trabajo de unidades lact

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UNIDADES DE MEDICIÓN AUTOMÁTICA PARA TRANSFERENCIA DE CUSTODIA

UNIDADES LACT

DIANA LORENA ACHURY ZAPATA CÓD. 2083553

RAÚL ANDRÉS MARTÍNEZ LÓPEZ

CÓD. 20835

DIANA PAOLA MONROY SIMMONDS CÓD. 2083545

FACILIDADES DE SUPERFICIE

INGENIERO NICOLÁS SANTOS SANTOS

UNIVERSIDAD INDUSTRIAL DE SANTANDER

ESCUELA DE INGENIERÍA DE PETRÓLEOS

2013

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TABLA DE CONTENIDO

1. DEFINICIÓN DE UNIDAD LACT ......................................................................... 3

2. TRAYECTORIA TÍPICA DEL FLUJO DE PETRÓLEO ....................................... 5

3. ELEMENTOS DE UN SISTEMA LACT ............................................................... 6

3.1 MEDIO DE ALMACENAMIENTO ............................................................... 7

3.2 FILTRO ....................................................................................................... 8

3.3 BOMBA DE TRANSFERENCIA .................................................................. 9

3.4 ANALIZADOR Y MONITOR DE BS&W ..................................................... 10

3.5 ELIMINADOR DE AIRE Y GAS ................................................................. 11

3.6 SISTEMA DE MUESTREO AUTOMÁTICO ............................................... 12

3.7 VÁLVULA DE CUATRO VÍAS ................................................................... 13

3.8 VÁLVULA DE TRES VÍAS ......................................................................... 15

3.9 MEDIDOR DE VOLUMEN ......................................................................... 16

3.9.1 ACCESORIOS DEL MEDIDOR DE VOLUMEN ................................. 17

4. CALIBRACIÓN DE LA UNIDAD LACT ............................................................. 18

5. COMPUTADORES DE FLUJO ......................................................................... 23

6. SISTEMA DE FLUJO EN 3 CAMPOS CON UNIDAD LACT ............................ 25

7. CONCLUSIONES .............................................................................................. 27

8. BIBLIOGRAFÍA ................................................................................................. 28

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UNIDADES LACT

(UNIDADES DE MEDICIÓN AUTOMÁTICA PARA TRANSFERENCIA DE CUSTODIA)

1. DEFINICIÓN DE UNIDAD LACT

Se define una unidad L.A.C.T como un arreglo de equipos diseñados para la transferencia de hidrocarburos líquidos durante la producción del pozo a una estación de almacenamiento. Diseñada para medir de manera precisa tanto la calidad como la cantidad de un hidrocarburo líquido el cual es comercialmente explotable. Esta medición será de gran utilidad para transferir de manera automática y precisa la custodia del petróleo. La Unidad LACT tendrá la capacidad, con su proceso automatizado, de controlar y prevenir la transferencia de volúmenes de petróleo comercialmente inaceptable. Cuando se habla de calidad y cantidad se hace referencia a:

CALIDAD

Densidad de hidrocarburo líquido.

Contenido de agua y material sólido.

Tipo de aceite.

CANTIDAD

Referida al hidrocarburo líquido que pasa a través de los medidores.

Estos sistemas son implementados principalmente por los efectos provocados por

la presión, temperatura y características del crudo en el proceso de transferencia y

almacenamiento del mismo, por lo que es necesario compensar y corregir

parámetros del sistema de medición a condiciones estándar del crudo a una

temperatura de 60 °F y una presión de 14.7 psia establecidos por el API y obtener

el volumen neto transferido, con la finalidad de estandarizar y minimizar los errores

de medición y principalmente con la automatización evitar la manipulación de los

datos.

Cada vez que al crudo se le realice transferencia de custodia, las preocupaciones principales son: cantidad y calidad. Los tres factores básicos que afectan a la cantidad y la calidad son: temperatura, Gravedad API, y contenido de BS&W.El Petróleo Crudo se transfiere a un "barril neto" en las condiciones de operación de 60 ° F y 14,7 psi.

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La gravedad API se determina típicamente mediante el muestreo de la corriente de producción para obtener una muestra representativa del volumen suministrado en un momento dado. Unidad LACT

Lease: Significa que este tipo de unidad se utiliza sobre la locación de un productor (diferenciándose de la unidad ACT que generalmente se instala en una estación de bombeo, refinería, terminal marítima, etc) L

Custody: Se deduce que la unidad supervisa la venta al transportista (compañía de oleoductos) del crudo producido y asegura que el volumen es medido, muestreado y rechazado si el mismo no fuera comercializable. C

Transfer: Significa que la unidad está equipada para enviar el crudo desde el tanque de producción a la bomba de transferencia. T

Automatic: Significa que la unidad actúa por si misma y se auto regula; no requiere atención para su operación normal. A

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2. TRAYECTORIA TÍPICA DEL FLUJO DE PETRÓLEO

Imagen tomada de: AUTOMATIZACIÓN DE UNA UNIDAD DE CUSTODIA DE TRANSFERENCIA AUTOMÁTICA (LACT) PARA LA MEDICIÓN DE PETRÓLEO MEDIANTE LA PUESTA EN SERVICIO DE UN COMPUTADOR DE

FLUJO.Ecuador.2008

Figura 1. Trayectoria típica del flujo de petróleo

El crudo extraído de los pozos ingresa al manifold, donde es direccionado en una sola línea de flujo, el crudo y el gas son separados en dos fases en el separador, mientras que el gas es expulsado, quemado ó usado como combustible dentro de las facilidades. Luego el crudo ingresa al tratador. Aquí, el crudo, gas, agua y sedimentos son separados en diferentes capas, el crudo limpio se ubica en la capa más alta, mientras que el agua y sedimentos acumulados se ubican en las capas bajas, el aceite pasa a los tanques de almacenamiento y de ahí a la unidad LACT

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3. ELEMENTOS DE UN SISTEMA LACT. No todos los sistemas LACT son idénticos, su tamaño, diseño y configuración puede diferir, dependiendo de los requerimientos o de la situación. El sistema de medición de crudo está conformado por los siguientes elementos principales:

Imagen tomada de: Barragán Quezada Yves Cristhofer. Análisis Descriptivo para la obtención de factores de

compensación volumétrica utilizando la unidad LACT del terminal Baeza de AOE, Quito. Ecuador, 2009, tesis

Figura 2. Elementos de una Unidad LACT

Medio de almacenamiento

Filtro

Bomba de transferencia

Analizador y monitor de BS&W

Elimindor de aire y gas

Sistema de muestreo automático

Válvula de cuatro vías

Válvula de tres vías

Medidor de volumen

A

C

B

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Dentro del sistema LACT el flujo de crudo ingresa por el punto A, atravesando el lazo de la unidad hacia el punto C, si se detecta crudo de mala calidad es regresado al sistema de tratado de crudo por el punto B.

Medio de almacenamiento

El crudo es almacenado en tanques de provisión antes de la custodia de transferencia. La unidad LACT opera en conjunción con una línea de alimentación abierta al tanque de almacenamiento, Cuando el aceite en el tanque de almacenamiento se eleva, se disparará un controlador (interruptores o switches) de nivel que activa la bomba de la unidad LACT para iniciar la transferencia de hidrocarburo líquido, una vez que el nivel en el tanque de almacenamiento cae el controlador se apaga la unidad LACT.

Imagen tomada de: Arias Sandoval Alex, Ruals Maldonado Carlos. Automatización de una unidad de custodia de

transferencia automática (LACT) para la medición de petróleo mediante la puesta en servicio de un computador de flujo,

Ecuador, 2008, tesis

Figura 3. Tanque de almacenamiento

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Es importante mantener el crudo libre de aire o vapor porque ambos ocupan espacio en la línea y puede ser medido como petróleo, y además puede producir daños en la bomba o en controles de la unidad.

Filtro (Strainer). El crudo contienen sólidos y otras impurezas que pueden pasar a través del sistema de tratamiento y que usualmente se asientan en el tanque y que luego es bombeado a la unidad LACT. El filtro elimina en gran parte partículas de sedimentos, lodo u otra materia que podría dañar el sistema LACT o causar una medición inadecuada.




Figura 4. Filtro

Dentro del alojamiento, el crudo pasa a través del filtro diseñado para entrampar las partículas más grandes, la selección del filtro depende de la cantidad y tamaño de las impurezas que contenga el crudo.

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La malla de este filtro puede variar entre 1/16, 1/8, ¼ de pulgada. Una malla muy fina en el filtro puede generar un incremento acelerado de residuos ocasionando una alta caída de presión que podría traducirse en la ruptura de la canasta o la vaporización del líquido afectando la precisión de la medición. Por lo tanto es altamente deseable monitorear la diferencia de presión a través de la canasta del filtro mediante un indicador con alarma y/o un transmisor de presión diferencial conectado a un sistema de supervisión y/o control.

• Bomba de transferencia

La bomba impulsa el crudo de los tanques hacia la unidad, manteniendo constante la presión y la rata de flujo, estas son usualmente de tipo centrífuga porque proporciona un flujo más suave y consistente. La figura 5, muestra el detalle de una bomba centrífuga con el dispositivo impulsor.


transferencia automática (LACT) para la medición de petróleo mediante la puesta en servicio de un computador de

flujo, Ecuador, 2008, tesis

Figura 5. Bomba de transferencia

El montaje consiste en dos partes la bomba y el motor, dentro de la cubierta de la bomba se encuentra el impulsor, el crudo proveniente del tanque ingresa al ojo del impulsor, como este gira las aspas impulsan el líquido hacia fuera creando un área de baja presión en el ojo del impulsor, esta baja presión succiona el crudo del tanque y lo bombea a través de la unidad LACT.

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La capacidad de bombeo es determinada por la velocidad del motor y tamaño de la bomba. Para incrementar la rata de flujo, la capacidad de la bomba debe ser incrementada poniendo una bomba nueva o con un motor de diferente velocidad.

• Analizador y monitor de BS&W

El sistema consiste en un analizador y un monitor, el analizador está conectado al monitor por medio de un cable eléctrico (ver fig. 1.2). El fluido de crudo es forzado a pasar a través del analizador, este mide la capacitancia o constante dieléctrica del líquido o sustancia en la línea. Las figura 1.8a, muestra un analizador de BS&W.




Figura 6. a) Analizador de BS&W, b) Monitor de BS&W

El monitor dispone de un ajuste (setpoint) para rechazar crudo con cierto contenido de BS&W. En la figura 1.8b, el setpoint está fijado a un S&W de 1%; así, todo crudo que contenga un exceso del 1% será rechazado por el monitor.

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• Imagen tomada de: Naranjo León Michelle Alba. Implementación de la unidad de medición de crudo LACT en el

Campo Gustavo Galindo Velasco (Ecuador), 2006, tesis

Figura 7. Monitor de BSW en funcionamiento muestra un corte de agua del 97%

El analizador o detector de BS&W, es un instrumento que detecta el contenido de agua en suspensión en el crudo, éste sirve para medir la constante dieléctrica de la cantidad de fluido que pasa por él, y envía ésta información a su Monitor de BSW. Así sabiendo que las constantes dieléctricas del petróleo crudo y el agua son 2 y 80 respectivamente; toda vez que la constante dieléctrica del agua es aproximadamente cuarenta veces mayor que la del petróleo, el detector puede determinar con rapidez el contenido de agua.

Eliminador de aire y gas (Deaerator).

El gas y el aire en el crudo puede causar que la unidad LACT de lecturas de medición falsas. Para asegurar medidas exactas se debe eliminar cuanto más aire y gas sea posible. Después de que el flujo de crudo haya pasado por el analizador de BS&W, este usualmente fluye por un elemento de la unidad llamada deaerator.

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• Imagen tomada de: Arias Sandoval Alex, Ruals Maldonado Carlos. Automatización de una unidad de custodia de

transferencia automática (LACT) para la medición de petróleo mediante la puesta en servicio de un computador

de flujo, Ecuador, 2008, tesis

• Figura 8. Eliminador de aire y gas

En el eliminador, el crudo pasa a través de un scrubber, permitiendo que el aire ligero sea expulsado y separado del crudo.

Sistema automático de muestreo.

El monitor de S&W rechaza o acepta el crudo, este no hace un registro del contenido exacto de S&W. Antes de que el crudo pueda ser vendido, debe conocerse el contenido exacto de S&W, por lo que estas muestras deben ser analizadas.

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Las tres partes principales de un sistema de muestreo automático son: Recolector de muestras.

Contenedor de muestras.

Válvula de 4 vías. El recolector consiste en un tubo, el cual toma pequeñas muestras precisas de volumen del crudo.

Fuente: Arias Sandoval Alex, Ruals Maldonado Carlos. Automatización de una unidad de custodia de transferencia automática (LACT) para la medición de petróleo mediante la puesta en servicio de un computador de flujo, Ecuador, 2008, tesis


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El recolector permite almacenar las muestras en un contenedor y es activado por pulsos electrónicos enviados desde el medidor de volumen, está diseñado para recolectar crudo a intervalos usualmente regulares después de cada barril; así, durante la transferencia el número de muestras es determinado por la rata de flujo que pasa a través del medidor.

El contenedor esta herméticamente sellado para evitar pérdidas del hidrocarburo y mantener la muestra descontaminada hasta que alguien pueda analizarlas, tiene diferentes tamaños que dependen del número y tamaño de cada muestra.

El crudo a veces contiene un fluido ceroso llamado parafinas que tienden a pegarse en la superficie del metal, si los sedimentos se mantienen o si la parafina se adhiere dentro del contenedor, la muestra no puede ser representativa. Por lo que el contenedor es forrado con plástico que ayuda a prevenir que la parafina y el S&W se adhieran a los lados del contenedor. Si todavía existieran restos de sedimentos en el fondo del contenedor cuando esté es sacado, la muestra no será representativa. Para obtener una muestra representativa del crudo en el contenedor, este debe ser previamente mezclado.

Una bomba centrífuga mezcla el crudo del contenedor para asegurar una mezcla uniforme, el fondo del contenedor es sesgado a un ángulo de 45º, con el fin de que el contenido de S&W resbale hacia abajo a la salida del flujo. La bomba hace que la corriente del fluido recoja los sedimentos y sean mezclados.

La válvula de cuatro vías puede ser manipulada para tomar una muestra del crudo.


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Deben analizarse las muestras para determinar la calidad, precio y contenido de S&W del líquido transferido.

Válvula de Tres Vías.

La unidad LACT necesita desviar el crudo rechazado hacia el sistema de

tratamiento. El Monitor de S&W controla directamente la válvula de desvío de tres

vías, la cual con su giro permite el paso del flujo de crudo de buena calidad hacia

la línea y el flujo de crudo de mala calidad hacia el tratador.

La válvula tiene un vástago el cual es controlado por medio de un actuador

eléctrico o neumático. El monitor determina si el contenido de S&W del crudo es

mayor o inferior al fijado en el monitor y trasmite una señal al actuador que esta

acoplado a la válvula.

Si el monitor de S&W detecta excesos de sedimentos y agua, el actuador cambia la posición del vástago abriendo la entrada hacia el heater-treater (tratador).


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Medición de Volumen y Registro de Barriles.

El medidor es el componente más importante de cualquier unidad LACT por que este mide el volumen de líquido que se transfiere desde el productor al cliente, la mayoría de unidades LACT usan un medidor de desplazamiento positivo. La rotación de las cámaras o segmentos del elemento de medición, hace que el número de barriles sea transmitido a través de una conexión mecánica de engranajes hacia un registrador de barriles localizado sobre el medidor y que se encarga de registrar el volumen total de petróleo que pasa a través del medidor.

El alojamiento del rotor (rotor housing) está instalado en el cuerpo (body) del medidor, el registrador de barriles y el compensador automático de temperatura están instalados sobre la tapa (cover).

El sistema de engranajes gira a medida que gira el rotor del elemento de medición y en proporción a la cantidad de líquido desplazado.


Fuente: Barragán Quezada Yves Cristhofer. Análisis Descriptivo para la obtención de factores de compensación volumétrica utilizando la unidad LACT del terminal Baeza de AOE, Quito. Ecuador, 2009, tesis

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La presión del flujo sobre las hojas causa el giro del rotor alrededor de una leva estacionaria que forza a las hojas a seguir su trayectoria “C” formando las cámaras de medición entre la extensión total de las hojas.

ACCESORIOS DEL MEDIDOR

Compensador automático de temperatura

El volumen cambia con la temperatura, aumenta cuando se calienta y disminuye cuando se enfría, la temperatura estándar para la medición de volumen es 60°F.

Normalmente, un compensador de temperatura automático ajusta la medición del registro del medidor para que convierta el volumen de petróleo transferido a un volumen equivalente a 60°F en lugar de la temperatura fluida.



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Transmisor de pulsos

Genera pulsos para la calibración de medidores.

Están equipados con un sistema fotoeléctrico que produce 1000 pulsos a la salida por cada revolución de entrada.

OPERACIÓN DE UNA UNIDAD LACT

4. CALIBRACION DE LA UNIDAD

Las unidades automáticas de medición permiten, utilizando medidores de desplazamiento positivo como los descriptos, la medición continua del petróleo que se entrega en los tanques de almacenamiento. Se comprobó que tales medidores introducen diferencias en las mediciones cuando están sujetos a condiciones operativas cambiantes, principalmente en el caudal y la viscosidad, como así también a cambios mecánicos debido al desgaste de sus partes internas.

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Por esa razón cada unidad de medición debe ser periódicamente verificada con respecto a un patrón para determinar el error o variación en la medición, inducidas por situaciones particulares de operación y condiciones mecánicas. Si no se hacen las debidas correcciones, el error de medición o la variación de funcionamiento puede tener un efecto significativo en el volumen que está siendo integrado. El error de medición es determinado como un factor matemático que se utiliza para corregir el volumen medido y ajustarlo al verdadero. Este factor matemático de corrección se conoce con el nombre de “factor de medición” y se expresa con cuatro decimales.

El procedimiento por el cual se determina el factor de medición se llama prueba de medición. El método utilizado en nuestra operación es el método volumétrico con desplazadores mecánicos. La mayor ventaja que tiene este método sobre los restantes es que los medidores son probados bajo las condiciones reales de flujo, temperatura y presión. Otras ventajas son : Eliminan la necesidad de arrancar y parar mecánicamente los medidores, como se requiere cuando se usan tanques probadores o medidores patrones. Eliminan los problemas asociados con los petróleos de alta viscosidad y la tendencia de ciertos líquidos a adherirse a la superficie del probador.

Es un proceso rápido, y la operación es selectivamente sensible. Pueden ser fabricados de acuerdo a distintas configuraciones. Son automatizados fácilmente. Reducen los errores provenientes de la evaporación del líquido durante la prueba. El principio básico de los probadores con desplazamiento mecánico es el movimiento seguro y repetitivo de un volumen conocido y precalibrado entre dos detectores señaladores (este volumen se precalibra con agua y con probetas con certificado), montados en un recipiente cilíndrico mediante un dispositivo mecánico. Un pistón o esfera elástica de nitrilo inflable hidrostáticamente, pudiendo variar su diámetro según las condiciones de uso de un 2 a 4% mayor que el interior del cuerpo o diámetro del tubo calibrador a los fines de que no permita ninguna fuga o pérdida de líquido, es desplazada a través del recipiente

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por la energía portante de la corriente a ser medida, esta activa los señaladores o interruptores cada vez que pasa frente a ellos. De esta forma se determina una relación entre el volumen desplazado conocido y el volumen medido indicado, esta se utiliza para determinar el factor de medición.

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Tener en cuenta para calibrar la unidad

1. Examinar las válvulas y la tubería del sistema y comprobar que no haya fugas.

2. Revisar las lecturas de los termómetros y manómetros del probador y del medidor.

3. Mantener constante el flujo durante la prueba.

4. Comprobar que la rata de flujo es la rata normal de funcionamiento del medidor.

5. Evitar la presencia de aire en el sistema.

6. Iniciar las carreras oficiales de calibración.

7. Tomar por tres veces la temperatura (°R) durante el proceso de las diez carreras completas.

8. Tomar tres veces la presión (P) en la primera, quinta y última carrera.

9. Tomar por una sola vez el API observado y la temperatura (°R) del producto.

10. Repetir el proceso en caso de no obtener la repetitividad exigida, si la falla persiste se debe solicitar la revisión del tamaño de la esfera.

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DONDE: VBP : Volumen base del probador a 60 ° F y 0 psi. “C” significa corrección. “T” significa temperatura. “P” significa presión. “l” significa líquido. “S” significa metal (acero u otro). AP: promedio de pulsos generados al desplazarse la esfera entre los switches del probador. K-Factor: Valor constante que corresponde a los pulsos/bl del medidor.

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5. COMPUTADORES DE FLUJO Dispositivo que combina la información del sensor de BSW y la del medidor de volumen para obtener los volúmenes netos de petróleo y agua producidos. El computador se conecta a varios sensores que supervisan y monitorean el flujo de la tubería en su transmisión. Este calcula, despliega e imprime datos que se usarán para el cálculo volumétrico.

Está equipada con módulos para la conexión de los canales de entrada y salida, y una alta tecnología para verificar la fidelidad del pulso del medidor, módulos para las interfaces con los transmisores digitales. En algunos modelos se dispone de hasta cuatro puertos serie para la impresión de reportes y tareas de comunicación.

Pueden ser configurados por el usuario para aplicaciones de petróleo y gas, de tandas sencillas o múltiples. Los productos que típicamente pueden medir son: Petróleos crudos. Productos refinados. Líquidos de gas natural (NGLs). Gases licuados de petróleo (LPG‟s). Etileno- propileno.

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PANEL DE OPERACION. El Panel de operación mostrado en la figura es estándar para todas las aplicaciones y es usada para el despliegue e ingreso de los datos. Se puede acceder a todos los datos por medio de puertos serie.

Pantalla (Display LCD). Es una pantalla de cristal líquida de 4-líneas por 20 caracteres alfa-numéricos, despliega todos los mensajes y variables del sistema en inglés. El despliegue y contraluz son ajustables por teclado; presionando [Setup]; seguido [Display] y siguiendo las instrucciones desplegadas. Totalizadores electromecánicos (Electromechanical Totalizers).

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Posee tres contadores electromecánicos no reseteables con 6-dígitos cada uno instalados en el panel. Estos pueden programarse para contar y acumular a una rata de hasta 10 conteos por segundo. LED's de diagnóstico y programa (Diagnostic and Program LED's). Estos LED's de doble color indican cuando el usuario está en el modo de diagnóstico, calibrando los módulos de I/O (entradas/salidas), o cuando esta en el modo de programa cambiando la configuración de la computadora. Los LED's cambian de verde a rojo después un ingresar la clave válida solicitada. El computador esta en modo normal cuando ninguno de estos LED's están encendidos. Operación del teclado (Operator Keypad). El control del computador de flujo es por medio de 34-teclas alfanuméricas táctiles de membrana y generación de audio. A través del teclado se tiene la capacidad para configurar su sistema, acceso y modificar los datos de la calibración en línea. La calibración de los datos puede ser ingresada remotamente por medio del puerto serie y son almacenados en la memoria CMOS SRAM del computador.

LED de alarma activa (Active Alarm LED). Un nuevo reconocimiento de alarma causa que el LED rojo se encienda. Este cambia a verde en cuanto la alarma se reconozca presionando la tecla [Cancel/Ack] del teclado. LED alpha shift (Alpha Shift LED). El LED se enciende en verde para mostrar que la próxima tecla será cambiada de caracter. Se enciende el LED rojo para indicar que el cambio está activo.

6. SISTEMA DE FLUJO CON 3 CAMPOS CON LACT

En algunas instalaciones de dos o más tanques de almacenamiento van a una sola unidad LACT. Un diagrama de flujo de cabezales de recolección de tres campos diferentes, es mostrado en la Fig.9, la unidad LACT tiene un dispositivo muestreador de separación para cada uno de los tres campos. Este dispositivo muestreador se asigna a cada sistema para que automáticamente se ponga en

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servicio cuando el aceite fluye desde el campo hasta la unidad LACT. La operación y el flujo en la unidad LACT en los tres sistemas, son los siguientes: Cuando la producción del campo “A” va al tanque de almacenamiento, se activa una señal en el tanque que es enviada a la unidad LACT, para que la válvula dentro de la unidad “A” y la válvula de la línea de aceite contaminado, sean abiertas y así de esta manera se inicie el bombeo de aceite, al mismo tiempo el contador del medidor de flujo indicará las lecturas. Cuando el tanque de distribución está lleno, la unidad se cierra y la operación para la unidad “A” está completa. La secuencia total es entonces duplicada para los campos “B” y “C” y entonces regresa a la unidad “A”. El contenido de agua en el aceite que entra a la unidad LACT es controlada continuamente y si este llegase a rebasar el límite especificado, el aceite es desviado al tratador de la unidad LACT, hasta que el contenido de agua sea el mínimo.

• Figura 9. Sistema de flujo para 3 campos con LACT

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7. CONCLUSIONES

• Los esfuerzos por mejorar la exactitud de la medición volumétrica de petróleo, especialmente en las aplicaciones de transferencia, se justifican frente a los precios actuales de los hidrocarburos. Se debe dar particular atención al mejoramiento de la exactitud del medidor, corrigiendo su rendimiento por los cambios de condiciones de operación.

• Los computadores de flujo en la actualidad son una herramienta muy importante y útil para la fiscalización y custodia del crudo, disminuyendo la incertidumbre en las medidas y así mismo disminuyendo el tiempo en la adquisición de datos.

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8. BIBLIOGRAFÍA

• KEN ARNODL & MAURICE STEWART, Surface Productions Operations, Vol I, 3ra Edicion.

• Barragán Quezada Yves Cristhofer. Análisis Descriptivo para la obtención de factores de compensación volumétrica utilizando la unidad LACT del terminal Baeza de AOE, Quito. Ecuador, 2009, tesis.

• Naranjo León Michelle Alba. Implementación de la unidad de medición de crudo LACT en el Campo Gustavo Galindo Velasco (Ecuador), 2006, tesis.

• Arias Sandoval Alex, Ruals Maldonado Carlos. Automatización de una unidad de custodia de transferencia automática (LACT) para la medición de petróleo mediante la puesta en servicio de un computador de flujo, Ecuador, 2008, tesis.

• Correa Salgado Edgar Alejandro. Análisis Técnico de medidores en los puntos de fiscalización y/o estaciones de producción del campo Cuyabeno. Ecuador, 2008, tesis.

• Guide to Oil and Gas Production - LACT Unit Application Insert (www.fmctechnologies.com/measurementsolutions).

• Ecopetrol, Manual de Medicion de Hidrocarburos. Capítulo 1 y Capítulo 6.

• BARAJAS HERRERA, Edgar Javier, PÉREZ, Julio Cesar , BARRERO, Jaime Guillermo, RONCANSIO Rafael y LUQUE ORTÍZ Isaac. Desarrollo e implementación de computadores de flujo. 2004.

trabajo de unidades lact

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