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Manual de Estándares de Medición de Petróleo Capítulo 8—Muestreo

Sección 2—Procedimiento Estándar para Muestreo Automático de Petróleo Líquido y Productos de Petróleo

SEGUNDA EDICIÓN, OCTUBRE 1995 Esta traducción no remplaza ni substituye la versión en Inglés la cual permanece como la norma oficial. Puede existir una versión en Inglés más reciente. API no será responsable por ninguna discrepancia o interpretación de esta traducción. This translated version shall neither replace nor supersede the English-language version, which remains the official standard. A newer version of the English-language standard may be available. API shall not be responsible for any discrepancies or interpretations of this translation.

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Manual de Estándares de Medición de Petróleo Capítulo 8—Muestreo Sección 2—Procedimiento Estándar para Muestreo

Automático de Petróleo Líquido y Productos del Petróleo

Coordinación de Mediciones SEGUNDA EDICIÓN, OCTUBRE 1995



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Página No. CONTENIDO 0 INTRODUCCIÓN ............................................................................................................................................ 1 1 ALCANCE ....................................................................................................................................................... 1 2 REFERENCIAS ............................................................................................................................................... 1 3 DEFINICIONES ............................................................................................................................................... 2 4 SIGNIFICADO Y USO .................................................................................................................................... 3

4.1 Fluidos Aplicables ................................................................................................................................. 3 4.2 Fluidos no Aplicables ............................................................................................................................ 3

5 CRITERIOS PARA UN MUESTREO REPRESENTATIVO ............................................................................ 4 6 SISTEMAS DE MUESTREO AUTOMÁTICO ................................................................................................. 4 7 FRECUENCIA DE MUESTREO ..................................................................................................................... 5 8 ACONDICIONAMIENTO DEL FLUJO ............................................................................................................ 6

8.1 Generalidades ....................................................................................................................................... 6 8.2 Velocidades y Elementos para Mezclado ............................................................................................. 6

9 CONSIDERACIONES ESPECIALES PARA APLICACIONES MARITIMAS .................................................. 7 10 UBICACIÓN E INSTALACIÓN DE LA SONDA .............................................................................................. 7 11 DISEÑO DE LA SONDA ................................................................................................................................. 8 12 EXTRACTOR .................................................................................................................................................. 8 13 CONTROLADOR ............................................................................................................................................ 8 14 RITMO DEL MUESTREADOR ....................................................................................................................... 8

14.1 Medidores para Transferencia de Custodia .......................................................................................... 8 14.2 Medidores de Flujo Especiales ............................................................................................................. 9 14.3 Muestreo Proporcional al Tiempo ......................................................................................................... 9

15 RECEPTORES PRIMARIOS DE MUESTRA ................................................................................................. 9

15.1 Receptores Fijos ................................................................................................................................... 9 15.2 Receptores Portátiles .......................................................................................................................... 11 15.3 Tamaños del Receptor ........................................................................................................................ 11

16 MEZCLADO Y MANEJO DE LA MUESTRA ................................................................................................ 11 17 MUESTREADORES PORTÁTILES .............................................................................................................. 12

17.1 Características de Diseño ................................................................................................................... 12 17.2 Consideraciones Operativas ............................................................................................................... 13

18 PRUEBAS DE ACEPTACIÓN ...................................................................................................................... 13

18.1 Generalidades ..................................................................................................................................... 13 18.2 Prueba Total del Sistema .................................................................................................................... 13 18.3 Prueba por Componente ..................................................................................................................... 14 18.4 Requerimientos de Aceptación ........................................................................................................... 14

19 VERIFICACIÓN/REGISTRO DEL DESEMPEÑO OPERATIVO .................................................................. 14 APENDICE A—METODOLOGÍAS DE ACEPTACIÓN PARA COMPONENTES Y SISTEMAS DE

MUESTREO ............................................................................................................................... 15 APENDICE B—CÁLCULOS TEÓRICOS PARA SELECCIONAR LA UBICACIÓN DE

LA SONDA DEL MUESTREADOR ........................................................................................... 23 APENDICE C—COMPARACIÓN DEL PORCENTAJE DE AGUA Y SEDIMIENTO CONTRA

EL PERIODO DE TIEMPO DESCARGA ................................................................................... 34 APENDICE D—FÓRMULAS Y EQUIVALENCIAS UTILIZADAS FRECUENTEMENTE .................................... 35 APENDICE E—HOJA DE DATOS DE DISEÑO PARA UN SISTEMA DE MUESTREO

AUTOMÁTICO ........................................................................................................................... 36



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APENDICE F—CRITERIOS DE DESEMPEÑO PARA INSTALACIONES PERMANENTES ........................................................................................................................ 38

APENDICE G—CRITERIOS DE DESEMPEÑO PARA UNIDADES DE MUESTREO PORTÁTILES ............................................................................................................................ 40 APENDICE H—INFORMACIÓN PREVENTIVA ................................................................................................. 46 APENDICE I—HOJA DE DATOS DE PRUEBA DE ACEPTACIÓN DEL MUESTREADOR .............................. 47 Figuras 1 Sistemas Típicos de Muestreo Automático ................................................................................................. 5 2 Área de Muestreo Recomendada ................................................................................................................ 7 3 Configuración General del Circuito Vertical de Tubería .............................................................................. 8 4 Diseños de la Sonda .................................................................................................................................... 9 5 Instalación de (los) Receptor(es) Fijo (s) ................................................................................................... 10 6 Instalación de (l) los Receptor (es) Portátil (es) ........................................................................................ 11 7 Instalación Marina Portátil Típica............................................................................................................... 12 A-1 Secuencia de Actividades de Prueba de Aceptación ................................................................................ 16 A-2 Sonda Multipunto para Pruebas de Perfil .................................................................................................. 20 C-1 Comparación del Porcentaje de Agua y Sedimento con el Periodo de Tiempo de Descarga .................................................................................................................................................... 37 G-1 Diagrama de Tubería Típico que debe Registrarse a la Carga ................................................................. 44 G-2 Diagrama de Tubería Típico que debe Registrarse a la Descargas ......................................................... 45

Tablas 1 Directrices Generales para Velocidades Mínimas Contra Elementos para Mezclado ................................ 8 A-1 Desviaciones Permisibles para Pruebas de Aceptación de Inyección de Agua en

Muestreadores Unitarios y Dobles (por Ciento en Volumen) .................................................................... 19 A-2 Datos de Prueba de Perfil Típicos, en Porciento Volumen de Agua ........................................................ 21 A-3 Cálculo de Desviación y Promedios Puntuales ......................................................................................... 22 B-1 Comparación de Dispositivos para Mezclado ........................................................................................... 25 B-2 Factores de Dispersión .............................................................................................................................. 26 B-3 Coeficientes de Resistencia Sugeridos ..................................................................................................... 26 B-4 Factores de Disipación de Energía ........................................................................................................... 27 B-5 Relaciones de Disipación de Energía ........................................................................................................ 27 G-1 Datos Operativos del Muestreador Portátil. Verificación de la Velocidad de Mezclado y del Sensor de Flujo ................................................................................................................................. 42 G-2 Datos Operativos del Muestreador Portátil. Verificación de Agua Libre Muestreada ................................................................................................................................................ 43



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Capítulo 8—Muestreo

Sección 2—Procedimiento Estándar para Muestreo Automático de Petróleo Líquido y Productos de Petróleo

0 Introducción Este estándar describe los métodos y equipo utilizados para obtener automáticamente muestras representativas de petróleo y productos del petróleo que fluyen a través de un oleoducto.

1 Alcance Esta práctica proporciona información para el diseño, instalación, prueba y operación de equipo automatizado para la extracción de muestras representativas de petróleo y productos de petróleo de una corriente de flujo y almacenarlas en un receptor de muestras. Si el muestreo es para una determinación precisa de volatilidad, utilice el estándar MPMS Capítulo 8.4 en conjunto con este estándar. Para el mezclado de la muestra y manejo de muestras, refiérase a la Práctica API MPMS Capítulo 8.3.

El Petróleo y los productos de petróleo incluidos en esta práctica se consideran de una sola fase y muestran características Newtonianas en el punto de muestreo. 2 Referencias API Manual of Petroleum Measurement Standards Chapter 3, “Tank Gauging” Chapter 4, “Proving Systems” Chapter 5, “Metering” Chapter 6, “Metering Assemblies” Chapter 8, “Sampling” Chapter 10.9, “Standard Test Method for Water in Crude Oils by Coulometric Karl Fischer Titration”

Publ 2026 Safe Descent onto the Floating Roofs of Tanks in Petroleum Service Publ 2217A Guidelines for Work in Inert Confined Spaces in the Petroleum Industry

ASTM1 D923 Sampling Electrical Insulating Oils D1145 Sampling Natural Gas D1265 Sampling Liquefied Petroleum Gases D4057 Manual Sampling of Petroleum and Petroleum Products (also API MPMS Chapter 8.1) D4928 Water in Crude Oils by Coulometric Kart Fischer Titration (also API MPMS Chapter 10.9)

GPA2 GPA 2166 Obtaining Natural Gas Simples for Analysis by Gas Chromatography IP3 IP Petroleum Measurement Manual, Part Vl, Section 2

——————— 1 American Society for testing and Materials , 100 Bar Harbor Drive, West Conshohocken, Pennsylvania 19428. 2 Gas Processors Association, 6526 E. 60th Street, Tulsa, Oklahoma 74145. 3 Institute of Petroleum, 61 New Cavendish Street, London WIM8AR, England.



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2 CAPÍTULO 8—MUESTREO

3 Definiciones 3.1 acondicionamiento del flujo: Mezcla de una corriente de flujo de tal manera que permita extraer una muestra representativa. 3.2 agua disuelta: Agua en solución en petróleo y productos de petróleo. 3.3 agua entrampada: Agua suspendida en el crudo. Agua entrampada incluye emulsiones pero no incluye agua disuelta. 3.4 agua libre: Agua que existe como una fase separada. 3.5 agua y sedimento (S&W, por sus siglas en Inglés): Material que coexiste con el petróleo líquido sin ser parte del mismo. El S&W puede incluir agua disuelta, agua libre, sedimento, y agua y sedimento emulsificada y entrampada. 3.6 circuito de muestreo (circuito rápido o corriente lateral): Desvío de flujo de bajo volumen que proviene de la tubería principal. 3.7 condición de flujo: Distribución y dispersión de los contenidos de un oleoducto, corriente arriba de la ubicación del muestreo. 3.8 condiciones extremas de muestreo: Las condiciones de operación para un muestreador que representan el perfil más irregular e inestable de concentraciones en el punto de muestreo. 3.9 controlador de muestra: Dispositivo que regula la operación del extractor de muestras. 3.10 emulsión: Una mezcla de aceite/agua la cual no se separa fácilmente. 3.11 extractor de muestra: Dispositivo que obtiene una muestra (porción) de un oleoducto, circuito de muestreo o tanque. 3.12 fluido Newtoniano: Líquido cuya viscosidad no es afectada por la magnitud de movimiento o la agitación a la que podría ser sujeto mientras la temperatura permanece constante. 3.13 homogéneo: Cuando la composición del líquido es la misma en todos los puntos en el contenedor, tanque, o sección transversal de la tubería. 3.14 manejo y mezclado de la muestra: Acondicionamiento, transferencia y transporte de una muestra de tal manera que no compromete la integridad de la muestra. 3.15 mezclador motorizado: Dispositivo que utiliza una fuente externa de energía para alcanzar una condición de flujo. 3.16 mezclador estático: Dispositivo que utiliza energía cinética del flujo de líquido para lograr una condición de flujo. 3.17 muestra: Una porción extraída de un volumen total que puede o no contener los componentes en las mismas proporciones como se presentan en el volumen total. 3.18 muestra isocinética: Muestrear en tal forma que la velocidad lineal a través de la abertura de la sonda de muestreo es igual a la velocidad lineal del líquido en la tubería en la ubicación del muestreador y es en la misma dirección en la que el líquido de la tubería se aproxima a la sonda de muestreo. 3.19 muestra proporcional al flujo: Muestra tomada en una tubería de tal forma que la tasa de muestreo es proporcional, durante el ciclo de muestreo, a la tasa de flujo del líquido en la tubería.



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SECCIÓN 2—PROCEDIMIENTO ESTÁNDAR PARA MUESTREO AUTOMÁTICO DE PETRÓLEO LÍQUIDO Y PRODUCTOS DEL PETRÓLEO 3

3.20 muestra proporcional al tiempo: Muestra compuesta de porciones de igual volumen tomadas de un oleoducto a intervalos de tiempo uniformes durante toda la transferencia. 3.21 muestra representativa: Porción extraída de un volumen total que contiene los componentes en la misma proporción como se presentan en el volumen total. 3.22 muestreador automático: Dispositivo utilizado para extraer una muestra representativa del líquido que fluye en una tubería. El muestreador automático generalmente consiste de una sonda, un extractor de muestra, un controlador asociado, un dispositivo de medición de flujo y un receptor de muestra. 3.23 muestreo: Todos los pasos necesarios para obtener una muestra representativa del contenido de una tubería, tanque u otro recipiente; y colocarla en un recipiente del cual se pueda extraer un espécimen representativo para su análisis. 3.24 porción: El volumen de muestra extraída de una tubería por un simple movimiento del extractor de muestras. 3.25 prueba de perfil: Procedimiento para muestrear simultáneamente en diferentes puntos del diámetro transversal de una tubería para identificar el grado de estratificación. 3.26 prueba de sistema de muestreo: Un procedimiento utilizado para validar un sistema de muestreo automático. 3.27 receptor de muestra primario/contenedor: Recipiente en el cual todas las muestras son inicialmente recolectadas. 3.28 sistema automático de muestreo: Sistema que está formado de un acondicionador de flujo, un muestreador automático, y manejo y mezclado de muestra. 3.29 sonda: Parte de un muestreador automático que se introduce en la tubería y conduce una porción del fluido hacia el extractor de muestra. 4 Significado y Uso Se requieren muestras representativas de petróleo y productos de petróleo para la determinación de propiedades químicas y físicas, las cuales son utilizadas para establecer volúmenes estándares, precios y verificar el cumplimiento de las especificaciones comerciales y regulatorias. 4.1 FLUIDOS APLICABLES Este estándar es aplicable al petróleo y productos del petróleo cuya presión de vapor al momento del muestreo y a la temperatura de almacén de la muestra sea menor o igual a 101.32 Kilopascals (14.7 libras por pulgada cuadrada absoluta). Refiérase al Capítulo 8.4 API MPMS cuando se practique un muestreo para la determinación de RVP. 4.2 FLUIDOS NO APLICABLES No están cubiertos por esta práctica el petróleo y productos de petróleo cuya presión de vapor al momento del muestreo y almacenamiento de la muestra sea mayor de 101.32 kPa (14.7 libras por pulgada cuadrada absoluta) ni gases licuables (por ejemplo, gas natural licuado, gas licuado del petróleo). Además, tampoco están cubiertos los asfaltos del petróleo para este estándar. No obstante que estos métodos generarán una muestra representativa del líquido que fluye al receptor de la muestra, puede requerirse un manejo especializado para mantener la integridad de la muestra de los materiales más volátiles a elevadas temperaturas o prolongados tiempos de residencia en el receptor. Tales



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requerimientos de manejo no están dentro del alcance de este estándar. Los procedimientos para el muestreo de estos fluidos se describen en los métodos ASTM D1265, D923, D1145 y GPA 2166. 5 Criterios para un Muestreo Representativo Para obtener una muestra representativa de una corriente de flujo deben cumplirse los siguientes criterios. a. Para mezclas no homogéneas de crudo y agua, el agua libre y entrampada debe estar uniformemente dispersa en el punto de muestreo.

b. Las porciones de muestra deben extraerse y recolectarse en una manera proporcional al flujo para extraer una muestra representativa del volumen total de la parcela.

c. Las porciones de muestra deben ser de volumen constante.

d. La muestra se debe mantener en el receptor de muestras sin alterar la composición. Debe minimizarse el venteo de vapores de hidrocarburo durante el llenado del receptor y su almacenamiento. Las muestras deben manipularse y mezclarse para asegurar que un espécimen de prueba representativa sea utilizado en el aparato analítico. 6 Sistemas de Muestreo Automático Un sistema de muestreo automático típico consiste de un acondicionador de flujo corriente arriba de la ubicación del muestreador, un dispositivo para extraer físicamente una porción de muestra de la corriente de flujo, un dispositivo de medición para la dosificación de flujo, un medio para controlar el volumen total de la muestra extraída, un receptor de muestra para recoger y almacenar las porciones y, dependiendo del sistema, un sistema de mezclado/recepción de muestra. Algunas propiedades exclusivas del petróleo o producto(s) del petróleo sujetas a un muestreo pueden requerir que los componentes individuales o el sistema completo sean aislados y/o calentados. El Apéndice E señala varias de las consideraciones de diseño que deberían tomarse en consideración. Las porciones de muestra deben obtenerse en proporción al flujo. Sin embargo, si la tasa de flujo durante el tiempo de entrega total de la parcela (semana, mes, etc.) varía menos del ±10% de la tasa de flujo promedio, puede obtenerse una muestra representativa mediante un control de las porciones proporcional al tiempo. Hay dos tipos de sistemas de muestreo automático (Vea la Figura 1). Ambos sistemas pueden proveer muestras representativas si se diseñan y operan adecuadamente. Uno de los sistemas posiciona el dispositivo de extracción directamente en la tubería principal, mientras que el otro sistema ubica el dispositivo extractor en un circuito de muestreo. En un sistema del tipo circuito de muestreo, se coloca una sonda en la tubería principal que conduce una porción de flujo del fluido hacia el circuito de muestreo. Esta sonda puede tener un codo de 90° o un bisel de 45° orientado corriente arriba (Vea Sección 11). La velocidad promedio del flujo a través del circuito de muestreo debe ser cercana a la velocidad promedio máxima esperada en la tubería principal, pero no menor a 2.5 metros por segundo (8 pies por segundo).



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El controlador que opera el extractor de muestras en el circuito de muestreo recibe su señal de flujo proporcional desde el (los) medidor(es) de flujo en la tubería principal. Para instalaciones de circuito de muestreo, debe también instalarse un indicador de flujo en el circuito de muestreo. Si el flujo en el circuito de muestreo se detiene y el muestreo continúa, se obtendrá una muestra no representativa. Se recomienda instalar una alarma de bajo flujo para alertar al operador de una pérdida de flujo. Por ningún motivo se debe instalar un filtro en el circuito de muestreo corriente arriba del extractor de muestra, debido a que alteraría la representatividad de la muestra. 7 Frecuencia de Muestreo Las guías para la frecuencia del muestreo pueden ser dadas en términos de la porción de muestra por distancia lineal del volumen del oleoducto. Para el servicio marítimo y oleoductos esta guía puede relacionarse a barriles por porción de muestra utilizando la siguiente ecuación:

bbl/ porción de muestra = 0.0001233 X D2 o 0.079548 X d2 Donde:

D = diámetro nominal de la tubería en milímetros.

d = diámetro nominal de la tubería en pulgadas. Esta fórmula considera una porción de muestra por cada 25 metros lineales (aproximadamente 80 pies) del volumen del oleoducto. La frecuencia del muestreo debería enfocarse a maximizar las porciones de muestra de acuerdo al tamaño del receptor disponible. Regularmente, los sistemas Automáticos de Transferencia de Custodia de Arrendamiento, LACT (por sus siglas en Inglés, Lease Automatic Custody Transfer) o Transferencia de Custodia Automática (ACT por sus siglas en Inglés, Automatic Custody Transfer) son dosificados a una porción de muestra por cada uno a diez barriles. La frecuencia óptima de muestreo es el máximo número de porciones de muestra que puedan ser obtenidas de alguna parcela, operando dentro de los límites del equipo en cuanto a la frecuencia de la toma de muestra

Fig. 1 - Sistemas Típicos de Muestreo Automático

Descarga de la porción de muestra (en línea con pendiente descendiente)

Receptor de muestra (aislar y calentar si es necesario)

Muestreo Automático con un Circuito Rápido Nota: Las flechas no indican la orientación de la Tubería

Descarga de la porción de muestra (en línea con pendiente descendiente)

Receptor de muestra (aislar y calentar si es necesario)



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y el volumen de la porción. La muestra final debería ser de volumen suficiente para mezclarse y analizarse apropiadamente sin sobrellenar el receptor de muestra. El muestreo de líneas de volúmenes reducidos, usualmente asociado con aplicaciones marítimas, requiere aumentar la frecuencia de toma de muestra para permitir recolectar el volumen suficiente de muestra para correr únicamente aquellas pruebas analíticas consideradas como más críticas. 8 Acondicionamiento de Flujo 8.1 GENERALIDADES La sonda del muestreador debe estar localizada en un punto de la tubería donde la corriente de flujo esté debidamente acondicionada. Este acondicionamiento puede lograrse con una velocidad de flujo adecuada a través del sistema de la tubería o pueden adicionarse elementos de mezclado para complementar el mezclado provisto por la simple tubería. El Petróleo que contiene agua y sedimento libres o entrampados (S&W) requiere una adecuada energía de mezclado para crear una mezcla homogénea en el punto de muestreo. Los productos de petróleo son generalmente homogéneos y usualmente no requieren de acondicionamiento especial de flujo. Pueden existir excepciones si está presente agua libre o si un producto está saliendo de un sistema de mezclado. 8.2 VELOCIDADES Y ELEMENTOS PARA MEZCLADO La Tabla 1, basada en pruebas, proporciona una guía sobre las velocidades mínimas obtenidas contra los elementos para mezclado, en diámetros de tubería de 5 cm (2 pulgadas) y mayores. El acondicionamiento de flujo se puede lograr con válvulas reductoras de presión, múltiples de medición, longitudes de tubería con diámetro reducido o accesorios de tubería (válvulas, codos, tees, tubos o circuitos de expansión). Si la velocidad de flujo en el lugar de la sonda del muestreador automático disminuye por debajo de los niveles mínimos detallados en la Tabla 1, serán requeridos medios adicionales para proveer un adecuado acondicionamiento de flujo tales como mezcladores motorizados o mezcladores estáticos. Deberían también considerarse los efectos de la viscosidad, densidad y contenido de agua, así como la posición relativa de los elementos para mezclado y la sonda de muestreo. Los procedimientos de cálculo específicos para estimar la aceptación de una ubicación de muestreo propuesto o existente son detallados en el Apéndice B. Nuevamente, debe recordarse que se considera que los productos de petróleo son homogéneos en el punto de muestreo y no requieren acondicionamiento adicional de flujo, a menos que el muestreo sea realizado específicamente para determinar el contenido de agua o donde el muestreador esté ubicado corriente abajo de un múltiple de mezclado.

Tabla 1. Directrices generales para Velocidades Mínimas contra Elementos para Mezclado Velocidad Mínima en Tubería, metros por segundo Elemento

para mezclado Tubería Mezclado motorizado Mezclado estático Mezclado estático

Horizontal

Horizontal

Velocidad Mínima en Tubería, pies por segundo



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9 Consideraciones Especiales para Aplicaciones Marítimas Cuando se bombea de un tanque en tierra o tanques del barco, puede transferirse una cantidad significativa de agua libre durante un corto periodo de tiempo (Vea el Apéndice C). Esto generalmente ocurre al inicio del bombeo cuando la tasa de flujo es baja y la mezcla crudo/agua está estratificada. Si el método de acondicionamiento de flujo no es adecuado durante este periodo de bajo flujo, se recomienda utilizar un tanque que no contenga agua libre. Los tanques que contengan agua libre pueden ser utilizados cuando la tasa de bombeo se haya normalizado. Si el muestreador está localizado a cierta distancia del punto de carga/descarga, los procedimientos de operación deberían considerar el llenado de la línea entre esos dos puntos. 10 Ubicación e Instalación de la Sonda El área de muestreo recomendada es aproximadamente el centro medio del oleoducto como se muestra en la Figura 2. 10.1 La abertura de la sonda debe estar orientada corriente arriba y el cuerpo externo de la sonda debería ser etiquetado con la dirección del flujo para verificar que la sonda está instalada correctamente. 10.2 La sonda debe colocarse en la zona donde se obtenga un mezclado suficiente que origine un adecuado acondicionamiento de flujo. Esta zona es generalmente de tres a diez diámetros corriente abajo de los elementos de la tubería, 0.5 a 4 diámetros de los mezcladores estáticos y tres a diez diámetros de mezcladores motorizados. Cuando los mezcladores estáticos o motorizados son utilizados debería consultarse al fabricante del aparato para conocer la ubicación óptima de la sonda.

10.3 El estancamiento de volumen en la sonda y extractor debería ser reducido al mínimo. La línea de salida del extractor al receptor de muestra debe continuamente verter corriente abajo del extractor al receptor de muestra y no contener espacio muerto. 10.4 La instalación preferida de una combinación sonda-extractor es en un plano horizontal. 10.5 Si un circuito de tubería vertical es utilizado para el acondicionamiento de flujo, localice la sonda en la sección corriente abajo del circuito para obtener un beneficio adicional en el acondicionamiento de flujo proporcionado por los tres codos de 90°. Localice la sonda a un mínimo de tres diámetros de la tubería corriente abajo del codo de 90° superior y no más cercano de la mitad del diámetro corriente arriba del codo de salida final. (Vea Fig.3).

Fig. 2 – Área de muestreo recomendada

Región recomendada para punto de muestreo



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10.6 De acuerdo con pruebas patrocinadas por el Instituto del Petróleo Americano (API, por sus siglas en Inglés), ubicar la sonda de muestreo corriente abajo de una sola curvatura de 90° no es recomendable debido a un inadecuado acondicionamiento de flujo. 11 Diseño de la Sonda 11.1 El diseño mecánico de la sonda debería ser compatible con las condiciones de operación del oleoducto y el fluido a ser muestreado. Hay tres diseños básicos mostrados en la Figura 4. Las aberturas de la sonda deberían estar en el centro medio del diámetro de la tubería.

11.2 Los diseños de sonda comúnmente utilizados se describen a continuación: 1. Una sonda de punta cerrada equipada con un orificio (Vea Figura 4A).

2. Un codo de corto radio o tubo doblado orientado corriente arriba. Se recomienda que la punta de la sonda este biselada en el diámetro interior para proporcionar una entrada bien definida (Vea Figura 4B).

3. Un tubo con corte a un ángulo de 45° con el ángulo orientado corriente arriba (Vea Figura 4C). 12 Extractor Un extractor automático de muestras es un dispositivo que extrae una muestra (porción) del medio que fluye. El extractor no requiere ser parte integral de la sonda. El extractor de muestras debería extraer un volumen consistente que sea repetible dentro del ±5% sobre del rango de las condiciones de operación y tasas de muestreo. 13 Controlador Un controlador de muestra es un dispositivo que controla la operación del extractor de muestras. El controlador de muestras debería permitir la selección de una frecuencia de muestreo. 14 Ritmo del Muestreador 14.1 MEDIDORES DE TRANSFERENCIA DE CUSTODIA Cuando sea posible, deberían ser utilizados los medidores de transferencia de custodia para definir el ritmo del muestreador. Cuando el flujo es medido por múltiples medidores, se recomienda que el ritmo del muestreador sea determinado con la señal total de flujo combinada. Alternativamente, se puede instalar un muestreador independiente para cada corrida del medidor. La muestra de cada corrida del medidor debe ser

Figura 3-Configuración General del circuito vertical de tubería

Ubicación de la sonda



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considerada como parte integral de la muestra total y en la misma proporción del volumen del medidor respecto del volumen total. 14.2 MEDIDORES DE FLUJO ESPECIALES Cuando la transferencia de la custodia es por medidas en tanque, tiene que proporcionarse una señal de flujo al controlador de muestra. Esta señal puede ser obtenida adicionando un dispositivo de medición de flujo. Estos dispositivos deberían tener una precisión de ±10% o mayor, sobre el volumen total de la parcela. 14.3 MUESTREO PROPORCIONAL AL TIEMPO Un muestreador automático debería operar preferentemente en proporción al flujo. Sin embargo, el muestreo en modo proporcional al tiempo es aceptable si la variación de la tasa de flujo es menor a ±10% de la tasa promedio sobre la parcela completa.

15 Receptores Primarios de Muestra Es necesario contar con un receptor/contenedor de muestra para contener y mantener la composición de la muestra en forma líquida. Estos pueden ser receptores tanto fijos como portátiles, cualquiera de los dos pueden ser de diseño de volumen fijo o variable. En caso que la pérdida de vapores afectara significativamente el análisis de la muestra, es recomendable considerar un receptor de tipo volumen variable. Los materiales de construcción deberían ser compatibles con el petróleo o los productos de petróleo muestreados. 15.1 RECEPTORES FIJOS Características Generales del Diseño (estas características pueden no aplicar en algunos tipos de receptores, por ejemplo, los receptores de volumen variable): a. El diseño de un receptor debe permitir obtener una mezcla homogénea de la muestra.

b. La base del receptor debe tener una pendiente continua descendente hacia el drenado, esto para facilitar el retiro total del líquido. No deberían existir huecos internos o puntos muertos.

c. Las superficies internas del receptor deberían estar diseñadas para minimizar la corrosión, la incrustación y adherencia del líquido.

d. Se recomienda tener un medio para monitorear el llenado del receptor. Si se utiliza una mirilla, ésta debe ser fácil de limpiar y no ser una trampa de agua.

Figura 4- Diseños de la Sonda

Punta de la sonda Orificio cerrado orientado Corriente arriba ¼ “ – 2” Ф línea o tubería

¼ “ – 2” Ф línea o Tubería



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e. Se recomienda tener una válvula de alivio ajustada a una presión tal que no exceda la presión de diseño del receptor.

f. Se recomienda contar de un medio para eliminar el vacío y permitir el retiro de la muestra del receptor.

g. Se recomienda tener un indicador de presión.

h. Cuando los receptores están en servicio, se recomienda que estén protegidos de las condiciones ambientales adversas.

i. Los receptores pueden requerir de calentamiento y/o aislamiento cuando sean utilizados para muestreas de petróleo o productos del petróleo con un alto punto de escurrimiento o alta viscosidad. Alternativamente, pueden ser guardados en alojamientos calientes y aislados. Se recomienda tomar precauciones para asegurar que el calentamiento agregado no afecte la muestra.

j. Debe considerarse el uso de receptores múltiples de muestras para contar con flexibilidad en el muestreo de parcelas consecutivas y desplazamientos de línea. Tenga precaución en el diseño de la tubería para prevenir la contaminación entre las muestras de diferentes parcelas. Vea Figura 5.

k. Los receptores deberían tener una cubierta de inspección o cierre de tamaño adecuado para permitir una fácil inspección y limpieza.

l. Se recomienda contar con aditamentos para el sello seguridad.

m. El sistema debe permitir el drenado completo del receptor, la bomba de mezclado y la tubería asociada.

n. El sistema de recirculación no debe contener ningún punto muerto.

Minimizar tamaño y longitud del Múltiple de medición

Receptor unitario

Nota: Deben utilizarse tubería de 6.4 o 9.5 milímetros (1/4” o 3/8” de pulgada) tan corta como sea posible y con pendiente continua hacia el receptor de muestra. Se recomienda utilizar tuberías de 9.5milímetros (tres-octavos de pulgada) donde las líneas de muestreo largas no puedan ser evitadas o en el servicio de aceite crudo. Calentar y aislar estas líneas cuando sea necesario.

Fig. 5 – Instalación de (los) receptor(es) fijo(s)

Minimizar el tamaño y longitud del múltiple de conexión

Receptor Unitario

Válvulas solenoides



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15.2 RECEPTORES PORTÁTILES Además de las consideraciones señaladas en el punto 15.1, los receptores portátiles pueden tener las siguientes características adicionales: a. Pesos ligeros.

b. Conexiones de rápida liberación para una fácil conexión y desconexión de la sonda/extractor y el mezclador del laboratorio (Vea Figura 6).

c. Manijas. 15.3 TAMAÑO DEL RECEPTOR El receptor debería ser dimensionado para cumplir con el uso y condiciones de operación previstos. El tamaño del receptor está determinado por el volumen total de la muestra requerido, el número de porciones de muestra requerido, el volumen de cada porción y de su transportación en caso de ser portátil. Los tamaños típicos del receptor de muestra son Transferencia de Custodia Automática de arrendamiento 10-60 litros (3-15 galones) Oleoductos (Petróleo Crudo) 20-60 litros (5-15 galones) Oleoducto (Productos) 4-20 litros (1-5 galones) Portátiles 1-20 litros (t cuarto – 5 galones) Carga/descarga de buque 20-75 litros (5-20 galones) Llenado de línea (aplicaciones marinas) Volumen requerido para muestras críticas 16 Mezclado y Manejo de la Muestra La transferencia de las muestras desde el receptor a otro contenedor o equipo de vidrio analítico en el que serán analizadas, requiere de un cuidado especial para mantener su integridad. Vea API MPMS Capítulo 8.3 para mayores detalles del procedimiento. La muestra en el receptor debe ser mezclada adecuadamente para asegurar una muestra homogénea antes de cualquier transferencia.

Válvula de bola de 3 vías- operada desde el cuarto de control en forma manual o motorizada.

Desconexión rápida

Desconexión rápida

Figura 6- Instalación de(l) (los) receptor(es) Portátiles

Notas: 1. Deben utilizarse tubería de 6.4 o 9.5 milímetros (1/4” o 3/8” de pulgada) tan corta como sea posible y con pendiente continua hacia el receptor de muestra. Se recomienda utilizar tuberías de tres-octavos de pulgada donde las líneas de muestreo largas no puedan ser evitadas o en el servicio de aceite crudo viscoso. Calentar y aislar estas líneas cuando sea necesario. 2. La muestra debería fluir por la conexión en la parte superior del contenedor. 3. En climas cálidos se debería proveer de un protector solar para evitar cambios de temperatura extremos en los receptores de muestra. 4. En climas fríos, considere colocar los receptores de muestra en un alojamiento cálido o caliente y aisle el receptor y las líneas de muestra.

Válvula de bola de 3 vías -operada en forma manual o motorizada desde el cuarto de control



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17 Muestreadores Portátiles Una aplicación típica de un sistema de muestreo portátil es a bordo de un barco. Existen también aplicaciones ocasionales en tierra. El mismo criterio para un muestreo representativo aplica tanto para sistemas de muestreo fijos como portátiles. Es recomendable tener precaución cuando se utilice un sistema de muestreo portátil en embarcaciones marítimas debido a la dificultad para verificar el acondicionamiento de la corriente durante las operaciones reales. Un ejemplo de esta aplicación marítima es mostrado en la Figura 7. 17.1 CARACTERÍSTICAS DE DISEÑO Las características particulares y requerimientos de instalación para un muestreador portátil son las siguientes: a. El carrete de ensamble equipado con una sonda/extractor de muestra y sensor de flujo es insertado entre el múltiple de conexión del barco y cada brazo o manguera de carga/descarga. Si el tamaño de la porción de muestra para cada muestreador es igual es posible utilizar un receptor común.

b. Se requiere de un controlador para cada extractor. El controlador debe ser capaz de registrar el número total de porciones y el volumen total.

c. Los arreglos de la tubería en el múltiple de conexión del barco con frecuencia distorsionan el perfil del flujo. Cuando el sensor de flujo sea operado bajo las condiciones de la tubería y el flujo del múltiple del barco, se deben cumplir con los criterios de precisión señalados en 14.2

d. El acondicionamiento del flujo se logra por la velocidad del flujo y los elementos que integran la tubería delante de la sonda. El número de mangueras, brazos y líneas en servicio, pueden ser limitadas en cualquier momento para mantener una velocidad lo suficientemente alta.

Múltiple de conexión del barco Carrete del Muestreador

Carrete del Muestreador

Figura 7- Instalación Marina Portátil típica



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e. El controlador puede ser colocado en la cubierta de la nave, zona que es usualmente clasificada como peligrosa. Si el controlador es electrónico debería cumplir con los requerimientos de áreas peligrosas.

f. El suministro de aire debe cumplir con los requerimientos del equipo.

g. Para fluidos con alto punto de escurrimiento o viscosos, la línea del extractor al receptor puede requerir manguera o tubo de alta presión con aislamiento térmico, esto sucede particularmente en climas fríos. El receptor debería colocarse tan cerca del extractor como sea posible para minimizar la longitud de la manguera. La manguera o tubo debería tener un diámetro interno de 9.5 mm (3/8 pulgada) o mayor y contar con una pendiente continua descendente del extractor hacia el receptor. La línea del extractor al receptor puede requerir de calentamiento.

h. Se recomienda monitorear el llenado de los receptores para asegurar que cada muestreador esté operando adecuadamente. Las inspecciones visuales frecuentes, los indicadores de nivel y el peso del equipo han probado ser métodos aceptables de monitoreo.

i. El muestreador portátil es utilizado de manera intermitente; por tanto, la sonda, el extractor y el sensor de flujo deberían ser limpiados después de cada uso para prevenir que se tapen.

j. Todos los componentes y la instalación deben cumplir las regulaciones aplicables, tales como las de la Guardia Costera de los EE.UU.

17.2 CONSIDERACIONES OPERATIVAS El operador del muestreador portátil debe mantener las condiciones operativas necesarias para tener un mezclado adecuado y obtener una muestra representativa. Los criterios de desempeño se dan en el Apéndice G, Criterios de Desempeño para Unidades de Muestreo Portátiles. Cumplir con los criterios requiere la cooperación de la tripulación el barco y del personal en tierra. Los requerimientos operativos característicos son: 1. El operador del muestreador portátil debería mantener la tasa de flujo en cada dispositivo de detección de flujo dentro de su rango de diseño, limitando el número de líneas de carga o mangueras en servicio durante los periodos de tasas de flujo bajas, por ejemplo, inicio, término y achique.

2. Para las operaciones de descarga, es recomendable establecer la secuencia de descarga de los compartimientos del barco, de tal forma que la cantidad de agua libre que sea descargada durante el inicio de las operaciones sea menor al 10% de la cantidad total de agua en el cargamento.

3. En las cargas, es preferible utilizar para el bombeo inicial un tanque en tierra sin agua libre. En los casos que exista agua libre, se sugiere retirar el agua del tanque y/o bombear una pequeña porción del tanque hacia otro tanque en tierra antes de tomar la medida de apertura del tanque. 18 Pruebas de Aceptación 18.1 GENERALIDADES Las pruebas de aceptación son recomendadas para comprobar que el sistema de muestreo tiene un desempeño preciso. El Anexo A señala los métodos para prueba de muestreadores que son utilizados en la recolección de muestras de S&W o muestras de agua libre. Los métodos de prueba caen dentro de dos categorías generales: prueba del sistema total y prueba por componente. 18.2 PRUEBA DEL SISTEMA TOTAL Este método de prueba es una prueba de balance de volumen donde las pruebas se conducen para cantidades conocidas de agua. Está diseñado para probar el sistema total incluyendo la manipulación y mezclado de la muestra en el laboratorio. Dos procedimientos son señalados. Uno implica sólo el muestreador bajo prueba y el otro utiliza un muestreador adicional para medir el agua de referencia.



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18.3 PRUEBA POR COMPONENTE Este método de prueba implica evaluar individualmente los componentes que integran un sistema de muestreo. Cuando sea aplicable, algunas pruebas a los componentes pueden realizarse antes de la instalación completa del sistema. Las pruebas por componente incluyen: sonda/extractor, perfil (para acondicionamiento del flujo), medidores de flujo especiales y, receptor y mezclador de muestra primarios. Si el diseño de un sistema ha sido probado a través de ensayos, no es necesario probar los sistemas subsecuentes del mismo diseño (por ejemplo, unidades LACT), incluyendo la configuración de la tubería, los cuales operan bajo las mismas condiciones operativas o menores (por ejemplo, mayor tasa de flujo, mayor viscosidad, contenido de agua más bajo). Una vez que un sistema o su diseño han sido probados, es posible utilizar los siguientes puntos de verificación para validar la confiabilidad del sistema: a. Acondicionamiento del flujo: Tasa de flujo o caída de presión si está equipado con mezclador motorizado o estático.

b. Prueba de Perfil para sistemas con elementos únicamente en tubería.

c. Dispositivo para dar ritmo: compare el volumen del lote registrado con el volumen conocido.

d. Comparar volumen de muestra real con el volumen esperado.

e. Extractor: compare el volumen de muestra real con el volumen esperado.

f. Compare el tamaño de la porción de muestra real con el tamaño de porción esperado.

Los sistemas de muestreo portátiles pueden ser probados por el método de prueba por componente, excepto que el acondicionamiento de flujo sea el adecuado. 18.4 REQUERIMIENTOS DE ACEPTACIÓN Probar un sistema ya sea por el método por componente o del sistema total requiere que dos de cada tres conjuntos de datos de prueba consecutivos repitan dentro de la tolerancia establecida en la prueba. 19 Verificación/Registro del Desempeño Operativo Monitorear el desempeño del muestreador es una parte esencial en cada operación de muestreo. El monitoreo es requerido para asegurar que el extractor de muestras está obteniendo una porción de muestra uniforme de manera proporcional al flujo. Esto normalmente se logra evaluando el volumen de la muestra recolectado para asegurar que cumple con las expectativas del equipo y el volumen de transferencia involucrado. Pueden utilizarse varios procedimientos para cumplir estos requerimientos, tales como, mirillas, medidores, celdas de peso. La selección de un procedimiento debería estar basada en (a) volumen de transferencia, (b) tipo de instalación, (c) intervalo de tiempo de transferencia, (d) si la instalación de muestreo es atendida por personal, (e) tipo de receptor, (f) propósito de la muestra, y (g) equipo utilizado. Para unidades LACT y ACT, el monitoreo puede consistir en comparaciones entre el volumen de la muestra recolectado y el volumen de la muestra esperado. Para transferencias muy grandes, incluyendo transferencias marítimas, puede requerirse más información como la señalada en los Apéndices F y G.



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15

APÉNDICE A—METODOLOGÍAS DE ACEPTACIÓN PARA COMPONENTES Y SISTEMAS DE MUESTREO

A.1 Pruebas de Aceptación—Pruebas de Balance de Volumen de Inyección de Agua A.1.1 GENERALIDADES Este apéndice describe tres métodos de prueba que han mostrado ser aceptables para probar el desempeño de los sistemas de muestreo automático en oleoductos y líneas marítimas: muestreador unitario, muestreador doble y prueba de componente. Estos métodos tienen la misma validez y el orden en el que están enlistados no debería interpretarse como que un método tiene preferencia sobre el otro. Una vez que el diseño de un sistema ha sido probado, los sistemas subsecuentes con el mismo diseño (por ejemplo, las unidades LACT), incluyendo la configuración de la tubería y con un servicio similar no necesitan ser probados. Refiérase a la Sección 18 para la verificación de sistemas del mismo diseño. Los siguientes procedimientos son presentados para probar los sistemas a fin de detectar agua en petróleo. La misma técnica puede ser modificada para aplicarla a sistemas de mezclado de petróleo. Las pruebas del muestreador unitario y doble están diseñadas para probar el sistema completo de muestreo desde la condición del flujo en el oleoducto hasta la recolección y el análisis de la muestra. Estas son pruebas de balance de volumen en las cuales una cantidad conocida de agua se inyecta en un volumen conocido de aceite de un contenido conocido de agua de referencia. Cuando estos volúmenes pasan el muestreador sujeto a prueba, se recolecta una muestra y los resultados se evalúan con fines de comparación contra el agua de referencia conocida más el agua inyectada. La prueba de un muestreador unitario requiere de una suposición del contenido de agua de referencia durante el tiempo que el agua de prueba es inyectada. Las pruebas exitosas dependen de un aceite de referencia constante durante toda la prueba. Si un aceite con una base constante no puede asegurarse, se obtendrán resultados inciertos. En la prueba del muestreador doble, el primer muestreador (muestreador de referencia) se utiliza para medir el contenido de agua de referencia durante la prueba. El agua de prueba es inyectada entre el muestreador de referencia y el primario. El muestreador primario (el sujeto a prueba) es utilizado para recolectar la muestra de agua de referencia más la de agua inyectada. No es necesario que las dos instalaciones de muestreo tengan un diseño idéntico o similar. Se recomienda incluir los siguientes procedimientos en preparación a las pruebas de aceptación: 1. Pruebe el receptor y mezclador de muestras como se señala en el API MPMS Capítulo 8.3, Apéndice B. Durante la prueba de aceptación del muestreador, se recomienda que la inyección de agua dure por lo menos una hora. El volumen de muestra correspondiente recolectado durante una prueba de aceptación del muestreador es regularmente menor que el volumen esperado bajo condiciones normales. Por tanto, si el volumen de la muestra a ser recolectado durante las pruebas de aceptación del muestreador es menor que el volumen mínimo al cual el receptor y el mezclador han sido probados, el receptor y el mezclador deben ser probados antes de la prueba de aceptación, utilizando el aceite y el volumen que van a ser sujetos al muestreo y de acuerdo con el Apéndice B del API MPMS Capítulo 8.3. 2. Determine el método y la precisión bajo los cuales los volúmenes de agua y aceite serán medidos. Los medidores de inyección de agua deberían ser instalados y probados de acuerdo con API MPMS Capítulo 4, 5 y 6. Los volúmenes de aceite deberían ser determinados por medición en tanques o medidor en línea de acuerdo con las recomendaciones del API MPMS Capítulos 3, 4, 5, y 6. 3. Localice el punto de inyección de agua corriente arriba de los elementos con el que se espera tener el acondicionamiento del flujo para el sistema de muestreo. Esté pendiente ante potenciales estancamientos en la tubería, los cuales pueden evitar que toda el agua inyectada pase el punto de muestreo. Se recomienda



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tener cuidado en asegurar que la ubicación y forma en la que el agua es inyectada, no contribuya con energía adicional de mezclado en el punto de muestreo, pues distorsionaría los resultados de la prueba. El equipo e instalaciones utilizadas para inyectar agua deberían cumplir con las prácticas locales de seguridad. 4. Revise las condiciones normales de operación del oleoducto en términos de tasas de flujo y tipos de crudo. Seleccione las condiciones más comunes de los peores casos para probar el sistema de muestreo. El peor caso es comúnmente la tasa de flujo normal más baja y la densidad relativa más baja (el más alto API) del crudo normalmente recibido o entregado. 5. En el caso de la prueba de aceptación del muestreador unitario, debe identificarse para la prueba una fuente de contenido de agua constante para el aceite. Si es posible, se sugiere que este aceite sea aislado, debido a que los cambios en el contenido de agua de referencia pueden producir resultados de prueba inciertos. A.1.2 MUESTREADOR UNITARIO—PRUEBAS DE ACEPTACIÓN Los procedimientos de prueba de aceptación de un muestreador unitario son los siguientes; 1. Purgue el sistema a una tasa de flujo suficientemente alta para desplazar agua libre que pueda estar entrampada en el sistema de tubería corriente arriba del sistema de muestreo automático (refiérase a la Figura A-1.)

2. Establezca la tasa de flujo para la prueba.

3. Recolecte la(s) primera(s) muestra(s) de referencia. Una muestra de referencia puede ser una muestra compuesta recolectada de un receptor de muestra independiente o varias muestras puntuales recolectadas en intervalos directamente del extractor de muestra.

4. Registre el volumen inicial de aceite con medición en tanque o con la lectura del medidor en línea. Simultáneamente inicie a recolectar porciones de muestra en el receptor de muestrea.

5. Registre la lectura inicial del medidor para el agua; abra el agua y ajuste la tasa de inyección.

6. Se recomienda mínimo una hora para la inyección de agua.

7. Interrumpa el agua y registre la lectura del medidor de agua.

8. Continúe ejecutando el muestreo hasta que se estime que el agua inyectada haya pasado por el muestreador.

Figura A-1- Secuencia de Actividades de Pruebas de Aceptación

Muestra de referencia

Purga

Llegada de agua

Muestra de referencia

Permisible para retrasos y extensiones

Nota: los tiempos están calculados con base en la tasa mínima de flujo de aceite y la distancia entre los puntos de inyección y muestreo



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9. Detenga la recolección de la muestra de prueba y simultáneamente registre el volumen de aceite con la medición del tanque o con la lectura del medidor.

10. Recolecte la (s) segunda (s) muestra(s) de referencia.

11. Analice las muestras de referencia.

12. Analice la muestra de prueba.

13. Utilizando la siguiente ecuación, calcule la desviación entre el agua en la muestra de prueba menos el agua en la de referencia, corregida a las condiciones de la prueba, comparada con la cantidad de agua inyectada.

Donde:

DEV = desviación (%vol.). Wtest = agua en muestra de prueba (% vol.). Wbl = agua de referencia ajustada a condiciones de prueba (% vol.).

Wavg = promedio medido del agua de referencia (%vol.). TOV = volumen total observado (aceite de prueba más agua inyectada) que pasa al muestreador (barriles). V = volumen de agua inyectada en barriles. Winj = agua inyectada durante la prueba, (% vol.).

14. Repita pasos 3 a 13 hasta que sean obtenidas dos pruebas consecutivas que cumplan con el criterio en A.1.4.1. Nota: Cuando sea utilizada agua de producción, realice la corrección por sólidos disueltos, según aplique. A.1.3 MUESTREADOR DOBLE—PRUEBAS DE VERIFICACIÓN La prueba del muestreador doble es una prueba en dos partes. En la primera parte, los dos muestreadores son comparados uno a otro en el contenido de agua de referencia. En la segunda parte, se inyecta agua entre los dos muestreadores para determinar si el agua de referencia más el agua inyectada es detectada por el muestreador primario. Refiérase al Apéndice I, Hoja de Datos de Prueba de Aceptación del Muestreador. A.1.3.1 Parte 1: Prueba de Referencia 1. Purgue el sistema para eliminar el agua libre.

2. Establezca un flujo estable en la línea.

3. Inicie el muestreador de referencia. Registre el nivel del tanque o la lectura del medidor.

4. Inicie el muestreador primario después de que el volumen del oleoducto entre los muestreadores haya sido desplazado.

5. Pare el muestreador de referencia después de recolectar el volumen de muestra objetivo. Se recomienda 1 hora mínimo. Registre el nivel del tanque o la lectura del medidor.

6. Pare el muestreador primario después de que el volumen del oleoducto entre los muestreadores de referencia y primario haya sido desplazado.

7. Analice las muestras de prueba.



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8. Antes de continuar, compare los resultados y asegúrese de que estén dentro de tolerancias aceptables como se señala en la Tabla A-1. A.1.3.2 Parte 2: Prueba de Inyección de Agua 9. Registre la lectura del medidor de agua.

10. Inicie el muestreador de referencia, inyecte agua y registre la medición del tanque o la lectura del medidor, todo en una rápida sucesión de eventos.

11. Inicie el muestreador primario inmediatamente antes de la llegada del agua inyectada.

12. Recolecte el volumen de muestra objetivo con el muestreador de referencia. 13. Pare el muestreador de referencia, registre la medición de tanque o la lectura del medidor e interrumpa la inyección de agua todo en una rápida sucesión de eventos.

14. Registre la lectura del medidor de agua.

15. Detenga el muestreador primario después del desplazamiento del volumen del oleoducto entre los muestreadores de referencia y primario.

16. Analice las muestras de prueba.

17. Repita los pasos 2 a 14 hasta logar que dos pruebas consecutivas cumplan con el criterio en A.1.4.2 para ambas partes de la prueba. A.1.4 APROBACIÓN PARA TRANSFERENCIA DE CUSTODIA La prueba de aceptación es válida y el sistema de muestreo automático es aceptable para transferencia de custodia si dos corridas de pruebas consecutivas cumplen con los criterios siguientes: A.1.4.1 Prueba del Muestreador Unitario a. La diferencia en el porcentaje de agua de referencia al inicio y al final sea 0.1 por ciento o menor

b. La desviación entre las muestras de prueba y, la de referencia conocida más el agua inyectada, estén dentro de los límites mostrados en la Tabla A-1. A.1.4.2 Prueba del Muestreador Doble a. La diferencia entre los dos muestreadores durante la prueba de referencia debe estar dentro del 0.1 porciento.

b. La diferencia entre el segundo muestreador (muestreador de prueba) y el muestreador de referencia más el agua inyectada, debe estar dentro de los límites mostrados en la Tabla A-1. A.1.5 PROCEDIMIENTOS A SEGUIR SI FALLA LA PRUEBA DE ACEPTACIÓN 1. Asegúrese que el volumen de aceite haya sido calculado y registrado correctamente.

2. Asegúrese que el volumen de agua haya sido calculado y registrado correctamente. Asegúrese que el factor de escala es correcto y/o el factor de medición haya sido aplicado para obtener el volumen correcto.

3. Si sospecha de una condición de flujo inadecuada, valide el punto de muestreo por uno de los siguientes (métodos):

a. Apéndice B para estimar la dispersión de agua en aceite.

b. Una prueba de perfil de múltiples puntos como se describe en A.2.1.2.1.



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Tabla A-1—Desviaciones Permisibles para Pruebas de Aceptación de Inyección de Agua en Muestreadores unitarios y Dobles (Porciento en Volumen)

Agua Total (Wbl + Winy) Desviaciones Permisibles

Utilizando Medición de Tanque

Utilizando Medidores

0.5 0.13 0.09 1.0 0.15 0.11 1.5 0.16 0.12 2.0 0.17 0.13 2.5 0.18 0.14 3.0 0.19 0.15 3.5 0.20 0.16 4.0 0.21 0.17 4.5 0.22 0.18 5.0 0.23 0.19

Notas: 1. La referencia a tanques o medidores se refiere al método utilizado para determinar el volumen de aceite crudo o petróleo en la prueba. 2. Las desviaciones mostradas son utilizando el método de prueba Karl Fischer descrito en MPMS Capítulo 10.9 para agua. 3. La interpolación es aceptable para concentraciones de agua entre los valores mostrados en la tabla. Por ejemplo, si el total de agua es 2.25% la desviación permisible utilizando las mediciones de tanque sería 0.175 por ciento y 0.135 por ciento si se utilizan medidores. 4. Esta tabla está basada, en parte, en el análisis estadístico de una base de datos que consiste de 36 pruebas en 19 instalaciones. Debido al número de datos no fue posible crear bases de datos separadas para su análisis por el método de determinación de volumen (por tanque o por medidor). Por lo tanto, fue necesario tratar los datos como un todo para su análisis. La base de datos es válida para el rango de agua de 0.5 por ciento a 2.0 por ciento. La desviación estándar de la reproductibilidad calculada para los datos, a un nivel de confianza del 95 por ciento, ha sido utilizada para los valores de medición mostrados en la tabla en el rango de agua 0.5 por ciento a 2.0 por ciento. Asignando estos valores al medidor fue desarrollado un modelo para predecir la desviación estándar basado en las determinaciones de volumen por tanques y medidores. Los valores mostrados en la tabla para el tanque, en el rango de 0.5 por ciento a 2.0 por ciento fueron obtenidas adicionando 0.04 porciento a los valores del medidor en este rango de agua. El valor de 0.04 porciento fue derivado del modelo antes mencionado como una tendencia promedio entre las determinaciones del volumen en el tanque y el medidor. Debido a que hay datos de prueba insuficientes para niveles de agua por encima del 2.0 por ciento, los valores mostrados en la tabla por arriba del 2.0 por ciento han sido extrapolados en base lineal utilizando los datos en el rango 0.5 por ciento a 2.0 por ciento. Para desarrollar una base de datos más amplia, se exhorta a los propietarios de sistemas a remitir una copia de datos de pruebas utilizando las hojas de datos de prueba mostradas en el Apéndice I al API, c/o Industry Services Department, 1220 L Street, NW Washington DC 20005. Se asegura la confidencialidad.

A.2 Prueba de Desempeño de Componente A.2.1 PRUEBA DE PERFIL PARA DETERMINAR LA CONDICIÓN DE FLUJO La magnitud de una estratificación o uniformidad en concentración puede ser determinada obteniendo y analizando muestras simultáneas en distintos puntos a lo largo de la sección transversal de la tubería. La sonda multi-punto mostrada en la Figura A-2 es un ejemplo del diseño de sonda de perfil. Se recomienda desarrollar esta prueba en la misma sección transversal de la tubería donde será instalada la sonda de muestreo. A.2.1.1 Criterios para una Dispersión y Distribución Uniforme Un mínimo de cinco pruebas de perfil tienen que cumplir los criterios señalados establecidos en A.2.1.4. Si tres de esos perfiles indican estratificación, el mezclado en la línea no es adecuado.



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A.2.1.2 Requerimientos de la Prueba de Perfil

A.2.1.2.1 Sonda de Perfil

Se recomienda una sonda con un mínimo de cinco puntos de muestreo para tuberías de 30-cm (12 pulgadas) o mayores. Para un tamaño de tubería por debajo de 30 centímetros (12 pulgadas), tres puntos de muestreo son adecuados.

A.2.1.2.2 Frecuencia del Muestreo

Se recomienda que las muestras de Perfil no se tomen a frecuencias mayores de intervalos de 2 minutos.

A.2.1.2.3 Orientación de la Sonda Los perfiles en tuberías horizontales deben tomarse verticalmente, mientras que los perfiles en tuberías verticales deberían tomarse horizontalmente. A.2.1.2.4 Condiciones de Prueba La prueba debería prepararse para medir las condiciones del peor caso, incluyendo la tasa mínima de flujo y la viscosidad y densidad más bajas en el flujo u otras condiciones que se acuerden. A.2.1.2.5 Inyección de Agua Se recomienda el método de inyección de agua descrito en las pruebas de sistemas de muestreo automáticos (Sección 18). A.2.1.2.6 Muestreo Se recomienda iniciar el muestreo dos minutos antes del tiempo calculado para la llegada de agua y continuar hasta que se hayan obtenido por lo menos diez perfiles.

Notas: 1. Para tuberías menores de 12 pulgadas borre los puntos ¼ y 3/4. 2. La marca de golpe en la manga de la sonda identifica la dirección de las aberturas de la sonda. 3. Cuando la sonda esté completamente insertada, tome las cadenas de seguridad holgadas y asegúrelas firmemente. 4. La sonda es retráctil y se muestra en esa posición. FIGURA A-2– Sonda Multipuntos para Pruebas de Perfil

Tuerca tope

Aceite crudo

Gancho

Válvulas de paso tipo palanca

Válvulas de aguja Tubos de recolección

Soldadura de plata al final del cuerpo de la sonda

Punto a 3/4 Punto a 1/4

Sonda de ¼” Agujero de 0.18” de ø



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Tabla A-2—Datos de Pruebas de Perfil Típicos, en Porciento Volumen de Agua

Perfil Punto (% volumen – agua)

A Fondo

B Punto a ¼

C Punto Medio

D Punto a ¾

E Tope

1 0.185 0.096 0.094 0.096 0.096 2 0.094 0.182 0.135 0.135 0.135 3 13.46 13.72 13.21 12.50 12.26 4 8.49 7.84 8.65 8.65 8.33 5 6.60 7.69 7.69 6.60 8.00 6 6.73 7.02 6.48 6.73 5.38 7 7.88 6.73 6.73 3.27 5.96 8 2.78 3.40 3.27 1.54 2.88 9 9.15 1.36 1.54 0.48 1.32

10 0.58 0.40 0.48 0.55 0.47 NOTA La instalación de la sonda y su operación están cubiertas en A.2.1.6. Como una medida preventiva, la sonda debería ser instalada y sustraída durante condiciones de baja presión. Por tanto, la sonda debería estar equipada con Cadenas y paros de Seguridad si fuera necesario retirarla durante las condiciones de operación para prevenir una ruptura.

A.2.1.3 Descripción de Términos Específicos para Este Método Las siguientes definiciones se incluyen como un agregado en el uso de la Tabla A-2 y A-3 para los datos de pruebas de perfil, promedios puntuales y desviación:

• Un perfil consiste de muestras multipunto tomadas simultáneamente en la sección transversal de la tubería.

• Un punto es una muestra individual en un perfil. • El promedio puntual, es el promedio del mismo punto en todos los perfiles (excluyendo los perfiles con

menos de 1.0 porciento de agua). • El promedio general del perfil es el promedio de todos los promedios puntuales. • La Tasa de flujo mínima es la tasa de flujo operativa más baja, excluyendo aquellas tasas que ocurran

de manera no frecuente (es decir, 1 en 10 cargas) o por periodos cortos de tiempo (menos de 5 minutos).

A.2.1.4 Aplicación de los Criterios de Dispersión La Tabla A-2 lista los datos acumulados durante una prueba de perfil típica. Las unidades son volumen porcentual de agua detectada. Aproximadamente 1000 barriles de agua de mar fueron agregados a un compartimiento central de un buque de Petróleo crudo de 76 000 toneladas peso muerto. La cantidad de agua se verificó por mediciones de cortes de agua poco antes de las operaciones de carga.

Para aplicar los criterios de dispersión, lo mejor es eliminar todos los perfiles con menos de 0.5 porciento de agua y el perfil tomado en la porción frontal del agua (el cual ocurre en el Perfil 3 de la Tabla A-2). Típicamente, un perfil en la porción frontal es errático con respecto a la dispersión de agua. Sin embargo, aunque que es un medio útil de verificación del tiempo de llegada, éste dificulta la evaluación de los datos del perfil y puede originar una tasa de prueba del perfil innecesariamente reducida. Calcule el promedio puntual y la desviación para todos los demás perfiles con 1 por ciento o más de agua. (Vea Tabla A-3.).

A.2.1.5 Procedimientos de la Prueba de Perfil de Agua Refiérase a la Figura A-2 durante los siguientes pasos de este procedimiento. 1. Instale la sonda de perfil en línea. Verifique que la sonda esté posicionada adecuadamente y asegurada.

2. Coloque un envase de derrame debajo de las válvulas de aguja. Abra las válvulas de paso y aguja, y purgue las sondas por un minuto (o el tiempo suficiente para purgar 10 veces el volumen en la línea de la sonda).



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3. Ajuste las válvulas de aguja de tal forma que todos los contenedores de muestra se llenen al mismo ritmo.

4. Cierre las válvulas de paso.

5. Abra las válvulas de paso, purgue las líneas de la sonda, y rápidamente coloque los contenedores de las cinco muestras debajo de las válvulas de aguja. Cierre las válvulas de paso.

6. Repita PASO 5 en intervalos de no menos de 2 minutos hasta que se hayan obtenido un mínimo de diez perfiles.

Tabla A-3—Cálculo de desviación y Promedios Puntuales

Punto (% volumen - agua) %

A B C D E Promedio EPromedio de Perfiles 4 al 9 5.61 5.67 5.73 5.64 5.31 5.59Desviación del promedio global del perfila + 0.02 + 0.08 + 0.14 + 0.05 - 0.28(% agua)Desviación Permisibleb (5.59 X 0.05) % agua = +- 0.28 % agua

a El sistema está evaluado con respecto al peor promedio puntual en la prueba: el promedio puntual E tiene la desviación más amplia (-0.28). b Para un muestreo representativo, la desviación permisible es 0.05 porciento de agua por cada 1 porciento de agua en el promedio global del perfil. En este ejemplo, la desviación permisible es dada por (5.69 X 0.05) % W = ± 0.28 W.

A.2.2 PRUEBA DE LA SONDA DE MUESTREO/EXTRACTOR El tamaño de la porción de muestra debería ser repetible dentro de un ±5% sobre el rango de las condiciones operativas. Los parámetros operativos que pueden afectar el tamaño de la muestra son la viscosidad del aceite, la presión de la línea, la frecuencia de la porción de muestra y la contra-presión en el extractor. Pruebe el extractor/sonda de muestro recolectando 100 tomas en un cilindro graduado y calculando el tamaño promedio de la toma de muestra. Desarrolle la prueba con las condiciones más altas y bajas de viscosidad, presión y frecuencia de toma. El tamaño promedio de la toma de muestra determinará si el número objetivo de tomas llenará el receptor de muestras por arriba del nivel recomendable. El tamaño promedio de la toma es también utilizado para evaluar el desempeño del muestreador (vea el Apéndice F y G). A.2.3 PRUEBA ESPECIAL PARA MEDIDOR DE FLUJO Si se utilizan los medidores de transferencia de custodia, no es necesario verificar la calibración del medidor de flujo. Pueden verificarse algunos otros tipos de medidores, tales como aquellos descritos en el punto 14.2, comparando el ritmo de flujo del medidor al extractor con la medición de tanques o con los medidores utilizados para transferencia de custodia. Las condiciones para la prueba son: 1. La prueba debería realizarse a la tasa de flujo promedio experimentada durante las operaciones normales.

2. El medidor de flujo debe ser probado en su sitio normal de operación para determinar si la configuración de la tubería afecta su precisión.

3. Cuando se utilice la medición de tanques como volumen de referencia, los cambios de nivel del tanque deben ser suficientemente grandes para dar lecturas de volumen precisas.

Los medidores de flujo utilizados para definir el ritmo de flujo de los extractores de muestra deberían estar dentro de un ±10 por ciento del volumen medido por el tanque o por los medidores de transferencia de custodia.



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23

APPENDICE B—CÁLCULOS TEÓRICOS PARA SELECCIONAR LA UBICACIÓN DE LA

SONDA DEL MUESTREADOR B.1 Introducción Este apéndice describe los procedimientos de cálculo para estimar la dispersión de agua en aceite en un punto de muestreo. Estos procedimientos tienen una base teórica muy simple sin que muchas de las ecuaciones sean estrictamente aplicables; es por ello que deberían utilizarse con extremo cuidado en cualquier aplicación práctica. Es muy recomendable una perspectiva conservadora cuando se estimen los límites aceptables para una adecuada dispersión (acondicionamiento de flujo). Las ecuaciones contenidas en este apéndice han mostrado ser válidas para un gran número de datos de campo. El rango de los datos de campo obtenidos contempló los siguientes parámetros de correlación:

Densidad relativa 0.8927-0.8550 (27°-34° API)Diámetro del tubo 40 cm -130 cm (16 -52 pulgadas)Viscosidad 6-25cSt a 40°CVelocidad de flujo >0-3.7 m/s (>0-12 pies / s)Concentración de agua <5%

Es recomendable tener cuidado cuando se extrapole fuera de estos rangos. Para evaluar si la dispersión es adecuada o no en un sistema dado, es recomendable utilizar las condiciones del peor caso. Cuando se calcule la tasa de dispersión E en B.3, es recomendable advertir que las energías de dispersión de diferentes elementos de tubería no son aditivas con respecto a la dispersión; por ejemplo, cuando una serie de elementos está presente, el elemento que debería ser considerado es el que disipa más energía. Como una ayuda para determinar el elemento que más contribuye a una adecuada dispersión se ha desarrollado la Tabla B-1. Cuando sea utilizada la Tabla B-1 es importante considerarla solamente como una guía y se recomienda dar especial atención a las notas. La Tabla B-1 no impide para un sistema dado, la necesidad de realizar un análisis más detallado de estos elementos, mostrados en la Tabla como los más efectivos. (Ver IP Petroleum Measurement Manual, Part IV, Section 2.) B.2 Factores de Dispersión Como una medida de dispersión se utiliza la razón de la concentración de agua en la parte superior de una tubería horizontal C1, con respecto aquella en la parte inferior C2. Una razón C1/C2 de 0.9 a 1.0 indica una muy buena dispersión, mientras que una razón de 0.4 o más pequeña indica una dispersión pobre con un alto potencial de estratificación de agua. Los cálculos que dan razones menores de 0.7 no deberían ser considerados confiables debido a que la coalescencia de las gotitas de agua invalida la técnica de predicción.



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Símbolos Utilizados en Apéndice B

Símbolo Término Unidades C Concentración de agua (razón agua / aceite) Sin dimensión D Diámetro de la tubería m d Diámetro de la gotita m E Tasa de la disipación de energía W/kg E0 Disipación de energía en tubería recta W/kg Er Disipación de energía requerida W/kg G Parámetro, definido en B.2 Sin dimensión K Coeficiente de resistencia Sin dimensión n Número de curvaturas Sin dimensión

∆P Caída de presión Pa ( 1) Q Tasa de flujo volumétrico m3/s r Radio de la curvatura m V Velocidad de flujo m/s Vj Velocidad de flujo de salida en boquilla m/s W Tasa de asentamiento de las gotitas de agua m/s ∆X Distancia de disipación m β Parámetro, definido en B.3.2 Sin dimensiones γ Razón entre diámetros pequeños y grandes Sin dimensiones ∈ Difusividad de remolino m2/s θ Ángulo de curva Grados ν Viscosidad cinética a la temperatura de línea m2/s (Nota 2) σ Tensión superficial N/m (Nota 3) ρ Densidad del aceite crudo a la temperatura de línea Kg/m3

ρd Densidad del agua a la temperatura de la línea Kg/m3 φ Diámetro de boquilla de flujo m

Notas: (1)-1 Pa = 10-5 bar (2) 1 m2 /s = 106 cSt = 106 mm2/s (3) 1 N/m = 103 dyn/cm

a. El grado de dispersión en tuberías horizontales puede ser estimado por:

Donde: C1/C2 = La razón de concentración de agua en la parte superior (C1) con respecto aquella en la parte

inferior (C2). W = La tasa de asentamiento de las gotitas de agua. ∈/D = La característica de la turbulencia, donde ∈ es la difusividad de remolino y D el diámetro de la

tubería.



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b. Una medida alternativa de la dispersión, G, puede definirse en la ecuación:

La Tabla B-2 muestra la relación de C1/C2 con G. Es importante advertir que la incertidumbre de los cálculos es tal que los errores en G de más del 20 por ciento pueden repercutir en valores bajos de G. Por esta razón, es recomendable que no se consideren los valores de G calculados menores de 3 y de aquella disipación de energía adicional calculada del valor G.



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Tabla B-2—Factores de Dispersión G C1/C2 C1/C2 10 0.90 1.11 8 0.88 1.14 6 0.85 1.18 4 0.78 1.28 3 0.71 1.41 2 0.61 1.64

1.5 0.51 1.96 1 0.37 2.70

B.3 Determinación de la Disipación de Energía B.3.1 MÉTODO A

Utilizando la relación:

Donde:

∆P = Caída de presión a través del elemento de tubería. V = La tasa de flujo en la sección de la tubería en la que la energía es disipada. ∆X = Una longitud característica que representa la distancia en la cual la energía ha sido disipada.

En muchos de los casos ∆X no se conoce con certeza. Cuando sea posible, el valor a ser utilizado debería estar soportado por datos experimentales. NOTA 1; Si ∆X no se conoce puede utilizarse un valor sustituto de ∆X = 10D como una aproximación muy preliminar para dispositivos de baja eficiencia de mezcla, tales como los que aparecen en la Tabla B-3. Para mezcladores estáticos de alta eficiencia diseñados especialmente, el valor ∆X será pequeño y debería ser obtenido del diseñador. NOTA 2 Si el ∆P no es conocido, calcularlo con la ecuación:

Donde: K es el coeficiente de resistencia del elemento de tubería bajo consideración. Los valores sugeridos de K para diferentes elementos de tubería están dados en la Tabla B-3.

Tabla B-3—Coeficientes de Resistencia Sugeridos, (K)

NOTA: γ es el diámetro pequeño/diámetro mayor y K está basada en la velocidad de la tubería más pequeña.

Curvaturas por cortes

Válvula no retroceso de columpio

Válvula de compuerta

Expansión

Reducción

Válvula de Globo



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B.3.2 MÉTODO B Utilizando la relación:

E = βE0 Donde:

β = es un parámetro característico de un elemento para mezclado E0 = es la tasa de disipación de energía en una tubería recta. E0 se calcula de

Donde ν es dada en mm2/s (cSt). Los valores sugerido de β y las relaciones tentativas para E (distintas a E = βE0) están dadas en las Tablas B-4 y Tabla B-5 respectivamente.

Tabla B-4—Factores de Disipación de Energía (β)

r/d 1 1.5 2 3 4 5 10 n = 1 1.27 1.25 1.23 1.22 1.18 1.15 1.07 n = 2 1.55 1.50 1.48 1.45 1.38 1.30 1.13 n = 3 1.90 1.80 1.75 1.70 1.56 1.44 1.18 n = 4 2.20 2.10 2.00 1.93 1.72 1.56 1.23 n = 5 2.60 2.40 2.30 2.20 1.90 1.70 1.28

_____ Notas 1. n es el número de curvaturas de radio r en una tubería de diámetro D 2. El espacio entre las curvaturas puede afectar el grado de dispersión. Para que esta relación se mantenga, la distancia entre cada curvatura no debería exceder 30 diámetros de la tubería. Reducción:

Expansión:

Tabla B-5 Relaciones de Disipación de Energía Bombas Centrífugas

Válvula reguladora

Boquilla de Flujo



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B.4 Diámetro Medio de la Gotita de Agua El diámetro medio de la gotita de agua puede ser estimado utilizando:

Donde σ es la tensión superficial de la gotita entre el agua y el aceite medido en Newtons por metro. Todas las fórmulas y ejemplos en este Apéndice consideran σ= 0.025 N/m.

Los valores de la tensión interfacial pueden ser afectados significativamente por aditivos y contaminantes. Si se sabe que el valor es distinto a 0.025 N/m, la velocidad de asentamiento de la gotita de agua dada en B.5 debería ser modificada multiplicando por:

B.5 Velocidad de Asentamiento de la Gotita de Agua La determinación de cualquiera de los factores de dispersión requiere del conocimiento de la tasa de asentamiento de la gotita de agua, W. Esta puede ser calculada utilizando la relación:

Donde:

ρd = la densidad de agua. Para agua salada (de pozos o naves petroleras) se sugiere un valor de1025 Kg/m3 si el real no está disponible.

Si la concentración media de agua es mayor al 5%, multiplique W por 1.2 B.6 Característica de la Turbulencia La determinación de cualquiera de los factores de dispersión requiere de las características de turbulencia ∈/D la cual es evaluada utilizando

B.7 Verificación de una Posición Existente del Muestreador Es importante seleccionar las condiciones del peor caso en la siguiente secuencia de pasos: a. Determine la razón de concentración de perfil C1/C2 deseada y utilizando la Tabla B-2, el valor correspondiente de G. b. Determine utilizando la Tabla B-1, que accesorios de tubería dentro de los 30D corriente arriba del muestreador son los más probables para proveer una adecuada dispersión.

c. Estime la energía disponible de cada uno de los accesorios más probables usando cualquiera de los métodos descritos en B.3.

d. Calcule el valor de G para el valor de energía más alto disponible obtenido en el paso (c) utilizando las fórmulas presentadas en B.2, B.5 y B.6.

e. Obtenga la razón C1/C2 de la Tabla B-2.



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f. Verifique que el valor calculado de C1/C2 (o G) sea mayor que el valor deseado obtenido en el Paso a. Si es así, se probaría que la posición del muestreador es conveniente para la aplicación. Si no, se deberían tomar acciones para remediarlo. B.8 Selección de una Posición Apropiada del Muestreador Es nuevamente muy importante seleccionar el peor caso y continuar la secuencia arriba mencionada. g. Determine la razón de concentración del perfil deseado C1/C2 y utilizando la Tabla B-2, el valor

correspondiente de G.

h. Determine la característica de la turbulencia ∈/D como se describe en B.6.

i. Calcule la tasa de asentamiento de la gotita de agua utilizando

j. Determine la energía requerida para generar la razón de concentración de perfil deseada utilizando la

fórmula presentada en B.5 modificada en la forma

k. Seleccione de la Tabla B-1 aquellos elementos de tubería disponibles que más proporcionen una

adecuada disipación de energía.

l. Calcule la energía de disipación E para los elementos de tubería elegidos utilizando cualquiera de los métodos descritos en B.3.

m. Compare Er con E para evaluar si puede obtenerse un perfil aceptable. Si para cualquier elemento de tubería E > Er, entonces se puede alcanzar un perfil satisfactorio utilizando tal elemento. Si E< Er para todos los elementos de la tubería, entonces se debe proveer energía de disipación adicional. Esto se puede hacer reduciendo el diámetro de la tubería (se recomienda una longitud > 10 D) introduciendo un elemento de tubería adicional o incorporando un mezclador estático o dinámico.

n. Si la tasa de flujo ha sido incrementada reduciendo el diámetro de la tubería, repita los Pasos h a m

o. Si un nuevo elemento de tubería ha sido incorporado en el sistema sin cambiar la tasa de flujo, verifique, utilizando el paso (l) que su energía de disipación sea mayor que la mejor ya alcanzada, y de ser así, proceda al Paso m.

p. Si es considerado un mezclador estático o dinámico, entonces debería consultarse al fabricante tanto para su diseño como para su aplicación.

B.9 Ejemplos B.9.1 VERIFICACIÓN DE UNA POSICIÓN EXISTENTE DEL MUESTREADOR Utilice el procedimiento de B.7. Para una instalación en una tubería de 500 mm donde las condiciones de operación más severas están representadas por:



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a. La razón C1/C2 deseada es 0.9. De la Tabla B-2., G = 10.

b. Los accesorios de la tubería dentro de 30D corriente arriba del muestreador son una válvula de globo, una expansión con razón de diámetro, γ = 0.5 y dos curvaturas de 90°.

De la Figura B-1 se puede observar que la válvula de globo o la expansión es claramente el más probable que proporcione una adecuada dispersión.

c. La energía disponible puede ser calculada utilizando ya sea el Método A o el B del punto B.3. Sin embargo, sólo se dan los valores de K para las válvulas de globo, por lo tanto, estos deben utilizarse para comparar los efectos probables del mezclado de la válvula de globo y la expansión.

La expansión tiene la K más alta y debería ser utilizada en los siguientes cálculos. Nota; Como la expansión será utilizada para estimar la energía disponible, cualquiera de los métodos A o B del punto B.3 pueden ser utilizados para el resto del cálculo. Si utiliza el método A, continúe con lo siguiente

d.

Válvula de Globo

Expansión (Tabla B-3)

(Tabla B-3)

Como

Entonces

y utilizando



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y

e. De la Tabla B-2 la razón C1/C2 es mayor que 0.9.

f. El valor calculado de C1/C2 es mayor que el valor requerido y por lo tanto, existen condiciones adecuadas para el muestreo.

Si utiliza el método B, continúe con lo siguiente:

d.

como se calculó para el Método A:

Siga los Pasos e y f como en el método A. B.9.2 SELECCIÓN DE UNA POSICIÓN APROPIADA DEL MUESTREADOR Utilice el Procedimiento de B.8.

(Tabla B-4)

(Tabla B-2)



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La configuración de la tubería propuesta consiste de un tubo de 600 mm expandiéndose a 800 mm seguido por una serie de tres curvaturas de 90 grados, cada una con una razón r a D de 1 y finalmente una válvula reguladora de flujo con presión diferencial de un bar. Las condiciones de operación más severas están representadas por:

g. La razón C1/C2 deseada es 0.9.

De la Tabla B-2, G = 10.

h. La característica de la turbulencia según el punto B.6. es:

i. La velocidad de asentamiento de la gotita de agua es:

j. La tasa de la disipación de energía requerida es:

k. Según la Tabla B-1, la válvula reguladora es claramente el elemento más probable de proporcionar la suficiente disipación de energía. l. El Método B es el único que proporciona una fórmula para la disipación de energía de una válvula reguladora; vea la Tabla B-5.

m. La tasa de disipación de energía E proporcionada por una válvula reguladora es menor que la requerida Er. Por lo tanto, no se ha alcanzado un valor de 10 para G y el muestreo en esta posición es poco probable que



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sea adecuado. Si la expansión de 600 a 800 mm se mueve corriente abajo de la válvula reguladora y la posición del muestreo, entonces, aplica el siguiente re-cálculo con D = 0.6 m y V = 2.67 m/s: h.

i.

j.

k. Sustituyendo en el cálculo previo

l.

m. La tasa de disipación de energía proporcionada por la válvula reguladora localizada en la tubería de menor diámetro es más que suficiente para dar un valor G de 10. Por lo tanto, debería ser posible un muestreo adecuado.



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APENDICE C—COMPARACIÓN DEL PORCENTAJE DE AGUA Y SEDIMIENTO

CONTRA EL PERIODO DE TIEMPO DE DESCARGA



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APENDICE D—FORMULAS Y EQUIVALENCIA UTILIZADAS FRECUENTEMENTE Velocidad:

Donde:

V = velocidad de flujo, pies por segundo. Q = tasa de flujo, pies cúbicos por segundo. A = área de la tubería, pies cuadrados. d = diámetro interno de la tubería circular, pulgadas. D = diámetro interno de la tubería circular, pies. gpm = galones US por minuto. bph = Barriles (42 galones) por hora.

Equivalencias para velocidad: m/s = 0.3048 pies/seg

pies/s = 3.2808 m/seg



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APÉNDICE E—HOJA DE DATOS DE DISEÑO PARA UN SISTEMA DE MUESTREO AUTOMÁTICO



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APENDICE F—CRITERIOS DE DESEMPEÑO PARA INSTALACIONES PERMANENTES

F.1 Cálculos Previos a la Operación PVe = volumen de la parcela esperado, m3. b = tamaño esperado de la porción del extractor, ml. SV e = volumen esperado de la muestra, ml.

= (normalmente 80% de la capacidad del receptor). n = numero esperado de porciones de muestra.

B = frecuencia de muestreo, m3/porción (entrada del controlador).

F.2 Datos de la Operación de Muestreo N = número total de porciones registradas por el controlador. SV = volumen de muestra recolectado, ml. SVc = volumen de muestra calculado, ml. PVS = volumen de la parcela medido por el dispositivo de detección de flujo del muestreador, m3. PVco = volumen de transferencia de custodia o de la parcela entregada, m3. F.3 Cálculo para el Reporte de Desempeño El siguiente cálculo puede ayudar en evaluar si la muestra es representativa: 1. Factor Porción (GF, por sus siglas en inglés):

Componentes y variables implicadas:

a. tamaño promedio de la porción,

b. Enlace controlador-sonda,

c. Operación de la sonda. 2. Factor Desempeño (PF, por sus siglas en inglés):



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3. Precisión del Sensor de Flujo (SA, por sus siglas en Inglés):

4. Factor del Tiempo de Muestreo (SF, por sus siglas en Inglés): SF = Tiempo total de muestreo = 1 ±0.05

Tiempo total de la parcela Tiempo inicial de la parcela

Tiempo de terminación de la parcela Tiempo total de la parcela Tiempo de inicio de operación del muestreador Cortes intermitentes Tiempo de paro de operación del muestreador Tiempo total de muestreo Nota: Registre los tiempos reales cuando el muestreador no esté en servicio. 5. La instalación del muestreador fue verificada de acuerdo al MPMS Capítulo 8.2.: Si: ______________________ No: _____________________ Fecha de prueba: _____________ . Los componentes y las variables implicadas son: a. Tamaño promedio de la porción.

b. Enlace controlador- sensor de flujo.

c. Controlador.

d. Enlace controlador-sonda.

e. Operación de la sonda.

f. Precisión del sensor de flujo. Nota. La compensación del volumen por temperatura puede ser requerida si el aceite es muestreado a una temperatura diferente a la del volumen acumulado en el receptor.



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APENDICE G—CRITERIO DE DESEMPEÑO PARA UNIDADES

DE MUESTREO PORTÁTILES El muestreo representativo es más difícil de documentar y verificar cuando se utiliza un muestreador portátil. El dispositivo de detección de flujo está usualmente limitado en precisión y cobertura. El acondicionamiento de flujo está usualmente limitado por los elementos de tubería y la velocidad de flujo. El registro de los datos del controlador de muestreo está también usualmente limitado. Estas limitaciones pueden superarse con precauciones especiales y procedimientos operativos mediante la conservación de un registro adicional por el operador. G.1 Cálculos Previos a la Operación PVe = volumen esperado de la parcela, m3. b = tamaño esperado de la porción del extractor, ml. SVe = volumen esperado de la muestra, ml (normalmente 80% de la capacidad del receptor). n = número de porciones de muestra esperado.

B = Frecuencia de Muestreo, m3/porción (entrada del controlador)

G.2 Datos de la Operación del Muestreo N = número total de porciones registradas por el controlador. SV = volumen de la muestra recolectado, ml. PVs = volumen de la parcela medido por el dispositivo de detección de flujo del muestreador, m3. PVco = volumen de transferencia de custodia o de la parcela entregada, m3. G.3 Cálculo del Reporte de Desempeño Los siguientes cálculos pueden ser de ayuda en evaluar si una muestra es representativa: 1 Factor de la Porción (GF, por sus siglas en Inglés):

2 Factor de Desempeño Modificado (PFm, por sus siglas en Inglés).

PVs normalmente no está disponible. Cuando este sea el caso, utilice PVco el cual excluye el efecto de malfuncionamiento del sensor de flujo o imprecisión sobre el PFm. Si PVs está disponible desde el controlador, calcule PF como en el Apéndice F. 3. Precisión del Sensor de Flujo (SA, por sus siglas en inglés)



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El volumen medido en el (los) sensor(es) de flujo del muestreador no está normalmente disponible. El volumen medido por el (los) sensor(es) de flujo es calculado del número de porciones obtenidas por el controlador.

4. Factor Muestreo (SF por sus siglas en Inglés):

SF = Tiempo total de muestreo = 1 a ± 0.05 Tiempo total de la parcela

5. Acondicionamiento de Flujo: a. Para el 95% del volumen de la muestra, la tasa de flujo en la tubería delante de cada muestreador fué de un mínimo de 2.1 metros/segundo (7.0 pies /segundo) Sí _______________ No _____________________. b No más del 10% del agua libre total en los tanques/compartimentos fue bombeada a tasas de flujo menores a 2.1 metros/segundo. Sí _______________ No ______________________. El criterio para el acondicionamiento de flujo se cumple si ambas respuestas son “Si”. 6 Datos de la línea y el múltiple de conexión. Complete las formas como se señala en lasTablas G-1 y G-2 y Figuras G-1 y G-2 para cada ejemplo. Nota; La compensación por temperatura del volumen puede ser requerida si el aceite es muestreado a una temperatura diferente que aquella del volumen acumulado en el receptor.



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_________________

a Línea No. = Letra o número de identificación de la Figura G-1 o G-2. b Las velocidades para las líneas A-D en Figura G-1 deberían ser calculadas ya que ocurren cambios mayores en la tasa de flujo y los brazos/mangueras son agregados o sustraídos del servicio. Lo mismo aplica para los carretes 1 a 4 en el barco. Lo mismo aplica para líneas y carretes designados 1-4 en Figura G-2.



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__________ Notas: 1. Se asume que se bombeará el agua libre de un tanque o compartimiento con el 5 porciento inicial del volumen bombeado. 2. Una muestra no puede ser juzgada como representativa si más del 10 por ciento del agua encontrada en la parcela total después de terminada la operación, se bombea como agua libre y la velocidad en la tubería adelante del muestreador durante el tiempo del bombeo es menor a 2.44 metros/segundo (8 pies/segundo).



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Figure G-1—Esquema Típico de Tubería que debe Registrarse a la Carga



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Figure G-2—Esquema Típico de Tubería que debe Registrarse a la Descarga



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APENDICE H—INFORMACIÓN PREVENTIVA H.1 Características Físicas y Consideraciones Respecto al Fuego H.1.1 El personal involucrado en el manejo de sustancias relacionadas con el petróleo (y otros materiales químicos) debería estar familiarizado con sus características físicas y químicas, incluyendo su potencial para causar incendios, explosión y reactividad así como con los procedimientos de emergencia adecuados. Estos procedimientos deberían cumplir con las prácticas operativas de seguridad de la propia compañía y las regulaciones locales, estatales y federales, incluyendo aquellas que cubren el uso de ropa y equipo de protección adecuado. El personal debería estar alerta para evitar fuentes potenciales de ignición y debería mantener los contenedores de materiales cerrados cuando no estén siendo utilizados. H.1.2 Las publicaciones 2217 y 2026 del API y cualquier otra regulación aplicable deberían ser consultadas cuando se practique un muestreo que se requiera hacer en espacios confinados. H.1.3 LA INFORMACIÓN RESPECTO A MATERIALES Y CONDICIONES PARTICULARES DEBERÍA SER OBTENIDA DEL EMPLEADOR, EL FABRICANTE O EL PROVEEDOR DEL MATERIAL O DE LA HOJA DE DATOS DE SEGURIDAD DEL MATERIAL. H.2 Consideraciones de Salud y Seguridad H.2.1 La exposición a cualquier químico puede causar efectos perjudiciales para la salud dependiendo de la toxicidad del químico, la concentración y el tiempo de exposición. Cualquier persona debería minimizar su exposición a químicos en el lugar de trabajo. Por ello se sugieren las siguientes precauciones generales: a. Minimizar el contacto con la piel, los ojos así como la respiración de vapores.

b. Mantener los químicos lejos de la boca; éstos pueden ser dañinos o fatales si los ingiere o aspira.

c. Mantener los contenedores cerrados cuando no estén en uso.

d. Mantener las áreas de trabajo tan limpias como sea posible y bien ventiladas.

e. Limpiar los derrames rápidamente y de acuerdo con las regulaciones pertinentes de seguridad, salud y regulaciones ambientales.

f. Observar los límites de exposición establecidos y utilizar la vestimenta y equipo de protección apropiados. La información sobre los límites de exposición pude encontrarse consultando las ediciones más recientes del Occupational Safety and Health Standards, 29 Code of Federal Regulations Sections 11910.1000 y siguientes, y la publicación de la ACGIH Threshold Limit Values for Chemical Substances and Physical Agents in the Work Enviroment. H.2.2 INFORMACIÓN REFERENTE A RIESGOS Y PRECAUCIONES ADECUADAS SOBRE SALUD Y SEGURIDAD CON RESPECTO A MATERIALES Y CONDICIONES PARTICULARES DEBERÍAN OBTENERSE DEL EMPLEADOR, DEL FABRICANTE O DE LA HOJA DE DATOS DE SEGURIDAD DEL MATERIAL.



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47 Copyright American Petroleum Institute Provided by IHS under license with API Licensee=Inspectorate America Corp - 5966443/5985149007


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Product No. H80202SP



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api 8.2 spanish

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