Implementación de Tecnologías para la medición de flujo y su calidad para el transporte de petróleo.

Format:

Book

Author/Creator:

Miranda Mora, Hugo Leonardo.

Contributor:

Tocto Maldonado, Paúl Alejandro.

Language:

Spanish

Physical Description:

1 online resource (182 pages)

Place of Publication:

Quito : B - Escuela Politécnica Nacional, 2009.

Contents:

IMPLEMENTACIÓN DE TECNOLOGÍAS PARA LA MEDICIÓN DE FLUJO (...)

DECLARACIÓN

CERTIFICACIÓN

AGRADECIMIENTO

DEDICATORIA

PRESENTACIÓN

CONTENIDO GENERAL

CAPÍTULO 1 DESCRIPCIÓN DE LAS FACILIDADES (...)

1.1. Campo lago agrio

1.1.1. Ubicación

1.1.2. Producción lago agrio

1.1.3. Sistemas de levantamiento

1.1.4. Instalaciones de superficie

1.2. Campo libertador

1.2.1. Ubicación

1.2.2. Producción

1.2.3. Sistemas de levantamiento

1.2.4. Instalaciones de superficie

1.3. Campo Shushufindi

1.3.1. Ubicación

1.3.2. Producción

1.3.3. Sistemas de levantamiento

1.3.4. Instalaciones de superficie

1.4. Campo sacha

1.4.1. Ubicación

1.4.2. Producción

1.4.3. Sistemas de levantamiento

1.4.4. Instalaciones de superficie

1.5. Campo auca

1.5.1. Ubicación

1.5.2. Producción auca

1.5.3. Sistemas de levantamiento

1.5.4. Instalaciones de superficie

CAPÍTULO 2 ANÁLISIS DE LAS ACTUALES CONDICIONES (...)

2.1. Transporte de hidrocarburos

2.1.1. Transporte terrestre

2.1.1.1. Autotanques para productos (...)

2.1.1.2. Autotanques para productos (...)

2.1.2. Transpoprte marítimo

2.1.2.1. Tipos de buques utilizados

2.1.2.2. Instalaciones para almacenamiento

2.1.2.3. Instalaciones del terminal marítimo

2.1.2.3.1. Múltiples y líneas submarinas

2.1.2.3.2. Muelle petrolero

2.1.3. Transporte por ductos

2.1.3.1. Partes constitutivas en un ducto

2.1.3.1.1. Estación de bombeo

2.1.3.1.1.1. Equipos secundarios

2.1.3.1.1.2. Bombas auxiliares

2.1.3.1.2. Equipos y sistemas complementarios

2.1.3.1.3. Depósitos

2.1.3.1.4. Línea de un ducto

2.1.3.1.4.1. Válvulas de línea

2.1.3.1.4.1.1. Válvulas de bloqueo

2.1.3.1.4.1.2. Válvulas de retención

2.1.3.1.4.1.3. Válvulas de venteo

2.1.3.1.4.1.4. Válvulas de drenaje.

2.1.3.1.4.2. Operación de un oleoducto

2.2. Sistema de oleoducto transecuatoriano

2.2.1. Antecedentes

2.2.2. Descripción Sote

2.2.3. Estaciones de bombeo

2.2.4. Estaciones reductoras de presión

2.2.5. Terminal marítimo balao

2.2.6. Tubería

2.3. Oleoducto de crudos pesados

2.3.1. Reseña histórica

2.3.2. Datos técnicos de OCP

2.3.2.1. General

2.3.2.2. Terminal marítimo en KP 490

2.3.3. Datos económicos OCP

2.3.4. Financiamiento del OCP

2.4. Tubería de oleductos secundarios

2.4.1. Sector norte

2.4.1.1. Ramal Cuyabeno

2.4.1.2. Ramal Secoya

2.4.1.3. Ramal Atacapi-Parahuacu

2.4.2. Sector sur

2.4.2.1. Ramal Auca

2.4.2.2. Ramal Sacha

2.4.2.3. Ramal Shushufindi

2.5. Características de los fluidos

2.5.1. Propiedades fundamentales de los fluidos

2.5.2. Propiedades generales de los fluidos

2.5.2.1. Peso unitario o específico (w)

2.5.2.2. Densidad de masa o densidad (p=RHO)

2.5.2.3. Gravedad específica (s)

2.5.2.4. Viscosidad

2.5.2.5. Unidades de la viscosidad

2.5.2.6. Viscosidad dinámica (v=NU)

2.5.2.7. Cohesión

2.5.2.8. Adhesión

2.6. Regimenes de flujo de fluidos en tubería

2.6.1. Número de Reynolds

2.7. Características del crudo del distrito Amazónico

2.7.1. Área Lago Agrio

2.7.2. Área Libertador

2.7.3. Área Sacha

2.7.4. Área Shushufindi

2.7.5. Área Auca

CAPÍTULO 3 ANÁLISIS DE LOS ACTUALES SISTEMAS DE MEDICIÓN(...)

3.1. Variables en el proceso

3.2. Fiscalización de crudo

3.2.1. Puntos de fiscalización

3.3. Medición estática

3.3.1. Equipos de medición estática

3.3.1.1. Cintas de medición

3.3.1.1.1. Cinta para medición método al vacío

3.3.1.1.2. Cinta para medición método a fondo

3.3.1.2. Plomadas de medición

3.3.1.3. Pasta de medición de agua

3.3.1.4. Toma muestras

3.3.2. Medición al vacío.

3.3.2.1 Pasos para la medición al vacío

3.3.3. Medición a fondo

3.3.4. Medición de agua libre

3.3.4.1. Pasos para la medición de agua libre

3.3.5. Muestreo manual

3.3.5.1. Método de muestreo de nivel (Spot Sampling

3.3.5.2. Método de muestra corrida (Running Sample

3.3.6. Medición de temperatura

3.3.6.1. Equipos para medir la temperatura

3.3.7. Tablas de calibración de tanques

3.4. Medición dinámica

3.4.1. Medidores de turbina

3.4.1.1. Características principales

3.4.1.2. Instalación típica de un medidor de turbina

3.4.1.3. Características según normas API

3.4.1.4. Principio de medición

3.4.1.5. Factores que afectan el área de flujo

3.4.1.6. Factores que afectan la velocidad angular del rotor

3.4.1.7. Rendimiento

3.4.1.8. Operación y mantenimiento

3.4.2. Medidores de desplazamiento positivo

3.4.2.1. Medidor P.D. tipo Oval

3.4.2.2. Medidor P.D. tipo Bi-Rotor

3.4.2.3. Medidor P.D. de Álabes giratorios

3.4.2.4. Consideraciones de diseño

3.4.2.5. Selección del medidor y accesorios

3.4.2.6. Instalación de un medidor de desplazamiento positivo

3.4.2.7. Rendimiento del medidor

3.4.2.8. Factor del medidor

3.4.2.8.1. Causas de variación del medidor

3.4.2.9. Pruebas del medidor

3.4.2.10. Inventario de medidores en el distrito Amazónico

3.4.3. Especificaciones de rendimiento de medidores

3.4.3.1. Exactitud de la repetibilidad

3.4.3.2. Precisión de la linealidad

3.4.4. Selección del medidor

3.5. Unidades Lact (Lease Automatic custody transfer)

3.5.1. Componentes

3.5.1.1. Válvula de entrada

3.5.1.2. Filtro y eliminador de aire

3.5.1.3. Acondicionadores de flujo

3.5.1.4. Instrumentación asociada

3.5.1.5. Válvula de control de flujo

3.5.1.6. Válvulas de doble bloqueo y purga

3.5.1.7. Sistema de calidad

3.5.1.8. Densitómetro.

3.5.1.9. Medidor de porcentaje de agua y sedimentos

3.5.1.10. Computadores de flujo

3.6. Probadores

3.6.1. Funcionamiento

3.6.2. Probador bidireccional

3.6.3. Mantenimiento

3.6.3.1. Recomendaciones que aseguran (...)

3.6.3.2. Especificaciones de normas del (...)

3.6.3.3. Velocidad de desplazamiento (...)

3.6.3.4. Velocidad de la esfera al mínimo caudal de flujo

3.6.3.5. Velocidad del desplazador

3.6.4. Fallas del probador

3.6.5. Calibración del probador

3.6.5.1. Revisiones al probador

CAPÍTULO 4 SISTEMAS CON TECNOLOGÍA DE ÚLTIMA GENERACIÓN (...)

4.1. Marco legal

4.2. Marco normativo

4.2.1. Normas API

4.2.1.1. Norma API MPMS 5.6

4.2.1.1.1. Sensor de flujo

4.2.1.1.1.1. Configuración del sensor

4.2.1.1.1.2. Exactitud del sensor

4.2.1.1.1.3. Rangos de presión

4.2.1.1.1.4. Parte eléctrica

4.2.1.1.1.5. Documentación

4.2.1.1.1.6. Flujo bidireccional

4.2.1.1.1.7. Orientación del sensor

4.2.1.1.2. Transmisor

4.2.1.1.2.1. Medio ambiente

4.2.1.1.2.2. Parte eléctrica

4.2.1.1.2.3. Opelabilidad

4.2.1.1.3. Consideraciones de diseño del sistema

4.2.1.1.3.1. Generalidades

4.2.1.1.3.2. Instalaciones

4.2.1.2. Norma API MPMS 5.8

4.2.1.2.1. Consideraciones de diseño

4.2.1.2.2. Flujo bidireccional

4.2.1.2.3. Instalación

4.2.1.2.3.1. Acondicionadores de flujo

4.2.1.2.3.2. Válvulas

4.2.1.2.3.3. Tubería

4.2.1.2.3.4. Dispositivos electrónicos

4.2.1.2.3.5. Parte eléctrica

4.3. Sistemas de medición con nuevas tecnologías

4.3.1. Medidores ultrasónicos

4.3.1.1. Principio de operación

4.3.1.1.1. Efecto Doppler

4.3.1.1.1.1. Condición de funcionamiento efecto Doppler

4.3.1.1.2. Método tiempo de tránsito de la señal

4.3.2. Medidores máscicos tipo coriolis

4.3.2.1. Principio de operación

4.3.2.1.1. Medición de corrimiento de la fase.

4.3.2.1.2. Medición directa de la Defelexión

CAPÍTULO 5 COSTOS OPERATIVOS DE LA NUEVA TECNOLOGÍA (...)

5.1. Generalidades

5.2. Análisis técnico

5.2.1. Medidor de desplazamiento positivo

5.2.2. Medidor de turbina

5.2.3. Medidor másico tipo Coriolis

5.2.4. Medidor ultrasónico

5.2.5. Comparación de los cuatro medidores

5.3. Análisis de costos

5.3.1. Ingresos y egresos del proyecto

5.3.1.1. Ingresos

5.3.1.2. Egresos

5.3.2. Costos de instalación y mantenimiento (...)

5.3.2.1. Costos de instalación

5.3.2.2. Costos de mantenimiento

5.3.3. Análisis de resultados

5.3.3.1. Tiempo de recuperación de la inversión

CAPÍTULO 6 CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES

6.1. Conclusiones

6.2. Recomendaciones

REFERENCIAS BILBIOGRÁFICAS

ANEXOS

ÍNDICE DE TABLAS

CAPÍTULO 1

Tabla 1.1: Estadística de pozos Lago Agrio

Tabla 1.2: Tipos de levantamiento Lago Agrio

Tabla 1.3: Instalaciones en el área Lago Agrio

Tabla 1.4: Estadística de pozos Libertador

Tabla 1.5: Tipos de levantamiento Libertador

Tabla 1.6: Instalaciones en el área Libertador

Tabla 1.7: Estadística de pozos Shushufindi

Tabla 1.8: Tipos de levantamiento Shushufind

Tabla 1.9: Instalaciones en el área Shushufindi

Tabla 1.10: Estadística de pozos Sacha

Tabla 1.11: Tipos de levantamiento Sacha

Tabla 1.12: Instalaciones en el área Sacha

Tabla 1.13: Estadística de pozos Auca

Tabla 1.14: Tipos de levantamiento Auca

Tabla 1.15: Instalaciones en el área Auca

CAPÍTULO 2

Tabla 2.1: Estaciones de bombeo Sote

Tabla 2.2: Estaciones reductoras de presión Sote

Tabla 2.3: Miembros del consorcio OCP

Tabla 2.4: Presupuesto OCP

Tabla 2.5: Sector Norte

Tabla 2.6: Sector Sur

Tabla 2.7: Características del crudo Lago Agrio

Tabla 2.8: Características del crudo Libertador.

Tabla 2.9: Características del crudo Sacha.

Notes:

Description based on publisher supplied metadata and other sources.

OCLC:

951192757