transporte de petoleo proceso
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INTRODUCCIÓN
Normalmente los campos petrolíferos se encuentran en zonas muy
alejadas de los lugares o centros de consumo, de modo que la conduccióndel petróleo hasta las refinerías exige inversiones considerables, tanto sise trata de oleoductos (pipe-lines), que van al pozo al sitio de destino máspróximo, como de buque cisterna, cuya dimensiones son cada vezmayores: actualmente se construye superpetrolero de hasta un millón detoneladas de arqueo bruto. Los stocks necesarios para compensar lasirregularidades de la navegación están constituidos por depósitos en lospuertos de destino
Aunque todos los medios de transporte son buenos para conducir esteproducto (el mar, la carretera, el ferrocarril o la tubería), el petróleo crudo
utiliza sobretodo dos medios de transporte masivo: los oleoductos decaudal continuo y los petroleros de gran capacidad.
Los otros medios de transporte (barcos de cabotaje, gabarras, vagonescisterna o camiones cisterna, entre otros) se utilizan, salvo casosexcepcionales, como vehículos de distribución de productos terminadosderivados del petróleo.
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TRANSPORTE MARÍTIMOS
PETROLEROS (CRUDE OIL CARRIERS)
Puede transportar hasta 2 millones de barriles de crudo a bordo.
Un petrolero es un buque diseñado para el transporte de crudo oproductos derivados del petróleo. Actualmente casi todos los petrolerosen construcción son del tipo de doble casco en detrimento de los másantiguos diseños de un solo casco (monocasco) debido a que son menossensibles a sufrir daños y provocar vertidos en accidentes de colisión conotros buques o encallamiento.
A partir de este tipo de barcos, surgió el superpetrolero, de mayor
capacidad de carga, y destinado al transporte de crudo desde Medio Oriente alrededor del Cuerno de África. El superpetrolero Knock Nevis esla embarcación más grande del mundo.
Son muy fáciles de identificar ya que son grandes cajones sin grandesfinos en la proa y popa. Su principal característica es la presencia a lolargo de la cubierta y en su eje central, de las tuberías de carga ydescarga del crudo. El resto de la cubierta aparece casi despejada. Dospequeñas grúas situadas a estribor y babor se encargan de mover lasmangueras que se conectan al muelle o a la plataforma para su carga ydescarga.
De similares características pero aún más pequeños y que carganproductos derivados del crudo están los asfalteros, bitumen tanker yotros que cargan productos indicados según su nombre. Además deltransporte por oleoducto, los petroleros son el único medio detransportar grandes cantidades de crudo, a pesar de que algunos hanprovocado considerables desastres ecológicos al hundirse cerca de lacosta provocando el vertido de su carga al mar.
BUQUES GASEROS - L.N.G. CARRIER
Son buques de transporte de gas Natural o gas licuado. Son muysofisticados interiormente y de una alta tecnología que se traduce en unalto costo de construcción. Hay dos tipos de gaseros. Los LNG (liquifiedNatural Gas) y los LPG. La diferencia estriba en que los primerostransportan el gas en estado líquido a temperaturas de hasta -170 ºC ylos segundos a - 50º C y a una presión de 18 Kg/cm2. Se identificanrápidamente ya que en su cubierta asoman grandes tanques esféricos,
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cilíndricos o una elevada cubierta para el nuevo sistema de transporteconocido por "Sistema Technigaz".
BUQUES QUÍMICOS (CHEMICAL TANKERS)
Se trata de las modernas plataformas de extracción de petróleo. Suprincipal característica es su movilidad. Pueden ir de un campo a otropara extraer crudo. Contienen una lanzadera de gas, un helipuerto y unatorre de extracción como característico en todas. Se dedican al transportede productos químicos (fenol, amoniaco, gasolina y demás derivados del
petróleo, etc.). El tamaño es más bien pequeño (5.000 ó 10.000 TPM)aunque pueden llegar a los 50.000 TPM.
En sus muchos tanques (hasta 40 ó más) pueden cargar diferentes tiposde producto y se clasifican, según el tipo de agresividad o riesgo de sucarga, en tres clases (Tipo 1, 2 ó 3). La tendencia es que se construyanpara las tres.
Son buques de un elevado coste por las exigencias constructivas comoel doble casco, tanques de acero inoxidable, o sofisticados sistemas depintura.
Se identifican por su menor tamaño comparado con el petrolero (unos150 metros de eslora) y un complejo ramal de tuberías repartidas sobretoda la cubierta. Incluso aparece algún pequeño tanque en la cubierta.El mayor armador de transporte de productos químicos vía marítima esla compañía americana de origen noruego Stolt Nielsen
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TRANSPORTE TERRESTRE
OLEODUCTOS
El transporte de Hidrocarburos por tierra se hace principalmente por: Unoleoducto es el conjunto de instalaciones que sirve de transporte portubería de los productos petrolíferos líquidos, en bruto o refinados.
El oleoducto está formado por varias partes. El mismo debe ser capaz deatravesar diversas superficies (montañas, llanuras, desiertos, etc.). Es poresto que es muy complejo y debe ser diseñado por ingenieros. En su
inicio, consta de una estación de bombeo, donde el petróleo es impulsadohacia una estación que le permite continuar su recorrido sincomplicaciones. El mismo, también cuenta con válvulas, las cualespermiten controlar el paso del crudo y reparar cualquier complicación quese produzca de emergencia. Por último, el crudo llega a destino.
El oleoducto se ha hecho necesario porque transporta crudoininterrumpidamente veinticuatro horas al día, salvo desperfectos osiniestros inesperados, y a precios que difícilmente otros medios detransporte podría ofrecer, en igualdad de condiciones. Además, no sólofacilitan el transporte terrestre de petróleo, sino que también se utilizanoleoductos submarinos parar llevar a tierra la producción de yacimientosubicados costa fuera y a grandes distancias.
El término oleoducto comprende no sólo la tubería en sí misma, sinotambién las instalaciones necesarias para su explotación: depósitos dealmacenamiento, estaciones de bombeo, red de transmisiones,
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conexiones y distribuidores, equipos de limpieza, control medioambiental,etc.
El diámetro de la tubería de un oleoducto oscila entre 10 centímetros y unmetro. Los oleoductos de petróleo crudo comunican los depósitos dealmacenamiento de los campos de extracción con los depósitos costeros
o, directamente, con los depósitos de las refinerías.En la actualidad hay en el mundo más de 1.500.000 kilómetros de tuberíadestinados al transporte de crudos y de productos terminados, de loscuales el 70 por ciento se utilizan para gas natural, el 20 por ciento paracrudos y el 10 por ciento restante para productos terminados(carburantes).
TENDIDO DE OLEODUCTOS
Antes de iniciar la construcción de un oleoducto, primero se debenconocer los volúmenes de crudo que es necesario transportar, así comotambién su gravedad API y viscosidad, entre otras características. Ensegundo lugar, se hará un reconocimiento cuidadoso de la ruta a seguir,
este incluye la medición de distancias y elevaciones. El trabajo de tenderla tubería consiste en varias operaciones. Generalmente, se empieza porexcavar una zanja o trocha trabajando con diferentes cuadrillas hacia losextremos con el objeto de acelerar la construcción. Luego se procede aenroscar o soldar la tubería, pintarla o recubrirla con materialesprotectores, se baja la tubería y se dispone en la zanja que luego serárellenada. Aunque generalmente, el oleoducto va tendido sobre soportes,ubicados a determinada distancia entre sí, de manera que la tuberíaqueda a una cierta altura para evitar que se corroa por contacto directocon el suelo.En ciertos tramos no queda otra opción que enterrar la tubería y para esto
se protege con el recubrimiento adecuado. En el caso de que el oleoductotenga que cruzar riachuelos o ríos muy angostos se opta por suspenderloadecuadamente. Si se trata de ríos muy anchos, se puede elegir portenderlo, debidamente recubierto y bien asentado, sobre el mismo lechodel río o enterrarlo en una zanja bien acondicionada o hacer el cruce pordebajo del fondo del río por medio de un túnel. Por otro lado, el ingenieroque diseña el oleoducto debe seleccionar el tamaño de la tubería, la
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distancia entre las estaciones de bombeo, la elevación inicial y final, lapresión inicial y la temperatura inicial, entre otros aspectos.
CARACTERÍSTICAS DE UN OLEODUCTO
Para cada oleoducto se requiere un determinado tipo o clase de tubería.Generalmente, las dos características más comunes de un oleoducto sonel diámetro externo y la longitud. Sin embargo, durante el proceso dediseño se toma en cuenta una variedad de factores que corresponden alfuncionamiento eficaz y buen comportamiento físico del oleoducto, losoleoductos varían en diámetro desde 5.08 a 78.7 cm, dependiendo de lacapacidad requerida. Las líneas de tuberías algunas veces varían detamaño, aumentando en diámetro hacia el extremo de más baja presión.Las especificaciones API, requieren que los tramos no sean menores de4.80 m ni mayores a 12 m. Como por ejemplo:
• El tipo o calidad de acero de los tubos. Se utiliza el acerodebido a la capacidad de este material para resistir la deformaciónbajo la acción de fuerzas.• La competencia de la tubería es muy importante debido a queel flujo del petróleo por ella se logra por presión a lo largo deloleoducto. Por tanto, la tubería debe resistir también presionesinternas porque de lo contrario estallaría.• En el caso de transportar crudos ácidos (contenido de sulfurode hidrógeno) se opta por emplear tuberías y materiales de plásticoo fibra de vidrio reforzado, que pueden operar a temperaturas de
110 ºC y presiones de hasta 25 atmósferas.• Las juntas entre cada tubo también resultan importantes yaque deben ser lo suficientemente fuertes para resistir el flujo de losfluidos y evitar filtraciones. Algunos tubos se unen por rosca,empacaduras, soldadura de impacto, etc.
CÓMO FUNCIONA UN OLEODUCTO
El petróleo circula por el interior de la conducción gracias al impulsoque proporcionan las estaciones de bombeo, cuyo número y potencia están en función del volumen a transportar, de la viscosidad delproducto, del diámetro de la tubería, de la resistencia mecánica y delos obstáculos geográficos a sortear. En condiciones normales, lasestaciones de bombeo se encuentran situadas a 50 kilómetros unas deotras.
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El crudo parte de los depósitos de almacenamiento, donde por mediode una red de canalizaciones y un sistema de válvulas se pone enmarcha la corriente o flujo del producto. Desde un puesto central decontrol se dirigen las operaciones y los controles situados a lo largo detoda la línea de conducción. El cierre y apertura de válvulas y el
funcionamiento de las bombas se regulan por mando a distancia.
• CLASIFICACIÓN DE LAS TUBERÍAS UTILIZADAS PARA ELTRANSPORTE DE CRUDO SEGÚN SU IMPORTANCIA.
• Oleoductos troncales o primarios
Son utilizados para transportar elmpetroleo crudo desde los patios de
tanques hasta los centro de almacenamiento de las refineris oterminales de embarque
• Oleoductos secundarios
Se utlizan para transportar el petroleo crudo desde las estacionesrecolectoras en los campos petroleros hasta los patios de tanques
• GASODUCTOS
Si en lugar de petróleo se busca transportar gas, se utilizan gasoductos,
que son sistemas similares al anterior, pero que transportan únicamentegas.
FACILIDADES DE SUPERFICIE
ESTACIONES DE FLUJO
Una estación de flujo es donde se realizan el tratamiento del crudo queviene de las áreas o campos de explotación, para su posterior traslado ala estación de descarga más cercana y de allí al patio de tanque principalde recepción y bombeo de crudo.
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Existen varios métodos de producción para transportar el crudo desde lospozos hasta las estaciones. El método más común para transportar elfluido desde el área de explotación a la estación es impulsarlo a través deun sistema de tuberías. Las tuberías de sección circular son las másfrecuentes.
El objetivo fundamental de las Estaciones de Flujo en operaciones deproducción petrolera consiste en separar a las presiones óptimas losfluidos del pozo en sus tres componentes básicos: petróleo, gas y agua,para el posterior tratamiento de los hidrocarburos, con el fin de optimizarel procesamiento y comercialización de ellos (petróleo y gas).
La ubicación deseable de los centros de recolección y almacenamientodebe considerar prioritariamente:
• El volumen de fluidos que se producen.
• Las características de los pozos y las distancias que losseparan.• Los programas de desarrollo.
ESTACIÓN DE DESCARGA
La estación de descarga es el punto donde toda la producción de petróleo
del campo es fiscalizada antes de ser bombeada al patio de tanques;estas estaciones no sólo reciben el crudo de las estaciones de flujo en elárea sino también de los pozos cercanos a ella. Su función principal es eltratamiento final del crudo para obtener un crudo que cumplan con lasespecificaciones de calidad.
El propósito fundamental de una estación de descarga es separar el gas,el agua y los sedimentos que arrastra el petróleo cuando es extraído delos yacimientos; este proceso se denomina tratamiento del crudo.
• PROCESO DE MANEJO DEL PETRÓLEO DENTRO DE UNAESTACIÓN DE FLUJO
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Se dividen en etapas entre las cuales tenemos: etapa de recolección,separación, depuración, calentamiento, deshidratación, almacenamiento ybombeo.
• Etapa de recolección
Esta es una de las etapas más importantes del proceso y consiste enrecolectar la producción de los diferentes pozos de una determinada áreaa través de tuberías tendidas desde el pozo hasta la Estación de Flujorespectiva, o a través de tuberías o líneas provenientes de los múltiplesde petróleo, encargados de recibir la producción de cierto número depozos.
• Etapa de separación
Una vez recolectado, el petróleo crudo o mezcla de fases (líquida y gas)
se somete a una separación líquido–gas dentro del separador. Laseparación ocurre a distintos niveles de presión y temperatura establecidas por las condiciones del pozo de donde provenga el fluido detrabajo. Después de la separación, el gas sale por la parte superior delrecipiente y el líquido por la inferior para posteriormente pasar a lassiguientes etapas. Es importante señalar que las presiones de trabajo sonmantenidas por los instrumentos de control del separador.
• Etapa de depuración
Por esta etapa pasa únicamente el gas que viene de la etapa de
separación, y lo que se busca es recolectar los restos de petróleo ensuspensión que no se lograron atrapar en el separador, además deeliminar las impurezas que pueda haber en el gas, como lo son H2S yCO2. El líquido recuperado en esta etapa es reinsertado a la línea delíquido que va hacia el tanque de lavado o de almacenamiento según seael caso, el gas limpio es enviado por las tuberías de recolección a lasplantas de compresión o miniplantas, y otra cantidad va para el consumo interno del campo cuando se trabaja con motores a gas.
• Etapa de medición de petróleo
El proceso de medición de fluidos y posterior procesamiento de datos, sehace con la finalidad de conocer la producción general de la estación y/oproducción individual de cada pozo.
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• Etapa de calentamiento
Después de pasar el crudo por el separador, la emulsión agua-petróleo va
al calentador u horno, este proceso de calentamiento de la emulsión tienecomo finalidad ocasionar un choque de moléculas acelerando laseparación de la emulsión. Este proceso es llevado a cabo únicamente enlas estaciones en tierra debido a las limitaciones de espacio que existe enlas estaciones que están costa fuera (mar, lago, etc.), y para petróleosque requieran de calentamiento para su manejo y despacho.
• Etapa de deshidratación del petróleo
Después de pasar por la etapa de calentamiento, la emulsión de petróleoy agua es pasada por la etapa de deshidratación con la finalidad de
separar la emulsión y extraer las arenas que vienen desde los pozos.Luego el petróleo es enviado a los tanques de almacenamiento y el aguaa los sistemas de tratamiento de efluentes.
• Etapa de almacenamiento del petróleo
Diariamente en las Estaciones de Flujo es recibido el petróleo crudoproducido por los pozos asociados a las estaciones, este es almacenadoen los tanques de almacenamiento después de haber pasado por losprocesos de separación y deshidratación y luego, en forma inmediata, estransferido a los patios de tanque para su tratamiento y/o despacho.
• Etapa de bombeo
Después de pasar por las distintas etapas o procesos llevados a cabodentro de la Estación de Flujo, el petróleo ubicado en los tanques dealmacenamiento es bombeado hacia los patios de tanques para suposterior envió a las refinerías o centros de despacho a través de bombasde transferencia.
• COMPONENTES BÁSICOS EN UNA ESTACIÓN DE FLUJO
Todas las Estaciones de Flujo para realizar sus funciones, necesitan lainterrelación operativa de una serie de componentes básicos, como son:
• Múltiples o recolectores de entrada.• Líneas de flujo.• Separadores de petróleo y gas.• Tanques.
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• Bombas.
• Múltiples o recolectores de entrada.
Son arreglos mecánicos de tuberías y válvulas que consistengeneralmente en varios tubos colocados en posición horizontal, paralelosuno con respecto al otro y conectados a cada una de las líneas de flujo. Sufunción es recolectar la producción de los pozos que llegan a las
estaciones de flujo y distribuirla hacia los diferentes procesos del sistema.Sin embargo, los arreglos de válvulas, conexiones y tuberías deben ser demanera tal que, cuando sea requerido, el flujo de cada pozo individualpueda ser aislado para propósitos de prueba de pozos. Esto es que el flujode cada pozo pueda ser llevado a un separador de prueba, para segregary medir petróleo o productos de destilación, producción de gas y enalgunos casos producción de agua.
• Líneas de flujo.
La línea de flujo a la tubería que se conecta desde el cabezal de un pozo
hasta el múltiple de producción de su correspondiente estación de flujo.Las líneas de flujo son aquellos sistemas de manejo que transportan elflujo en forma bifásica, desde los pozos hasta un punto de convergenciadenominado múltiple. Cada múltiple está conformado por seccionestubulares, cuya capacidad y tamaño dependen del número de seccionestubulares. Son fabricados en diferentes diámetros, series y rangos detrabajo y se seleccionan según el potencial de producción y presiones deflujo del sistema.
• Separadores de petróleo y gas.
El término "separador de petróleo y gas" en la terminología del argotpetrolero es designado a un recipiente presurizado que es utilizado paraseparar los fluidos producidos de pozos de petróleo y gas en componenteslíquidos y gaseosos. Un recipiente de separación puede ser llamado de lassiguientes formas:
Un Recipiente de retención, tambor de retención,trampa de retención: puede ser utilizado para remover solo agua
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del fluido de pozo o remover todo el líquido, petróleo más agua, delgas. En el caso de un retenedor de agua utilizado cerca del cabezaldel pozo, el gas y el petróleo son descargados normalmente juntos,y el agua libre es separada y descargada del fondo del recipiente.
Un retenedor de líquido: es utilizado para remover todo ellíquido del gas. El agua y los hidrocarburos líquidos son descargados juntos del fondo del recipiente, y el gas es descargado por el tope.
Una cámara de separación flash (recipiente o trampa):
se refiere normalmente a un separador convencional de petróleo ygas operado a baja presión, con el líquido de un separador de altapresión iniciando la liberación flash dentro de este. Esta cámara deseparación flash es frecuentemente la segunda o tercera etapa deseparación, donde el líquido empieza a descargarse desde lacámara de separación flash hacia almacenamiento.
Un recipiente de expansión: es el separador de primeraetapa en una unidad de baja temperatura o separación fría. Este
recipiente puede ser equipado con un serpentín de calentamientopara derretir los hidratos, o un líquido inhibidor de hidratos (talcomo glicol) puede ser inyectado al momento de la entrada defluido del pozo antes de la expansión en el recipiente.
Un depurador de gas: puede ser similar a un separador depetróleo y gas. Normalmente este maneja fluidos que contienenmenos líquido que el producido de pozos de petróleo y gas. Losdepuradores de gas son usados normalmente en recolección de
gas, ventas, y líneas de distribución donde no se requiere manejartapones o baches de líquidos, como es a menudo el caso conseparadores de petróleo y gas. El depurador de gas tipo seco utilizaextractores de neblina y otros internos similares a los deseparadores de petróleo y gas. El depurador de gas tipo húmedopasa la corriente de gas a través de un baño de petróleo u otroliquido que limpie polvo y otras impurezas del gas. El gas es pasado
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a través de un extractor de neblina donde todo el líquido removiblees separado de este.
El "filtro" (filtro de gas o filtro/separador): se refiere aun depurador de gas tipo-seco; especialmente si la unidad esutilizada en principio para remover el polvo de la corriente de gas.Un medio filtrante es utilizado en los recipientes para removerpolvo, finos, herrumbre y otros materiales extraños del gas. Talesunidades removerán líquido del gas.
LOS FLUIDOS DEL POZO Y SUS CARACTERÍSTICAS
• Petróleo crudo
El petróleo Crudo es una mezcla compleja de hidrocarburos producidos enforma líquida. La gravedad API del petróleo Crudo puede estar en unrango de 6 a 50 ºAPI y una viscosidad de 5 a 90000 cp en condiciones deoperación promedio. La coloración varia de verde claro, amarillo, marrón ynegro.
• Condensado
Este es un hidrocarburo que puede existir en la formación como líquido ocomo vapor condensado. La licuefacción de componentes gaseosos delcondensado normalmente ocurre con la reducción de la temperatura delfluido de pozo a condiciones de operación en superficie. Las gravedadesAPI de los líquidos de condensados pueden estar en un rango de 50 a 120ºAPI y viscosidades de 2 a 6 cp a condiciones estándar. La coloraciónpuede ser blanco agua, amarillo claro, o azul claro.
• Gas natural
Un gas puede ser definido como una sustancia que no tiene forma ovolumen propio. Este llenara cualquier recipiente que lo contenga ytomara la forma del mismo. El hidrocarburo gaseoso asociado con elpetróleo crudo es referido al gas natural y puede ser encontrado como
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gas "libre" o como gas "en solución". La gravedad específica del gasnatural puede variar de 0.55 a 0.024 a condiciones estándar.
• Gas libre
El gas libre es un hidrocarburo que existe en la fase gaseosa a presión ytemperatura de operación. El gas libre puede referirse a cualquier gas acualquier presión que no esté en solución o mantenido mecánicamente enel hidrocarburo líquido.
• Gas en solución
El gas en solución es homogéneamente contenido en petróleo a unapresión y temperatura dada. Una reducción en la presión y/o unincremento en la temperatura pueden causar que el gas sea emitido delpetróleo. Entonces se asume las características de gas libre.
• Vapores condensables.
Estos hidrocarburos existen como vapor a ciertas condiciones de presión ytemperatura y como líquido a otras condiciones. En la fase de vapor, ellosasumen las características de un gas. En la fase de vapor, los vaporescondensables varían en gravedad especifica de 0.55 a 4.91 (aire =1), yviscosidad de 0.006 a 0.011 cp a condiciones estándar.
• Agua
El agua producida con el petróleo crudo y el gas natural puede estar enforma de vapor o liquido. El agua líquida puede ser libre o emulsionada. Elagua libre alcanza la superficie separada del hidrocarburo líquido. El aguaemulsionada es dispersada como gotas en el hidrocarburo líquido.
• Impurezas y materiales extraños
Los fluidos producidos del pozo puede contener impurezas gaseosas talescomo nitrógeno, dióxido de carbono, sulfuro de hidrogeno, y otros gases que no son hidrocarburos en naturaleza u origen. Los fluidos del pozopueden contener impurezas liquidas o semilíquidas, tales como agua yparafina. Ellos también pueden tener impurezas sólidas, tales como lodode perforación, arena, fango y sal.
FUNCIONES PRINCIPALES DE LOS SEPARADORES DEGAS-PETRÓLEO
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La separación de gas del petróleo puede iniciarse una vez que los fluidosfluyen a través de la formación hacia el pozo y puede aumentarprogresivamente a través de la tubería de producción, líneas de flujo yequipos de manejo en superficie. Bajo ciertas condiciones, el fluido puedeser separado en su totalidad en líquido y gas antes de que este alcance el
separador de petróleo y gas.• Remover petróleo del gas
La diferencia en densidad de los hidrocarburos líquidos y gaseosos puedepermitir una separación aceptable en un separador de petróleo y gas. Sinembargo, en algunas instancias, es necesario utilizar algunos dispositivosmecánicos comúnmente referidos como "extractores de neblina" pararemover liquido del gas antes de que este sea descargado del separador.
• Remover gas del petróleo
Las características físico-químicas del petróleo y estas condiciones depresión y temperatura determinan la cantidad de gas que este contendráen solución. La tasa a la cual el gas es liberado de un petróleo dado esuna función del cambio en la presión y temperatura. El volumen de gasque un separador removerá del petróleo crudo depende de
a) Características físico-químicas del crudob) La presión de operación,c) La temperatura de operaciónd) Tasa de entrampamiento
e) Tamaño y configuración del separadorf) Otros factores.
• Separación agua - petróleo
En algunas instancias es preferible separar y remover el agua del fluidoantes de que este fluya a través de las reducciones de presión, tales comolas causadas por los estranguladores y válvulas. Tales remociones deagua pueden prevenir dificultades que podrían ser causadas aguas abajo
por la misma, tales como corrosión, formación de hidratos, y formación deemulsiones que pueden ser difíciles de resolver.
El agua puede ser separada del petróleo en un separador trifásicomediante el uso de químicos y separación gravitacional. Si el separadortrifásico no es lo suficientemente grande para separar el aguaadecuadamente, esta puede ser separada en un recipiente de retenciónde agua libre, instalado aguas arriba o aguas abajo de los separadores. Si
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el agua esta emulsionada, será necesario utilizar un tratamientoDesmulsificante para remover esta.
PROBLEMAS ESPECIALES EN LA SEPARACIÓN DEPETRÓLEO Y GAS
• SEPARACIÓN DE CRUDO ESPUMANTE
Cuando la separación es reducida en ciertos tipos de crudo, pequeñasesferas (burbujas) de gas son encapsuladas en una película delgada de
petróleo cuando el gas sale de solución. Esto puede resultar en espumaque está siendo dispersada en el petróleo y crea lo que es conocido comocrudo espuma. El petróleo es más propenso a formar espuma cuando:
1) La gravedad API menor a 40 ºAPI2) La temperatura de operación es menor a 60 ºF3) El crudo es viscoso, con una viscosidad mayor 50000 SSU(Aprox. 53 cp).
La espuma reduce enormemente la capacidad de los separadores depetróleo y gas debido a que se requiere un tiempo retención mayor para
separar adecuadamente una cantidad dada de crudo espumante. El crudoespumante no puede ser medido adecuadamente con medidores dedesplazamiento positivo o con recipiente de medición volumétricaconvencional.
• PARAFINA
La deposición de parafina en los separadores de petróleo y gas reduce sueficiencia y puede hacerlos inoperables llenando parcialmente elrecipiente y/o bloqueando el extractor de mezcla y las entradas de fluido.La parafina puede ser removida efectivamente de los separadores
utilizando vapor o solventes. Sin embargo, la mejor solución es prevenir ladeposición inicial en el recipiente a través de calor o tratamientosquímicos de la corriente de fluido aguas arriba del separador.
• ARENA, BARRO, LODO, SAL, ETC.
Si la arena y otros sólidos son producidos continuamente en cantidadesapreciables con los fluidos del pozo, ellos podrían ser removidos antes de
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que entren a las tuberías. Arena de grano medio en pequeñas cantidadespuede ser removida por medio del asentamiento en un recipiente verticalsobre diseñado con un fondo cónico y mediante el drenaje periódico delresiduo.
La sal puede ser removida mezclando agua con el petróleo, y luego dedisolver la sal el agua puede ser separada del petróleo y drenada delsistema.
• CORROSIÓN
Los fluidos producidos del pozo pueden ser muy corrosivos y causar lafalla temprana del equipo. Los dos elementos más corrosivos son dióxidode carbono, sulfuro de hidrogeno. Estos dos gases pueden estar presentes
en los fluidos del pozo desde trazas hasta 40 o 50 % en volumen del gas.
CLASIFICACIÓN DE LOS SEPARADORES
Los separadores de petróleo y gas pueden tener tres configuracionesgenerales:
• vertical,• horizontal• esférico.
CLASIFICACIÓN POR LA FUNCIÓN
Las tres configuraciones de separadores están disponibles para operaciónbifásica y trifásica.
Las unidades bifásicas el gas es separado del liquido con el gas y elliquido descargados de manera separada.
Separadores trifásicos, el fluido del pozo es separado en petróleo, gas, yagua, y son descargos de manera separada.
CLASIFICACIÓN POR LA PRESIÓN DE OPERACIÓN
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Los separadores de petróleo y gas pueden operar a presión es que vandesde un alto vacío hasta 4000 o 5000 psi. Mucho de los separadores degas y petróleo operan en el rango de operación de 20 a 1500 psi.
CLASIFICACIÓN POR APLICACIÓN
• Separador de prueba
Un separador de prueba es utilizado para separar y medir los fluidos de unpozo. El separador de prueba puede ser referido como un probador overificador de pozo. Los separadores de prueba pueden ser verticales,horizontales o esféricos. Ellos pueden ser bifásicos o trifásicos. Ellospueden estar permanentemente instalados o portátiles. Los separadores
de prueba pueden ser equipados con varios tipos de medidores paramedir el petróleo, gas, y/o agua para pruebas de potencial, pruebas deproducción periódicas, prueba de pozos marginales, etc.
• Separador de producción
Un separador de producción es utilizado para separar el fluido producidodesde pozo, un grupo de pozos, o una localización sobre una base diaria ocontinua. Los separadores de producción pueden ser verticales,horizontales o esféricos. Ellos pueden ser bifásicos o trifásicos. El rango entamaño va desde 12 pulg. Hasta 15 pies en diámetro, con muchas
unidades que van desde 30 pulg. Hasta 10 pies en diámetro. El rango delongitud desde 6 a 70 pies, con muchos de 10 a 40 pies de largo.
• Separador de baja temperatura.
Un separador de baja temperatura es uno especial en el cual el fluido delpozo a alta presión es introducido en el recipiente a través de unestrangulador o válvula reductora de presión de tal manera que la
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temperatura del separador es reducida apreciablemente por debajo de latemperatura del fluido del pozo. La temperatura más baja en el separadorcausa la condensación de vapores que de otra manera saldrían delseparador en estado de vapor. Los líquidos recuperados requieren laestabilización para prevenir la evaporación excesiva en los tanques de
almacenamiento.• Separador de medición
La función de separar los fluidos del pozo en petróleo, gas y agua, y medirlos líquidos puede ser llevado a cabo en un recipiente. Estos recipientescomúnmente son referidos como separadores de medición y estándisponibles para operación bifásica y trifásica. Estas unidades estándisponibles en modelos especiales que los hacen adecuados para lamedición precisa de crudos espumosos y pesados. La medición del líquidoes normalmente llevada a cabo por acumulación, aislamiento, y descarga
de volúmenes dados en un compartimiento de medición ubicado en laparte más baja del recipiente.
• Separador elevado
Los separadores pueden ser instalados sobre plataformas en o cerca depatio de tanque o sobre plataformas costa-fuera de tal forma que el
liquido pueda fluir desde el separador hacia almacenamiento o recipientesaguas abajo por gravedad. Esto permite operar el separador a la más bajapresión posible para capturar la máxima cantidad de líquido paraminimizar la pérdida de gas y vapor hacia la atmósfera o hacia el sistemade gas a baja presión.
• Separadores por etapas
Cuando el fluido producido es pasado a través de más de un separadorcon los separadores en serie, los separadores son referidos comoseparadores por etapa.
CONTROLES, VÁLVULAS, ACCESORIOS Y CARACTERÍSTICAS DE SEGURIDAD PARA SEPARADORES DEPETRÓLEO Y GAS.
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• Controles
Los controles requeridos para los separadores de petróleo y gas soncontroladores de nivel de liquido para el petróleo y la inter fase agua-petróleo (operación trifásica) y válvula de control de contrapresión de gas
con controlador de presión.
• Válvulas
Las válvulas requeridas para los separadores de petróleo y gas son: laválvula de control de descarga de petróleo, válvula de control dedescarga de agua (operación trifásica), válvulas de drenaje, válvula debloqueo, válvula de alivio de presión, y válvulas para inspección externade nivel (por visores).
• Accesorios
Los accesorios requeridos para los separadores de petróleo y gas son losmanómetros, termómetros, reguladores de reducción de la presión (paragas de control), visores de nivel, cabezal de seguridad con disco deruptura, tubería.
CARACTERÍSTICAS DE SEGURIDAD PARA LOSSEPARADORES DE PETRÓLEO Y GAS
Los separadores de petróleo y gas deben ser instalados a una distanciasegura de otros equipos de la locación. Donde ellos están instalados sobreplataformas costa-fuera o próximos a otros equipos, deben ser tomadasprecauciones para prevenir perjuicios al personal y daños a los equiposadyacentes en caso de que el separador o sus controles o accesorios
fallen.
TANQUES DE LAVADO
Son equipos mecánicos (recipientes), sometidos a una presión cercana ala atmosférica que reciben un fluido multifásico y son utilizados en laindustria petrolera para completar el proceso de deshidratación de crudo
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dinámicamente, es decir, en forma continua; para la separación del aguadel crudo.
FUNCIONAMIENTO DE UN TANQUE DE LAVADO
La mezcla de petróleo y agua entra por la parte superior, luego se hacecircular por medio de canales conformados por bafles, lo que permite queel agua contenida en el petróleo (este fenómeno es conocido comocoalescencia) y por diferencia de densidades el agua se deposita en laparte baja del tanque permitiendo que el petróleo alcance el nivel másalto y rebose hasta el tanque de almacenamiento de crudo
De esta manera, el petróleo que sale del tanque de lavado generalmentecumple con las especificaciones exigidas para ser transportado poroleoductos. Sin embargo, este petróleo pasa primeramente a los tanquesde almacenamiento antes de entrar a los oleoductos. De esta forma se
logra mejorar aún más el proceso de deshidratación, ya que parte de lafracción de agua que todavía permanece en el crudo, se asienta en elfondo del tanque de almacenamiento.
PARTES DE UN TANQUE DE LAVADO
Con generalidad, un tanque de lavado está constituido de las partessiguientes: el cuerpo del tanque, los sistemas deflectores, la línea dealimentación, el tubo conductor o separador, el sistema de descarga depetróleo, el sistema de descarga de agua y los sistemas de control,medición, ventilación, remoción de sedimentos y purga.
• El cuerpo del tanque
Es la parte principal de un tanque de lavado, ya que en su interior serealiza el proceso de deshidratación
TANQUE DE LAVADO.
• Tanques de prueba
Son recipientes cilíndricos cuya capacidad puede variar de acuerdo alvolumen de producción de cada estación. La emulsión agua-petróleo esseparada mecánicamente al ser tratada. El proceso consiste en el
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asentamiento de los fluidos por gravedad (proceso de decantación), envirtud de sus diferentes densidades. El agua por ser más pesada que elpetróleo, se asienta en el fondo del tanque.
• Tanques de almacenamiento
Son depósitos cilíndricos que tienen la finalidad de recibir el producto delos tanques de lavado y de esta manera albergar el crudo que serábombeado al Patio de Tanques Principal, cumpliendo con lasespecificaciones de calidad, sin embargo de no ser así, será devuelto a loscalentadores.
Los tanques son recipientes generalmente metálicos capaces dealmacenar fluidos eficientemente. El diseño y la construcción de estostanques dependen de las características físico-químicas de los líquidos poralmacenar.
En la industria del petróleo los tanques para almacenar hidrocarburoslíquidos se clasifican de la siguiente manera:
a) Por su construcción, en empernados, remachados y soldados.
b) Por su forma, en cilíndricos y esféricos.
c) Por su función, en techo fijo y en techo flotante
Los tanques esféricos son utilizados para almacenar productos ligeros
como gasolina, propano, etc. Su forma permite soportar presionesmayores de 25 psi. Los demás tipos de tanques se utilizan para almacenarpetróleo crudo, a presiones cercanas a la atmosférica.
Los tanques cilíndricos, soldados y de techo flotante se encuentranestandarizados en la industria del petróleo.
• Tanques de techo fijo
El techo de este tipo de tanques está soldado al cuerpo, siendo su alturasiempre constante.
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La forma del techo es cónica, teniendo instalado válvulas de venteo tipoPV que actúan a presión y a vacío (2-4 onzas/pulg2 de presión o vacío).
Las pérdidas de crudo por evaporación en estos tipos de tanques sonaltas debido al espacio vacío que existe entre el techo y el nivel de
líquido, que varía conforme cambia este nivel.• Tanques de techo flotante externo
Los tanques de techo flotante externo poseen un techo móvil que flotaencima del producto almacenado. El techo flotante consiste de unacubierta, accesorios y un sistema de sello de aro. La cubierta flotantegeneralmente son de acero soldado y de dos tipos: pontón o doblecubierta.
Los techos de tanques flotantes permiten reducir en forma significativa
las pérdidas de los volátiles de los líquidos que se almacenan. Con esto selogra reducir los costos de producción, la contaminación ambiental y losriesgos de incendios.
El secreto de estos tipos de techo, radica en la eliminación del espacio devapor sobre el líquido que presentan los tanques de techo fijo.
• Techo flotante tipo pontón
Estos tanques tienen un pontón anular alrededor del borde y unaplataforma de espesor simple en el centro. La superficie superior del
pontón tiene inclinación hacia el centro, para facilitar el drenaje del aguade lluvia, mientras que la superficie inferior tiene un ascenso hacia elcentro, para permitir la acumulación de los vapores.
El tamaño del pontón, depende de las dimensiones del tanque y de losrequerimientos de flotación que se tiene.
Además de la flotabilidad, los pontones hacen un aislamiento que evita laacción directa de los rayos solares sobre la superficie del líquido en elespacio anular. La plataforma de espesor simple, deja un espacio libre conla superficie del líquido para acumular los vapores que se forman. Estos
vapores forman un colchón aislante que se licúan cuando la temperaturadecrece. Los vapores condensados entran a la fase líquida.
Estos tipos de tanques son apropiados para almacenar hidrocarburos conpresión de vapor hasta de 12 lppca durante temporadas de verano;durante el invierno, pueden manejar hidrocarburos con presión de vaporaún más altos.
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Así mismo, estos tanques tienen facilidades para manejar lluvias hasta de254 mm en 24 horas.
Los pontones están seccionados de tal modo que el techo no se hundiríasi se produjera una rotura en la plataforma central o en otro de los
pontones.Estos techos permiten una excelente protección contra incendios, así como contra la corrosión.
• Techo flotante de doble plataforma
Estos tipos de tanques tienen dos plataformas completas que flotan sobrela superficie del líquido. Aunque estos diseños de tanques fueron losprimeros en construirse, recién en a mediados de 1940 se empezaron aconstruir en tanques de alta capacidad.
La plataforma superior presenta una inclinación hacia el centro del tanquecon el fin de permitir el drenaje de las aguas de lluvias hacia el sistemaprimario y al de emergencia que dispone el tanque.
Este tipo de techo, es el más eficiente de los diferentes tipos de techoflotante que existen en el mercado, debido esencialmente a que entreambas plataformas existe un espacio lleno de aire que produce unaislamiento efectivo entre la superficie total del líquido y el techo, lo quepermite almacenar líquidos de alta volatilidad.
La plataforma superior, que obviamente se encuentra sobre la superficiedel líquido, impide que el contenido del tanque llegue al techo del mismobajo ninguna circunstancia.
El sistema de drenaje de aguas de lluvias que poseen estos tanques,permiten manejar hasta 254 mm de lluvias en 24 horas.
SELLOS
El espacio periférico que existe entre el anillo del techo flotante y la pareddel tanque, debe estar herméticamente cerrado por un sello. Si no fuera
así, las ventajas que ofrecen los techos flotantes se verían seriamenteafectadas, haciéndolo vulnerable a pérdidas por evaporación innecesariasy a riesgos de incendios.
La estructura de las paredes de los tanques durante su operación dealmacenamiento y bombeo de crudo, sufre normalmente variaciones queen algunos casos llegan a aumentar o disminuir el diámetro, en la partesuperior, entre 8 y 10 pulgadas. Esta situación obliga a que los sellos sean
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diseñados considerando estos cambios de dimensiones, que dependeráesencialmente del tamaño del tanque.
Los sellos tipo Anillos Metálicos, son los de mayor uso a nivel mundial enlos tanques de techo flotante. Estos sellos están formados por un anillo de
acero galvanizado, cuya parte inferior permanece sumergido por debajodel nivel de líquido. Una continua cubierta de goma sintética a prueba deintemperie, se utiliza para cerrar el espacio entre el anillo de la secciónsellante y el anillo del techo flotante. El borde inferior de esta goma estáempernado al borde del techo flotante. El borde superior de la goma estáfijado al tope del anillo metálico del sello.
El anillo sellante está soportado y sujeto firmemente, pero en formasuave, contra la pared del tanque, por un soporte colgante que mantieneuna presión radial uniforme. Esta ligera presión minimiza la acciónabrasiva del anillo sellante contra la pared del tanque. El soporte colgante
(pantagraph hanger) mantiene centrado el techo en el tanque. Si poralguna causa el techo trata de salirse del centro, la presión del soportecolgante se incrementa en el lado donde se recuesta el techo, corrigiendoen forma automática la desviación.
El soporte colgante es capaz de corregir desviaciones en más o menoscinco pulgadas de las dimensiones nominales.
Entre los ellos tipo anillo metálico, se conocen los modelos SR-1, SR-3, SR-5 y el SR-7.
• Tanques de techo flotante interno
Estos tipos de tanques presentan la particularidad, normalmente dedisponer un techo fijo y otro interno flotante.
Generalmente se instala en tanques cuyo techo fijo se encuentradeteriorado o en los casos de requerirse por la necesidad de almacenarproductos más volátiles.
Las pérdidas por evaporación en estos tanques son aún menores que lasque se producen en los tanques de techo flotante externo.
MEDIDA DEL CONTENIDO DE LOS TANQUES
A continuación, se describen los métodos que habrán de utilizarse paramedir el contenido de los tanques, siendo utilizadas para llenar la forma:CERTIFICADO DE MEDIDAS DE TANQUES, o la forma: SHIP"S ULLAGEREPORT.
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Estos métodos se basan en la designación ASTM: D-1085; API Standard2545.
• Método de medición directa:
Este método debe usarse para el aforo de tanques de techo flotante ypara la medición de los residuos en los tanques de un buque antes de lacarga y después de la descarga. Este método puede también usarse paradeterminar la altura del agua de fondo en cualquier tipo de tanque ocompartimento de tanque, siempre y cuando los residuos sean losuficientemente fluidos para permitir el paso de la plomada hasta el fondodel tanque o hasta la placa de nivel cero.
• Método de medición indirecta:
Este método se usará para el aforo de tanques con techo fijo y para el
aforo de buques después de la carga y antes de la descarga. Tambiéndebe usarse para obtener los niveles de los residuos y agua de fondo enlos tanques.
Baje la cinta y su plomada lentamente dentro del tanque manteniendosiempre en contacto con el borde de la boca de aforo o del tubo demedidas, la cara lisa de la cinta (sin graduaciones), hasta que la plomadapenetre el líquido. Sostenga la cinta en reposo hasta que la plomada cesede oscilar, luego baje la cinta muy lentamente deslizándola sobre el puntode referencia hasta que una porción se moje. Continúe bajando la cintacon mucho cuidado hasta que la misma pulgada y fracción de pulgada
que aparece marcada en la profundidad de referencia, aparezca en lacinta en perfecta coincidencia con el punto de referencia.
BOMBAS
El bombeo puede definirse como la adición de energía a un fluido paramoverse de un punto a otro. Una bomba es un transformador de energía.Recibe la energía mecánica, que puede proceder de un motor eléctrico,térmico, etc., y la convierte en energía que un fluido adquiere en forma depresión, de posición o de velocidad.
Las bombas pueden clasificarse sobre la base de las aplicaciones a queestán destinadas, los materiales con que se construyen, o los líquidos quemueven. Otra forma de clasificarlas se basa en el principio por el cual seagrega energía al fluido, el medio por el por el cual se implementa esteprincipio y finalmente delinea la geometría específicas comúnmenteempleadas. Esta clasificación se relaciona por lo tanto, con las bombasmismas y no se relaciona con ninguna consideración externa a la bomba oaún con los materiales con que pueden estar construidas.
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Tomando en cuenta esta última clasificación, todas las bombas puedendividirse en dos grandes categorías:
• Dinámicas
En las cuales se añade energía continuamente, para incrementar lasvelocidades de los fluidos dentro de la máquina a valores mayores de losque existen en la descarga, de manera que la subsecuente reducción develocidad dentro, o más allá de la bomba produce un incremento depresión. Las bombas dinámicas pueden, a su vez, subdividirse en otrasvariedades de bombas centrífugas y de otros efectos especiales.
• De desplazamiento positivo.
En las cuales se agrega energía periódicamente mediante la aplicación defuerza a una o más piezas móviles para un número deseado devolúmenes, lo que resulta un incremento de presión hasta el valor requerido para desplazar el fluido a través de válvulas con aberturas en lalínea de descarga.
• CLASIFICACIÓN DE LAS BOMBAS DE DESPLAZAMIENTOPOSITIVO:
Las bombas de desplazamiento se dividen esencialmente en los tiposreciprocantes y rotativas, dependiendo de la naturaleza del movimiento de los miembros que producen la presión. Cada una de estasclasificaciones mayores pueden, a su vez, subdividirse en varios tiposespecíficos de importancia.
Las bombas de desplazamiento positivo (reciprocantes), por lo general, seclasifican por sus características:
1. - Extremo de impulsión, es decir, potencia o acción directa.2. - Orientación de la línea de centros del elemento de bombeo, es decir,horizontal o vertical.
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3. - Número de carrera de descarga por ciclos de cada biela, es decir,acción sencilla o doble acción.4. - Configuración del elemento de bombeo: pistón, émbolo o diafragma.5. - Número de varillas o bielas de mando, es decir, simplex, dúplex omúltiplex.
Almacenamiento del petróleo
La industria del petróleo como la del gas, están sometidas a riesgosde toda especie, cuyo origen puede ser debido a deficienciastécnicas, como las averías de las máquinas en las refinerías, abordo de los buques o en los oleoductos; a causas naturalesimprevisibles, como la incertidumbre en la prospección de los
yacimientos, las tormentas en el mar y en la tierra o los incendios; ytambién a problemas políticos, económicos y comerciales, como lascrisis que afectan periódicamente las relaciones entre paísesproductores y países consumidores.
Podemos considerar el crudo y su almacenamiento en variasetapas:
• Almacenamiento del crudo: Una refinería no se abastecenormalmente directamente a partir del yacimiento de petróleo,dado que en entre uno y otro punto suele producirse untransporte intermedio por buque cisterna (petroleros) o poroleoducto. Por ello, el crudo (petróleo bruto) se almacena tantoen el punto de embarque como en el del desembarque.• Almacenamiento en la refinería: Las refinerías disponende numerosos depósitos al comienzo y al final de cada unidad de
proceso para absorber las paradas de mantenimiento y lostratamientos alternativos y sucesivos de materias primasdiferentes. Asimismo, para almacenar las bases componentes deotros productos terminados que se obtienen a continuación pormezcla, y para disponer de una reserva de trabajo suficiente conel fin de hacer frente a los pedidos y cargamentos de materiaprima que les llegan.
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• Almacenamiento de distribución: Solamente una pequeñaparte de los consumidores puede ser abastecida directamente,es decir por un medio de transporte que una de forma directa alusuario con la refinería. Por este motivo, es más eficaz yeconómico construir un depósito-pulmón, Terminal de
distribución, surtido masivamente por el medio de transporteque viene de la refinería, ya sean oleoductos de productosterminados, buques (para depósitos costeros), barcazas fluviales,vagones cisterna o camiones cisterna. Estos depósitos suelenestar ubicados cerca de los grandes centros de consumo(ciudades, polígonos industriales, etc.). Desde estos depósitos,salen camiones de distribución que llevan el producto alconsumidor final
CONCLUSIÓN
Inmediatamente luego de haber descubierto y explotado una zonapetrolífera, el producto se debe enviar rápidamente hacia algún centro derefinamiento o hacia algún puerto de embarque, si es que se quiereexportar. En todos los casos son los oleoductos (o gasoductos) y losbuques tanqueros quienes se encargan de transportar el crudo. Losmismos son equipos adecuados para poder soportar la carga o inclusosoportar cualquier tipo de posible accidente, ya que ambas sustancias sonmuy inflamables.
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Petroleros
Oleoductos
Buque de extracción y almacenamiento de crudo.
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Estación de Descarga
Tubo Múltiple. Separadores
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Tanque de Lavado. Tanques de Almacenamiento.
Bomba de Transferencia de Petróleo. Sistema Múltiple-Separador dePrueba
BIBLIOGRAFIA
http://www.monografias.com/trabajos11/tradis/tradis.shtml
www.muchapasta.com/.../almacenamiento%20petroleo.php
www.monografias.com/trabajos11/pega/pega.shtmlwww.fi.uba.ar/.../Tanques_de_ almacenamiento _de_hidrocarburos_1C_07. pdf