Deshidratación de gas natural

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INSTITUTO TECNOLOGICO SUPERIOR DE
TANTOYUCA.
ING. PETROLERA
MATERIA: CONDUCCIÓN Y MANEJO DE HIDROCARBUROS
“INVESTIGACION DEL ACONDICIONAMIENTO DE GAS,
MEDICIÓN DE LA PRODUCCIÓN Y BATERIAS DE SEPARACIÓN Y
DUCTOS”
ALUMNOS: SANDRA VELAZQUEZ LARA.
DENISSE SAMANTHA RIVERA REYES.
CARLOS FLORES CÉSPEDES.
LUIS ROBERTO HERNÁNDEZ MATEOS.
DOCENTE: I.Q. BETSABÉ NATALY ESCUDERO DÍAZ
SEMESTRE: 7° GRUPO: “B”
DICIEMBRE 2018

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INDICE
4. “Acondicionamiento de gas”…………………………………………...3
4.1 Especificaciones para entrega de gas……………………………….3
4.2 Rectificadores de gas…………………………………………………10
4.3 Deshidratación de gas………………………………………………...11
4.4 Endulzamiento e gas…………………………………………………..14
5.1 Tanques De Medición………………………………………………….24
5.2 Medidores De Orificio………………………………………..………..33
5.3 Medidores De Flujo De Desplazamiento Positivo……...………..35
5.4 Medidores De Turbina…………………………………………..……..36
5.5 Automatización Y Tele medición……………………….……………38
6.1.- Operación Y Diseño Integral De Una Batería De Separación...40
6.2.- Operación Y Diseño De Ductos……………………………...…….47

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4. Acondicionamiento de gas.
4.1 Especificaciones para entrega de gas.
Normas oficiales Mexicanas en Materia de gas natural y gas licuado de
petróleo. Secretaría de Energía (SECRE).
 NOM-001-SECRE-1997
Calidad del gas natural.
Calidad del gas natural (cancela y sustituye a la NOM-001-
SECRE-1997, Calidad del gas natural)
 NOM-EM-001-SECRE-2002
Requisitos de seguridad para el diseño, construcción, operación y
mantenimiento de plantas de almacenamiento de gas natural
licuado que incluyen sistemas, equipos e instalaciones de
recepción, conducción, regasificación y entrega de dicho
combustible.
Instalaciones de aprovechamiento de gas natural (cancela y
sustituye a la NOM-002-SECRE-1997, instalaciones para el
aprovechamiento de gas natural).
Distribución de gas natural y gas licuado de petróleo por ductos
(cancela y sustituye a la NOM-003-SECRE-1997)
Gas natural licuado-instalaciones vehiculares.
Gas natural licuado-estaciones de servicio.
Odorización del gas natural.
Transporte de gas natural.

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Control de la corrosión externa en tuberías de acero enterradas
y/o sumergidas.
Monitoreo, detección y clasificación de fugas de gas natural y gas
L.P., en ductos.
Gas natural comprimido para uso automotor. Requisitos mínimos
de seguridad para estaciones de servicio.
Gas natural comprimido para uso automotor. Requisitos mínimos
de seguridad en instalaciones vehiculares.
 PROY-NOM-012-SECRE-2000
Transporte de gas L.P. por ductos; diseño, construcción, operación
y mantenimiento.
Requisitos de seguridad para el diseño, construcción, operación y
mantenimiento de terminales de almacenamiento de gas natural
licuado que incluyen sistemas, equipos e instalaciones de
recepción, conducción, vaporización y entrega de gas natural.
(Sustituye a la NOM-EM-001-SECRE-2002, Requisitos de
seguridad para el diseño, construcción, operación y mantenimiento
de plantas de almacenamiento de gas natural licuado que incluyen
sistemas, equipos e instalaciones de recepción, conducción,
regasificación y entrega de dicho combustible).
 Procedimiento para la evaluación de la conformidad con las
normas NOM-001-SECRE-1999
NOM-003-SECRE-1999
NOM-006-SECRE-1999
NOM-007-SECRE-1999
NOM-008-SECRE-1999
 NOM-001-SEDG-1996
Plantas de almacenamiento para gas L.P. Diseño y construcción.
 Aviso de cancelación del proyecto NOM-001/2-SEDG-1997
Plantas de almacenamiento para gas L.P. Sistema de protección

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por medio de envolvente termo-mecánica para tanques de
almacenamiento. Diseño y construcción.
 NOM-002-SEDG-1999
Bodegas de distribución de gas L.P. en recipientes portátiles.
Diseño, construcción y operación.
 NOM-EM-004-SEDG-2002
Instalaciones de aprovechamiento de gas L.P. diseño y
construcción.
 PROY-NOM-004-SEDG-2003
Instalaciones de aprovechamiento de Gas L.P. Diseño y
construcción.
 NOM-004-SEDG-2004
Instalaciones de aprovechamiento de Gas L.P. Diseño y
construcción.
 NOM-005-SEDG-1999
Equipo de aprovechamiento de gas L.P. en vehículos automotores
y motores estacionarios de combustión interna. Instalación y
mantenimiento.
Norma oficial mexicana de emergencia, valoración de las
condiciones de seguridad de los vehículos que transportan,
suministran y distribuyen gas L.P., y medidas mínimas de
seguridad que se deben observar durante su operación.
 NOM-010-SEDG-2000
Valoración de las condiciones de seguridad de los vehículos que
transportan, suministran y distribuyen Gas L.P., y medidas
mínimas de seguridad que se deben observar durante su
operación.
 NOM-011-SEDG-1999
Recipientes portátiles para contener gas L.P. no expuestos a
calentamiento por medios artificiales. Fabricación.
 NOM-011/1-SEDG-1999
Condiciones de seguridad de los recipientes portátiles para
contener gas L.P., en uso.

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 NOM-EM-012/2-SEDG-2000
Norma de Emergencia; Evaluación de espesores mediante
medición ultrasónica usando el método de pulso-eco, para la
verificación de recipientes tipo no portátil para contener Gas L.P.,
en uso.
 NOM-012/1-SEDG-2003
Recipientes a presión para contener Gas L.P., tipo no portátil.
Requisitos generales para el diseño y fabricación.
 NOM-012/2-SEDG-2003
Recipientes a presión para contener Gas L.P., tipo no portátil,
destinados a ser colocados a la intemperie en plantas de
almacenamiento, estaciones de Gas L.P. para carburación e
instalaciones de aprovechamiento. Fabricación
 NOM-012/3-SEDG-2003
destinados a ser colocados a la intemperie en estaciones de Gas
L.P. para carburación e instalaciones de aprovechamiento.
Fabricación
 NOM-012/4-SEDG-2003
Recipientes a presión para contener Gas L.P., tipo no portátil, para
uso como depósito de combustible en motores de combustión
interna. Fabricación
 NOM-012/5-SEDG-2003
destinados a vehículos para el transporte de Gas L.P. Fabricación.
Evaluación de espesores mediante medición ultrasónica usando el
método de pulso-eco, para la verificación de recipientes tipo no
portátil para contener Gas L.P., en uso.
Evaluación de discontinuidades usando el método de líquidos
penetrantes, para la verificación de recipientes tipo no portátil para
contener gas L.P.
Recipientes portátiles para contener gas licuado de petróleo.-
Válvulas.- Especificaciones y métodos de prueba.

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 NOM-016-SEDG-2003
Válvula utilizada en recipientes portátiles para contener gas
licuado de petróleo.- Especificaciones y métodos de prueba
 NOM-019-SEDG-2002
Aparatos domésticos para cocinar alimentos que utilizan gas L.P.
o gas natural-Especificaciones y métodos de prueba.
 NOM-020-SEDG-2003
Calentadores para agua que utilizan como combustible gas L.P. o
natural, de uso doméstico y comercial. Requisitos de seguridad,
métodos de prueba y marcado.
 NOM-027-SEDG-1996
Norma oficial mexicana, controles primarios y controles
programadores de seguridad contra falla de flama para
quemadores de gas natural, gas L.P., diésel o combustóleo, con
detección de flama por medios electrónicos (fotoceldas, fototubos
o por detección de la ionización de la flama).

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El rango de temperatura en la entrega de as natural en los sistemas de
transporte, distribución y/o usuario es de 283.15 a 325.15°k

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4.2 Rectificadores de gas.
Concepto:
Es un dispositivo mecánico que permite absorber el gas en
hidrocarburos más ligeros como el propano y butano para después
llevarlos a una deshidratadora y quitarle todas las partículas de agua
que tengan para posteriormente bombearlas a compresoras.
- Los rectificadores se colocan en la descarga del gas de primera y
segunda etapa, a fin de retener los líquidos que pudiera llevar la
corriente de gas que se envía a las compresoras o al quemador. Estos
dispositivos también son horizontales; y a diferencia de los separadores
convencionales, carecen de accesorios internos, aunque en algunos
casos, están provistos con un extractor de niebla
Los equipos que se utilizan en el proceso de absorción de rectificación
de gas son enfriador, absolvedor, bomba, rectificador, acumulador y
condensador.

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4.3 Deshidratación de gas.
El gas natural es un energético que se extrae del subsuelo, es una
mezcla de (gas /vapor. El gas natural, como está producido, contiene
normalmente vapor de agua. El agua deberá ser removida a un punto
típico de un contenido de 7 libras/MMPC para la mayoría de los
sistemas de transmisión de gas, hacia un tan bajo como el parcial ppm
de agua y puntos de condensación al menos de -150°F de un
tratamiento aguas arriba de equipos criogénicos. La deshidratación
efectiva, es el retiro del agua, o deshidratación, se realiza para prevenir
la formación de hidrato (y como congelación potencial) o corrosión en la
recolección de gas, sistema de transmisión o planta de tratamiento.
Hay varias opciones de proceso que pueden ser utilizadas para llevar a
cabo la deshidratación. KOCKEN ofrece una variedad de estos procesos
que consisten en los cinco básicos abajo:
 Compresión a una presión superior con enfriamiento subsecuente
y separación de las fases.
Mientras más alta sea la presión, menor será el contenido de
vapor de agua saturado en lb/MMPC a una temperatura dada.
 Enfriamiento debajo del punto de condensación inicial
 Absorción con desecantes líquidos ( como glicol )
 Adsorción con desecantes sólidos ( como tamiz molecular )
 Absorción con delicuescentes sólidos ( como cloruro de calcio )
KOCKEN considera alguno y todas las combinaciones de los procesos
de tecnología disponibles basados en una combinación de factores
incluso:
 Especificación del contenido de agua máxima
 Contenido de agua inicial
 Características del proceso
 Disposición de la operación
 Factores económicos

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Compresión y enfriamiento con separación es una parte típica del
sistema de producción / recolección de gas/y arreglos del proceso. Se
aplica normalmente para una secante adicional de gas natural. Sin
embargo, en algunos casos, este simple acercamiento puede ser
suficiente para uso de campo de los sistemas de elevación de gas.
Enfriar debajo del punto de condensación inicial. Mientras más baja
la temperatura, menor será el contenido de vapor de agua saturada en
del gas. Este método requiere usualmente algunos medios de
prevención de hidrato y es aplicado como Separación de Temperatura
Baja. El glicol-etileno es usualmente utilizado para la temperatura más
baja del LTS para la prevención de hidratos y la deshidratación
simultánea del gas. Esta aproximación es combinada frecuentemente
con inyecciones directas de glicol en la parte delantera de las plantas de
refrigeración o plantas de absorción de escaso aceite. También han sido
combinadas nuevas tecnologías de expansión con inyección directa
para lograr la deshidratación.
La absorción de gas:
Es la disolución de una parte o toda una mezcla gaseosa en un líquido.
Absorción de agua con un desecante líquido. Éste usa usualmente
uno de los glicoles, con contacto del gas y desecante en una columna
de absorción a temperatura ambiente. También se aplica en
combinación con el enfriado, a temperaturas ambiente más bajas. Es el

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proceso más aplicado, usado extensivamente en operaciones de
producción y en varias refinerías y en plantas de operación química. Los
gases naturales pueden ser deshidratados a 7lb/MMPC con sistemas
estándares de regeneración utilizando TEG o DEG. Con la adición de
gas atado a un regenerador de glicol, los contenidos de agua pueden
alcanzarse a 1 o 2 lb/MMPC. Con el proceso mejorado de glicol como el
proceso de KOCKEN Deshidratación Azetrópico, donde los
componentes del glicol y el BTEX son utilizados para conducir bandas
azeotrópicas para reducir el agua, en agua con escaso glicol a niveles
muy bajos; se pueden alcanzar los contenidos de agua de gas a 0.025
lb/MMPC (1ppm).
Adsorción del agua con un desecante sólido. Los tamices
moleculares han encontrado una amplia aceptación en la industria de
proceso de gas para la alimentación de plantas criogénicas de
aplicaciones de condicionamiento y algunas aplicaciones de gas agrio
con fórmulas de ataduras resistentes especiales al ácido.
Los sistemas delicuescentes pueden ser atractivos para volúmenes
más pequeños, tal como un sistema de producción insolado o un
combustible de gas. Los disecados delicuescentes están hechos de
varias mezclas de sales de halogenuro alcalino por ejemplo: cloruro de
calcio, y son naturalmente higroscópicos.

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4.4 Endulzamiento de gas.
El endulzamiento del gas se hace con el fin de eliminar el H2S y el CO2
del gas natural. Como se sabe el H2S y el CO2 son gases que pueden
estar presentes en el gas natural y pueden en algunos casos,
especialmente el H2S, ocasionar problemas en el manejo y
procesamiento del gas; por esto hay que eliminarlos para llevar el
contenido de estos gases ácidos a los niveles exigidos por los
consumidores del gas. El H2S y el CO2 se conocen como gases ácidos,
porque en presencia de agua forman ácidos, y un gas natural que posea
estos contaminantes se conoce como gas agrio.
Entre los problemas que se pueden tener por la presencia de H2S y
CO2 en un gas se pueden mencionar:
o Toxicidad del H2S.
o Corrosión por presencia de H2S y CO2.
o En la combustión se puede formar SO2 que es también altamente
tóxico y corrosivo.
o Disminución del poder calorífico del gas.

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o Promoción de la formación de hidratos.
o Cuando el gas se va a someter a procesos criogénicos es
necesario eliminar el CO2 porque de lo contrario se solidifica.
Los compuestos sulfurados (mercaptanos (RSR), sulfuros de carbonilo
(SCO) y disulfuro de carbono (CS2)) tienen olores bastante
desagradables y tienden a concentrarse en los líquidos que se obtienen
en las plantas de gas; estos compuestos se deben eliminar antes de que
los compuestos se puedan usar.
La concentración del H2S en el aire o en un gas natural se acostumbra a
dar en diferentes unidades. La conversión de un sistema de unidades a
otro se puede hacer teniendo en cuenta lo siguiente:
1 grano = 0,064798 g
Peso molecular del H2S = 34.
Ppm (V) = %(V)*104
Granos/100PCN = (5.1)
Miligramos/m³ = (5.2)
Donde, %(V) es la concentración en porcentaje por volumen y ppm (V)
es la concentración en partes por millón por volumen.
Un proceso de endulzamiento se puede decir, en general, que consta de
cinco etapas
i. Endulzamiento. Donde se le remueve por algún mecanismo de
contacto el H2S y el CO2 al gas. Esto se realiza en una unidad de
endulzamiento y de ella sale el gas libre de estos contaminantes, o
al menos con un contenido de estos igual o por debajo de los
contenidos aceptables.
ii. Regeneración. En esta etapa la sustancia que removió los gases
ácidos se somete a un proceso de separación donde se le
remueve los gases ácidos con el fin de poderla reciclar para una
nueva etapa de endulzamiento. Los gases que se deben separar
son obviamente en primer lugar el H2S y el CO2 pero también es

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posible que haya otros compuestos sulfurados como mercaptanos
(RSR), sulfuros de carbonilo (SCO) y disulfuro de carbono (CS2).
iii. Recuperación del Azufre. Como el H2S es un gas altamente
tóxico y de difícil manejo, es preferible convertirlo a azufre
elemental, esto se hace en la unidad recuperadora de azufre. Esta
unidad no siempre se tiene en los procesos de endulzamiento pero
cuando la cantidad de H2S es alta se hace necesaria. En la unidad
recuperadora de azufre se transforma del 90 al 97% del H2S en
azufre sólido o líquido. El objetivo fundamental de la unidad
recuperadora de azufre es la transformación del H2S, aunque el
azufre obtenido es de calidad aceptable, la mayoría de las veces,
para comercializarlo.
iv. Limpieza del gas de cola. El gas que sale de la unidad
recuperadora de azufre aún posee de un 3 a un 10% del H2S
eliminado del gas natural y es necesario eliminarlo, dependiendo
de la cantidad de H2S y las reglamentaciones ambientales y de
seguridad. La unidad de limpieza del gas de cola continua la
remoción del H2S bien sea transformándolo en azufre o
enviándolo a la unidad recuperadora de azufre. El gas de cola al
salir de la unidad de limpieza debe contener solo entre el 1 y 0.3%
del H2S removido. La unidad de limpieza del gas de cola solo
existirá si existe unidad recuperadora.
v. Incineración. Aunque el gas que sale de la unidad de limpieza del
gas de cola sólo posee entre el 1 y 0.3% del H2S removido, aun
así no es recomendable descargarlo a la atmósfera y por eso se
envía a una unidad de incineración donde mediante combustión el
H2S es convertido en SO2, un gas que es menos contaminante
que el H2S. Esta unidad debe estar en toda planta de
endulzamiento.

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Tipos de procesos
Los procesos que se aplican para eliminar H2S y CO2 se pueden
agrupar en cinco categorías de acuerdo a su tipo y pueden ser desde
demasiado sencillos hasta complejos dependiendo de si es necesario
recuperar o no los gases removidos y el material usado para eliminarlos.
En algunos casos no hay regeneración con recobro de azufre y en otro
sí. Las cinco categorías son:
 Absorción química. (Procesos con aminas y carbonato de potasio).
La regeneración se hace con incremento de temperatura y
decremento de presión.
 Absorción Física. La regeneración no requiere calor.
 Híbridos. Utiliza una mezcla de solventes químicos y físicos. El
objetivo es aprovechar las ventajas de los absorbentes químicos
en cuanto a capacidad para remover los gases ácidos y de los
absorbentes físicos en cuanto a bajos requerimientos de calor
para regeneración.
 Procesos de conversión directa. El H2S es convertido
directamente a azufre.
 Procesos de lecho seco. El gas agrio se pone en contacto con un
sólido que tiene afinidad por los gases ácidos. Se conocen
también como procesos de adsorción.
Aunque son muchos los criterios a tener en cuenta para establecer cual
categoría puede ser mejor que otra, uno de estos criterios y quizás el
más importante desde el punto de vista de capacidad para quitar el H2S
es su presión parcial y la figura 67 muestra el comportamiento.
Esquema General de un Proceso de Endulzamiento del Gas Natural
Mostrando las Cinco Etapas del Proceso. Efectos Fisiológicos de la
Concentración de H2S en el Aire (1).
Concentración en el Aire Efectos Fisiológicos
% (V) ppm (V) g/100 PCN mg/m³

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0.000013 0.13 0.008 0.18 Olor perceptible y desagradable. Cuando la
concentración es mayor de 4.6 ppm el olfato no la detecta.
0.001 10 0.63 14.41 Concentración máxima ambiental permitida por la
OSHA*.
0.005 50 3.15 72.07 Pico máximo aceptable por encima del nivel
aceptado por la OSHA, permitido durante 10 minutos en un intervalo de
ocho horas.
0.01 100 6.3 144.14 Irritación de los ojos. Pérdida del sentido del olfato
después de 3 a 15 minutos. Respiración alterada y dolor en los ojos
después de 15 – 30 minutos, seguido por irritación de la garganta
después de 1 h
0.02 200 12.59 288.06 Pérdida del olfato rápidamente. Lesiones en los
ojos y garganta.
0.05 500 31.49 720.49 Mareos. Pérdida de la razón y el equilibrio.
Problemas de respiración en pocos minutos. Las víctimas necesitan
respiración artificial.
0.07 700 44.08 1008.55 Inconsciencia rápidamente. La víctima deja de
respirar y muere si no es rescatada con prontitud, además requiere de
respiración artificial.
0.10+ 1000+ 62.98+ 1440.98+ Inconsciencia inmediata. Daños
permanentes en el cerebro o muerte a menos que la víctima sea
rescatada rápidamente y reciba respiración artificial.
Procesos de absorción química
Estos procesos se caracterizan porque el gas agrio se pone en contacto
en contracorriente con una solución en la cual hay una substancia que
reacciona con los gases ácidos. El contacto se realiza en una torre
conocida como contactora en la cual la solución entra por la parte
superior y el gas entra por la parte inferior. Las reacciones que se
presentan entre la solución y los gases ácidos son reversibles y por lo
tanto la solución al salir de la torre se envía a regeneración. Los

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procesos con aminas son los más conocidos de esta categoría y luego
los procesos con carbonato.
El punto clave en los procesos de absorción química es que la
contactora sea operada a condiciones que fuercen la reacción entre los
componentes ácidos del gas y el solvente (bajas temperaturas y altas
presiones), y que el regenerador sea operado a condiciones que fuercen
la reacción para liberar los gases ácidos (bajas presiones y altas
temperaturas).
• Procesos con aminas
El proceso con aminas más antiguo y conocido es el MEA. En general
los procesos con aminas son los más usados por su buena capacidad
de remoción, bajo costo y flexibilidad en el diseño y operación. Las
alcanol-aminas más usadas son:
Monoetanolamina (MEA), Dietanolamina (DEA), Trietanolamina (TEA),
Diglicolamina (DGA), Diisopropanolamina (DIPA)
y Metildietanolamina(MDEA).
Capacidad Comparativa de Varias Categorías de Procesos de
Endulzamiento de Acuerdo con la Presión Parcial del H2S
Los procesos con aminas son aplicables cuando los gases ácidos tienen
baja presión parcial y se requieren bajas concentraciones del gas ácido
en el gas de salida (gas residual).
Procesos de Absorción Física
La absorción física depende de la presión parcial del contaminante y
estos procesos son aplicables cuando la presión del gas es alta y hay
cantidades apreciables de contaminantes. Los solventes se regeneran
con disminución de presión y aplicación baja o moderada de calor o uso
de pequeñas cantidades de gas de despojamiento. En estos procesos el
solvente absorbe el contaminante pero como gas en solución y sin que
se presenten reacciones químicas; obviamente que mientras más alta
sea la presión y la cantidad de gas mayor es la posibilidad de que se
disuelva el gas en la solución.
Los procesos físicos tienen alta afinidad por los hidrocarburos pesados.
Si el gas a tratar tiene un alto contenido de propano y compuestos más
pesados el uso de un solvente físico puede implicar una pérdida grande

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de los componentes más pesados del gas, debido a que estos
componentes son liberados del solvente con los gases ácidos y luego su
separación no es económicamente viable. El uso de solventes físicos
para endulzamiento podría considerarse bajo las siguientes condiciones:
Presión parcial de los gases ácidos en el gas igual o mayor de 50 LPC.
Concentración de propano o más pesados baja. Solo se requiere
remoción global de los gases ácidos (No se requiere llevar su
concentración a niveles demasiado bajos) Se requiere remoción
selectiva de H2S
Entre estos procesos está el proceso selexol y el lavado con agua.
Procesos Híbridos
Los procesos híbridos presentan un intento por aprovechar las ventajas
de los procesos químicos, alta capacidad de absorción y por tanto de
reducir los niveles de los contaminantes,
Figura 68-.Diagrama del Proceso de Endulzamiento por Absorción con
Agua.
Especialmente H2S, a valores bajos, y de los procesos físicos en lo
relativo a bajos niveles de energía en los procesos de regeneración.
El proceso híbrido más usado es el Sulfinol que usa un solvente físico,
sulfolano (dióxido de tetrahidrotiofeno), un solvente químico (DIPA) y
agua. Una composición típica del solvente es 40- 40-20 de sulfolano,
DIPA y agua respectivamente. La composición del solvente varía
dependiendo de los requerimientos del proceso de endulzamiento
especialmente con respecto a la remoción de COS, RSR y la presión de
operación.
Los efectos de la DIPA y el sulfolano para mejorar la eficiencia del
proceso son diferentes. La DIPA tiende a ayudar en la reducción de la
concentración de gases ácidos a niveles bajos, el factor dominante en la
parte superior de la contactora, y el sulfolano tiende a aumentar la
capacidad global de remoción, el factor dominante en el fondo de la
contactora. Como los solventes físicos tienden a reducir los
requerimientos de calor en la regeneración, la presencia del sulfolano en
este proceso reduce los requerimientos de calor a niveles menores que
los requeridos en procesos con aminas. El diagrama de flujo del proceso
sulfinol es muy similar al de los procesos químicos.

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Procesos de Conversión Directa
Estos procesos remueven el H2S y lo convierten directamente a azufre
elemental sin necesidad de unidad recuperadora de azufre. Estos
procesos utilizan reacciones de oxidación – reducción que involucra la
absorción de H2S en una solución alcalina. Entre estos métodos está el
proceso Stratford y el proceso del Hierro Esponja.
• Proceso Stratford.
Es el más conocido de los métodos de conversión directa y en él se
usa una solución 0.4 N de Na2CO3 y NaHCO3 en agua. La relación
es una función del contenido de CO2 en el gas. Una de las ventajas
del proceso es que el CO2 no es afectado y continua en el gas, lo
cual algunas veces es deseable para controlar el poder calorífico del
gas.
El gas agrio entra por el fondo de la contactora y hace contacto en
contracorriente con la solución del proceso. Con este proceso se
pueden tener valores de concentración de H2S tan bajos como 0.25
granos/100 PC (4PPM) hasta 1.5 PPM. La solución permanece en la
contactora unos 10 minutos para que haya contacto adecuado y se
completen las reacciones y luego al salir por el fondo se envía a un
tanque de oxidación, en el cual se inyecta oxígeno por el fondo para
que oxide el H2S a Azufre elemental; el mismo oxígeno inyectado por
el fondo del tanque de oxidación envía el azufre elemental al tope del
tanque de donde se puede remover.
Ventajas del Proceso
• Buena capacidad para remover H2S. Puede bajar su contenido a
menos de 2PPM.
• Proceso Selectivo no remueve CO2.
• No requiere unidad recuperadora de azufre.
• Bajos requisitos de equipo. No requiere suministro de calor ni
expansión para evaporación
• El azufre obtenido es de pureza comercial pero en cuanto a su
color es de menor calidad que el obtenido en la unidad
recuperadora de azufre.
Desventajas del Proceso

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• Es complicado y requiere equipo que no es común en
operaciones de manejo.
• El solvente se degrada y el desecho de algunas corrientes que
salen del proceso es un problema; está en desarrollo un proceso
que no tiene corrientes de desecho.
• Los químicos son costosos.
• El proceso no puede trabajar a presiones mayores de 400 LPCA.
• Las plantas son generalmente de baja capacidad y el manejo del
azufre es difícil.
Procedimiento Preliminar para Seleccionar un Proceso de
Endulzamiento
Selección de Procesos Aplicables
Aunque existen muchos procesos de endulzamiento, para un caso
particular dado los procesos aplicables se reducen a 3 0 4 si se analizan
los siguientes aspectos:
 Especificaciones del gas residual
 Composición del gas de entrada
 Consideraciones del proceso
 Disposición final del gas ácido
 Costos
• Especificaciones del gas residual.
Dependiendo de los contenidos de contaminantes permitidos en el gas
de salida del proceso habrá procesos que no podrán llevar las
concentraciones a tales niveles y por tanto serán eliminados. En algunos
casos se requieren procesos selectivos porque, por ejemplo, hay veces
que es necesario dejar el CO2 en el gas de salida con el fin de controlar
su poder calorífico. La selectividad también es importante en casos en
que la relación CO2/H2S sea alta y se requiera hacer pasar el gas ácido
por una unidad recuperadora de azufre; la presencia de CO2 afecta el

23
desempeño de la unidad. El contenido de H2S es un factor importante,
quizás el más, en el gas de salida.
El contenido de azufre total en el gas residual se refiere a la
combinación de H2S, COS, CS2 y RSR. Lo ideal es remover todo el
azufre del gas porque estos compuestos de azufre tienden a
concentrarse en los líquidos obtenidos en la planta de gas, lo cual podría
implicar tratamiento de estos líquidos.

24
5. Medición de la producción
5.1 Tanques de Medición
Almacenamiento del petróleo.
El almacenamiento constituye un elemento de sumo valoren la
explotación de los servicios de hidrocarburos ya que:
•Actúa como un pulmón/resorte entre producción y transporte para
absorber las variaciones del consumo.
•Permite la sedimentación de agua y barros del crudo antes de
despacharlo por el oleoducto o a destilación.
•Brindan flexibilidad operativa a las refinerías.
•Actúan como punto de referencia en la medición de despachos
de producto.
Tanques de almacenamiento.
Los tanques de almacenamiento de hidrocarburos son recipientes
hechos en acero generalmente los cuales pueden ser cilíndricos
verticales, cilíndricos horizontales, geodésicos o esféricos, estos
almacenan hidrocarburos líquidos o gaseosos con unas condiciones
de temperatura y presión acordes al rango de operación y proceso.
Los tanques se dividen así:

25
1) Por su forma:
•Cilíndrico vertical con techo cónico.
•Cilíndrico vertical con fondo y tapa cóncava.
•Cilíndrico vertical con techo flotante.
•Cilíndrico vertical con membrana flotante.
•Cilíndrico horizontal a presión.
•Esféricos.
2) Por el producto almacenado:
•Para Crudos.
•Para Derivados o Refinados.
•Para GLP.
•Para Residuos.
•TANQUES CILINDRICOS VERTICAL CON TECHO CONICO:
Por la forma de construcción, el techo es fijo y tiene forma cónica.
Estos tanques no soportan presiones ni vacíos, por lo tanto, están
equipados de respiraderos y/o válvulas depresión y vacío.
Generalmente posee líneas de espuma contra incendio, y el techo
está sostenido por un soporte que o bien llega al fondo del tanque o se
apoya sobre las paredes del mismo.
•TANQUES CILINDRICOS CON FONDO Y TAPA CONCAVOS: Se
usan generalmente para almacenar productos con una presión de
vapor relativamente alta, es decir, con gran tendencia a emitir vapores
a la temperatura ambiente.

26
•TANQUES CILINDRICOS CON TECHO FLOTANTE:
Estos tanques se construyen de tal forma que el techo flota sobre la
superficie del producto, eliminando así el espacio para la formación de
gases. Los techos flotantes son en la actualidad los más eficaces para
el servicio corriente ya que se reducen las pérdidas por evaporación,
Sin embargo, tienen uso limitado ya que la empaquetadura de caucho
del techo tiene un límite de presión de operación.
•TANQUES CILINDRICOS CON MEMBRANA FLOTANTE: Con el
objeto de minimizar las perdidas por evaporación, en tanques de techo
cónico y que estén en servicio de almacenamiento de productos
livianos, se coloca una membrana en la parte interior del tanque,
diseñada y construida de tal forma que flote sobre el producto
almacenado. Así se disminuye la formación de gases disminuyendo la
evaporación del producto.
•TANQUES ESFERICOS: se utilizan para productos que tienen una
presión de vapor bastante alta entre 25 a 100 PSI.
•TANQUE CILÍNDRICO VERTICAL CON TECHO GEODÉSICO: La
forma en la parte superior es ovalada, cuenta con una membrana que
se posesiona sobre el fluido y se mueve con él, disminuyendo las
perdidas por evaporación. Su principal ventaja respecto al de techo
flotante es que nunca el agua lluvia ingresa al tanque
CONDICIÓNES GENERALES PARA LA MEDICIÓN ESTÁTICA.
La Medición Estática es un proceso que requiere de una serie de
condiciones mínimas para que la incertidumbre sea la menor posible.
Las actividades incluidas en el proceso se detallan a continuación:

27
1. El fluido contenido en el tanque debe encontrarse en condiciones de
quietud y/o reposo total (Estático).
2. La cinta métrica debe encontrarse en buen estado y contar con el
certificado de verificación (cinta de trabajo) y de calibración (cinta
patrón) vigente.
3. Los tanques de almacenamiento deben encontrarse en buen estado
y contar con las tablas de calibración (aforo) vigentes.
4. Para la determinación de la temperatura, se debe utilizar un
termómetro con certificado de verificación y calibración vigente.5. Para
la determinación de las especificaciones de calidad del producto
hidrocarburo, se debe tomar una muestra representativa y homogénea
del hidrocarburo contenido en los tanques de almacenamiento.6. Para
la determinación del contenido volumétrico de hidrocarburo se debe
seguir el procedimiento de liquidación de Medición Estática. La
medición de tanques en este capítulo se determinará a partir de los
siguientes tipos de medición:
* MEDICIÓN DE TANQUES ATMOSFERICOS.
*MEDICIÓN DE TANQUES PRESURIZADOS.
MEDICIÓN ESTÁTICA EN TANQUES ATMOSFÉRICOS.
CINTA DE MEDICIÓN: es un instrumento que sirve para medir la
altura de los líquidos(hidrocarburo y agua libre) que hay en un tanque,
esta altura se compara con datos registrados en una tabla de aforo
determinando a partir de esta altura se determina un volumen total
observado contenido en el tanque. La cinta de medición tiene las
siguientes características:
•Generalmente está hecha en acero inoxidable, o en una aleación de
Cromo y plata, con coeficiente de expansión térmica similar al material
del tanque y resistente a líquidos corrosivos.
•Su longitud debe ser acorde a la altura del tanque a ser medido.
•La escala de la cinta de medición debe estar en metros, centímetros y
milímetros.
•Un carrete donde se pueda enrollar o desenrollar la cinta.
•Gancho de soporte y fijación para la plomada.

28
•Plomada en un material resistente a la chispa y a la corrosión
(generalmente bronce), con longitudes que oscilan entre 15
centímetros (6 pulgadas), 30 centímetros (12pulgadas) ó
45centímetros (18 pulgadas) y cuyos pesos mínimo 20 onzas y
máximo de 2 3/ 8 de libra.
•Polo a tierra para evitar chispa debido a la estática.
•El ojo de la plomada debe ser totalmente circular.
•En el caso de plomadas de fondo debe ser de un material que
soporte los golpes con materiales metálicos que están en el fondo del
tanque.
•Se debe cambiar el conjunto plomada y la cinta de medición, cuando
al verificar con el Calibrador de cintas, el desgaste y la distorsión, de la
punta y el ojo combinados sea mayor de 1.0 mm.
•Cinta para Medición a Fondo: Esta cinta tiene el “Cero “en la punta de
la escala de la plomada, la cual hace parte de la cinta, es decir, que la
escala para la cinta se inicia en forma ascendente desde el cero de
referencia de la plomada, la plomada debe tener forma cilíndrica
terminada en un cono, debe tener su polo atierra.
•Cinta para Medición a Vacío: Esta tiene el “Cero “de la escala en el
gancho de unión entre la cinta y la plomada. La escala para la cinta se
inicia en forma ascendente desde el cero de referencia y para la
plomada en forma descendente desde el mismo punto, la plomada
debe tener forma rectangular, debe tener su polo a tierra.
TIPOS DE MEDIDA USANDO LA CINTA DE MEDICIÓN.
•Medición Del Nivel De Agua Libre:
De los diferentes métodos de medición de tanques estacionarios se
ha seleccionado el método de medición a fondo como el más indicado
para determinar el nivel de agua libre utilizando una Cinta para
Medición a fondo.
•Medida A Fondo: Consiste en medir la distancia existente desde la
platina de medición en el fondo del tanque hasta la altura libre del
líquido, donde se producirá la marca o corte sobre la cinta de medición
obteniéndose así la altura del líquido en forma directa. En la medición
de crudos livianos puede ser necesario el uso de crema o pasta
indicadora para detectar el sitio exacto de corte por la detección de un
cambio decoloración en la interface.
•Medida Al Vacío: Consiste en medir la distancia vertical existente
desde la superficie del líquido hasta la marca de referencia. La

29
deducción de esta medida de la altura de referencia, dará la altura del
líquido en el tanque, por lo que la medida del volumen se tiene en
forma indirecta. Las medidas a vacío solo son confiables si la altura de
referencia es la misma en todos los casos, es decir, no han sufrido
modificación. Por último, se procede a calcular la altura del producto
en la siguiente forma:
MEDICIÓN DEL NIVEL DE PRODUCTO Y AGUA.
Para realizar la medición manual del volumen de líquido y agua libre
almacenados en tanques se debe tener en cuenta:
El nivel de producto en tanques de almacenamiento
atmosféricos, debe realizarse empleando el método de medición
Al vacío con una cinta de medición a vacío o medición afondo
con cinta de medición a fondo.
El nivel de agua libre almacenada en los tanques de
almacenamiento atmosféricos debe medirse empleando el
método de medición a fondo con cinta de medición afondo y
utilizando pasta indicadora de agua.
Todo equipo utilizado para medición manual debe estar calibrado
y en buenas condiciones. Los líquidos oscuros como petróleo y
Combustóleos pesados se destacan mejoren una cinta clara o
revestida de cromo, en líquidos claros como queroseno,
combustibles de aviación, combustibles ligeros, solventes y
químicos es mejor una cinta negra.
Antes de tomar medidas de un tanque, todas las válvulas de
recibo y entrega deben estar cerradas para prevenir
pases o desplazamientos de productos desde o hacia otros
tanques o sistemas.
En tanques de techo cónico debe evitarse la medición con más
de dos (2) personas sobre el techo para evitar que la altura de
referencia cambie con el peso de las personas.
Se debe usar la misma cinta y plomada para la medición inicial y
final. Para la medición manual con cinta se debe tener en cuenta
que el tiempo de reposo mínimo requerido por un tanque que
almacena productos refinados es de 30 minutos, mientras que el
tiempo mínimo requerido por un tanque que almacena crudo es
de60minutos.

30
Los productos refinados de color claro deben medirse con una
cinta cubierta con una capa delgada de pasta detectora, para
poder establecer con claridad el corte en la plomada y
determinar con exactitud la cantidad de producto en el tanque.
MEDICIÓN DE TEMPERATURA.
Para la determinación de la temperatura se pueden usar termómetros
electrónicos digitales PET), con una incertidumbre baja y/o
termómetros de mercurio de vidrio (Con incertidumbre mayor al
electrónico). Por el impacto que esta variable tiene en la cuantificación
del volumen se recomienda usar PET's, buscando con ello obtener
una incertidumbre combinada en la operación, dentro del rango
tolerable.
MEDICIÓN AUTOMÁTICA (TELEMETRÍA).
Son las medidas realizadas por medio de dispositivos mecánicos y/o
electrónicos que miden y visualizan en forma continua los niveles de
líquido., estos dispositivos son recomendados para control de
inventarios para niveles de precisión de más o menos 3 milímetros.
Existen los siguientes métodos de medición diferentes a la medición
manual con cinta:
Medición De Nivel Con Flotador: consiste en un flotador ubicado en el
seno del líquido y conectado al exterior del tanque indicando
directamente el nivel sobre una escala graduada. Es el modelo más
antiguo y el más utilizado en tanques de gran capacidad tales como
los de petróleo y gasolina. Tiene el inconveniente de que las partes
móviles están expuestas al fluido y pueden romperse, además el
flotador debe mantenerse limpio. Los instrumentos de flotación tienen
una precisión del 0,5%, son adecuados para tanques abiertos o
cerrados a presión o vacío, y son independientes del peso específico
del líquido.
Por otro lado, el flotador puede agarrotarse en el tubo guía por un
eventual depósito de los sólidos o cristales que el líquido pueda
contener y además los tubos guía muy largos pueden dañarse ante
olas bruscas en la superficie del líquido o ante la caída violenta del
líquido en el tanque.
•Medición De Nivel Con Desplazador (Servo): Utilizado para el control
de inventarios y como respaldo para la medición manual del nivel de
productos con cinta, para transferencia de custodia y fiscalización.
Funciona en base a un “desplazador” colgado de un tambor enrollador

31
servo-operado, el cual está vinculado a la balanza. Permite la
medición del nivel de interface de agua sin requerir elementos
opcionales
•Medición Con Radar: Utilizado para el control de inventarios y como
respaldo para la medición manual de nivel de productos con cinta para
transferencia de custodia y fiscalización.
Pulsos cortos de energía electromagnética son transmitidos a través
de la antena contra la superficie del líquido a medir y éstos son
reflejados en forma de eco. El tiempo de tránsito dela señal de radar
reflejada es medida con gran exactitud usando las técnicas de
procesamiento de eco, y el nivel del líquido es expresado en
milímetros.
• Medición De Nivel Con Elementos Magnetostrictivos: Utilizados para
el control de inventarios y como respaldo de la medición manual de
nivel de producto y agua libre para transferencia de custodia y
fiscalización de Hidrocarburos.
La sonda magnetostrictiva de nivel es un dispositivo que registra los
niveles de interface que contiene un tanque de almacenamiento de
hidrocarburo, esta sonda tiene unos puntos de aforo que están
definidos en un programa.
En la medición con telemetría es importante tener en cuenta los
siguientes aspectos: Se debe realizar verificaciones mensuales de los
niveles reportados por telemetría y los reportados por la medición
manual con cinta. Es una buena práctica que cada vez que se realice
la medición manual del tanque se registre en una planilla los datos de
la medida con cinta, la señal de telemetría y fecha efectuada, con el fin
determinar las diferencias en todos los niveles. Esta planilla de registro
será una herramienta muy importante para que el técnico o ingeniero
realice los correspondientes ajustes y calibraciones.
MEDICIÓN ESTÁTICA DE NIVEL DE PRODUCTO EN TANQUES
PRESURIZADOS.
La medición estática en tanques presurizados es un proceso que
requiere una serie de condiciones mínimas para que la incertidumbre
sea la menor posible. Las actividades incluidas en el proceso se
detallan a continuación:
1. El fluido contenido en el tanque, debe encontrarse en condiciones
de quietud y/o reposo total (Estático).

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

33
Camionera), debido a que la medición estática con Rotogauge obvia la
corrección por temperatura y presión del tanque cisterna.
•Medición De Temperatura: La temperatura en los tanques se mide
con un termómetro de carátula y/o un transmisor de temperatura,
instalados en el fondo y cima (tope) del tanque.
•Medición De La Presión: La presión se mide con un manómetro y/o
un transmisor de presión, instalado en la cima (tope) del tanque.
5.2 Medidores de orificio
Los medidores de placas de orificio pueden emplearse tanto como
para la medición de gas como para la medición de aceite. La
tecnología de la placa de orificio representa uno de los métodos más
aceptados por su versatilidad para la medición de flujo. Su simplicidad
es atractiva tanto en mantenimiento y perspectivas de aplicación. Sin
embargo, para lograr su completa funcionalidad, deben ser atendidos
y asistidos una considerable cantidad de detalles.
La rangeabilidad está limitada aproximadamente 10:1 mientras el flujo
corriente abajo es usualmente limitado 3.5:1 debido a la naturaleza, de
la salida cuadrada. Cuando la placa de orificio está midiendo el flujo a
porciones bajas del rango (alcance) el error de medición total puede
incrementarse dramáticamente. Para asegurar la exactitud de la
medición de flujo, el fluido que entra a la placa de orificio debe
desarrollar un perfil de flujo libre de remolinos. La exactitud de una
placa de orificio de borde cuadrado esta sobre el orden de ±0.5%. Sin
embargo, la exactitud del medidor de flujo es típicamente pobre debida
a las incertidumbres en el proceso tal como la presión, temperatura,
compresibilidad, densidad y efectos de expansión, ya que estas
pueden nuevamente adicionar inexactitudes a la medición de flujo.
Principio de operación
Su principio de funcionamiento se debe a la restricción brusca del flujo,
provocando el aumento de velocidad del flujo y consecuentemente la
caída de presión. Este método es basado en la ecuación de Bernoulli.
Los elementos de flujo que producen la presión diferencial utilizan
correlaciones empíricas para cuantificar la relación entre la presión
diferencial producida y el flujo volumétrico a través de una restricción
cuidadosamente especificada en la tubería.

35
Las placas de orificio tienen exigencias de „cilindridad‟ en la zona
adjunta a la placa (corriente
arriba y corriente abajo), en la rugosidad superficial tanto de la tubería
adyacente como en la placa de orificio, planicidad de la placa,
excentricidad de montaje, el ángulo de bisel, las tomas de presión que
son críticas, si son perpendiculares o no, si tienen bordes o no, o si el
diámetro es adecuado; por mencionar algunas.
5.3 Medidores de Flujo de Desplazamiento Positivo
Los medidores de este tipo, toman el caudal del fluido, contando o
integrando volúmenes separados del mismo. Son dispositivos que
separan la corriente de flujo en segmentos volumétricos individuales.
Un volumen conocido del fluido se aísla mecánicamente en el
elemento del medidor, y es pasado desde la entrada de este hasta su
salida, llenando y vaciando alternadamente los compartimientos o
cámara del medidor. Las partes mecánicas del medidor se mueven
aprovechando la energía del fluido. El volumen total del fluido que
pasa a través del medidor en un periodo de tiempo dado, es el
producto del volumen de la muestra por el número de muestras. Los
medidores de flujo de desplazamiento positivo (DP) se usan cuando se
necesita una alta exactitud en condiciones de flujo estable. Existen
cuatro tipos básicos de medidores de desplazamiento positivo: disco
oscilante, pistón oscilante, pistón alternativo y rotativo.
Tipos
Medidor de disco Oscilante: El sistema de disco oscilante dispone de
una cámara circular con un disco plano móvil dotado con una ranura
en la que se encuentra intercalada una placa fija. Esa placa, separa la
entrada y la salida e impide el giro del disco durante el paso del fluido.
El movimiento del disco será similar al de una moneda a punto de
cesar su giro en el pido o en una mesa. De esta forma, en cada vuelta,
se desplaza un volumen conocido del líquido en cuestión. El
movimiento del eje es transmitido a un magneto el cual se usa para
mover una magneto externa al medidor. Esta rotación puede utilizarse
para conducir el mecanismo de un registrador o un transmisor. La
operación de este medidor se muestra en la Figura 4.11.

36
Como este medidor atrapa o encierre una cantidad fija del flujo cada
vez que el eje rota, entonces el caudal es proporcional a la velocidad
de rotación del mismo. Este tipo de medidor encuentra su mayor
aplicación en agua y en servicios donde la precisión no es de mayor
importancia Medidor de Pistón Oscilante: Consiste en una cámara
cilíndrica con una salida y una placa divisoria que separa esta salida
en dos. El funcionamiento de las diferentes fases del ciclo se describe
mediante la Figura4.12.
5.4 Medidores de Turbina
Este medidor consiste de un rotor con alabes, semejante a una
turbina, que se instala en el centro de la tubería y gira con una
velocidad angular que es directamente proporcional al flujo.
Para medir la velocidad de la

37
turbina, sin generar ninguna fuerza resistente sobre el aspa que
produzca error se utilizan principalmente convertidores
electromagnéticos, existen dos tipos a saber:
1 - El de Reluctancia.
La velocidad de la turbina viene determinada por el paso de los alabes
individuales a través del campo magnético creado por un imán
permanente montado en la bobina captadora exterior. El paso de cada
alabe varía la reluctancia del circuito magnético, esta variación cambia
el flujo inducido en la bobina captadora produciéndose una corriente
alterna proporcional a la velocidad de la turbina.
2 - El de tipo inductivo. El rotor lleva incorporado un imán permanente
y el campo magnético giratorio que se origina induce una corriente
alterna en la bobina captadora exterior Con el uso de ambos
convertidores la velocidad del flujo será proporcional a la frecuencia
generada que es del orden de los 250 a 1200 ciclos por segundo para
velocidades máximas.
Características del medidor de turbina
La turbina está limitada por la viscosidad del fluido, debido al
cambio que se produce en el perfil de velocidad del líquido a través de
la tubería cuando aumenta la viscosidad. En las paredes el fluido se
mueve más lentamente que en el centro, de modo que, las puntas de
los alabes no pueden girar a mayor velocidad. En general, para
viscosidades mayores de 3 a 5 cS se reduce considerablemente el
intervalo de medición del instrumento.
La exactitud es elevada, del orden de ± 0.3 %. El valor óptimo
se consigue cuando la dirección del flujo sigue la dirección de la
tubería, para ello se debe instalar el instrumento en una tubería recta
15 diámetros aguas arriba y 6diámetros aguas abajo.
Un medidor de turbina se puede utilizar para medir flujo de gases
y líquidos limpios o filtrados.
El instrumento debe instalarse de tal modo que no se vacíe
cuando cesa el flujo ya que el choque de líquido a alta velocidad
contra el medidor vacío lo puede dañar seriamente.

38
5.5 Automatización y tele medición
¿Qué es un sistema automatizado?
La automatización es un sistema donde se trasfieren tareas de
producción, realizadas habitualmente por operadores humanos a un
conjunto de elementos tecnológicos. Un sistema automatizado consta
de dos partes principales:
Parte de Mando
Parte Operativa
La Parte Operativa es la parte que actúa directamente sobre la
máquina. Son los elementos que hacen que la máquina se mueva y
realice la operación deseada. Los elementos que forman la parte
operativa son los accionadores de las máquinas como motores,
cilindros, compresores...y los captadores como fotodiodos, finales de
carrera...La Parte de Mando suele ser un autómata programable
(tecnología programada), aunque hasta hace bien poco se utilizaban
relés electromagnéticos, tarjetas electrónicas o módulos lógicos
neumáticos (tecnología cableada). En un sistema de fabricación
automatizado el autómata programable está en el centro del sistema.
Este debe ser capaz de comunicarse con todos los constituyentes de
sistema automatizado.
Objetivos de la automatización
Mejorar la productividad de la empresa, reduciendo los costes de la
producción y mejorando la calidad de la misma.
Mejorar las condiciones de trabajo del personal, suprimiendo los
trabajos penosos e incrementando la seguridad.
Realizar las operaciones imposibles de controlar intelectual o manual
mente.

39
Mejorar la disponibilidad de los productos, pudiendo proveer
las cantidades necesarias en el momento preciso.
Simplificar el mantenimiento de forma que el operario no requiera
grandes conocimientos para la manipulación del proceso productivo.
Integrar la gestión y producción.
¿Qué es la telemedición?
Es un novedoso sistema que permite establecer una comunicación a
distancia con un medidor, para fines de tomar la información registrada
del mismo.
A continuación se dará a conocer algunos de los sistemas
que actualmente se utilizan en la industria petrolera para lograr la
automatización de algunos procesos.
SISTEMA DE TELEMETRÍA EN RECTIFICADORES DE
PROTECCIÓN CATÓDICA (PEMEX)
El sistema de Telemetría Satelital de Rectificadores de Protección
Catódica cuenta con una UTR instalada en el rectificador las cual
cuenta con un procesador Rabbity dispositivos de control junto con
una antena satelital la cual envía y recibe los estados y comandos a
un sistema central el cual los decodificada con un servicio creado en
NI LabVIEW el cual inserta la información a la base de datos y estos
son mostrados en un sistema web realizado en Visual Studio .NET
Este sistema puede monitorear y controlar hasta un rectificador de 3
salidas resolviendo la problemática dela empresa transportadora de
hidrocarburos de la problemática de la falta de protección catódica.
(200 Rectificadores)
BOMBAS DE INYECCIÓN (PEMEX)
Sistema de Telemetría Satelital que monitorea y controla la cantidad
de líquido inhibidor de corrosión interior que cuenta el equipo, el

40
estado de la batería, así como también, el estado y control de la
bomba hidromecánica, la cual inyecta el inhibidor al ducto para evitar
la corrosión interior, Monitoreado vía Satelital (84 Bombas de
Inyección)
MEDIDOR DE VELOCIDAD DE CORROSIÓN ENDUCTOS (PEMEX)
El Medidor de velocidad de corrosión en ductos es un sistema
autónomo en energía que utiliza telemetría con un equipo cosaco que
es capaz de medir en tiempo real la corrosión interior del ducto para
poder sincronizar de forma remota a los equipos de bombas de
inyección para aumentar o disminuir la inyección del inhibidor de
corrosión. (145 Medidores de Corrosión)
6. Baterías de separación y ductos.
6.1.- OPERACIÓN Y DISEÑO INTEGRAL DE UNA BATERÍA DE SEPARACIÓN
Batería de separación

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La batería de separación de hidrocarburos es el proceso que consiste en la
separación de la fase gas-liquido de la mezcla de hidrocarburos provenientes
de los pozos productores de un mismo yacimiento, con el propósito de
transportar y distribuir de manera eficiente hacia las instalaciones de
refinación más cercana para su procesamiento (Complejos Procesadores de
Gas y Complejos de Refinación)
Diseño de la batería de separación
Las instalaciones de proceso de producción primaria, en el país como son las
baterías de separación, se diseñan y construyen para manejar la capacidad
máxima esperada de los campos petroleros. En PEP se definen tres tipos de
baterías de separación de hidrocarburos de acuerdo a su presión de
Operación:
Alta presión AP 56-90 Km/cm².
Presión intermedia IP 35-55 Km/cm²
Baja presión BP 2-34 Km/cm²
Selección de operación del diseño

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La selección de las condiciones de operación del equipo requerido
para la separación en la producción de hidrocarburos, depende
fundamentalmente de los objetivos que se pretendan alcanzar.
Generalmente estos se orientan a incrementar el ritmo de producción,
maximizar la producción de hidrocarburos líquidos
Cabezal De Recolección De Pozos
Es un conjunto de líneas a donde llegan y están conectados cada uno
de los pozos que conforman la batería y sirven para efectuar la
recolección y distribución de la producción obtenida, están fabricados
con Tubería de diámetros diversos, 4”, 6”, 8”, 10”. En ellos van
instaladas válvulas de compuerta para permitir el Seccionamiento
rápido en cualquier parte de la instalación, igualmente cuentan con
válvulas de retención (check) para evitar el flujo en sentido inverso,
generalmente en la llegada de los pozos todas las válvulas instaladas
operan manualmente. Hay una gran variedad de diseños de cabezales
de recolección, pero los más comunes en las baterías de separación,
a la llegada de los pozos son dos: el fabricado a base tubería,
conexiones y válvulas En estos cabezales se cuenta con indicadores
de presión y/o manógrafos, los cabezales que se pueden encontrar en
una batería determinada, operan a una presión aproxima de:
Cabezal de súper baja 1.5 Kg/cm2
Cabezal de baja presión 6 Kg/cm2
Cabezal de intermedia 25 Kg/cm2
Cabezal de alta presión 70 Kg/cm2
Cabezal de medición
Separadores
Separador

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Es un recipiente utilizado en el campo para remover las corrientes
líquidas del pozo, y de los componentes gaseosos, a esta separación
se le conoce también como estabilización del aceite crudo. Los
separadores son dispositivos mecánicos construidos en forma de
tanques cilíndricos metálicos, provistos en su interior de los
aditamentos necesarios para que la mezcla de aceite crudo, gas,
agua y sólidos en suspensión que les entra, sufra choques,
expansiones, cambio de dirección y de velocidad súbita. Las láminas
que forman el cuerpo del separador generalmente están unidas por
soldadura, teniendo así un dispositivo herméticamente cerrado en el
cual es difícil que ocurran fugas de fluidos, y en caso de que se
presenten se pueden reparar con facilidad. Los separadores de aceite
y gas están diseñados para operar bajo una variedad de condiciones
tales, como la presión de separación, la cual puede variar desde una
presión menor que la atmósfera hasta las presiones denominadas
altas.
Descripción De Un Separador
En esta parte se trata de describir las partes de un separador y los
diferentes tipos mencionados brevemente las características de
operación de los de dos y tres fases, en sus formas horizontal y
vertical. Como ya se había mencionado un separador es el equipo
utilizado para separar corrientes de aceite y gas que provienen
directamente de los pozos; las relaciones gas-aceite de las corrientes
disminuyen en ocasiones, debido a las cabezadas de líquido que
repentinamente se presentan, siendo estas más frecuentes cuando los
pozos producen por medios artificiales, como es el bombeo neumático.

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Descripción Y Clasificación Del Equipo De Separación.
Los equipos de separación como su nombre lo indica, se utilizan en la
industria petrolera para separar mezcla de líquido y gas, las mezclas
de líquido y gas se presentan en los campos petroleros principalmente
por las siguientes causas: a) Por lo general los pozos producen líquido
y gas mezclados en un solo flujo. b) Hay líneas en las que solamente
se maneja líquido o gas; pero debido a los cambios de presión, y
temperatura que se producen a través de su transporte, hay
vaporización de líquido o condensación de gas, dando lugar al flujo de
dos fases. c) En ocasiones el flujo de gas arrastra líquidos de los
compresores y equipos de proceso en cantidades apreciables. Las
razones principales por las que es importante efectuar una separación
adecuada líquido y gas son: a) En campos de gas y aceite, donde no
se cuenta con el equipo de separación adecuado y además se quema
el gas, una cantidad considerable de aceite ligero que arrastra el flujo
de gas también se quema, ocasionando grandes pérdidas, sobre todo
sí se considera que el aceite ligero es el de más alto valor comercial.
b) Aunque el gas se transporte a una cierta distancia para tratarlo, es
conveniente eliminar la mayor cantidad de líquido, ya que éste
ocasiona problemas, tales como corrosión y abrasión del equipo de
transporte, aumento en las caídas de presión y disminución en la
capacidad de transporte de las líneas. c) Como se menciona, el flujo
de gas arrastra frecuentemente líquidos de proceso, como el glicol, los

45
cuales se deben recuperar ya que tienen un valor comercial
considerable. En la industria petrolera, entre los equipos de separación
que se utilizan con mayor frecuencia, están los siguientes
separadores, son equipos utilizados para separar las corrientes de
aceite y gas que provienen directamente de los pozos. Separadores a
baja temperatura, estos dispositivos se utilizan para la separación de
gas y condensados, a baja temperatura mediante una expansión,
están diseñados para manejar y unir los hidratos (cuerpo químico
compuesto de agua y óxido metálico o ácido), que se pueden formar al
disminuir la temperatura del flujo.
Eliminadores
Estos dispositivos se utilizan para eliminar los líquidos de una corriente
de gas a alta presión, se utilizan generalmente en los sistemas de
separación a baja temperatura, algunos eliminadores solo separan
agua de las corrientes de gas y se les conoce con el nombre de
separadores coalescedores.
Depuradores (Rectificadores)
Son dispositivos que se utilizan para separar corrientes con muy altas
relaciones gas-líquido (RGA), se aplican también para separar gotas muy
pequeñas de líquido suspendidas en corrientes de gas, ya que estas no son
eliminadas generalmente por un separador ordinario; dentro de este tipo
específico de separadores están los depuradores de polvo y los filtros. Que
eliminan además de las gotas pequeñas de líquidos, el polvo arrastrado por la
corriente de gas, es muy recomendable instalar depuradores antes de la

46
compresora, con el fin de protegerlas de los daños que pueden causar las
impurezas arrastradas por el gas.

47
6.2.- OPERACIÓN Y DISEÑO DE DUCTOS
Lo hacen interconectados (empatados) con uno o más pozos, los
diámetros de estas líneas son de 3”ó 4”.
Al llegar la línea de descarga a la instalación, ésta se conecta al
manifold a través de una bayoneta, estos manifold pueden tener varias
entradas para conectar pozos fluyentes hacia la batería de separación
a través de una línea de descarga (L.D.) que también conocemos
como línea de flote y normalmente lo hacen en forma individual, pero
en algunos casos por necesidades de operación los pozos,
dependiendo éstos del volumen por manejar, cada rama se encuentra
constituida por una válvula de retención y 2 de bloqueo, quedando
éstas colocadas, una en la línea de producción general y la otra en la
línea de prueba o medición.
La afluencia de los pozos a una batería puede ser en forma individual
o colectiva y fluir en forma alternada o al mismo tiempo. Tomando en
consideración la posición estratégica de la instalación en relación con
la localización de los pozos, éstos pueden fluir en forma continua o
bacheada, asimismo con mayor o menor presión tomando en cuenta la
distancia entre el pozo y la batería de separación, ya que a mayor
distancia mayor contrapresión, menor distancia menor contrapresión y
mayor velocidad, así mismo depende de la orografía también por esa
razón la afluencia de los pozos a una batería de separación debe ser
regulada y controlada.

48
FUNCIONES DE LA BATERÍA DE SEPARACIÓN
Las baterías de separación son instalaciones convenientes para poder
comprobar la producción individual de un pozo o de un número
determinado de pozos; las funciones de una batería de separación son
múltiples.
prueba
l tratamiento de deshidratación y desalado de crudo
CABEZAL DE RECOLECCIÓN DE POZOS
Es un conjunto de líneas a donde llegan y están conectados cada uno
de los pozos que conforman la batería y sirven para efectuar la
recolección y distribución de la producción obtenida, están fabricados
con tubería de diámetros diversos, 4”, 6”, 8”, 10”. En ellos van
instaladas válvulas de compuerta para permitir el seccionamiento
rápido en cualquier parte de la instalación, igualmente cuentan con
válvulas de retención (check) para evitar el flujo en sentido inverso,
generalmente en la llegada de los pozos todas las válvulas instaladas
operan manualmente. Hay una gran variedad de diseños de cabezales

49
de recolección, pero los más comunes en las baterías de separación,
a la llegada de los pozos son dos: el fabricado a base tubería,
conexiones y válvulas En estos cabezales se cuenta con indicadores
de presión y/o manógrafos, los cabezales que se pueden encontrar en
una batería determinada, operan a una presión aproxima de:
Cabezal de súper baja 1.5 Kg/cm2
Cabezal de baja presión 6 Kg/cm2
Cabezal de intermedia 25 Kg/cm2
Cabezal de alta presión 70 Kg/cm2
Cabezal de medición
OPERACIÓN DE SEPARADORES Y RECTIFICADORES DE ALTA,
INTERMEDIA Y BAJA PRESIÓN.
Separadores Y Rectificadores De Alta Presión
El aceite procedente del cabezal de alta presión del cabezal de
recolección se alimenta al separador el cual opera a 68 Kg/cm2.
Debido a la caída de presión el gas se separa por el domo del
separador saliendo hacia la línea de gas la cual tiene una válvula de
bloqueo y, una válvula de retención, el gas con pequeños arrastres de
líquidos entra al rectificador vertical de alta presión el cual tiene la
función de separar la pequeña cantidad de partículas líquidas
remanentes en el gas, el gas efluente sale hacia los equipos
subsiguientes.

50
Separadores rectificadores de presión intermedia
El principio de operación de estos equipos es similar al conjunto
anterior, recibe aceite el separador de intermedia del cabezal de
recolección y la presión de operación es de 34 Kg/cm2
aproximadamente. La descarga de aceite libre de gas sale a control de
nivel hacia el separador de baja presión, para continuar su
estabilización, y el gas pasa a rectificarse antes de salir hacia los solo
aires.
Separadores Y Rectificadores De Baja Presión.
El separador de baja presión puede recibir aceite de los separadores
de alta presión y/o de los separadores de alta presión intermedia, su
presión es de aproximadamente 5 a 6 Kg/cm2, el líquido sale a control
de nivel que acciona una válvula automática que envía el aceite al
tanque elevado, el gas sale hacia el rectificador vertical de baja
presión él separa las partículas de líquido que lleva el gas, el aceite
que se acumula en el fondo del rectificador sale a control de nivel y se
une con el aceite del separador de baja presión y se envían hacia el
tanque elevado, para continuar con el proceso de estabilización.

51
OPERACIÓN DE UN SISTEMA DE DUCTOS:
La operación de un sistema de ductos, además de mantener el flujo
normal de hidrocarburos en condiciones óptimas de volumen y presión
para su transporte hacia los centros de destino, también se orienta a
detectar y prever situaciones anormales en sus diferentes
componentes, y así dar bases para posteriormente llevar a cabo
procedimientos de mantenimiento preventivo y correctivo eficaces.
Este aspecto se manifiesta particularmente urgente debido a las
acciones imprevisibles de daño en los componentes de los ductos con
el propósito de sustraer de manera ilegal producto para beneficio
propio, actividades que se realizan con acentuada frecuencia. Sin
embargo, su mayor valor descansa en la posibilidad de solucionar de
manera oportuna funcionamiento irregular que pudiera afectar la vida
de las personas. En gran medida la eficacia de la operación y
mantenimiento radica en la práctica de llevar a cabo registros y
reportes, que se realizan durante diferentes períodos, para diferentes
propósitos, y dirigidos a componentes específicos de importancia
particular. Es importante destacar que dentro de los diferentes
hidrocarburos que se transportan por ducto, recibe particular atención
el gas natural debido a su gran volatilidad y por lo tanto riesgo
significativo para la población y actividades que pudieran ser afectadas
en caso de siniestro, de ahí que se realizan de manera reiterada y
cuidadosa las acciones de odorización de este hidrocarburo. La
medición del flujo de hidrocarburos es un procedimiento indispensable,
sobre todo cuando un tramo de tubería se somete a condiciones más
exigentes respecto a las habituales, pues permite medir niveles de
presión observados para ser comparados con el nivel máximo de
presión permitido en cada caso, previniendo fallas en el flujo esperado
del hidrocarburo, así como desperfectos por exceso de presión.
Cuando se realiza esta actividad, también es importante revisar el
funcionamiento de los diferentes componentes de los medidores, con
el fin de evitar posibles alteraciones en el abastecimiento del
hidrocarburo.
Diseño de ductos basado en el estado límite de resistencia

52
Además de los factores inherentes a la tubería, como el material con
que fue construida, el espesor y el diámetro, hay otros elementos que
intervienen en la resistencia y correcta operación de los ductos, que
son los llamados factores de uso.
Los que se toman en cuenta normalmente para el diseño son los
siguientes: la deformación elíptica debida al uso, el rompimiento
debido a la presión interna, fuerza longitudinal y torcimiento, el
colapso, la fractura de la soldadura debida al torcimiento y a la tensión,
fatiga debido a los cierres y el estrés plástico acumulado. Como las
tuberías operan bajo diferentes condiciones es necesario conocer la
resistencia máxima en cada uno de ellos. Los escenarios operativos
que se analizan para el diseño son: tubería vacía, tubería llena de
agua, prueba de presión y condiciones operativas. En cuanto a los
factores seguridad, se pueden distinguir dos tipos de rutas para las
tuberías, la ruta tipo 1 se refiere a una zona donde no se espera
mucha actividad humana cerca de los ductos y por tanto la seguridad
no es tan estricta y se le llama “zona de seguridad normal”, mientras
Que la tipo 2 es una zona de más riesgo, ya que se encuentra siempre
rodeada de gran actividad humana y de equipo, por lo que se
considera una “zona de alta seguridad”, por lo que se debe poner

53
mucho más cuidado en el diseño para asegurarse que no habrá
accidentes. Durante la etapa de construcción de la línea, todas las
rutas se consideran como “zona de baja seguridad”, debido a que las
tuberías en ese momento no contienen hidrocarburos.
DISEÑO DE DUCTOS
Fabricación
La fabricación de los ductos es un asunto importante, ya que hay que
tomar en cuenta factores como la resistencia, el costo, las
temperaturas, presiones y agentes corrosivos internos y externos a los
que estarán sometidos durante su vida útil y muchos otros detalles
como la facilidad para ser soldadas. Los principales puntos a
considerar durante la fabricación de tuberías son las funciones que
van a desempeñar y el costo. De acuerdo a esto se va a decidir el tipo
de acero a emplear, el recubrimiento que se le va a poner y el método
y tipo de soldadura a utilizar. Existen varias técnicas de fabricación
que proporcionan diferentes características a los ductos, de acuerdo al
método que se utilice se tendrán diferentes valores de fuerza, espesor
de pared, resistencia a la corrosión y limitaciones de presión y
temperatura. Muchos de los ductos que se fabrican actualmente son
hechos de acuerdo a las especificaciones del Instituto Americano del
Petróleo (API por sus siglas en inglés). Las tuberías API son
diseñadas por su mínimo esfuerzo de cadencia en libras sobre
pulgada cuadrada. El esfuerzo de cadencia representa la tensión
requerida para que se produzca una elongación permanente en la
tubería. Las tuberías fabricadas de acuerdo a los estándares API son
fabricadas a horno abierto o en horno eléctrico.
Construcción de líneas en tierra
La construcción de todas las líneas debe tener una secuencia: Primero
hay que diseñar la línea y seleccionar una ruta adecuada basándose
en factores técnicos y económicos. En segundo lugar, hay que obtener
los permisos de paso y construcción de acuerdo a los estatutos
vigentes en la región. Como tercer paso se hace la instalación y se

54
conecta con las facilidades de origen y destino. Para reducir los costos
y aumentar la facilidad de instalación es importante seleccionar
adecuadamente la ruta. Pequeñas modificaciones para evitar cambios
bruscos de elevación, el paso por ríos y carreteras o áreas de difícil
acceso pueden hacer una gran diferencia, aunque es importante
analizar detalladamente las ventajas y desventajas de cada cambio en
particular. Para determinar la ruta se debe primero inspeccionar el
terreno, es recomendable obtener una vista aérea del lugar. Los
cambios de elevación del terreno se deben tomar muy en cuenta, ya
que tienen un profundo impacto en el diseño ya que interfieren con la
capacidad de flujo, la potencia y espaciamiento requeridos para las
estaciones de bombeo o compresión y en general el equipo necesario
para la instalación y operación de las líneas. Una vez que se ha
definido la ruta es necesario obtener los permisos correspondientes a
lo largo de todo el terreno por el que atravesará la tubería. Los
permisos se dan de acuerdo al tipo, tamaño y diámetro de las tuberías,
equipo y personal necesario para instalarlas y el tiempo que se estima
para hacerlo.
Pasos para la instalación
Los pasos principales para hacer la instalación de una línea de tubería
son:
1. Obtener los permisos y limpiar el terreno.
2. Cavar zanjas donde se colocará la tubería.

55
3. Formar filas de tubería a lo largo del terreno, cerca de la zanja.
4. Soldar los diferentes tramos de tubería.
5. Aplicar los recubrimientos al exterior de las tuberías.
6. Bajar la tubería a la zanja.
7. Rellenar la zanja.
8. Probar la línea para asegurarse de que no haya fugas.
9. Limpiar y secar la línea después de las pruebas y prepararla para
operación.
Doblado, alineado y soldado.
Esta fase es particularmente importante en la construcción de una
línea de conducción de hidrocarburos, ya que representa la
hermeticidad y resistencia del ducto. El efectuar dobleces permite
salvar obstáculos naturales debidos a la topografía y accidentes del
terreno, reduciendo costos y tiempo. Esta actividad se realiza
respetando ciertas consideraciones referidas al grado límite de
ovalamiento, posición de la costura longitudinal, límite permisible de
ondulaciones o deformaciones, necesidad de evitar el colapsamiento,
y radios máximos de doblez del tubo. El alineado de la tubería es una
etapa previa a la soldadura, permite proceder a inspeccionar tanto el
cuerpo del tubo como los biseles para ver si existe algún tubo dañado
y proceder a repararlo o a desecharlo. La soldadura se hace con el
apoyo de personal altamente especializado, debe estar
permanentemente supervisada y sujeta a pruebas específicas. Antes
de iniciar esta actividad se califica el procedimiento de soldadura que
se va a utilizar, la cual se realiza por medio de una compañía
certificadora o por la supervisión del proyecto.
Se utilizan principalmente 4 métodos de soldado:

55
Soldadura con arco de metal revestido:

55
El arco eléctrico produce calor derritiendo un electrodo consumible y
un poco del metal que se está soldando. Cuando se enfría el metal, se
endurece y forma la soldadura
Soldadura con arco sumergido:
En este proceso también se suministra el calor a través del arco que
va derritiendo el electrodo; sin embargo, lo que se deposita en la junta
es un complejo granular de silicatos. Se llama de arco sumergido,
porque el arco queda cubierto por el líquido que se produce.
Soldadura con arco de gas-metal:
También utiliza el calor de un arco eléctrico. El arco queda cubierto por
un gas inerte como argón o helio. Se utiliza sobre todo para soldar
metales difíciles y aleaciones susceptibles a la contaminación de la
atmósfera.
Soldadura con un arco de gas-tungsteno:
Se recubre el arco con un gas inerte durante el proceso y se va
consumiendo un electrodo. Este procedimiento es útil para soldar
material delgado y para hacer el primer pase, el de raíz. Permite un
buen control del calor y es posible utilizarlo para soldar sin metal de
relleno.

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Bibliografía
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SEPARACION: https://es.scribd.com/doc/230338248/Trabajo-Bateria-de-Separacion
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