una inspección en campo de la placa de orificio son:    

Ausencia de daño en la superficie de la placa, particularmente daño o redondeo en el borde dentro del orificio corriente arriba. Orientación correcta dentro del portador de la placa Planicidad de la placa Limpieza de la placa. 11

Las placas de orificio son sensibles al perfil de velocidades del fluido que entra al medidor. Como resultado se tienen algunos requerimientos que deben cumplirse para efectuar una instalación satisfactoria. Entre ellos se puede encontrar cual es la distancia requerida entre la línea de alta presión y la de baja presión, etc. Las tomas para servicio liquido pueden ser localizados sobre el lado lateral de la tubería; para servicio de gas seco, las tomas deben ser localizadas sobre el lado lateral de la parte de arriba de la tubería. Para servicio de gas, usualmente se requiere que la línea toma de impulso sea auto-drenada así el condensado o impurezas no podrán acumularse sobre un lado del transmisor de presión diferencial. Tal acumulación puede causar un error con la presión diferencial reconocida que es equivalente a la presión del condensado. Geometrías de la placa de orificio: La placa está compuesta por un disco plano con un agujero concéntrico, excéntrico o segmentado de borde cortante en el anverso, mientras que el borde del reverso puede ser en ángulo recto si el disco es delgado o de 30° o 45° si es grueso. La placa de orificio concéntrico es delgada y de metal, con una abertura generalmente circular y concéntrica, de resistencia suficiente para evitar deformaciones bajo presiones diferenciales normales. El orificio es circular y concéntrico con el diámetro exterior. Dicha placa se ilustra en la figura 3.2. La placa de orificio excéntrico se usa especialmente para fluidos que tienen sólidos en suspensión. Se instala en forma tal, que el borde interior del orificio sea tangente con la superficie inferior del tubo, con ello se evita la acumulación de sólidos en el lado de entrada de la placa. En la figura 3.3 se denota como es una placa de orificio excéntrico.

El orificio segmentado es montado en forma tal, que la parte circular del segmento coincida con la superficie interior del tubo. Es apropiado para flujo de gases y líquidos que contienen muchos sólidos ya que previene la acumulación de estos mismos en el lado de entrada. En la figura 3.4 se muestra un ejemplo de la geometría de la placa de orificio segmentado

12

Ventajas y desventajas Ventajas  Gran Flexibilidad  Bajo costo, independiente del tamaño de la línea. Buena relación de precio en tamaño de líneas mayores  Bueno para control – excelente respuesta de tiempo  Múltiples variables (Q, DP, P & T) desde un dispositivo multi-variable  Medición bi-direccional  Ensamble pre-armado de fábrica mejora su desempeño en campo. Desventajas:  Existe riesgo de obstrucción de líneas de impulso en especial con transmisores remotos  Múltiples puntos de fuga en especial con transmisores remotos  Exactitud moderada para fluidos incompresibles y buena exactitud para fluidos compresibles  Fallas en la instalación de los componentes puede degradar el desempeño  No recomendado para fluidos con sólidos en suspensión.  No recomendable para fluidos viscosos.  El número de Reynolds máximo no debe exceder de 3.3 x 107

5.3

Medidores

de

Flujo

de

Desplazamiento

Positivo

Los medidores de este tipo, toman el caudal del fluido, contando o integrando volúmenes separados del mismo. Son dispositivos que separan la corriente de flujo en segmentos volumétricos individuales. Un volumen conocido del fluido se aísla mecánicamente en el elemento del medidor, y es pasado desde la entrada de este hasta su salida, llenando y vaciando alternadamente los compartimientos o cámara del medidor. Las partes mecánicas del medidor se mueven aprovechando la energía del fluido. El volumen total del fluido que pasa a través del medidor en un periodo de tiempo dado, es el producto del volumen de la muestra por el número de muestras. Los medidores de flujo de desplazamiento positivo (DP) se usan cuando se necesita una alta exactitud en condiciones de flujo estable. Existen cuatro tipos básicos de medidores de desplazamiento positivo: disco oscilante, pistón oscilante, pistón alternativo y rotativo. Tipos Medidor de disco Oscilante: El sistema de disco oscilante dispone de una cámara circular con un disco plano móvil dotado con una ranura en la que se encuentra intercalada una placa fija. Esa placa, separa la entrada y la salida e impide el giro del disco durante el paso del fluido. El movimiento del disco será similar al de una moneda a punto de cesar su giro en el pido o en una mesa. De esta forma, en cada vuelta, se desplaza un volumen conocido del líquido en cuestión. El 13

movimiento del eje es transmitido a un magneto el cual se usa para mover una magneto externa al medidor. Esta rotación puede utilizarse para conducir el mecanismo de un registrador o un transmisor. La operación de este medidor se muestra en la Figura 4.11.

Como este medidor atrapa o encierre una cantidad fija del flujo cada vez que el eje rota, entonces el caudal es proporcional a la velocidad de rotación del mismo. Este tipo de medidor encuentra su mayor aplicación en agua y en servicios donde la precisión no es de mayor importancia Medidor de Pistón Oscilante: Consiste en una cámara cilíndrica con una salida y una placa divisoria que separa esta salida en dos. El funcionamiento de las diferentes fases del ciclo se describe mediante la Figura 4.12.

14

Medidor de Pistón Alternativo: Es uno de los primeros elementos de medición de caudal por desplazamiento positivo. Es generalmente aplicado a fluidos que operan en fase líquida. El pistón se mueve alternativamente y permite el paso de fluido desde un extremo a otro, como se muestra en la figura 4.13.

Medidor Rotativo: Son de muchos tipos, y son los más usados en la actualidad, dentro de la categoría de desplazamiento positivo. Su funcionamiento es muy sencillo y su mantenimiento bajo. Pueden manejar crudos pesados algo viscoso en una gran gama de caudales. Lo constituyen los medidores que poseen una serie de cámaras, que transportan el líquido en forma incremental desde la entrada hasta la salida. En la Figura 4.14 se describen gráficamente los principales sistemas de este tipo, entre los principales medidores de este tipo se encuentran: Medidores de Lóbulos, birrotores y de paletas.

Características  Relación de rango: 20 : 1  Escala: lineal  Pérdida de presión: media  Exactitud: ± 0,5 % 15

      

Repetibilidad: ± 0,05 % Presión máxima: 1 500 psi Temperatura máxima: 250 °C 201 Tubería requerida aguas arriba/aguas abajo: OD/OD Costo relativo: alto Requiere calibración

       

Respuesta rápida. Buena exactitud y relación de rango. Muy buena repetibilidad. Usado para fluidos con alta viscosidad. Medidor local con opción de pulsos de salida. Lectura directamente en unidades de volumen. No necesita fuente de alimentación. Exactitud no afectada por incremento de viscosidad y condiciones de tubería aguas arriba

Ventajas

Desventajas  Perdida de presión alta.  Partes móviles sujetas a corrosión.  Requiere mantenimiento regularmente.  Costoso, especialmente en diámetros grandes.  No aplicable para fluidos con sólidos en suspensión o abrasivos. Aplicaciones  Líquidos

limpios

y

5.4 Medidores de Turbina Este medidor consiste de un rotor con alabes, semejante a una turbina, que se instala en el centro de la tubería y gira con una velocidad angular que es directamente proporcional al flujo.

16

viscosos,

y

gases.

Para medir la velocidad de la turbina, sin generar ninguna fuerza resistente sobre el aspa que produzca error se utilizan principalmente convertidores electromagnéticos, existen dos tipos a saber: 1 - El de Reluctancia. La velocidad de la turbina viene determinada por el paso de los alabes individuales a través del campo magnético creado por un imán permanente montado en la bobina captadora exterior. El paso de cada alabe varía la reluctancia del circuito magnético, esta variación cambia el flujo inducido en la bobina captadora produciéndose una corriente alterna proporcional a la velocidad de la turbina. 2 - El de tipo inductivo. El rotor lleva incorporado un imán permanente y el campo magnético giratorio que se origina induce una corriente alterna en la bobina captadora exterior Con el uso de ambos convertidores la velocidad del flujo será proporcional a la frecuencia generada que es del orden de los 250 a 1200 ciclos por segundo para velocidades máximas. Características del medidor de turbina 

La turbina esta limitada por la viscosidad del fluido, debido al cambio que se produce en el perfil de velocidad del líquido a través de la tubería cuando aumenta la viscosidad. En las paredes el fluido se mueve mas lentamente que en el centro, de modo que, las puntas de los alabes no pueden girar a mayor velocidad. En general, para viscosidades mayores de 3 a 5 cS se reduce considerablemente el intervalo de medición del instrumento.



La exactitud es elevada, del orden de ± 0.3 %. El valor óptimo se consigue cuando la dirección del flujo sigue la dirección de la tubería, para ello se debe instalar el instrumento en una tubería recta 15 diámetros aguas arriba y 6 diámetros aguas abajo.



Un medidor de turbina se puede utilizar para medir flujo de gases y líquidos limpios o filtrados.



El instrumento debe instalarse de tal modo que no se vacíe cuando cesa el flujo ya que el choque de líquido a alta velocidad contra el medidor vacío lo puede dañar seriamente.

17

Representación de un medidor de turbina

5.5 Automatización y telemedición ¿ Qué es un sistema automatizado ? La automatización es un sistema donde se trasfieren tareas de producción, realizadas habitualmente por operadores humanos a un conjunto de elementos tecnológicos. Un sistema automatizado consta de dos partes principales:  

Parte de Mando Parte

Operativa

La Parte Operativa es la parte que actúa directamente sobre la máquina. Son los elementos que hacen que la máquina se mueva y realice la operación deseada. Los elementos que forman la parte operativa son los accionadores de las máquinas como motores, cilindros, compresores ..y los captadores como fotodiodos, finales de carrera ... La Parte de Mando suele ser un autómata programable (tecnología programada), aunque hasta hace bien poco se utilizaban relés electromagnéticos, tarjetas electrónicas o módulos lógicos neumáticos (tecnología cableada) . En un sistema de fabricación automatizado el autómata programable esta en el centro del sistema. Este debe ser capaz de comunicarse con todos los constituyentes de sistema automatizado. Objetivos de la automatización    

Mejorar la productividad de la empresa, reduciendo los costes de la producción y mejorando la calidad de la misma. Mejorar las condiciones de trabajo del personal, suprimiendo los trabajos penosos e incrementando la seguridad. Realizar las operaciones imposibles de controlar intelectual o manualmente. Mejorar la disponibilidad de los productos, pudiendo proveer las cantidades necesarias en el momento preciso.

18

 

Simplificar el mantenimiento de forma que el operario no requiera grandes conocimientos para la manipulación del proceso productivo. Integrar la gestión y producción.

¿Qué es la telemedición? Es un novedoso sistema que permite establecer una comunicación a distancia con un medidor, para fines de tomar la información registrada del mismo. A continuación se dará a conocer algunos de los sistemas que actualmente se utilizan en la industria petrolera para lograr la automatización de algunos procesos. SISTEMA DE TELEMETRÍA EN RECTIFICADORES DE PROTECCIÓN CATÓDICA (PEMEX) El sistema de Telemetría Satelital de Rectificadores de Protección Catódica cuenta con una UTR instalada en el rectificador las cual cuenta con un procesador Rabbit y dispositivos de control junto con una antena satelital la cual envía y recibe los estados y comandos a un sistema central el cual los decodificada con un servicio creado en NI LabVIEW el cual inserta la información a la base de datos y estos son mostrados en un sistema web realizado en Visual Studio .NET Este sistema puede monitorear y controlar hasta un rectificador de 3 salidas resolviendo la problemática de la empresa transportadora de hidrocarburos de la problemática de la falta de protección catódica. ( 200 Rectificadores)

BOMBAS DE INYECCIÓN (PEMEX) Sistema de Telemetría Satelital que monitorea y controla la cantidad de líquido inhibidor de corrosión interior que cuenta el equipo, el estado de la batería, así como también, el estado y control de la bomba hidromecánica, la cual inyecta el inhibidor al ducto para evitar la corrosión interior, Monitoreado vía Satelital ( 84 Bombas de Inyeccion) MEDIDOR DE VELOCIDAD DE CORROSIÓN EN DUCTOS (PEMEX) El Medidor de velocidad de corrosión en ductos es un sistema autónomo en energía que utiliza telemetría con un equipo cosasco que es capaz de medir en tiempo real la corrosión interior del ducto para poder sincronizar de forma remota a los equipos de bombas de inyección 19

para aumentar o disminuir la inyección del inhibidor de corrosión. ( 145 Medidores de Corrosión)

CONTROL DISTRIBUIDO PARA TERMINALES TRIPULADA PEMEX Este sistema de tele medición autónomo está diseñado para tener el monitoreo de los sensores de presión, así como también, obtener valores de un sin fin de dispositivos en las estaciones como válvulas de seccionamientos, Motores eléctricos, Turbinas, Arrancadores, Tanques, patines de Medición,etc.

MONITOREO (PEMEX)

Y

CONTROL

A

VARIABLES

Este sistema permite monitorear y controlar tanques, sensores, adquirir datos de computadores de flujo, además de controlar válvulas y llevar el análisis de vibraciones de equipos que se encuentran en una estación teniendo un control distribuido de la misma.

SISTEMA DE TELEMEDICIÓN Y SISTEMA DE ALARMAS (LOCAL) EN TANQUES DE ALMACENAMIENTO Este equipo radicara dentro de las instalaciones de PEMEX su función principal será la de concentrar toda la información de las estaciones, no solo las variables primarias si no toda la información del Sistema de Telemedición y Alarmas, teniendo así como su principal ventaja anexar de forma económica una serie de variables de la estación (Plataforma abierta). Toda esta información llegara a una base de datos con motor de MS SQL Server en la cual se registrara todos los puntos anteriores y publicara la información a todos los usuarios 20

mediante la intranet de PEMEX atreves de una aplicación que se instala en las máquinas de los usuarios para obtener la información en tiempo real de cada una de las estaciones, este sistema contara con una interface para el SCADA y/o PI mediante ODBC y/o modbus, para el despliegue de la información a los sistemas de monitoreo de PEMEX por norma. TELEMEDISION DE POZOS, FLUYENTES, NEUMATICOS, ETC, PETROLEO Y GAS (PEMEX) Este sistema central de telemetría de Pozos proporciona la información relevante con los lineamientos metodológicos, para la operación y manejo del sistema. A fin de garantizar un buen uso y eficiencia de los recursos otorgados. Este sistema puede ser operado de forma local o remota por el uso de UTRs que cuenta con conexión bluetooth y wifi además de su conexión satelital.

Bibliografía http://www.insai.com.mx/automatizacion.html http://www.iapg.org.ar/seccionalsur/JORNADAS2014/10.pdf http://webdelprofesor.ula.ve/ingenieria/oscaror/CursosDictados/web%20instrumentacion%20industrial/1%20 transductores%20para%20procesos%20industriales/libro%20pdf/CAP%204%20Medicion_flujo_2009.pdf http://webdelprofesor.ula.ve/ingenieria/djean/index_archivos/INST_Flujo/medidoresflujovolumetrico/turbina. html https://www.edeeste.com.do/index.php/servicios/telemedicion/

21