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CRITERIOS DE SELECCIÓN DE TECNOLOGIAS PARA LA IMPLEMENTACION DE SISTEMAS DE MEDICION EN LOS PROCESOS DE

FISCALIZACION Y CUSTODIA DE HIDROCARBUROS LIQUIDOS Y GASEOSOS

BLADIMIR ZUÑIGA MENDOZA LUIS ANGEL DIAZ ORDUZ

UNIVERSIDAD DE SAN BUENAVENTURA FACULTAD DE INGENIERÍA, ARQUITECTURA, ARTES Y DISEÑO

ESPECIALIZACIÓN EN INGENIERÍA DE PROCESOS DE REFINACIÓN DE PETRÓLEO Y PETROQUÍMICOS BÁSICOS

CARTAGENA (BOLÍVAR) 2014

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CRITERIOS DE SELECCIÓN DE TECNOLOGIAS PARA LA IMPLEMENTACION DE SISTEMAS DE MEDICION EN LOS PROCESOS DE

FISCALIZACION Y CUSTODIA DE HIDROCARBUROS LIQUIDOS Y GASEOSOS

BLADIMIR ZUÑIGA MENDOZA LUIS ANGEL DIAZ ORDUZ

Proyecto de Investigación

Manuel Baquero Nova Docente Investigador

UNIVERSIDAD DE SAN BUENAVENTURA FACULTAD DE INGENIERÍA, ARQUITECTURA, ARTES Y DISEÑO

ESPECIALIZACIÓN EN INGENIERÍA DE PROCESOS DE REFINACIÓN DE PETRÓLEO Y PETROQUÍMICOS BÁSICOS

CARTAGENA (BOLÍVAR) 2014

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Nota de aceptación

________________ ________________ ________________ ________________ ________________ ________________ ________________ ________________ ________________

________________ Presidente del Jurado

________________ Jurado

_________________ Jurado

Cartagena Bolívar 11 de junio del 2014

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AGRADECIMIENTOS Los autores expresan sus agradecimientos a: A Dios por nuestra vida, y la oportunidad de soñar y hacer realidad nuestros sueños. A mi Esposa Mónica Pedroza por su acompañamiento, apoyo y interminable confianza y el amor que me da. A mi madre Rita Orduz.. Por su incansable e incondicional apoyo.. A mis hijos Santiago y Sofía por ser mi mayor motivación y la razón de mi vivir. A mi Sobrina Yoyis.. Por estar siempre conmigo.. A mis Suegros por su colaboración y continuo apoyo. A mi familia y compañeros que fueron parte en este proceso académico Al profesor Manuel Vaquero de la Universidad San Buenaventura, por su dirección en el proyecto. Al ingeniero Ángel Dario González por su acompañamiento y respaldo en el trascurso de la especialización y en el proceso de grado A tecnicontrol y el proyecto Logística Refinería de Cartagena PLR_

Ingeniero Luis Ángel Diaz Orduz.

Le agradezco a Dios por haberme acompañado y guiado a lo largo de este proceso, por ser fortaleza en los momentos de debilidad y brindarme las capacidades para cumplir los objetivos propuesto. A mi Esposa Paola Cancio por su constante apoyo, motivación para la realización de todos mis proyectos y todo el amor incondicional que me brinda. A mis padres Gladis Mendoza y Pepsi Zuñiga por apoyarme en todo momento y los valores que me han inculcado. A mis hermanos por ser parte importante de mi vida y representar la unidad familiar y un ejemplo de desarrollo profesional. A todos los profesores que contribuyeron a mi formación como especialista. Ingeniero Bladimir Zuñiga Mendoza.

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TABLA DE CONTENIDO

Pag.

1. PROBLEMA DE LA INVESTIGACION 7

1.1 PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA 7

1.2 FORMULACION DEL PROBLEMA 7

1.3 OBJETIVOS 7

1.3.1 Objetivo general 7

1.3.2 Objetivos específicos 7

2. MARCO DE REFERENCIA 8

2.1 MARCO HISTORICO 8

2.2 INVESTIGACIONES PREVIAS 9

2.3 BASES TEORICAS 12

2.3.1 Sistemas de medición 13

2.3.1.2 El crudo y sus principales derivados en Colombia 16

2.3.1.3 Tipos de medición 18

2.3.1.4 Sistemas de medición de transferencia de crudos. 20

2.3.1.5 Criterios de diseño y selección de equipos en campo 22

2.3.1.6 Aplicabilidad y puesta en marcha 36

2.3.1.7 Operaciones y pruebas 43

2.3.1.8. Pruebas experimentales.

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2.4 MARCO LEGAL 56

2.4.1 Funciones de dirección de hidrocarburos relacionadas con fiscalización 59

2.4.1 Seguimiento y control 60

2.5 MARCO CONCEPTUAL 62

3. DISEÑO METODOLOGICO 63

3.1 DISEÑO DE LA INVESTIGACION 63

3.1.1 Fase I: Definición del Proyecto 63

3.1.2 Fase II: Análisis de Contexto 63

3.1.3 Fase III: Diseño Preliminar 64

3.2 ENFOQUE DE LA INVESTIGACION 64

3.3 TIPO DE INVESTIGACION 64

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3.4 TECNICAS DE RECOLECCION DE LA INFORMACION 65

3.4.1 La observación. 65

3.4.2 La entrevista. 65

3.4.3 La encuesta. 65

3.5 HIPOTESIS 66

3.6 VARIABLES 66

3.7 OPERACIONALIZACION DE VAIRABLES 67

4. RESULTADOS 68

4.1 ENCUESTAS 68

4.2 GRAFICAS ENCUESTAS 68

5. DISCUSIÓN DE RESULTADOS 76

6. CONCLUSIONES 79

7. RECOMENDACIONES 80

BIBLIOGRAFIA 80

ANEXOS 81

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1. PROBLEMA DE LA INVESTIGACION

¿Cuáles son los criterios y/o estándares que asegurarían una selección óptima para la implementación de un sistema de medición de hidrocarburos y sus derivados?

1.1 PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA

Existen sistemas de medición de hidrocarburos en donde no se obtienen los mejores resultados, afectando la operación continúa del sistema asociada a la relación costo-beneficio.

1.2 FORMULACION DEL PROBLEMA

Cuales son la tecnologías, prácticas y las marcas que ofrecen un mayor aseguramiento en la implementación de un sistema de medición de hidrocarburos y sus derivados para las aplicaciones en Colombia? Es necesario responder estas preguntas, por lo que se atenderán a lo largo del desarrollo del proyecto, como también dada la afectación en la operación de la medición continúa de los sistemas de fiscalización y que su impacto en la relación costo-beneficio es bastante relevante en este gremio industrial, se hace sumamente importante establecer y/o dar a a conocer pautas y estándares que nos den una solución del problema

1.3 OBJETIVOS

1.3.1 Objetivo general

Selección de criterios claves para la determinación del el tipo y características adecuadas de los sistemas de medición para hidrocarburos líquidos y gaseosos.

1.3.2 Objetivos especificos

Determinar el sistema de medición más favorable para hidrocarburos líquidos y gaseosos, según sus características fisicoquímicas.

Conocer prácticas adecuadas en el diseño, montaje y puesta en marcha de facilidades de Sistemas de Medición para manejo de hidrocarburos líquidos y gaseosos, dependiendo el producto. Definir las variables de proceso que intervienen en el sistema de medición.

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2. MARCO DE REFERENCIA

2.1 MARCO HISTORICO

La reversión al Estado Colombiano de la Concesión De Mares, el 25 de agosto de 1951, dio origen a la Empresa Colombiana de Petróleos. La naciente empresa asumió los activos revertidos de la Tropical Oil Company que en 1921 inició la actividad petrolera en Colombia con la puesta en producción del Campo La Cira-Infantas en el Valle Medio del Río Magdalena, localizado a unos 300 kilómetros al nororiente de Bogotá. Ecopetrol emprendió actividades en la cadena del petróleo como una empresa industrial y comercial del estado, encargada de administrar el recurso hidrocarburífero de la nación, y creció en la medida en que otras concesiones revirtieron e incorporó su operación. En 1961 asumió el manejo directo de la refinería de Barrancabermeja. Trece años después compró la Refinería de Cartagena, construida por Intercol en 1956. En 1970 adoptó su primer estatuto orgánico que ratificó su naturaleza de empresa industrial y comercial del Estado, vinculada al Ministerio de Minas y Energía, cuya vigilancia fiscal es ejercida por la Contraloría General de la República. En septiembre de 1983 se produjo la mejor noticia para la historia de Ecopetrol y una de las mejores para Colombia: el descubrimiento del Campo Caño Limón, en asocio con OXY, un yacimiento con reservas estimadas en 1.100 millones de millones de barriles. Gracias a este campo, la Empresa inició una nueva era y en el año de 1986 Colombia volvió a ser en un país exportador de petróleo. En los años noventa Colombia prolongó su autosuficiencia petrolera, con el descubrimiento de los gigantes Cusiana y Cupiagua, en el Piedemonte Llanero, en asocio con la British Petroleum Company. Las instalaciones en tierra del Terminal Coveñas comprenden sistemas de recibo, de control de presión, de medición, de almacenamiento y de despacho de los diferentes crudos provenientes del interior del país. El Terminal Coveñas es alimentado por los siguientes oleoductos: Oleoducto Caño Limón Coveñas proveniente de los campos de explotación localizados en el departamento de Arauca, con diámetros de 18", 20" y 24" y una longitud aproximada de 780 kms. Oleoducto de Colombia (ODC), tubería de 24" de diámetro y 438 kms de longitud, proveniente de la Estación Vasconia localizada en el municipio de Puerto Boyacá (Boyacá). A su vez, el ODC es alimentado por sendas tuberías provenientes de los Llanos Orientales y del Valle Superior del río Magdalena, respectivamente.

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Oleoducto Central (Ocensa), tubería de 36" y 837 kms. De longitud, proveniente de las estaciones de Cusiana y Cupiagua, localizadas en los municipios de Tauramena y Agua Azul (Casanare), respectivamente. Evolución del terminal marítimo En cabeza del presidente Alfonso López Pumarejo se creó la empresa Colpet para la explotación y comercialización de crudos. Se escogió Coveñas como puerto adecuado de exportación y se construyeron entre 1939 - 1940 diez tanques de almacenamiento con capacidad de 100,000 barriles cada uno, en sociedad con la empresa "South American Gulf Oil Company" (SAGOC). Se atendían tanqueros con capacidad entre 70,000 y 100,000 barriles, con una frecuencia de tres a cuatro mensuales, amarrados en un muelle de madera con longitud de 700 metros y funcionó hasta los primeros años de la década de los años setenta, cuando por aumento de la producción de crudo se decidió construir un Terminal marítimo con una mayor profundidad. Para ello se diseñó una línea submarina de 2,800 metros y siete boyas de amarre que permitió el recibo de tanqueros de hasta 250,000 barriles, con un promedio de cuatro a cinco mensuales, operado por la SAGOC hasta 1974 cuando finalizó el contrato. Hasta 1977 se suspendió la exportación y en septiembre inició la importación de gasolina motor bombeada por Ayacucho hacia Barrancabermeja. En 1983 se cambió de nuevo la utilización del Terminal Marítimo con la salida de crudo de Barrancabermeja - Ayacucho - Coveñas hacia Cartagena por cabotaje marítimo, hasta la construcción del oleoducto Ayacucho - Coveñas - Cartagena.

2.2 INVESTIGACIONES PREVIAS

Para el desarrollo de esta investigación se realizó la búsqueda e antecedentes basados en proyectos anteriores realizados por otros investigadores y empresas constructores de proyecto en Ecopetrol, igualmente interesados en el tema, los cuales contengan información que sirva de aporte para la realización de este proyecto. A continuación se presentan proyectos de ingeniería por diferentes instituciones relacionadas con la tecnología como aporte para el análisis.

Autor: DIEGO FERNANDO BUENO PATARROYO,WALTER JOAN NIETO NIETO

Tema: PROYECTO DE GRADO, IMPLEMENTACIÓN DE UN SISTEMA DE MEDICIÓN Y FISCALIZACIÓN DE CUSTODIA DE CRUDO EN LA ESTACIÓN DE TRANSFERENCIA DEL CAMPO MORICHE, AUTORES: DIEGO FERNANDO PATAROYO, WALTER NIETO, UNIVERSIDAD INDUSTRIAL DEL SANTANDER 2010.

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Aportes: Diseño y la terminología para construcción y puesta en marcha, de acuerdo con la última revisión de los códigos y estándares para medición de hidrocarburos.

Se establece una serie de lineamientos que orientan y regulan la medición de cantidad y calidad de hidrocarburos; es por ello que el Manual Único de Medición da elementos básicos, que permitan garantizar la gestión eficaz de los sistemas de medición que integran la cadena de suministros.

En el desarrollo del Manual Único de Medición, se dan una serie de lineamientos, procedimientos y sugerencias que contribuyen a lograr un mejor funcionamiento de los sistemas de medición de cantidad y calidad en campos de producción, refinerías, estaciones, poliductos, oleoductos, y terminales terrestres, marítimos y fluviales, que manejen hidrocarburos líquidos (crudo, refinados y GLP).

Autor: AMERICAN PETROLEUM INSTITUTE

Tema: MANUAL OF PETROLEUM MEASUREMENT STANDARDS API (MPMS).

Aporte: Da las pautas generales que permiten el desarrollo y ejecución de tareas de gestión en los Sistemas de medición, las rutinas de mantenimiento preventivo base para la verificación y calibración de equipos e instrumentos, además de tener todo el vocabulario que se usará en el Manual de Medición de Hidrocarburos.

Establece parámetros genéricos de verificación y calibración en tanques de almacenamiento de hidrocarburos para transferencia de custodia, cubriendo desde la identificación de la necesidad de verificación o calibración hasta el recibo de la tabla de aforo por parte de la dependencia operadora del tanque.

Da los criterios para la medición manual de volumen de producto líquido y de agua libre contenido en tanques de almacenamiento atmosféricos y presurizados. Cubre desde la determinación de la altura del líquido hasta el cálculo del volumen bruto contenido en el tanque, además suministra información de medición con telemetría.

Establece parámetros y criterios para el uso de medidores dinámicos para transferencia de Custodia de Hidrocarburos y sus accesorios.

Provee guías genéricas para seleccionar el tipo y tamaño del medidor, para ser usado en mediciones para oleoductos en operación. Los tipos de accesorios e instrumentos que deben ser usados para estas especificaciones, y las relativas ventajas y desventajas del método de probadores para el medidor. Cubre los requerimientos de estaciones de medición para oleoductos y unidades LACT.

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Define las fórmulas para realizar correcciones por volumen, material de construcción del medidor o del probador, la temperatura, la presión. Cubre las formulas estándar para la determinación de los factores de corrección volumétrica.

Proporciona guías para la selección, instalación, funcionamiento y control metrológico de los sistemas de medición utilizados para Gas Natural.

Determina guías para llevar a cabo medición por asignación. Provee las pautas de diseño y funcionamiento para los sistemas de medición por asignación de líquidos. Se Incluyen las recomendaciones para medición, medida estática, toma muestras, probador, calibrador y procedimientos de cálculo.

Establece los parámetros y criterios que permitan una efectiva utilización de los sistemas de medición electrónica.

Autor: ECOPETROL S.A., CARTAGENA

Tema: EJECUCIÓN DEL PROYECTO/SUMINISTRO, CONSTRUCCIÓN MONTAJE ELECTROMECÁNICO, PREALISTAMIENTO, ALISTAMIENTO Y PUESTA EN MARCHA DE LAS INSTALACIONES EN TIERRA DEL PROYECTO LOGÍSTICA REFICAR, PLR DE ECOPETROL S.A EN CARTAGENA COLOMBIA. (2012, 2013 y 2014).

Aporte: El análisis de criterios para seleccionar el tipo y tamaño del medidor, para ser usado en mediciones para oleoductos en operación. Los tipos de accesorios e instrumentos que deben ser usados para estas especificaciones y las relativas ventajas y desventajas del método de probadores para el medidor.

Se tiene en cuenta los requerimientos de estaciones de medición para oleoductos, refinerías y unidades LACT.

Verificación y ajustes en el lazo de los instrumentos de presión y temperatura en el brazo de medición.

2.3 BASES TEORICAS

Los estándares de ingeniería constituye una guía práctica para el diseño, construcción, montaje y verificación del cumplimiento de las normas y recomendaciones, que permitan a empresas relacionadas a este sector energéticos(hidrocarburos), cumplir con los estándares requeridos en el proceso de medición dinámica de cantidad y calidad de hidrocarburos líquidos y gaseosos utilizando equipos y procedimientos que aseguren la calidad de las medidas dentro los límites de incertidumbre aceptados en la industria. Uno de los estándares más importantes a cumplir nos dice que un sistema de medición

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deberá estar conformado como mínimo por 2 (dos) brazos de medición, uno soportando la medición y otro como respaldo. En aquellos casos donde el análisis económico, la confiabilidad y si las condiciones operacionales lo ameritan, se deberá considerar el diseño de sistemas de medición con 2 (dos) o más brazos en operación y más de respaldo (banco de medidores). Los brazos de respaldo deberán ser de las mismas características y especificaciones de los que se encuentran operando. Sin embargo para los sistemas de medición de llenado y descargue de carro tanques y otros que no operen continuamente o con frecuencia muy baja de uso, que normalmente no posean medidores para contingencia, deben estar respaldados por medición con bascula o medición estática en tanque de almacenamiento como último recurso. Para algunas aplicaciones especiales se requieren medidores para altos/bajos flujos de calidades diferentes, por lo que podrían requerirse tamaños y/o tecnologías diferentes dentro del mismo sistema, previa aprobación del líder de medición del correspondiente negocio.

Cabe anotar las consideraciones más importantes a la hora de diseñar un sistema de medición, dentro de las cuales tenemos que el número, tamaño, tipo y capacidad de los medidores están determinados por el proceso, la operación, la naturaleza del fluido maneja, las ratas de flujo máximas y mínimas, temperatura y presiones máximas y las proyecciones en un tiempo estimado de estos parámetros, asignado por la empresa en donde se implementó el sistema.

Los sistemas de medición deben diseñarse y mantenerse para que operen y midan a las diferentes ratas de flujo conforme a los programas operativos, los flujos típicos o promedios deben encontrarse en rango del 25% a 80% de la capacidad del banco de medidores, para sistemas donde un medidor mide todo el flujo y existe otro en Stand By, operativamente se debe asegurar que los rangos reales estén entre el 10% al 90% de la capacidad máxima del medidor. En ningún momento se deberá exceder la capacidad máxima del medidor.

El criterio de diseño del número de brazos en un sistema de medición deberá tener en cuenta factores técnicos y consideraciones de negocio (relación costo/beneficio), teniendo en cuenta que la configuración optima desde el punto de vista de la incertidumbre es la de tres (3) brazos en operación y uno(1)brazo en Stand By(dependiendo el flujo a manejar, dado que en Terminales marítimos y en algunos sitios especiales, se utilizan más de (4)brazos de medición, cuando requieren medir altos flujos.

[1] Section 1 – General Considerations For Measurement by Meters. Manual of Petroleum Measurement Standards Chapter 5 Metering. THIRD EDITION, SEPTEMBER 1995(Reaffirmed 3/2002). American Petroleum Institute 1220L Street, Northwest Washington, D.C. 20005

2.3.1 SISTEMAS DE MEDICION

2.3.1.1 DEFINICION DE TERMINOS BASICOS

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Acondicionador de señal: dispositivo que amplifica o prepara la señal para la entrada a un dispositivo terciario. Un ejemplo es el pre-preamplificador de una turbina. Acondicionador o enderezador de flujo: elemento de tubería que contiene dispositivos acondicionadores o su equivalente que se instala a la entrada del medidor de flujo para eliminar remolinos y generar un perfil de flujo simétrico. Agua libre (FW - Free Water): es el volumen de agua que contiene un tanque con hidrocarburos o derivados del petróleo, que no se ha disuelto y que existe como una fase separada. El nivel de agua libre se mide manualmente con pasta indicadora de agua o con una cinta de medición electrónica. Agua y sedimento (S&W): material sólido no-hidrocarburo y el agua en suspensión presentes en el petróleo líquido. La cantidad de material en suspensión (S&W) es determinada por el método de centrifugación u otros métodos de laboratorio aplicados a petróleo líquido.

Altura de referencia: es la distancia desde el punto de medición o plato de medición en el fondo del tanque hasta el punto de referencia, como indica la tabla de aforo.

ANH: Agencia Nacional de Hidrocarburos. Entidad adscrita al Ministerio de Minas y Energía, creada mediante decreto No 2288 de 2004.

API: American Petroleum Institute.

API (American Petroleum Institute): Instituto Americano del Petróleo, organismo encargado de estandarizar y normalizar bajo estrictas especificaciones de control de calidad, diferentes materiales y equipos para la industria petrolera. Igualmente establece normas para diseño, construcción y pruebas en instalaciones petroleras, incluyendo diseño de equipos y pruebas de laboratorio para derivados del petróleo.

Bache: es un lote, o parcela de volumen determinado de hidrocarburo, con una composición conocida que se mueve en un periodo de tiempo determinado.

Calibración: el conjunto de operaciones que establecen bajo condiciones especificadas la relación entre los valores de magnitudes indicados por un instrumento o sistema de medición, o valores representados por una medida materializada o un material de referencia y los correspondientes valores realizados por patrones.

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Calibración de medidores de flujo: es la comparación entre un volumen patrón y el medido por un medidor, a condiciones de referencia, con el fin de obtener un factor del medidor. Calidad: grado en el que un conjunto de características inherentes de un producto proceso o sistema, cumple con los requisitos, necesidad o expectativa establecida, generalmente implícita u obligatoria, la calidad de un hidrocarburo y biocombustible está definida en el contrato que firman las partes.

Computador de flujo: es una unidad de procesamiento aritmético con memoria asociada que acepta señales convertidas eléctricamente que representan las señales de entrada de los sistemas de medición de líquido o gases y desarrolla cálculos con el propósito de proveer la tasa de flujo e información de la cantidad total transferida.

CSW: Factor de corrección utilizado como indicador de la presencia de sedimento y agua en suspensión en el crudo.

CTL (o Ctl): factor de corrección por efecto de temperatura sobre el líquido.

CTS (o Cts): factor de corrección por efecto de temperatura sobre el acero. CTSh: factor de corrección por efecto de la temperatura sobre la lámina del tanque de almacenamiento. Tiene en cuenta el efecto de contracción o expansión de un tanque cilíndrico vertical debido a la temperatura de la lámina del tanque. Se debe aplicar a los volúmenes extraídos de tablas de aforo que han sido calculadas a le temperatura de referencia de 60 °F.

DCS: Sistema de Control Distribuido.

Gravedad API: método utilizado en la industria petrolera para expresar la densidad de líquidos del petróleo. La gravedad API se mide a través de un hidrómetro que posee una escala graduada en grados API; es un número adimensional y por derivarse de la densidad absoluta es "in vacuo". La relación entre la gravedad API y la densidad relativa (anteriormente llamada gravedad específica)-

Hidrocarburo: se denomina hidrocarburo a los compuestos orgánicos que contienen únicamente carbono e hidrógeno en sus moléculas. Conforman una estructura de carbono a la cual se unen átomos de hidrógeno.

Medición restringida: se dice de la medición de petróleo en un sistema restringido utilizando dispositivos de medición restringida tales como PMU y PSU.

Medida inicial: es la medida de apertura en una transferencia de producto.

Medida final: es la medida de cierre en una transferencia de producto.

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Medida de tanque: es la determinación exacta del nivel del líquido en un tanque de almacenamiento.

Número de Reynolds: es un número adimensional que relaciona las propiedades físicas del fluido, su velocidad y la geometría del ducto por el que fluye. El número de Reynolds permite predecir el comportamiento del fluido en el medidor.

Patrón: medida materializada, instrumento de medida, material de referencia o sistema de medida destinado a definir, realizar, conservar o reproducir una unidad o uno o varios valores de una magnitud para que sirvan de referencia. Existen patrones primarios y secundarios.

Patrón de referencia: patrón, en general de la más alta calidad metrológica, disponible en un lugar o una organización determinada, del cual se derivan las mediciones realizadas en dicho lugar. Existen patrones Internacionales, nacionales y locales.

Sistema Automático de Transferencia de Custodia (LACT): conjunto de equipos diseñados para las transferencias de custodia no atendidas de hidrocarburos líquidos.

VCF (Volume Correction Factor): factor de corrección de volumen. Es la razón de la densidad de un líquido a la temperatura t y presión p, a su densidad a la temperatura estándar de 60 °F y 14,696 psia (o a 15 °C y 101,325 kPa). El volumen de un líquido a la temperatura t, puede convertirse a su volumen a temperatura de referencia, multiplicando su volumen a temperatura t por el VCF a la temperatura t. Es igual al CTL.

Viscosidad dinámica (coeficiente de viscosidad, viscosidad absoluta): es la relación entre la tensión de deslizamiento aplicada y el grado de deslizamiento logrado. Es lo que comúnmente se llama viscosidad del fluido y representa la facilidad de un fluido a fluir cuando se le aplica una fuerza externa, por lo tanto es una medida de su resistencia al deslizamiento o a sufrir deformaciones internas. Se expresa en el SI como Pa·s. En el sistema CGS se expresa con la unidad llamada poise (P), como submúltiplo se emplea el centipoise (cP). 1 cP = 1 mPa·s.

[5] Section 6 – Pipeline Metering Systems. Manual of Petroleum Measurement Standards Chapter 6 Metering Assemblies. Measurement Coordination Department. SECOND EDITION, MAY 1991. American Petroleum Institute 1220L Street, Northwest Washington, D.C. 20005

[2] Section 1A – Standard Practice for the Manual Gauging of Petroleum and Petroleum Products. Manual of Petroleum Measurement Standards Chapter 3 Tank Gauging. FIRST EDITION, DECEMBER 1994. American Petroleum Institute 1220L Street, Northwest Washington, D.C. 20005

2.3.1.2 EL CRUDO Y SUS PRINCIPALES DERIVADOS EN COLOMBIA

Petróleo. Es una mezcla de hidrocarburos de diferente peso molecular en la cual existe una fracción pequeña de compuestos de azufre y nitrógeno. El color y las propiedades del petróleo varían de acuerdo al tipo hidrocarburo que éste

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contenga. Cada uno de estos constituyentes posee un punto de ebullición diferente y es gracias a esta distinción de propiedades que se da la separación física del petróleo en el proceso de refinación. En dicho proceso, el petróleo crudo es procesado (o bien refinado) para obtener los diferentes derivados que son consumidos día a día en la demanda energética de la sociedad actual.

Aunque los derivados del petróleo forman una gama muy variada, el 90% de ellos se destinan a satisfacer las necesidades energéticas del mundo. Es decir, estamos hablando de los combustibles. Entre los principales productos derivados del petróleo tenemos: Gases del petróleo (butano, propano), Gasolinas para automóviles, Combustibles para aviones (alto octanaje), Gasóleos (para aviones (JP), para automóviles (Acpm), para calefacción (querosene), Fuelóleos (combustible para buques, para la industria), Aceites (lubricantes, grasas, ceras), Asfaltos (para carreteras, pistas deportivas), Aditivos (para mejorar combustibles líquidos y lubricantes.

Como se mencionó antes, el petróleo crudo posee una gran cantidad de sustancias potencialmente energéticas diferentes y por lo tanto, éste pude ser procesado para generar una diversa gama de productos aprovechables para la industria y la humanidad.

DERIVADOS LIQUIDOS.

Gasolinas y Naftas. Es una mezcla de hidrocarburos líquidos, livianos, obtenidos de la destilación del petróleo y/o del tratamiento del gas natural y su rango de ebullición se encuentra generalmente entre los 30 - 200 º C Gasolina de aviación: (Av. Gas) Es una mezcla de Naftas reformadas de elevado octanaje, alta volatilidad y estabilidad y un bajo punto de congelamiento que se usa en aviones de hélice con motores de pistón. Gasolina de motor: (MoGas) E una mezcla compleja de hidrocarburos relativamente volátiles que con sin aditivos se usa en el funcionamiento de motores de combustión interna. Nafta: Es una fracción ligera de petróleo que se obtiene mediante destilación directa entre los 35 y 175 º C se utiliza principalmente como insumo en la fabricación de gasolinas para mejorar el octanaje y cómo solvente la industria. Kerosén. Es un combustible líquido constituido por la fracción del petróleo que se destila entre los 150 y 300 º C. Se usa como combustible para la cocción de

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alimentos, iluminación, equipos de refrigeración, motores y cómo solvente para betunes e insecticidas de uso doméstico. Turbo combustible o Jet Fuel. Es un kerosén con un grado especial de refinación que posee un punto de congelación más bajo que el kerosén común. Se utiliza en motores de reacción y turbo hélice Diesel. Combustible líquido que se obtienen de la destilación atmosférica del petróleo entre los 200 y 380 º C, son más pesados que el kerosén y es utilizado en máquinas diesel y otras máquinas de compresión – ignición. Fuel Oil. Es el residuo de la refinación del petróleo y comprende todos los productos pesados generalmente es utilizado en calderas, plantas eléctricas y navegación.

DERIVADOS GASEOSOS.

Gas Licuado de Petróleo GLP. Consiste en una mezcla de hidrocarburos livianos que se obtienen de la destilación del petróleo y/o tratamiento del gas natural. Estos pueden ser de tres tipos: - Hidrocarburos del grupo C3 (Propano, Propileno) - Hidrocarburos del grupo C4 (Butano, Buteno, Butileno) - Mezcla de C3 y C4 en cualquier proporción El GLP es utilizado para consumo doméstico en la cocción de alimentos y calefacción; también es utilizado a nivel industrial para procesos productivos que requieran generación de calor y en donde el uso de GLP sea factible.

2.3.1.3 TIPOS DE MEDICION

MEDICIÓN ESTATICA La Medición Estática de hidrocarburos figura 1, 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: Figura 1 Sistemas estáticos de almacenamiento de hidrocarburos.

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Tank_Intelligence_Ed2_RevA_201019_Sp_web CARACTERISTICAS

Se realiza directamente en el tanque de almacenamiento bajo condiciones de calidad.

Es comúnmente usada o como segunda opción de verificación.

Se utiliza una cinta de medición ó a través de sistema telemétrico.

Cuando se mide con cinta, se puede realizar la medición al vacío ó medición de fondo.

Se deben realizar las correcciones al volumen medido tales como agua libre, temperatura, BS&W.

[2] Section 1A – Standard Practice for the Manual Gauging of Petroleum and Petroleum Products. Manual of Petroleum Measurement Standards Chapter 3 Tank Gauging. FIRST EDITION, DECEMBER 1994. American Petroleum Institute 1220L Street, Northwest Washington, D.C. 20005

ASPECTOS IMPORTANTES DE LA MEDICIÓN ESTÁTICA

Tanques de Almacenamiento (superficie de instalación, estado, color, tablas de aforo, punto de referencia y profundidad del tanque, etc.).

Nivel técnico de los operadores. Se ha determinado que en un tanque de 100,000 bls, una diferencia de 1mm puede representar un error de medición de 12 barriles.

Seguridad (nunca se debe medir bajo tormenta eléctrica, uso del equipo de protección personal, electricidad estática, etc.).

Buen estado de la cinta de medición, plomada, termómetro y demás equipos; a su vez, es importante la limpieza posterior de los implementos mencionados.

Tiempo de retención del tanque a ser fiscalizado.

Toma de la muestra para los análisis de laboratorio.

La producción diaria a través de la medición estática, se determina por la diferencia de?

nivel del tanque o tanques de un día a otro y el volumen bombeado o entregado.

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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:

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.

POR EL PRODUCTO ALMACENADO:

Para Crudos.

Para Derivados o Refinados.

Para GLP.

Para Residuos

MEDICIÓN DINAMICA Figura 2. Medición dinámica, medición de caudal y densidad

http://www2.emersonprocess.com/siteadmincenter/PM%20Micro%20Motion%20Documents/MC-001574_FlowBro_SPA_12_A4.pdf

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CARACTERISTICAS Determina la cantidad de flujo que circula a través de un elemento primario de medición. Existen dos tipos medidores, los cuales dependen del tipo de caudal que se tenga, estos son los medidores volumétricos y másicos. RAZONES PARA LA MEDICIÓN DINAMICA

Entrega altos volúmenes, ya sé que se miden en forma volumétrica o másica.

Control de calidad.

Control de inventarios.

Balance de materia.

Transferencia de productos en custodia.

Seguridad, por tener mínimo almacenamiento. ASPECTOS IMPORTANTES DE LA MEDICIÓN DINAMICA

Puede ser volumétrica o másica.

Exactitud, no hay incidencia del error humano que se puede producir con la medición estática.

Son importantes las consideraciones para la selección del medidor, tales como tipo de fluido, condiciones de proceso y condiciones de instalación.

En algunos casos se utilizan sistemas automáticos de muestreo, con los cuales se obtiene una mezcla más homogénea y representativa, para los análisis de laboratorio necesarios.

Algunos medidores tienen incorporados computadores de flujo, que realizan todas las correcciones directamente.

Rutina de calibración del medidor.

[3] Section 2 – Measurement of Liquid Hidrocarbons by Displacement Meters . Manual of Petroleum Measurement Standards Chapter 5 Liquid Metering. SECOND EDITION, NOVEMBER 1987(Reaffirmed 3/2002). American Petroleum Institute 1220L Street, Northwest Washington, D.C. 20005

[4] Section 3 – Measurement of Liquid Hidrocarbons by Turbine Meters . Manual of Petroleum Measurement Standards Chapter 5 Metering. FOURT EDITION, SEPTEMBER 2000. American Petroleum Institute 1220L Street, Northwest Washington, D.C. 20005-4070-202-682-8000.

2.3.1.4 Sistemas de medición de transferencia de crudos.

Un sistema de medición de hidrocarburos líquidos está conformado por tres tipos de dispositivos, a saber: Dispositivo Primario: Es un medidor que convierte el caudal del líquido que pasa a través de él, en una señal medible, como es el caso de los pulsos eléctricos

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generados por un medidor de turbina, desplazamiento positivo, ultrasónico o coriolis. La incertidumbre del dispositivo primario no depende de los dispositivos secundarios y terciarios, sino de las características propias del medidor de flujo, las cuales son determinadas por el fabricante. Dispositivos Secundarios: Corresponde a los dispositivos para medir las señales de entrada de presión, temperatura, densidad y otras variables, que son procesadas por el sistema. Estos dispositivos normalmente llamados transmisores, son diseñados para enviar información de un punto a otro por medio de la adición de un circuito electrónico que convierte la salida del dispositivo a una señal estándar. Esta señal puede ser análoga, digital o de frecuencia. Dispositivos Terciarios: Son conocidos como computadores de flujo, estos reciben información de los dispositivos primarios y secundarios, y usan instrucciones programadas para calcular las cantidades transferidas del líquido que fluye a través del dispositivo primario. Es importante tener en cuenta:

Los dispositivos primarios y secundarios de un sistema Electrónico para Medición de Líquidos (ELM), deben estar localizados por definición en el campo. Los dispositivos terciarios pueden estar localizados en una sala de control o en campo, sin importar la distancia. Los registros de salida de un dispositivo terciario deben cumplir con los estándares legales, de auditoria, contables y operacionales para garantizar la trazabilidad de los reportes y requerimientos de seguridad, solicitados en el capítulo 21.2 de MMH de ECOPETROL S. A. Otra forma de clasificar los elementos de un sistema de medición es la siguiente: Componente Mecánico, que incluye entre otros, válvulas de bloqueo, válvulas de doble sello y purga, filtros, enderezadores de flujo, eliminadores de aire, sistemas de muestreo automático y manual, probadores, Mezcladores energizados (Dinámicos) y estáticos y sistemas de suministro de aire de instrumentos. Componente de Instrumentación y Cableado. Instrumentación primaria: medidores de flujo volumétrico o, filtros y Reguladores del sistema de aire de instrumentos. Instrumentación secundaria: válvulas de control, indicadores y transmisores de temperatura y presión, medidor de densidad, transmisores de pulsos, registradores locales de flujo, Interruptores detectores de paso del desplazador de los probadores, controladores de los toma muestras automáticos, indicadores de presión diferencial para filtros, monitores de agua en crudo, cromatógrafo, analizadores y viscosímetros (para crudos que varíen su viscosidad más del 20%).

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Instrumentación Terciaria; un componente computarizado, que lo conforman entre otros: computadores de flujo, equipos de adquisición de datos y sistemas de control supervisorio (PLC y/o DCS) con pantallas operativas como interfaz hombre máquina (HMI), Master Station y SCADA. Componente de Software para evaluación estadística de desempeño de medidores (Statistical Process Control), que consiste en: El registro de datos de factores de los medidores dinámicos para cada uno de los productos que mide, una carta de control estadístico construida a partir de la base de datos, la cual contiene los límites de alarma, acción y tolerancia, para definir las acciones a seguir y tomar la decisión de aceptar o no un factor oficial de un medidor. Tabla 1. Unidades de medidas utilizadas.

Tipo de Medida Unidades en el sistema métrico e ingles

Volumen Barriles U.S. (Bls), Galones U.S.(Gls), Metros cúbicos (m ³).

Masa Toneladas (Ton), kilogramos (kg), Libras (Lb)

Flujo volumétrico Barriles por hora (BPH), Barriles por día (bpd), galones por minuto (GPM).

Flujo másico Toneladas por día (Ton/día), Toneladas por hora (Ton/h), Libras por hora (lb/h)

Tiempo Días (D, d), Hora (h), segundo (s)

Temperatura Grados Fahrenheit (°F), centígrados (ºC).

• Presión Manométrica Libras por pulgada cuadrada (psig), kilopascales (KPa).

• Presión Vacío mm Hg, inches Hg, PSI.

Viscosidad:

• Dinámica Poise [P] o centipoise (cP), Pascal x segundo, Segundos Saybolt Furol.

• Cinemática Stoke, centiStoke (cS)

Densidad Grados API, gr/cm3, Lb./ft3, Kgs/

Densidad Relativa de Líquidos Prod. 60ºF / Agua 60º F, adimensional.

Densidad relativa para gases rod. 60ºF / Aire 60ºF adimensional

Volumen específico cm3/gr, ft3/Lb

Poder calorífico BTU/ft3 ESTÀNDAR DE INGENIERÍA PARA LA MEDICIÓN DINÁMICA DE CANTIDAD Y CALIDAD DE HIDROCARBUROS LÍQUIDOS ECOPETROL

CONDICIONES ESTANDAR DE REFERENCIA ECOPETROL Todos los volúmenes de hidrocarburos líquidos deben ser corregidos a temperatura y presión de referencia así:

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Unidades del Sistema Inglés (USC):

- Presión: 14.696 psia a nivel del mar. - Temperatura: 60.0 °F

Unidades del Sistema Internacional (SI):

- Presión: 101.325 kPa, a nivel del mar. - Temperatura: 15.556 °C.

2.3.1.5 Criterios de diseño y selección de equipos en campo.

A continuación se enumeran algunas consideraciones que se deben tener en cuenta en el diseño y selección de los equipos de un sistema de medición para transferencia de custodia de hidrocarburos líquidos:

Las propiedades de los líquidos a medir, incluyendo viscosidad, densidad, presión de vapor, toxicidad, corrosión, comportamiento abrasivo y lubricación.

Las ratas de flujo de operación; y si el flujo es continuo, intermitente, fluctuante, Bidireccional y/o reversible.

Las especificaciones de desempeño (por ejemplo, la linealidad del medidor y la repetitividad) que se requieren para la aplicación.

La clase y tipo de conexiones de tubería, los materiales y las dimensiones del equipo a utilizarse.

El espacio requerido para la instalación del medidor y la instalación de prueba.

El rango de las presiones de operación (incluidos los aumentos súbitos), pérdidas de presión aceptables a través del medidor, y si la presión en el líquido es adecuada para prevenir la evaporación.

El rango de operación de temperaturas y la aplicabilidad de compensación automática de temperaturas.

Los efectos de contaminantes corrosivos en el medidor.

La cantidad y tamaño de partículas extrañas, incluidas partículas abrasivas, que son arrastradas por la corriente del líquido.

Los tipos de dispositivos de lectura e impresión o sistemas a emplearse, preamplificadores de señales y unidades estándar del volumen y masa que se requieran.

El tipo, método y frecuencia de calibración.

El método de calibración del medidor en su rata típica de entrega y el método para activarse o desactivarse en un banco de medidores, por cambios en la rata de entrega.

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Si se requiere registro de volumen y/o masa.

El método para validar o modificar un factor del medidor.

La necesidad de equipo accesorio, como totalizadores, pulsadores, aparatos de inyección de aditivos, combinadores y dispositivos para controlar la entrega de una determinada cantidad.

Válvulas en la instalación del medidor. Éstas deben recibir una consideración especial porque su desempeño puede afectar la precisión de la medición. Las válvulas de control de flujo o presión en la corriente principal del medidor, deben ser capaces de prevenir choques o elevaciones de presión, con aperturas y cierres suaves. Otras válvulas, particularmente aquellas ubicadas entre los medidores y el probador, requieren de cierres a prueba de fugas, que pueden lograrse con válvulas de doble bloque y purga (double block-and-bleed valve).

Métodos/costos de mantenimiento y repuestos requeridos.

Los requerimientos adecuados para desmontes y cierres de seguridad.

Suministro de potencia eléctrica para medidores continuos o intermitentes.

Niveles de fidelidad y seguridad de los sistemas de transmisión de datos por pulsos.

Los equipos complementarios se deben seleccionar de acuerdo con las siguientes condiciones de la instalación:

Todos los componentes electrónicos de los sistemas de medición de transferencia de custodia deberán cumplir con la recomendación API MPMS 21.2.

Ambiente: Se deben considerar las condiciones climáticas, para proteger la instalación adecuadamente. Se deben considerar los factores de seguridad eléctrica (incluyendo clasificación de áreas peligrosas), interferencias de frecuencias electromagnéticas y de radio, lo anterior aplica para todos los medidores de flujo antes vistos.

Mantenimiento: Se debe proporcionar un fácil acceso para trabajos de mantenimiento; y adquirirse los repuestos recomendados por el fabricante.

Compatibilidad: El dispositivo de lectura de salida o registrador debe ser compatible con el medidor y su sistema de transmisión.

Instalación: Todo el equipo debe instalarse y operarse de acuerdo con las recomendaciones del fabricante; y deberá ajustarse a las regulaciones aplicables.

Medidores de flujo.

Los medidores de flujo deben ser seleccionados con base en la aplicación, en el flujo (continuo o discontinuo), en la caída de presión, en la viscosidad y en la limpieza del producto, contenido de azufre, acidez, etc.

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En la tabla 1. Se observan las ventajas y desventajas de los medidores de desplazamiento positivo figura 4. Para medición de flujo En la figura 3, se presenta una gráfica que da una ayuda rápida pata la selección de medidores. Frente a la viscosidad y la rata de flujo.

Figura 3. Selección de medidores API-MPMS 5.1

Medidores de flujo de desplazamiento positivo.

Figura 4. Medidor desplazamiento positivo

http://info.smithmeter.com/

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Se utilizan en flujos intermitentes o continuos en fase líquida, éstos medidores tienen un generador de pulsos y si la operación lo requiere, un contador volumétrico mecánico local. Los medidores deben ser de doble carcasa (double case) y doble pick-up. Para la medición de transferencia de custodia de crudos y refinados, debe instalarse con la facilidad de que sea recalibrado en sitio mediante un probador convencional o un probador compacto. Estos medidores deben tener una transmisor de pulsos de alta resolución con 1000 pulsos /Bbls. Para medición de hidrocarburos de alta viscosidad, se recomienda el uso de medidores tipo desplazamiento positivo, debido a su excelente linealidad de ±0.15% en un rango de flujo de 10:1. Si la viscosidad incrementa, esta relación también se incrementa. Debido a su forma de operar, el medidor tipo desplazamiento positivo no requiere de venas enderezadoras ni tramos de tubería recta antes y después del mismo, Tampoco requiere de mantener una contrapresión, como en las turbinas. Los medidores de tipo desplazamiento positivo podrán seleccionarse para líquidos que manejen parafinas o compuestos similares, aceites lubricantes, combustóleos, etc. Para el caso de medición de líquidos con altas temperaturas, arriba de 200 ºF, los álabes del medidor deberán ser de acero al carbón para evitar daños y que éstos entren en contacto con la pared del medidor y se dañen. Se debe considerar que este cambio reducirá el alcance de medición del flujo máximo en un 25% aproximadamente. Los medidores tipo desplazamiento positivo no deberán usarse para presiones mayores a 900# ANSI (1 440 psi), las características de los medidores tipo desplazamiento positivo deben ajustarse a las recomendaciones descritas en el capítulo 5.2 del API MPMS. Tabla 2. Tabla 2. Ventajas y desventajas de los medidores de desplazamiento positivo

Ventajas Desventajas

Mide líquidos viscosos Susceptible a daños por hidrocarburos de dos fases

No requiere potencia externa para operar Susceptible a corrosión y erosión

Capacidad de registro de ratas bajas Altos costos de mantenimiento

Diseño simple Susceptibles a cambios de Viscosidad

No requiere enderezador de flujo Susceptibles a daños por sobre velocidades del rotor

Requiere menor presión de sustentación

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Medidor tipo turbina.

Figura 5. Medidor tipo turbina

http://www2.emersonprocess.com/siteadmincenter/PM%20Daniel%20Documents/3-9008-504-068-SPA.pdf

Para la medición de transferencia de custodia de hidrocarburos refinados, el medidor de flujo ampliamente utilizado es el medidor tipo turbina, normalmente instalado con la facilidad de que sea recalibrado en sitio mediante un probador convencional o un probador compacto, tratado en el API MPMS, capítulo 5.3. Estos medidores deben tener dos bobinas colectora de pulsos (pick-up coil) instaladas a 90º eléctricos. Tabla 3. Tabla 3. Ventajas y desventajas de los medidores tipo turbina

Ventajas Desventajas

Amplio rango de flujos para líquidos de baja viscosidad

Requiere enderezador de flujo

Pequeño tamaño y peso Requiere presión de sustentación

Larga vida útil Susceptible a acumulación de depósitos en su superficie

Amplio rango de temperatura y presión de operación Sensible a cambios de viscosidad

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Para medición de altos flujos de refinados se recomienda el uso de medidores tipo turbina gracias a su tamaño compacto, a su moderada caída de presión a través del medidor y, a su excelente linealidad sobre el rango de flujo hasta ±0.07% en un margen de 10:1 La selección de los enderezadores de flujo que se utilizan para la instalación de los medidores, se debe hacer de acuerdo con el capítulo 5.3.7.1 (figuras 3 y 4) del MPMS del API o según las recomendaciones del fabricante de la turbina. Los medidores de flujo tipo turbina convencional deberán seleccionarse para trabajar con viscosidades de 0,1 cP (LPG) y hasta un máximo de 5 cP (Diesel). Los medidores de tipo turbina no deberán seleccionarse para líquidos que manejen parafinas o compuestos similares los cuales puedan depositare en los álabes del medidor, a menos que se cuente con “heat tracing” (calentadores) o que el producto se mantenga a una temperatura que no permita alcanzar en aplicaciones de hidrocarburos la precipitación de las parafinas. Los medidores tipo turbina normalmente deberán seleccionarse de acero inoxidable 304 incluyendo cuerpo e internos. Los medidores tipo turbina de diámetros menores o iguales a 4”, generalmente serán capaces de generar 1.000 pulsos/Bbl o más, para medidores de tamaños mayores ésta condición no se da, por lo que se debe garantizar que el número de pulsos por barril multiplicado por el volumen certificado en barriles, dé cómo resultado un número de pulsos totales mayor o igual a 20.000 si es para un probador bidireccional o de 10.000 pulsos para un unidireccional. Para el caso de un probador de volumen pequeño o compacto, es muy difícil obtener los 10.000 pulsos, por lo que generalmente deberá considerarse aplicar la doble cronometría en el computador de flujo. Las características de los medidores de turbina deben ajustarse a las recomendaciones descritas en el capítulo 5.3 del API MPMS. En la figura 6 se presenta un arreglo de tuberías que es mandatorio así se tengan 20 diámetros de tubería recta aguas arriba del medidor. Los enderezadores de flujo bien diseñados e instalados acondicionan el perfil de flujo y eliminar el giro o swirl, los cuales son construidos con ases de tubos de menor diámetro que el de la tubería nominal, instalados en dirección longitudinal con respecto al flujo, éstos ofrecen menor pérdida de presión que una platina perforada instalada perpendicularmente al flujo, la cual presenta altas caídas de presión, sin embargo en algunas aplicaciones son adecuadas para optimizar el funcionamiento del medidor. Las siguientes recomendaciones son presentadas a continuación para eliminar el efecto del swirl:

La sección de tubería debe ser recta y lo más simétrica posible.

El diseño y la construcción deberán ser lo más robustos posible para minimizar Distorsión o el movimiento a los altos flujos.

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En general la construcción interna deberá ser lo más limpia posible, con baja rugosidad y con el menor efecto por las protuberancias interiores generadas por la penetración de la tubería, para lo cual se debe mecanizar dichos puntos de soldadura interna.

Figura 6. Instalación de turbina.

MPMS 5 Metering Sect 3 Liquid Hydrocarbons Turbine Meters

El diseño del sistema de medición con medidor tipo turbina debe contemplar las protecciones para evitar sobre velocidades del rotor debido a: venteos, purgas, escapes, etc. Nota: Se recomienda realizar una instalación con un enderezador de flujo de 10 diámetros nominales de longitud aguas arriba del medidor de turbinas y 5 diámetros nominales aguas abajo del equipo primario de medición.

Medidor de flujo tipo coriolis

Figura 7. Medidor tipo coriolis

http://portal.endress.com/wa002/ProductContainerGUI/us/en/83F

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Principio de funcionamiento El medidor de coriolis se basa en la fuerza Figura 9 que ejerce las partículas del fluido a medir, al encontrarse en un sistema que perturba su orientación. El principio de operación se basa en las fuerzas de inercia que se generan siempre que una partícula en un cuerpo en rotación, se mueva en relación al cuerpo y en dirección hacia o en sentido opuesto al centro de rotación.

A partir de la aceleración de coriolis se puede analizar el funcionamiento del medidor de Coriolis. Figura 8 . Principio de funcionamiento Coriolis. Disposición.

Mediciones simultáneas de masa, densidad, temperatura y viscosidad Endress+Hauser

Este es un ejemplo de un medidor de Coriolis, basado en dos tubos en U, el funcionamiento es el siguiente: los tubos en U vibran en sentidos contrarios gracias a dos magnetos instalados en uno de los tubos y dos bobinas instaladas en el tubo opuesto que mantiene una frecuencia de oscilación. Cuando no existe flujo las ondas de la oscilación de los dos tubos se encuentran en fase.

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Figura 9 Principio físico de funcionamiento.

MPMS 5 Metering Sect 3 Liquid Hydrocarbons Turbine Meters

La principal aplicación de estos medidores es para medición de masa, aunque también pueden indicar volumen. Son aplicables para medición de fluidos viscosos pero también son aplicables a medición de productos blancos y gas natural, lo importante que se debe tener en cuenta es las limitantes que se presentan con fluidos muy viscosos, la temperatura máxima que pueden soportar los elementos internos del medidor ya sean metálicos, sellos y electrónicos, por último como se realizará su aseguramiento metrológico, teniendo en cuenta que este medidor mide masa. La selección de estos equipos estará en función de la caída de presión que generan, por lo cual es de primordial importancia efectuar un análisis de los perfiles hidráulicos del sistema. Las características metrológicas del medidor tipo Coriolis, deben cumplir con los Requerimientos para transferencia de custodia en cuanto a repetibilidad y linealidad en todo su alcance de medición. Deben ser de estricto cumplimiento las recomendaciones de instalación y puesta en operación indicadas por el fabricante y las referidas por la recomendación API MPMS Capítulo 5.6. Para el caso de hidrocarburos líquidos se requiere que los equipos a instalarse tengan certificado OIML R117. Tabla 4 Tabla 4. Ventajas y desventajas del medidor tipo Coriolis

Ventajas Desventajas

Bajo nivel de mantenimiento Condiciones de instalación exigentes, incluyendo choques y vibraciones

No es susceptible al daño por fluido en dos fases Puede acumular depósitos internos, que afectan las mediciones

No es sensible al de cambio de viscosidad Limitantes en el tamaño del medidor 10''

Medición directa de masa y densidad Requiere presión de sustentación

Dependiendo de la curvatura puede requerir enderezador de flujo

Genera altas caídas de presión

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Para tamaños mayores a 6”, no es típicamente usado para aplicaciones volumétricas de transferencia de custodia (ver MPMS del API, capitulo 5.1.6.3).

Hidrocarburos líquidos

Para la selección de estos equipos es necesario que el fluido a medir se encuentre en una sola fase. La instalación de estos equipos es de primordial importancia para la operación adecuada de estos medidores, deberá considerarse:

Una excelente alineación de tubería.

Si se hace necesario reducciones, éstas deben ser suaves y las tuberías de entrada y salida deben ser de construcción simétrica.

Los apoyos deben ser lo más cercano al medidor en forma simétrica.

Si el tubo es en omega, se debe tener cuidado con las vibraciones en la línea.

Si el tubo es más lineal, posiblemente pueda tener problemas con el efecto remolino y entonces será necesario instalar enderezador y tramos de tubería recta antes y después del medidor.

Utilizar filtros para evitar daños por abrasión por la velocidad de las partículas.

La operación de estos medidores se ve afectada por fluidos en dos fases por lo cual hay que tomar las consideraciones pertinentes para evitar tal situación.

Figura 10 Instalación de un medidor coriolis para hidrocarburos líquidos (aún que el by pass no es recomendado, en algunos casos se requiere por condición operación, por lo que se deberán tomar las acciones del caso de control para evitar perder la contabilización total o parcial del medidor.)

Figura 10 Instalación de un medidor coriolis

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1. Válvula de bloque 8. Termopozo de temperatura, opcional.

2. Filtro y/o eliminador de aire, si es necesario. 9. Medidor de densidad, punto de verificación. 3. Dispositivo diferencial de presión, si es necesario. 10. Punto de muestra manual con sonda.

4. Medidor de flujo coriolis. 11. Conexión al probador con válvula de bloque.

5. Bypass (opcional) con válvula de doble sello y purga.

12. Válvula de bloqueo y aislamiento del probador.

No recomendable según estándares de medición. 13. Válvula de control, si es necesario.

6. Dispositivo medidor de temperatura. 14. Válvula de cheque, si es necesario.

7. Dispositivo medidor de presión.

Un medidor tipo coriolis se encuentra diseñado para medir masa, es necesario realizar la conversión de ésta masa a volumen por medio del densitómetro instalado en el mismo medidor o un densitómetro externo dedicado. Lo anterior involucra una mayor incertidumbre en la lectura del equipo que se debe tener en cuenta en los puntos de transferencia de custodia, entre más preciso sea el densitómetro mejor será la conversión de volumen a partir de la masa (Nivel de discriminación para densidad líquida mínimo de +/- 0.001 g/cc y repetibilidad de +/- 0.0005, según MPMS del API, capitulo 14.6). El diseñador del sistema de medición debe tener en cuenta la sensibilidad de algunos medidores coriolis al cambio de la presión de la línea por encima de la presión de calibración del medidor, por tal motivo el diseñador debe garantizar una presión máxima en la línea con una válvula reguladora aguas arriba del medidor, localizada a una distancia suficiente para que los pulsos no puedan interferir en la exactitud del sistema de medición.

MEDIDORES ULTRASONICOS

El equipo de medición ultrasónica se basa en el tiempo que demora una señal ultrasónica en viajar de un transductor a otro, una distancia conocida¸ (API MPMS capítulo 5.8)

Principio de medición

El principio de medición del medidor ultrasónico se basa en el cálculo del caudal de un fluido en una tubería, por lo cual involucra el área y la velocidad media del

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fluido. Realizando un análisis inicial, el área la conocemos y debemos calcular la velocidad del fluido, esta última variable se infiere conociendo el tiempo de transito de una onda ultrasónica por un trayecto conocido de la siguiente forma. Figura 11 Principio de medición ultrasonido

2013-best measurement practices (bmp) - fmc technologies - meter selection and accuracy theory-Bogota.

Analizando la figura 11 se concluye que el tiempo de transito de la onda contra el flujo será mayor que el tiempo de transito de la misma onda, en la dirección del flujo. El medidor ultrasónico para transferencia de custodia debe ser multi paso, esto significa que tiene varios pares de transductores, los cuales censan la velocidad del flujo en diferentes direcciones, la comparan con perfiles almacenados en la CPU del medidor y este realiza las operaciones de cálculo del caudal. Por la razón anterior estos medidores pueden medir hasta con un solo par de transductores; cada vez que se pierde confiabilidad en un par de transductores se está sacrificando exactitud en la medición. Tabla 5. Tabla 5. Ventajas y desventajas del medidor ultrasónico

Ventajas Desventajas

Se fabrican en grandes diámetros Se ve afectado en aplicaciones de dos fases

L respuesta del medidor es rápida. Su instalación es exigente

Aceptable exactitud. Tecnología relativamente nueva.

Amplia rangeabilidad. Requiere de probadores más grandes que los normales y mayor número de corridas de calibración para obtener la repetibilidad de norma.

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La principal característica de estos medidores es que pueden medir altos flujos con caídas de presión prácticamente nulas, igualmente puede medir volúmenes de productos viscosos y productos blancos además de gases licuados del petróleo. Figura 12. Medidor ultrasónico para líquidos

http://www.automation.siemens.com/mcms/sensor-systems/es/instrumentacion-de-procesos

La principal aplicación de estos medidores es para medición en volumen, esta además Requieren para su correcta operación, tramos de tubería recta antes y después del medidor. Las características metrológicas del medidor tipo ultrasónico deben cumplir con los Requerimientos para transferencia de custodia en cuanto a repetibilidad y linealidad. Para la selección del sistema de medición ultrasónica se debe tener en cuenta que el diseño contemple: la máxima y mínima rata de flujo, temperaturas y presiones se encuentren dentro del rango de linealidad y las propiedades físicas del hidrocarburo tales como: viscosidad, densidad relativa, presión de vapor y agentes corrosivos de la composición del flujo. Deben ser de estricto cumplimiento las recomendaciones de instalación y puesta en operación indicadas por el fabricante y las referidas por la recomendación API MPMS Capítulo 5.8. Para el caso de líquidos se requiere que los equipos a instalarse tengan certificado OIML R117 (Organismo Internacional de Metrología Legal). Para la selección de estos equipos es necesario que el fluido a medir se encuentre en una sola fase y que el ruido generado por las válvulas de control no se encuentre en las frecuencias de operación del medidor, de lo contrario deben instalarse filtros pasa bajos en la línea.

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Todos los equipos auxiliares que se requieren para tener confiabilidad en la corrección del volumen medido, se deben instalar aguas abajo del medidor ultrasónico, después de la longitud recta recomendada por API MPMS capítulo 5.8. Se debe tener en cuenta cuales son las velocidades correspondientes al flujo mínimo y máximo, máxime cuando estas variables definen las limitantes de medición del sistema y analizarlas contra las especificaciones del medidor a instalar. Para el medidor ultrasónico el punto de corrección de cero flujos, debe ser determinado. Figura 13. Instalación para hidrocarburos líquidos.

1. Válvula de bloque. 8. Dispositivo medidor de temperatura.

2. Dispositivo diferencial de presión, si es necesario. 9. Termopozo de temperatura, opcional.

3. Filtro y/o eliminador de aire, si es necesario. 10. Válvula de doble sello y purga.

4. Elemento acondicionador de flujo. 11. Válvula de control, si es necesario.

5. Medidor de flujo ultrasónico 12. Válvula de cheque, si es necesario.

6. Tramo de tubería recto. 13. Densitómetro, si es necesario.

7. Dispositivo medidor de presión.

Los sistemas de medición ultrasónicos requieren en su diseño contar con filtros aguas arriba del medidor para evitar depósitos en las paredes internas del medidor y enderezadores de flujo o “profailer” para que el perfil de velocidades se encuentre desarrollado y se elimine el “swirl”. Este sistema al basarse en pulsos generados por el sistema electrónico, requiere estar totalmente aislado de corrientes de protección de la tubería y con un adecuado sistema de tierra para descargas eléctricas. Es importante ser redundante en este aspecto en cuanto a protecciones para el sistema.

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El diseño de la instalación de contar con un brazo de respaldo que sea flexible para realizar el trabajo de calibración con un probador o medidor maestro. La SPU (Signal Processing Unit) debe contar con facilidades de configuración para el reporte de auto-diagnóstico, que generalmente entrega un archivo en Excel denominado “maintenance log” el cual incluye la siguiente información:

Reporte gráfico de las siguientes variables por cada transductor durante el tiempo de análisis: velocidad de flujo, velocidad del sonido, perfil de flujo, relación de velocidad de flujo, factor de perfil de flujo, ganancia (relación señal/ruido) y desempeño.

Reporte de inspección.

Cálculo de la velocidad del sonido usando con el líquido con que se calibró el medidor.

Configuración de la SPU.

Reporte de datos operacionales. En el certificado de calibración en fábrica se incluye la configuración inicial la cual debe ser mantenida durante la operación del medidor, los datos configurados obedecen a los criterios especificados por el fabricante en el manual de instalación y operación del medidor. De igual manera se verifica la concordancia de las variables que se configuran en la SPU como en el computador de flujo. La configuración en la SPU de los resultados de la calibración en fábrica corresponde a los consignados en el certificado a saber:

Valor de ratas de flujo para los diferentes puntos de linealización.

Valores del Meter factor para cada una de las ratas de flujo arriba anunciadas.

Número de pulsos por unidad de volumen o K-factor.

2.3.1.6 Aplicabilidad, montaje y puesta en marcha.

MEDICION DINAMICA EN TRANFERENCIA EN CUSTODIA.

VARIABLES NSV = Net Standard (Dry) Volume IV = Indicated (Raw) Volume by the meter CTL= Compensation due to Temperature by the meter CPL= Compensation due to Pressure in the liquid MF= Meter Factor CSW= Compensation due to Sediment & Water

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ASPECTOS CRITICOS DE LAS VARIABLES

IV: Volumen indicado por el medidor.

Selección correcta del medidor para la aplicación.

CTL: Compensación por temperatura del líquido.

Densidad y viscosidad del fluido. Selección del correcto elemento y trasmisor de temperatura. Suministro de un termo pozo adicional para la periódica calibración

de la temperatura. La correcta selección de la tabla de compensación de temperatura.

CPL: Compensación por presión del líquido.

Efectos por la presión en el volumen y en la densidad del líquido. Selección del correcto elemento de presión y trasmisor para la

aplicación. Calibración periódica del elemento de presión. Selección correcta de la tabla de compensación a utilizar.

MF: Factor de medición.

Suministro del medidor bajo las actuales condiciones de operación. Selección del correcto medidor estándar para la aplicación. Certificación periódica del probador asociada a los elementos de

presión y temperatura.

CSW: Compensación por sedimentos y agua.

Sistema de muestreo automático para capturar muestras representativas del producto transferidos

Un buen equipo de laboratorio para determinar los atributos clave de calidad del producto transferido (S & W, densidad, viscosidad, contenido de azufre, el pH, etc)

Se requiere la certificación periódica del sistema de muestreo.

NSV: Selección de la computadora de flujo adecuada para la aplicación

(elemento terciario) para calcular el NSV acuerdo con normas reconocidas aceptadas por ambas partes involucradas en la transferencia de custodia

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Capacidades para manejar medidores, T, P, D instrumentos, válvulas, sistema de muestreo, pistas de auditoría, informes, etc

CRITERIOS DE SELECCIÓN DE MEDIDORES LIQUIDOS.

RANGO DE VISCOSIDAD.

La Viscosidad expresa la disposición de un fluido a fluir cuando se desplaza sobre una superficie, tabla 6.

• La viscosidad de un producto derivado del petróleo disminuye a medida que aumenta la temperatura, pero no proporcionalmente

• Cuanto más viscoso es el producto mayor será el efecto de la temperatura sobre la viscosidad de los productos

• Rango de viscosidad (viscosidad a la máxima y la temperatura min) determina el tipo de medidor.

• Viscosidad dinámica (Simbólicamente, μ) tiene unidades de Poise (P), que equivalen a 100 centipoises (cP)

• Viscosidad cinemática (Simbólicamente, ν) tiene unidades de Stokes (St), que equivalen a 100 centistokes (cSt),

donde:

Ecuación 1. ν (cSt) = μ (cP) / SG (gravedad específica)

Tabla 6. Efectos de la temperatura sobre la viscosidad

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2013-best measurement practices (bmp) - fmc technologies - meter selection and accuracy theory-Bogota.

ESCALA API

Gravedad API es una medida de la densidad de peso del petróleo crudo a una temperatura específica en comparación con el agua a una temperatura estándar, 60 º F • La relación entre la gravedad específica (SG) y la gravedad API es:

Ecuación 2. SG @ 60 º F = 141,5 / (131,5 + API) Ecuación 3. API = (141,5 / SG a 60 º F) - 131,5

Tabla 7. Rangos tipicos gravedad API Vs Hidrocarburos.

2013-best measurement practices (bmp) - fmc technologies - meter selection and accuracy theory-bogota

S&W SEDIMENTOS Y AGUA.

Los combustibles fósiles pueden obtener cierta cantidad de sedimentos y de agua provenientes de la formación.

El contenido de agua puede variar sustancialmente entre campo y campo y se puede presentar en grandes cantidades en campos antiguos o si la extracción del crudo es mediante una tecnología con inyección de agua.

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GAS Y AIRE.

Corrientes de aire típicamente existen en tanques a medio llenar o en operaciones de cargue o descargue.

Las corrientes de aire pueden ocasionar daños serios en medidores tipo PD y turbina.

Corrientes de gas son normalmente encontradas en separadores o en condiciones de bajas presiones de retorno.

NUMERO DE REYNOLDS Y PERFIL DE VELOCIDAD.

Reynolds (1874) estudió las características de flujo de los fluidos inyectando un trazador dentro de un líquido que fluía por una tubería. A velocidades bajas del líquido, el trazador se mueve linealmente en la dirección axial. Sin embargo a mayores velocidades, las líneas del flujo del fluido se desorganizan y el trazador se dispersa rápidamente después de su inyección en el líquido. El flujo lineal se denomina Laminar y el flujo errático obtenido a mayores velocidades del líquido se denomina Turbulento

Las características que condicionan el flujo laminar dependen de las propiedades del líquido y de las dimensiones del flujo. Conforme aumenta el flujo másico aumenta las fuerzas del momento o inercia, las cuales son contrarrestadas por la por la fricción o fuerzas viscosas dentro del líquido que fluye. Cuando estas fuerzas opuestas alcanzan un cierto equilibrio se producen cambios en las características del flujo. En base a los experimentos realizados por Reynolds en 1874 se concluyó que las fuerzas del momento son función de la densidad, del diámetro de la tubería y de la velocidad media. Además, la fricción o fuerza viscosa depende de la viscosidad del líquido. Según dicho análisis, el Número de Reynolds se definió como la relación existente entre las fuerzas inerciales y las fuerzas viscosas (o de rozamiento).

Ecuación 4.

Este número es adimensional y puede utilizarse para definir las características del flujo dentro de una tubería.

El número de Reynolds proporciona una indicación de la pérdida de energía causada por efectos viscosos. Observando la ecuación anterior, cuando las fuerzas viscosas tienen un efecto dominante en la pérdida de energía, el número de Reynolds es pequeño y el flujo se encuentra en el régimen laminar. Si el Número de Reynolds es 2000 o menor el flujo será laminar. Un número de

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Reynold mayor de 10 000 indican que las fuerzas viscosas influyen poco en la pérdida de energía y el flujo es turbulento.

Ecuación 5.

Re ˂ 2000 → Laminar 2000 ˂Re ˂ 6,000 → Transición

Re ˃ 6,000 → Turbulento.

Qmin a Qmax → Rango de Flujo

Vmin a Vmax → Rango de Viscosidad

FLUJO LAMINAR.

A valores bajos de flujo másico, cuando el flujo del líquido dentro de la tubería es laminar, se utiliza la ecuación demostrada en clase para calcular el perfil de velocidad (Ecuación de velocidad en función del radio). Estos cálculos revelan que el perfil de velocidad es parabólico y que la velocidad media del fluido es aproximadamente 0,5 veces la velocidad máxima existente en el centro de la conducción

FLUJO TURBULENTO.

Cuando el flujo másico en una tubería aumenta hasta valores del número de Reynolds superiores a 2100 el flujo dentro de la tubería se vuelve errático y se produce la mezcla transversal del líquido. La intensidad de dicha mezcla aumenta conforme aumenta el número de Reynolds desde 4000 hasta 10 000. A valores superiores del Número de Reynolds la turbulencia está totalmente desarrollada, de

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tal manera que el perfil de velocidad es prácticamente plano, siendo la velocidad media del flujo aproximadamente o,8 veces la velocidad máxima.

Figura 14. Numero Reynolds en hidrocarburos.

2013-best measurement practices (bmp) - fmc technologies - meter selection and accuracy theory-Bogota.

2.3.1.7 Operación y pruebas. DINÁMICA DEL PROCESO DE MEDICIÓN. Como fuente de información vamos a tomar un ejemplo aplicativo de una unidad LACT montada en uno de los campos petroleros del país. El montaje y operación implica un conocimiento amplio sobre la dinámica del proceso de medición y de todas las variables que intervienen en el mismo.´ Por lo que es necesario conocer las características de operación de los instrumentos de la unidad LACT, que son de interés particular para el desarrollo de este proyecto de investigación.

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Sistema de Medición. La unidad LACT cuenta con dos medidores de desplazamiento positivo de alabes giratorios montados en paralelo (Ver fig 15. ) de marca Smith Meter de 4”, modelo F4-S3, incorporado con un transmisor de pulsos con un factor k de 8.400 pulsos/barril. Transmisor de Pulsos Señal de pulsos. Figura 15. Trasmisores de pulsos.

http://info.smithmeter.com/literature/docs/mn01011s.pdf El crudo que circula por el sistema de medición es registrado por el medidor (uno de los dos), este volumen es convertido a una señal de pulsos e ingresado al computador de flujo. Cálculo del factor de medida. Algunas transferencias de petróleo medidas a través de un contador (medidor) son suficientemente pequeñas en volumen o valor o se realizan en condiciones esencialmente uniformes, de manera que el contador pueda ajustarse mecánicamente para que su lectura este dentro de una exactitud predeterminada. Sin embargo, en la mayoría de las transferencias de gran escala o a diferentes tazas de flujo, el ajuste del contador para cada cambio se vuelve impracticable. Así, el objetivo de determinar un factor de medida (MF) es asegurar la exactitud de la medida, sin considerar como cambian las condiciones de operación con respecto a las propiedades de densidad (gravedad), viscosidad, tasa, temperatura, presión o lubricación, probando el contador siempre bajo las condiciones de operación especificas encontradas. Si cualquiera de estas condiciones cambia significativamente, deberá obtenerse un nuevo factor de medida.

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El factor de medida es el número que se obtiene al dividir el volúmen real de un líquido al pasar a través de un contador durante la prueba, por el volumen registrado por dicho contador. De la definición es evidente que: Resultado real del contador bajo condiciones operativas = Volúmen indicado x MF (1)

Durante la prueba, la temperatura y presión existentes en el sistema de medición y en el sistema de prueba son importantes para calcular un factor de medida. Esto es así, por que debe determinarse indirectamente el volumen real de un líquido que pasa a través del contador durante la prueba, del volumen exacto conocido medido en el probador. Este cálculo involucra diferencias de presión y temperatura entre el probador y el contador. Como resultado, la práctica estándar de medida es corregir primero el volumen del líquido en el probador a condiciones estándar (60 ºF y presión de equilibrio) y luego corregir también el volumen indicado durante la prueba al que se hubiera dado si el contador hubiera operado a condiciones estándar. Así, en términos prácticos: Ecuación 6. MF = Volumen del líquido en el probador corregido a condiciones estándar

Cambio en la lectura del contador corregido a condiciones estándar.

Debe enfatizarse en el hecho de que un factor de medida calculado de esta manera es válido sobre un rango de temperaturas y presiones operativas solamente por la consideración de que la temperatura y presión durante la medición no deberá diferir de la temperatura y presión durante la prueba, lo suficiente (5 ºF) como para causar un cambio significativo en las dimensiones mecánicas del contador o en la viscosidad del líquido medido. Si las diferencias son significativas se aplica el concepto de “volúmen a condiciones estándar” donde deben convertirse a una cantidad representada por un volumen equivalente a condiciones estándar. Así; Ecuación 7. Volumen real medido = Volumen indicado x MF. y

Ecuación 8. Cantidad real medida = volúmen indicado x (MFxC..xC…). Para esto el sistema de medición dispone de un transmisor de temperatura y un transmisor de presión instalados aguas abajo de los medidores, estas señales son ingresadas al computador de flujo para realizar los cálculos volumétricos.

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Sistema de Prueba. La unidad cuenta con un probador instalado aguas abajo del sistema de medición (Ver fig. 16 ) para realizar la calibración de los medidores. Figura 16. Probador o sistema de prueba.

http://info.smithmeter.com/literature/docs/tp0v002.pdf

Este es un probador volumétrico de tubería tipo Bi-direcional de 8”, con un volumen base certificado de 2.71656 Barriles entre los dos detectores electromecánicos (micro-switch), este sistema es manejado por el computador de flujo enviando las señales de control al actuador eléctrico para abrir y cerrar la válvula de cuatro vías. Todas las señales de los instrumentos, tanto del sistema de prueba como del sistema de medición ingresan a la caja de conexiones de campo. Debido a que el probador de tubería está sujeto a los efectos tanto de temperatura como de presión en el acero, tiene que corregirse su volúmen base para obtener su volúmen a condiciones de prueba. El volúmen de líquido desplazado debe entonces corregirse al volúmen equivalente a temperatura y presión estándar. Este valor se convierte en el

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numerador para la ecuación (2) del MF y el volúmen corregido del contador se convierte en el denominador. Para aplicar este procedimiento, el contador de desplazamiento debe tener una salida eléctrica de alta resolución, esto es por lo menos se obtengan 10.000 pulsaciones. Este sistema de prueba también dispone de un transmisor de temperatura y un transmisor de presión instalados aguas abajo del probador, estas señales son ingresadas al computador de flujo para realizar los cálculos volumétricos. La puesta en línea medidor probador se realiza a través de un arreglo de válvulas de operación manual, como se indica en la figura 17. Figura 17. Puesta en línea medidor - Probador

http://info.smithmeter.com/literature/ CÁLCULO DEL VOLUMEN FISCAL AUTOMATIZADO. Factores de Corrección. Se emplea símbolos al referirse a las diferentes correcciones para valores intermedios utilizados en el cálculo de volúmenes. “C” significa corrección. “t” significa temperatura. “p” significa presión. “l” significa líquido. “s” significa metal (acero u otro). M, p, y m como subíndices finales significan medida, probador y contador respectivamente. Los símbolos pueden ser escritos ya sea como subíndices o en mayúsculas. Así:

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MF, factor del contador (medidor). Cts (o CTS), factor de corrección para el efecto de la temperatura en el acero. Cps (o CPS), factor de corrección para el efecto de la presión en el acero. Ctl (o CTL), factor de corrección para el efecto de la temperatura en un líquido. Cpl (o CPL), factor de corrección para el efecto de la presión en un líquido. Csw (CSW), factor de corrección para sedimento y agua. Se utiliza solamente en medición de petróleo crudo. Cálculos Volumétricos. La secuencia de cálculos se realiza para obtener el volúmen neto referido a condiciones base o estándares de referencia, en operaciones de transferencia de custodia de líquidos. a) El Computador de flujo calcula y registra el valor indicado por el medidor de

flujo (volúmen acumulado), inmediatamente antes de iniciar el movimiento. Esta lectura será denominada MRo.

b) Con el valor de densidad obtenido del medidor de densidad en línea (densidad observada) y la temperatura señalada por el medidor de temperatura en línea (temperatura observada), la Omni deberá obtener la densidad a la temperatura de referencia.

c) Durante toda la operación (recibo o entrega de líquidos), la Omni deberá obtener el promedio ponderado de la temperatura (TWA), el cual será calculado sumando los valores de temperatura obtenidos durante un intervalo de tiempo, multiplicados por el volúmen determinado para ese mismo intervalo de tiempo, y dividiéndolo entre el volúmen total medido durante la operación. Esto se puede resumir en la siguiente expresión:

Ecuación 9. ∑

Donde: Ti, es el valor de temperatura medido en cada intervalo i. Vi, es el volumen medido desde la última lectura de temperatura. Vt, es el volúmen total medido durante la operación. d) Durante toda la operación (recibo o entrega de crudo), la Omni debe obtener el promedio ponderado de la presión (PWA), el cual será calculado sumando los valores de presión obtenidos durante un intervalo de tiempo, multiplicados por el

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volúmen determinado para ese mismo intervalo de tiempo, y dividiéndolo entre el volúmen total medido durante la operación. Esto se puede resumir en la siguiente expresión:

Ecuación 10. ∑

Dónde: Pi, es el valor de presión medido en cada intervalo i. Vi, es el volúmen medido desde la última lectura de presión. Vt, es el volúmen total medido durante la operación. e) Con el TWA y la densidad de referencia, el software de cálculo debe obtener el factor de corrección por efecto de la temperatura en el líquido (CTL), de la tabla API 6A, 6B, 6C o de las tablas 24A, 24B y 24C del Capitulo 11.1 del MPMS. Con estos datos base se debe obtener el factor de compresibilidad del líquido (F). Para convertir volúmenes líquidos a cualquier temperatura t a volúmen equivalente a una temperatura estándar de 60°F o viceversa: Ecuación 11.

V60 = VT x Ctl ; VT = V60 / Ctl

Donde; VT = el volumen de cualquier temperatura t. f) El software de cálculo debe obtener el factor de corrección por efecto de la presión en el líquido (CPL), mediante la siguiente ecuación: Ecuación 12.

{ }

Donde: Pe es la presión en libras por escala de pulgadas cuadradas (psi). Pb es la presión base o de referencia, presión de vapor de equilibrio a temperatura de medida, en libras por escala de pulgadas cuadradas (psi). Pb es considerada 0 para líquidos que tienen una presión de vapor de equilibrio menor a la presión atmosférica (14,73 libras a escala absoluta) a la temperatura de medida.

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F, es el factor de compresibilidad de hidrocarburos, dependen de la gravedad API y de la temperatura. g) Para efectuar el ajuste del volúmen medido, a condiciones base o estándares de referencia, el software debe calcular el factor de corrección compuesto (CCF), el cual viene dado por: Ecuación 13.

CCF = CTL x CPL x MF

Dónde: MF es el Factor del Medidor válido para la operación.

h) Para calcular el Factor del Medidor (MF), se efectúa el siguiente cálculo: Ecuación 14.

MF = NPV ÷ NMV Dónde: NPV = Volúmen Neto en el Probador NMV = Volúmen Neto en el Medidor i) Para el cálculo del Volúmen Neto del Probador (NPV), se utiliza el Volúmen Base del Probador (BPV), el cual es determinado a condiciones estándar de referencia utilizando métodos de laboratorio tales como “water draw” o medidores maestros que deben estar certificados. j) El volumen del probador en condiciones de operación puede ser mayor o menor que el BPV debido al efecto de la temperatura y la presión en el metal del probador y en el líquido, por lo tanto se deben usar factores de corrección para ajustar el Volumen Base del Probador (BPV) por esos efectos: Ecuación 15.

NPV = BPV x (CTSp x CPSp x CTLp x CPLp)

Donde, los factores de corrección que afectan el metal del probador son: CTSp: Corrección por la expansión y/o contracción térmica del metal del probador por efecto del promedio de la temperatura del líquido en el probador. El cual se representa por la siguiente ecuación: Ecuación 16.

CTSp = 1+ [(T - Tb) x Gc]

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Dónde: Gc = es el coeficiente de expansión por grado de temperatura del material del cual está fabricado el Probador, determinado de las tablas publicadas por las industrias estándares. Tb = Temperatura Base. T = Temperatura del líquido en el Probador. CPSp: Corrección por la presión de expansión y/o contracción del metal del probador por efecto del promedio de la presión del líquido en el probador. Ecuación 17.

CPSp = 1 + ([(P -Pb) x (ID)] ÷ (E x WT))

Dónde: P = Presión Interna de operación del probador. Pb = Presión base. ID = Diámetro Interno del probador. E = Módulos de Elasticidad del material del probador, el cual puede ser determinado de valores utilizados en los estándares de la industria. WT = Espesor de la pared del recubrimiento del probador. Los factores de corrección que afectan el líquido en el probador los podemos dividir en: CTLp: Corrección por el efecto del promedio de temperatura del Probador sobre la densidad del líquido. CPLp: Corrección por efecto de compresibilidad o promedio de la presión en el probador. Estos factores de corrección son determinados de la misma manera que se describió anteriormente. k) Para el cálculo del Volúmen Neto del Medidor (NMV), se utiliza el mismo procedimiento para determinar el Volúmen del Probador, es decir primero se determina el Volúmen indicado por el Medidor y se ajusta o corrige por el efecto de la temperatura del medidor y la presión sobre el líquido.

Ecuación 18. NMV = IVm x [CTLm x CPLm]

Para la determinación CTLm y CPLm se utiliza el mismo método descrito anteriormente.

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El volúmen indicado por el Medidor (IVm), se calcula, dividiendo el número de pulsos (N) generados durante la corrida de la prueba, entre el valor nominal de pulsos por unidad de volúmen (Factor K). Ecuación 19.

IVm = N ÷ KF

Donde: Ivm = Indicación de volúmen de líquido a través del medidor. N = Número de pulsos generados durante la corrida de la prueba. KF = Pulsos nominales por unidad de volumen. Una vez calculados los volúmenes corregidos del medidor y del probador, podemos calcular el factor del medidor: Ecuación 20.

MF = NPV ÷ NMV

Ecuación 21. MF = [BPV x (CTSp x CPSp x CTLp x CPLp) ÷ [IVm x (CTLm x CPLm)]]

l) El software de cálculo debe registrar el valor indicado por el medidor de flujo (volúmen acumulado), inmediatamente después de finalizar el movimiento. Esta lectura será denominada MRc. Con este valor y con el MRo, se procede a calcular el volúmen indicado (IV), mediante: Ecuación 22

IV = MRc – Mro

m) Para obtener el volúmen referido a condiciones base o estándares de referencia (GSV), se le aplica el CCF al IV. Esto es: Ecuación 23.

GSV = IV x CCF

n) La cantidad neta de crudo correspondiente a la operación de transferencia de custodia, venta o fiscalización se obtiene al deducir del GSV, el contenido de agua y sedimentos, medido del instrumento de corte de agua en línea. El volumen neto total, con agua y sedimentos extraídos, se obtiene a través de la siguiente fórmula:

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Ecuación 24.

NSV = GSV x (1 – (%A&S ÷ 100))

Ecuación 25.

NSV = (IV (CTL x CPL x MF) x (1 – (%A&S ÷ 100)))

Donde el factor %A&S, representa el contenido de agua y sedimentos presentes en el líquido, el cual se obtiene del promedio ponderado de la lectura del medidor en línea. El porcentaje de agua y sedimentos es tomado durante el intervalo de tiempo que dure la operación de fiscalización o transferencia de custodia y el software de cálculo realiza y genera los cálculos finales con la respectiva documentación. Los valores de los coeficientes, módulos de elasticidad y valores de presión y temperatura en condiciones estándares (60 °F), se encuentran en las tablas API del MPMS Capítulo 11 Tablas de Medición de Petróleo. 2.3.1.8. Pruebas experimentales. Generalidades. Los medidores deberán ser probados bajos las condiciones normales de operación de flujo, presión y temperatura. Estos medidores serán utilizados para contabilizar los diferentes tipos de fluidos, los cuales deberán ser probados con cada uno de los fluidos manejados. Las desviaciones de este procedimiento pudieran considerarse necesarias en casos especiales, por ejemplo la medición de fluidos muy viscosos. Los resultados de las pruebas no tendrán carácter retroactivo y cualquier modificación sobre el cálculo de flujo será validada una vez que las pruebas sean aceptadas por la DNH. Frecuencia de Realización de Pruebas e Inspecciones. La frecuencia de realización de las pruebas de calibraciones e inspecciones de las Estaciones de Medición y Probadores de Medidores en línea, deberán efectuarse diariamente para equipos nuevos. Posteriormente, siempre que los resultados de las pruebas sean consistentes, es decir que muestren repetitividad, se ampliará gradualmente su período hasta llegar a ser mensual. Si durante los tres (3) meses siguientes, se obtienen resultados consistentes, entre la DNH y la operadora, se llegará a un acuerdo para fijar un tiempo mayor, sin que esto signifique que la DNH pueda requerir una auditoría independiente cuando lo considere conveniente, previo aviso a la operadora. En cualquier momento, la operadora podrá realizar pruebas extraordinarias, previamente aprobadas por la DNH, si se presentan algunas de las siguientes situaciones:

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a) Si el medidor o cualquiera de sus accesorios son reparados. b) Si existen cambios considerables en las condiciones de operación, tales como: cambios de viscosidad, gravedad API, temperatura, presión y caudal de flujo. c) Desconfianza sobre la exactitud del medidor. d) Diferencias considerables en los balances volumétricos del campo. Los medidores nuevos y los reparados o sometidos a evaluación, que operen en forma continúa, deberán ser probados diariamente durante los primeros diez (10) días de operación. Esto permitirá determinar la característica del factor del medidor. Si la tendencia de la repetibilidad del factor del medidor se mantiene dentro de su valor promedio de más o menos cinco centésimas por ciento (± 0,05 %), considerando como mínimo los últimos cinco (5) factores obtenidos durante los diez (10) días antes indicados, se iniciarán pruebas semanales a partir de ese momento durante un mes. En caso contrario, se deberá revisar, detectar y corregir la desviación. Luego de solventar el problema se reiniciará la prueba de los diez (10) días. Si después del primer mes, la tendencia del factor del medidor se mantiene dentro de más o menos cinco centésimas por ciento (±0,05%), se procederán a realizar pruebas mensuales. Personal que debe Presenciar las Pruebas. Las pruebas deberán ser presenciadas y aprobadas por escrito de mutuo acuerdo entre un representante de la Dirección Nacional de Hidrocarburos y de Ecopetrol. Una vez aceptadas las pruebas, se llenará el formato de aceptación de pruebas. Caso contrario, donde no se consideren válidos los datos obtenidos se deberá llenar el formato de rechazo de pruebas, el cual será enviado al departamento técnico para tomar las acciones necesarias. En caso de que existan discrepancias en la prueba, se deberá llenar el respectivo formato y enviarlo al departamento técnico del MEM para procesar el reclamo. Cálculo del Factor de Medición. En el caso de probadores de volumen pequeño, un paso lo constituye el desplazamiento completo del pistón entre sus interruptores. El desplazamiento de retorno del pistón a su posición original no es considerado parte del paso. En el caso de probadores de bola, un paso lo constituye el recorrido de ida y vuelta de la bola entre los detectores del probador. Para el caso del probador de volúmen pequeño, una corrida estará formada por cinco (5) pasos. El factor del medidor viene dado por el valor promedio de cinco corridas consecutivas que presenten una repetibilidad de más o menos cinco centésimas por ciento (± 0,05%) con respecto a dicho valor promedio. Es decir, la diferencia

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entre cada uno de los cinco factores encontrados y el valor promedio de los mismos, debe ser menor o igual a más o menos cinco diez milésimas (± 0,0005). Se establecen diez corridas como número máximo para obtener cinco factores válidos de acuerdo con lo establecido en el párrafo anterior. Si después de haber realizado las diez corridas permitidas no ha sido posible lograr cinco corridas consecutivas válidas, se deberá verificar y garantizar que las condiciones de operación permanezcan estables durante la realización de las pruebas. El valor final del factor del medidor se define como el valor promedio de los factores obtenidos en las cinco corridas consecutivas válidas. Modificación del Factor del Medidor. Si el factor del medidor determinado durante las pruebas se encuentra dentro de los límites de control establecidos (promedio ±0,05%), deberá ser fijado en el sistema inmediatamente después de la finalización y aceptación de la prueba. En el caso de que el factor del medidor exceda los límites de control establecidos o la prueba no sea aceptada por alguna de las partes, se mantendrá el factor existente y se procederá inmediatamente a la utilización del medidor de respaldo certificado. El factor del medidor sólo podrá ser cambiado por los representantes de la empresa que realizaron las pruebas de calibración y deberá ser modificado en el computador de flujo de la unidad de medición automática en línea. El computador de flujo recibirá previamente el nuevo factor del probador, calculará y presentará el valor final obtenido para el factor del medidor, debiendo mostrar la opción de aceptar o rechazar la modificación del mismo. Causas de Rechazo de las Pruebas.

Cuando el número de corridas permitidas haya sido excedido durante la realización de las pruebas, sin alcanzar la condición de aceptación.

Por la ausencia de los representantes autorizados para presenciar la prueba.

Cuando los procedimientos sean diferentes a los estipulados en normas ISO y API, de acuerdo con la autorización previa y de mutuo acuerdo entre la DNH y la operadora, antes del diseño y selección de los equipos de medición.

Cuando existan fallas del medidor o probador durante la prueba.

Cuando existan fallas de alimentación eléctrica. Instrumentos y Equipo.

Probador bi-direccional con volumen certificado a condiciones de referencia.

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Sensores de temperatura, tanto en el probador como en el medidor a calibrar. Incertidumbre en la medición de temperatura ± 0,2 ºC o mejor. En mediciones de hidrocarburos se recomienda una incertidumbre de medición de temperatura ± 0,05ºC.

Sensores de presión, tanto en el probador como en el medidor en calibración. Incertidumbre en la medición de presión ± 0,05 MPa o mejor. En mediciones de hidrocarburos se recomienda una incertidumbre de ± 0,025 Mpa o mejor.

Mangueras flexibles o tubería acoplada.

Cable para toma de señal de pulsos.

Computadora con programa de aplicación para el probador o instrumentos para colección y despliegue de temperatura, pulsos, presión y señal eléctrica.

Procedimiento General de Calibración. Requerimientos.

El medidor de flujo debe de ser calibrado con el líquido o líquidos con los que opera normalmente el sistema de medición a emplear.

No debe existir vibración o pulsaciones en la tubería que puedan afectar el comportamiento del medidor de flujo.

Actividades preliminares.

Conectar los instrumentos del sistema de prueba y del sistema de medición al computador de flujo.

Conectar la señal de pulsos del medidor al computador o contador.

Verificar que las señales del proceso de medición ingresen al computador. Procedimiento de Calibración. 1) Poner en línea el medidor y probador.

2) Definir el número de corridas del probador.

3) Iniciar la prueba (cambio de posición de la válvula de 4 vías).

4) Tomar los datos de temperatura presión y pulsos del medidor.

5) Cálculo del volumen transferido con los datos obtenidos. Las pruebas se realizaron desde el cuarto de control de la unidad LACT en presencia de los fiscalizadores de la DNH y de la compañía productora.

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2.4 MARCO LEGAL

La función de ejercer la “fiscalización de hidrocarburos” se remonta al artículo 33 de la Ley 1 de 1984, (derogado por el Artículo 68 del Decreto 2119 de 19924) que creó la División de Fiscalización de Hidrocarburos en el Ministerio de Minas y Energía, la cual tenía las siguientes funciones: “a) Ejercer directamente o por intermedio de los inspectores de hidrocarburos, la fiscalización y vigilancia de la industria en sus diferentes ramas a fin de asegurar el cumplimiento de las obligaciones a su cargo de los exploradores y explotadores; b) Controlar las ventas de Hidrocarburos para el procesamiento en el país y preparar las liquidaciones en moneda extranjera que deban ser autorizadas para el pago de las compras respectivas de acuerdo con las disposiciones que rigen la materia; c) Preparar las liquidaciones de cánones superficiarios, participaciones y beneficios, impuestos de transporte por oleoductos y gasoductos y comprobar el pago oportuno de los mismos; d) Preparar los conceptos referentes a las solicitudes de exención de derechos de aduana de los equipos de perforación, oleoductos, gasoductos y refinerías y supervisar la destinación de los elementos así importados; e) Elaborar los proyectos de reglamentos sobre mantenimiento y conservación de instalaciones y equipos de los campos de explotación y velar por su cumplimiento; f) Llevar el registro de los contratos de servicios inherentes a la exploración y explotación de hidrocarburos y revisar las nóminas de las compañías dedicadas a la industria del petróleo, para los efectos legales respectivos”. Después de la Ley 1ª de 1984, desapareció la función de fiscalización como actividad específica del Ministerio de Minas y Energía, sin embargo, el Decreto 070 de 2001, contempla las siguientes funciones para la Dirección de Hidrocarburos del Ministerio de Minas y Energía, que corresponden con actividades de fiscalización: 8. Velar por la correcta y adecuada exploración y explotación de los yacimientos de hidrocarburos para asegurar que estas actividades se realicen en forma técnica y económica y se asegure la utilización y aprovechamiento de los recursos en forma racional e integral. 9. Tomar las medidas técnicas y económicas indispensables para la conservación de los yacimientos de hidrocarburos de propiedad nacional o particular. (…) 13. Estudiar y aprobar desde el punto de vista técnico los planes de explotación de hidrocarburos, según la tasa eficiente máxima de explotación y criterios de conservación de yacimientos”. Para el mismo Ministerio, la fiscalización se relaciona directamente con la medición estática y dinámica de hidrocarburos5. Esta función, como ya se mencionó, siempre ha estado en cabeza del Ministerio de Minas y Energía a pesar

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de las reestructuraciones que ha tenido la entidad en los últimos años. En los casos de los contratos de asociación, la vigilancia y control se realiza conjuntamente entre el Ministerio de Minas y Energía (Decreto 1895 de 1973) y Ecopetrol. En los contratos de concesión, el control y la vigilancia de la producción de los pozos que se reporta para la liquidación de las regalías recae única y exclusivamente sobre el Ministerio de Minas y Energía, el cual la realiza a través de sus ingenieros de campo. Para lograr cumplir con las labores de seguimiento y control, el Ministerio de Minas y Energía cuenta con 11 Zonas en el territorio colombiano así: Zona 01 - Tibú - Catatumbo Zona 03 - Valle Inferior del Magdalena (VIM) Zona 04 - Departamento de Arauca Zona 05 - Departamento de Santander Zona 07 - Departamento de Casanare Zona 08 - Campos Cusiana, Cupiagua y Floreña. Zona 09 - Departamento del Meta Zona 10 - Valle Medio del Magdalena (VMM) Zona 11 - Departamento del Huila Zona 12 - Departamento del Tolima Zona 13 - Departamento Putumayo Los volúmenes de producción de crudo y gas natural de cada campo son reportados diariamente por los correspondientes ingenieros de zona de cada operador, tanto a la Dirección General de Hidrocarburos del Ministerio de Minas y sus asociados, y casas matrices cuando los hay. La determinación del volumen de hidrocarburos producido en cada campo corresponde a la sumatoria de la producción de cada uno de los pozos que lo conforman, y es realizada por cada una de las empresas explotadoras, bajo la vigilancia y control del Ministerio de Minas y Energía (Decreto 1895 de 1973) y de Ecopetrol, en los casos en que esta empresa tiene participación en la producción. El Decreto 1895 de 1973, en su artículo 83 estableció que en los primeros 15 días de cada mes, todos los explotadores de hidrocarburos deben enviar al Ministerio de Minas y Energía la información sobre las operaciones realizadas el mes anterior; entre dicha información se encuentra el formulario No 9-CR y 17, que hace referencia al Informe Mensual de Producción de los pozos de petróleo y gas respectivamente. Igualmente, en el artículo 102, se estableció la presentación anual del Informe de Ingeniería, el cual contiene información para realizar proyecciones de explotación y establecer los volúmenes aptos de producción en cada uno de los casos. En la práctica, el reporte de producción de cada pozo se hace en forma diaria al funcionario del Ministerio de Minas y Energía encargado del área en donde se localiza el pozo. En los casos de los contratos de concesión, el control y la vigilancia de la producción de los pozos que se reporta para la liquidación de las regalías recae única y exclusivamente sobre el Ministerio de Minas y Energía, el cual la realiza

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con los mencionados ingenieros de campo. Con la abolición de los contratos de concesión para la explotación de hidrocarburos en 1974, en los nuevos contratos de asociación se establecieron controles a la producción por parte de Ecopetrol y el Ministerio de Minas y Energía. A su vez, el Decreto 4923 del 26 de diciembre de 2011, que reglamenta el Sistema General de Regalías, incluyó la siguiente definición de fiscalización: “ARTÍCULO 13. Fiscalización. Se entiende por fiscalización el conjunto de actividades y procedimientos que se llevan a cabo para garantizar el cumplimiento de las normas y de los contratos de exploración y explotación de recursos naturales no renovables, la determinación efectiva de los volúmenes de producción y la aplicación de las mejores prácticas de exploración y producción, teniendo en cuenta los aspectos técnicos, operativos y ambientales, como base determinante para la adecuada determinación y recaudo de regalías y compensaciones y el funcionamiento del Sistema General de Regalías” “(…) El Gobierno nacional definirá los criterios y procedimientos que permitan desarrollar la exploración y explotación de recursos naturales no renovables técnica, económica y ambientalmente eficiente, así como los aspectos técnicos, tecnológicos, operativos y administrativos para ejercer la labor de fiscalización. Para la tercerización de la fiscalización, conforme lo determine el reglamento, se tendrá en cuenta entre otros, la experiencia en metrología en el sector de minerales e hidrocarburos, idoneidad en labores de auditoría, interventoría técnica, Administrativa y financiera o revisoría fiscal y solvencia económica. El porcentaje destinado a la fiscalización de la exploración y explotación de los yacimientos, y al conocimiento y cartografía geológica del subsuelo, será administrado en la forma señalada por el Ministerio de Minas y Energía, directamente, o a través de las entidades que éste designe. Parágrafo Primero. La selección objetiva de los particulares para desarrollar la fiscalización, deberá observar las normas de contratación pública, sobre conflictos de intereses, inhabilidades e incompatibilidades vigentes, no solo frente a las entidades contratantes sino a las empresas sobre las cuales recaerá dicha fiscalización.

MINISTERIO DE MINAS Y ENERGIA.

MARCO REGULATORIO DE LA DIRECCION DE HIDROCARBUROS Y FISCALIZACION

Código de Petróleos.

60

Ley 10 de 1961.

Ley 141 de 1994.

Decreto 1895 de 1973.

Decreto 300 de 1993.

Decreto 070 de 2001.

Decreto 756 de 2002.

Decreto 3229 de 2003.

Decreto 3683 de 2003.

Resolución 8 - 0245 de marzo 7 de 1994 “por el cual se establecen los

nuevos métodos para determinar el contenido de agua y sedimento en

petróleo crudo”.

Resolución 8 - 0485 de marzo 22 de 1995. “ por lo cual se determina la

jurisdicción de las zonas de Hidrocarburos”.

2.4.1 FUNCIONES DIRECCIÓN HIDROCARBUROS RELACIONADAS CON FISCALIZACIÓN Velar por la correcta y adecuada exploración y explotación de los yacimientos de hidrocarburos para asegurar que estas actividades se realicen en forma técnica y económica y se asegure la utilización y aprovechamiento de los recursos en forma racional e integral. Velar por el cumplimiento de las disposiciones legales, reglamentarias y las normas técnicas relacionadas con la exploración y explotación de hidrocarburos, así como con la refinación, transporte, comercialización, distribución y consumo final del petróleo y sus derivados. Tomar las medidas técnicas y económicas indispensables para la conservación de los yacimientos de hidrocarburos de propiedad nacional. Estudiar y aprobar desde el punto de vista técnico los planes de explotación de hidrocarburos, según la tasa eficiente máxima de explotación y criterios de conservación de yacimientos. Realizar las liquidaciones mensuales por concepto de regalías, para realizar anticipos y liquidaciones definitivas cada trimestre. Realizar las liquidaciones del impuesto de transporte de crudo. Autorizar en todas las clases de contratos la iniciación de explotación de hidrocarburos, previo estudio y análisis de los informes que los interesados presenten.

2.4.1 Seguimiento y control Con el fin de ejercer el seguimiento y control que le corresponde a La Dirección Hidrocarburos y asegurar su confiabilidad, se tienen asignados funcionarios en diferentes zonas geográficas del país, ya sean Ingenieros ó Técnicos, lo cuales fuera de las funciones base de la Dirección, desarrollan otras especificas Relacionadas, entre las cuales encontramos:

61

• Supervisión y seguimiento de todas las operaciones desarrolladas en los campos de cada zona, con el fin de que estén en conformidad con las obligaciones contractuales y legales vigentes; como también, asegurar que dichas operaciones cumplan con la reglamentación técnica emitida por el Ministerio. • Revisión y aprobación de toda la información básica relacionada con la producción de hidrocarburos, que son la base para la liquidación de Regalías. • Organizar las bases de datos y archivos técnicos de la oficina de zona. de los diferentes contratos, proyectos especiales, permisos de quema, comisionamientos y formatos propios del Ministerio (formas, permisos, guías de transporte, localización municipal de pozos, etc.) relacionados con operaciones de exploración y explotación de hidrocarburos.

• Seguimiento y presencia en actividades propias del Ingeniero de Zona, tales como aforos de tanques, calibración de equipos y medidores utilizados en los diferentes campos, operaciones de perforación (registros eléctricos, pruebas de pozo) y operaciones de producción (pruebas de potencial, pruebas de presión, reacondicionamientos, registros de producción, etc.).

• Demás asignadas por la Dirección de Hidrocarburos.

Las oficinas de zona creadas, con el fin de asegurar un mejor seguimiento y control son: • Zona 04 - Departamento de Arauca • Zona 05 - Departamento de Santander • Zona 07 - Departamento de Casanare • Zona 08 - Cusiana, Cupiagua y Floreña. • Zona 09 - Departamento del Meta • Zona 11 - Departamento del Huila • Zona 12 - Departamento del Tolima

2.5 MARCO CONCEPTUAL

La fiscalización de hidrocarburos consiste en velar por la correcta y adecuada exploración y explotación de los yacimientos de hidrocarburos para asegurar que estas actividades se realicen en forma técnica y económica y se asegure la utilización y aprovechamiento de los recursos en forma racional e integral, tomar las medidas técnicas y económicas indispensables para la conservación de los yacimientos de hidrocarburos de propiedad nacional o particular, estudiar y

62

aprobar desde el punto de vista técnico los planes de explotación de hidrocarburos, según la tasa eficiente máxima de explotación y criterios de conservación de yacimientos y quizá la función más importante, y en la que se centra este estudio, consiste en la medición de los volúmenes de hidrocarburos efectivamente producidos en un campo petrolero. Esta labor representa ciertos desafíos técnicos porque no todo lo que se produce en un campo es petróleo, no todo el petróleo se comercializa y no siempre la producción corresponde a la actividad de explotación. Como se considera que existe confusión entre pozo y campo y sobre dónde se debe realizar la fiscalización del volumen de producción, vale la pena aclarar estos conceptos. Cuando se habla de pozo, se está describiendo el lugar físico por donde se produce el hidrocarburo, es decir, hace alusión al sito en que se realizó la perforación en el subsuelo con este fin. Un campo, por otra parte, es la proyección en superficie del lugar en el subsuelo en donde se encuentra almacenado el hidrocarburo (yacimiento) y es explotado, generalmente, mediante un conjunto de pozos perforados para producir el hidrocarburo que se encuentra en el yacimiento. La anterior distinción es importante, porque, por ejemplo, en la legislación sobre regalías se establece que las mismas se pagan “en boca de pozo”; sin embargo la verdadera medición de lo que produce un pozo se obtiene indirectamente a través de la producción total del campo y la fiscalización del crudo se hace, no en los pozos, sino en los tanques de almacenamiento que debe tener el campo y en los cuales el petróleo ya está libre de impurezas. Si se hiciera la fiscalización en boca de pozo, se obtendría una lectura errónea por el simple hecho de que el petróleo, recién salido del pozo, contiene agua y otros contaminantes (BSW2) y es por esto que no todos los líquidos producidos son petróleo. Es importante eliminar o retirar este BSW para poder fiscalizar correctamente y luego vender el crudo; entonces es en los tanques de almacenamiento, donde se tiene realmente el petróleo en condiciones de venta y donde se debe realizar la medición de los volúmenes de petróleo producido. Por otra parte, cuando se afirma que no todo el petróleo que se produce se comercializa, es porque se deben tener en cuenta ciertas pérdidas que ocurren durante el proceso de tratamiento del crudo y además porque también las compañías tienen la opción de alimentar plantas generadoras con parte del crudo explotado para desarrollar la operación del campo y hacer funcionar los equipos, y este crudo si bien es medido, no hace parte del ciclo de generación de regalías pues es considerado necesario en las labores propias de la explotación y por lo tanto está exento de pagos y es lo que en la industria se denomina autoconsumos. Por supuesto el “descuento” de autoconsumos se debe definir dentro de ciertos límites establecidos por un análisis técnico. Finalmente, está el tema de calidad de la producción, la cual tiene que ver con la amplia gama de petróleos que se pueden producir, en virtud de su densidad y composición, y las características de dicha producción, que varían de un lugar a otro, o por los mismos procesos de producción, que es necesario hacer

63

correcciones que posibiliten estandarizar el proceso de medición, que serán explicadas más adelante. La fiscalización de hidrocarburos está justificada, además, por el valor de la regalía que corresponde al Estado, valor que depende de 5 factores: volumen de producción, porcentaje de regalía, porcentaje asignado al Estado, precio base para el cálculo de regalía y tasa representativa del mercado. De estos factores, el porcentaje asignado al Estado y el porcentaje de regalía están establecidos taxativamente en la Ley; la tasa representativa del mercado, la establece el Banco de la República; el volumen de producción es resultado de la fiscalización y es reportado por los productores y consolidado por el Ministerio de Minas y Energía y el precio base de liquidación es calculado por el Ministerio de Minas y Energía. Por todo lo anterior, son la revisión del procedimiento de medición del volumen de producción y el cálculo del precio base, los dos factores que revisten mayor complejidad e importancia a la hora de evaluar el proceso de liquidación de las regalías petrolera. 3. DISEÑO METODOLOGICO

Como el presente proyecto de Investigación se origina un estándar para establecer parámetros y criterios que permitan una efectiva utilización de los sistemas de medición para hidrocarburos líquidos y gaseosos en transferencia de custodia, lo cual indica que la investigación tiene por objeto analizar la información recopilada y realizar así sus conclusiones explicativas y cuantitativas.

3.1 DISEÑO DE LA INVESTIGACION

64

Las fases de toda investigación son todas aquellas etapas definidas por los objetivos específicos del trabajo, los cuales servirán de orientación directa de todo el proceso investigativo y que le darán su carácter universal.

La metodología seleccionada para elaborar este Proyecto de Investigación es la metodología descriptiva. Esta metodología tiene por objeto central lograr la descripción o caracterización de los sistemas de medición, la cual está estructurada en tres: Fase I- Definición del Proyecto, Fase II- Análisis de Contexto, Fase III- Definición de los Requerimientos. Esta metodología se adapta perfectamente a la investigación ya que tenemos la facilidad de observar en la planta el comportamiento de distintos tipos de sistemas de medición en su operación. Para llevar a un feliz término esta investigación solo se tomaran las fases necesarias para el desarrollo del mismo.

3.1.1 Fase I: Definición del Proyecto.

Esta fase se realizó con el propósito de estudiar y analizar el entorno para el cual se quería desarrollar el proyecto y el producto de la investigación, logrando darle sentido al problema tratado, su sustentación y estableciendo la importancia a nivel industrial y comercial.

Esta fase se lograra, a través de los siguientes pasos:

Planteamiento del Problema.

Justificación.

Bases Teóricas.

Fases de la Investigación.

3.1.2 Fase II: Análisis de Contexto.

El objetivo de esta fase es obtener un sólido conocimiento de los sistemas de medición para escoger los requerimientos funcionales de la operación las unidades LACT para transferencia de custodia y fiscalización de hidrocarburos, para que permitan obtener los mejores resultados, de acuerdo a las recomendaciones de las normas internacionales.

Esto se lograra en él capitulo II, con los siguientes pasos:

Antecedentes de la investigación?

Bases Teóricas.

Reseña histórica.

3.1.3 Fase III: Diseño Preliminar

65

Definir los requerimientos para obtener la mejor exactitud y aseguramiento metrológico de la medición para transferir en custodia, independiente de la cantidad de producto según las normas internacionales (API MPMS). El objetivo de esta fase es elaborar esquemas generales y detallados, que mostrará aplicaciones en instalación de equipos de medición para hidrocarburos que permita definir los requerimientos de técnicos que permitan obtener los mejores resultados de un sistema de medición.

Esto se lograra, a través de los siguientes pasos:

Diseño Preliminar

Factibilidad Técnica

Análisis de costos y Beneficios

3.2 ENFOQUE DE LA INVESTIGACION

Este en un estudio descriptivo de enfoque cuantitativo pues se recolectaran datos o componentes sobre los diferentes sistemas de medición hidrocarburos a estudiar, se realizará un análisis y medición del mismo para comparar el comportamiento de los diferentes sistemas de varios proveedores. Lo cual se convierte en una guía fundamental para la definición de criterios claves para seleccionar el tipo y tamaño de los sistemas de medición para oleoductos y poliductos, esto con el propósito de estandarizar los procedimientos que afectan la medición de cantidad y calidad de crudos, refinados, GLP, gas natural y biocombustibles, en operaciones de transferencia de custodia y fiscalización, de acuerdo con parámetros nacionales e internacionales.

3.3 TIPO DE INVESTIGACION

La investigación se centra principalmente en estandarizar los procedimientos que afectan la medición de cantidad y calidad de los hidrocarburos líquidos y gaseosos, que permitan obtener los mejores resultados de un sistema de medición, de acuerdo a las recomendaciones de las normas internacionales.

Precisamente la investigación objeto del presente estudio es la evaluación y criterios de selección de tecnologías para la implementación de sistemas de medición en los procesos de fiscalización y custodia de hidrocarburos líquidos y gaseosos que permita mejorar la calidad en operación de transferencia en custodia, basado en tecnología de punta y el análisis de fisicoquímicos de las variables.

para reforzar esta investigación, se utilizaron modalidades específicas de las investigaciones de Campo y Documental. Con el aporte de la Investigación de Campo, se lograra realizar un análisis sistemático de los problemas que atañen al uso y vida útil de los instrumentos, con el propósito de describirlos, explicar sus

66

causas y efectos, además de sus factores constituyentes, prediciendo su ocurrencia.

El aporte de la Investigación Documental, es el estudio de problemas suscitados con el propósito de ampliar y profundizar el conocimiento de su naturaleza. Esto permite tener un nuevo enfoque y criterios valederos como para establecer que si el proyecto es económica y tecnológicamente factible desarrollarse dentro de la industria.

3.4 TECNICAS DE RECOLECCION DE LA INFORMACION

TECNICAS DE RECOLECCIÓN DE INFORMACIÓN.

3.4.1 La observación. La observación científica, según Abraham Kaplan

“es búsqueda deliberada, llevada con cuidado y premeditación, en contraste

con las percepciones casuales, y en gran parte pasivas, de la vida cotidiana

Para el caso se estará observando sistemas montados en los diferentes proyectos en que los investigadores an participado en el área de sistemas de medición.

3.4.2 La entrevista. Si los objetivos de la investigación han conducido al investigador a que crea que la mejor fuente de la información primaria le va a proporcionar no ya la observación directa de ciertos acontecimientos sino los testimonios y reportes verbales que proporciona un conjunto de personas que han participado o presenciado dichos acontecimientos, entonces la técnica apropiada a utilizar será la entrevista. Para el caso se harán entrevisa a algunas de las personas que han tenido contacto con la implementación de sistemas de medición Ingenieros, técnicos, especialistas.

3.4.3 la encuesta. Mientras en la observación y en la entrevista el número de unidades de análisis (obreros, campesinos o empresarios) y el número de dimensiones o variables (edad, sexo, ocupación o educación) eran limitados, en la encuesta el volumen de información sobre las unidades y las variables es mucho mayor y a veces considerablemente grande, debido a la utilización de técnicas de muestreo y a la inferencia estadística. Enseguida se observa el preliminar de algunas de las preguntas de la encuesta a implementar. Como técnica principal para determinar el método más adecuado para la implementación de sistemas de medición se desarrolló la encuesta, ANEXO 1

67

3.5 HIPOTESIS

La selección adecuada de tecnologías, estándares y proveedores son un factor que influye en gran manera en la calidad de la medición de hidrocarburos y sus derivados.

3.6 VARIABLES

Variable Independiente: selección adecuada de tecnologías y estándares en implementación de sistemas de medición. Variable Dependiente: la calidad de los sistemas de medición implementados para la medición de hidrocarburos.

68

3.7 OPERACIONALIZACION DE VAIRABLES

Tabla 8 Operacionalizacion de variables

V DEFINICION DIMENSIONES INDICADORES FUENTES TECNICAS ASPECTOS A OBSERVAR

Establecer criterios de selección de tecnologías para la implementación de sistemas de medición.

Investigación para establecer criterios que deben ser aplicados al diseño, mejoramiento y estandarización de los proceso de ingeniería para la construcción de facilidades de medición de cantidad y calidad de hidrocarburos líquidos y gaseosos para transferencia en custodia.

Criterios que deben ser aplicados al diseño, mejoramiento y estandarización de los proceso de ingeniería.

• Exactitud en los diferentes sistemas de medición y consultas a expertos en el tema.

Primarias

Observación Directa

Medición en un brazo en línea y compararla con el sistema probador calibrado.

• Operación del proceso en la planta.

Construcción de facilidades de medición de cantidad y calidad de hidrocarburos líquidos y gaseosos para transferencia en custodia.

• Buena selección del sistema de medición.

Comparar la medición dinámica con la medición estática.

• Facilidades para expansiones futuras y actualización tecnológica.

Analizar el tipo de producto a manejar y medidores, probadores, válvulas y otros equipos seleccionados para el sistema de medición.

• Accesibilidad a los equipos para mantenimiento y verificación de la exactitud.

• Aseguramiento metrológico.

Encuesta

Consulta a expertos atraves de cuestionarios.

Procesos de fiscalización y custodia de hidrocarburos líquidos y gaseosos.

Situación en la cual se centra la investigación para obtener la mejor exactitud de la medición para transferir en custodia.

Obtener la mejor exactitud de la medición del producto.

• Mejores resultados de un sistema de medición de hidrocarburos.

Recolección de datos con el personal que trabaja con sistemas de medición en ECOPETROL y OCENSA.

69

4. RESULTADOS

4.1 ENCUESTAS

Como una herramienta o extrategia de investigacion se utilizo la encuesta, donde esta fue realizada a profesionales y tecnicos conocedores del tema de intereses de investigacion, y en la cual se realizaron preguntas que nos podrian ayudar a determinra parte de los objetivos del proyecto.

VER ANEXO 4

4.2 GRAFICAS OBTENIDAS DE LAS PREGUNTAS DE LA ENCUESTA.

Grafica 1.

0

5

10

15

API 523 API MPMS

5

15

# D

E R

ESP

UES

TAS

POSIBLES RESPUESTAS

1. Cual de las siguientes normas considera mandatoria o primordial en la implementacion de

sistemas de medicion de hidrocarburos ?

70

Grafica 2.

Grafica 3.

02468

1012

RETIE CREG MINISTERIO DEMINAS YENERGIA

FISCALIAGENERAL DE LA

NACION

3

11

1

5

# D

E R

ESP

UES

TAS

POSIBLES RESPUESTAS

2. Cual de las siguientes organizaciones lidera el manejo referente a la regulacion de comercializacion de hidrocraburos?

0

2

4

6

8

10

Desplazamientopositivo

coriolisis ultrasonido

10

5 5

# D

E R

ESP

UES

TAS

POSIBLES RESPUESTAS

3. Cual de los siguientes pricipios de medicion considera con mayor aplicabilidad en la

medicion de hidrocarburos liquidos pesados?

71

Grafica 4.

Grafica 5.

0

5

10

15

20

PIT PIT, TIT, PI e TIy termopozo

de verificación

TIT TIT, TI,

0

20

0 0

# D

E R

ESP

UES

TAS

POSIBLES RESPUESTAS

4. en la implemantacion de un brazo de medicion para un medidor ultrasonico con enderesadores de flujo, según API MPMS Cual de los siguientes es el

orden de los isntrumentos y adicionales aguas abajo del medidor?

02468

101214

GE FANUC SMITH METER ENDRES &HAUSERT

EMERSSON

6

0

14

0

# D

E R

ESP

UES

TAS

POSIBLES RESPUESTAS

5. cual de las siguientes marcas de equipos para la implementacion de sistemas de medicion

conoce?

72

Grafica 6.

Grafica 7.

0

2

4

6

8

10

OVNI ALLANBRAILED

EMERSSON FMC

10

0

2

8

# D

E R

ESP

UES

TAS

POSIBLES RESPUESTAS

6. Cual de las siguientes marcas de Unidades LACT recomienda?

0

5

10

15

YOKOHAWA MOTOROLA EMERSSON SIEMENS

14

3 3

0

# D

E R

ESP

UES

TAS

POSIBLES RESPUESTAS

7. En la implemantacion de sistemas de medicion estaica de hidrocarburos liquidos ( tanques de techo flotante ) , que marcas ha

visto implementadas y recomienda?

73

Grafica 8.

Grafica 9.

02468

10

perfil develocidad,numero de

reynolds

temperatura,S&W, Presion.

temperatura,S&W, Presion,

factor demedicion

API,Temperatura,

Presion

4 4

9

3

# D

E R

ESP

UES

TAS

POSIBLES RESPUESTAS

8. en la medicion en trasferencia en custodia sobre que variables de proceso de debe hacer compensacion para

evaluacion de volumen neto de producto?

0

5

10

15

rango detemperatura,

rango de flujo,rango de presion,

condicione deinstalacion,

altura nivel delmar,

temperatura,presion.

viscosidad,humedad, punto

de nube

temperatura,viscosidad,humedad,

presion, conexióna proceso

11

4 3

2

# D

E R

ESP

UES

TAS

POSIBLES RESPUESTAS

9. cual de los siguientes variables o condiciones de proceso son consideran criticas, en la eleccion de un sistema de

medicion de hidrocarburos?

74

Grafica 10.

0123456

Presión: 14.696psia a nivel del

mar.Temperatura: 60.0

°F

101.325 kPa, anivel del

mar.Temperatura15.556 °C.

1 y 2 Presión: 9 .8 psia anivel del mar.

Temperatura: 0 °F

5 6

4 5

# D

E R

ESP

UES

TAS

POSIBLES RESPUESTAS

10. cual de las siguientas alternativas son las condiciones estandar de referencia ECOPETROL, para los sitemas de

medicion y trasferencia de hidrocarburos?

75

5. DISCUSIÓN DE RESULTADOS

Perdidas económicas debido a los errores en la medición.

Tabla 9 perdidas economicas por la mala medicion.

line size Flow Rate US $ per Day US $ per Year

(in) (gpm) (bpd) 0.1% Bias 0.5% Bias 0.1% Bias 0.5% Bias

2 29 1.000 $ 100,00 $ 500,00 $ 36.500,00 $ 182.500,00

2 58 2.000 $ 200,00 $ 1.000,00 $ 73.000,00 $ 365.000,00

2 125 4.286 $ 429,00 $ 2.143,00 $ 156.585,00 $ 782.925,00

3 420 14.400 $ 1.440,00 $ 7.200,00 $ 525.600,00 $ 2.628.000,00

4 600 20.571 $ 2.058,00 $ 10.286,00 $ 751.170,00 $ 3.755.850,00

6 1000 34.286 $ 3.429,00 $ 17.143,00 $ 1.251.585,00 $ 6.257.925,00

Vemos que la selección adecuada de un sistema de medición depende totalmente del buen conocimiento de las variables de proceso, propias de los productos a medir (hidrocarburos líquidos y gaseosos), donde estas variables serian; rango de temperatura, rango de flujo, rango de presión y condiciones de instalación.

Con estas variables se cubre los requisitos del tipo de medidor (características físico químicas del producto) y especificaciones de tamaño y capacidad (rango de flujo y rango de presión).

Teniendo en cuenta las características de proceso nombradas y del producto (fluido o gas ) a medir se puede tomar como guía la siguiente tabla.

76

Tabla 10 Criterios para selección de medidores.

Respecto a los objetivos del proyecto se evalúan y comentan en el numeral de conclusiones.

77

6. CONCLUSIONES

Los resultados obtenidos a lo largo del desarrollo de criterios claves para seleccionar el tipo y tamaño de los sistemas de medición para oleoductos y poliductos, sientan las bases para la implementación de sistemas de medición en los procesos de fiscalización y custodia de hidrocarburos líquidos y gaseosos.

Las bases y criterios de diseño deberán estar en concordancia con las principales características o fundamentos del API MPMS ─ Capitulo 6.6 “Pipeline Metering Systems”, para realizar la mejor selección de un sistema de medición asociada a un oleoducto. Esta investigación se centró principalmente en documentar información que puede ser aplicada a los sistemas de facilidades de recolección y tratamiento de crudo en actividades de producción y transporte, de igual manera a sistemas de medición en estaciones de oleoductos, poliducto. Para monitoreo, control operativo y transferencia de custodia. Cuando se diseña un sistema de medición para oleoductos, el objetivo es obtener la mejor exactitud de la medición para transferir en custodia, independiente de la cantidad de producto y la exactitud de la medición de un sistema depende de los medidores, probadores, válvulas y otros equipos seleccionados para el sistema de medición. En los sistemas de medición es importante definir de manera acertada los requerimientos de diseño, selección de equipos, instalación y pruebas funcionales de sistemas de medición dinámica de cantidad y calidad de hidrocarburos líquidos (refinados, GLP, crudos), a ser instalados en plantas o ductos, donde se realice su transferencia de custodia entre las diferentes áreas operativas En el diseño de un sistema de medición se busca principalmente establecer parámetros y criterios que permitan una efectiva utilización de los sistemas de medición electrónica para hidrocarburos líquidos en transferencia de custodia.

Enseguida enumeramos las conclusiones del proyecto aterrizadas a los objetivos de la investigación.

Evaluando los resultados de la encuesta se podría definir que los sistemas más favorables y utilizados son las unidades LACT, debido a que ofrecen

78

un paquete completo de soluciones electromecánicas, de instrumentación y control que permiten tener más auditoria sobre la cantidad y calidad de producto medido que es el objetivo de estos sistemas. Asociado al cumplimiento de las normas, se podría decir que hay una tendencia a sistemas LACT de marcas como FMC, y EMERSON, que son dos de las más implementadas en el gremio. De estas marcas uno de los valores agregados es que ofrecen representación en el país para el caso de FMC con PANTECNICAS y para el caso de EMERSON con la división de EMERSON PROCESS en el país.

Revisando la información obtenida en proyectos propios de los tesistas (PLR REFICAR, oleoducto bicentenario, oleoducto de los llanos, estaciones de recibo y rebombeo OCENSA, terminal marítimo Coveñas, centro de producción y facilidades CPF Cusiana, descargadero OCENSA Cusiana, podemos concluir que las unidades LACT que se manejan en el mercado colombiano ofrecen ventajas de respaldo, garantía y certificación de las medidas bajo patrones y normatividad internacional ( API MPMS ).

Observando los resultados de la encuesta concluimos que para nuestro país es mandatorio seguir las normas y prácticas recomendadas del manual de medición de hidrocarburos de ECOPETROL y del API MPMS, que de una u otra forma el primero es basado en la reglamentación del segundo M. De tal forma que las pautas o recomendaciones que en algún momento son en cierta forma normatividad nos dan las directrices para el diseño y la implementación llave en mano de los sistemas en mención.

Al igual que los resultados dados por la encuesta a especialistas y técnicos del gremio, evaluando la información tanto en entidades conocedoras del tema como en proveedores de equipo de renombre podemos concluir que las llamadas practicas recomendadas dadas por los diferentes fabricantes de sistemas de medición y fiscalización de crudos vienen sujetas a normatividad API e ISA. Donde las ventajas de cada proveedor se ven reflejadas en las tecnologías aplicadas a los equipos ofrecidos a nivel de instrumentación, control, principios físicos, mantenibilidad, confiabilidad, facilidad de operación y respaldo posventa.

Evaluando la información encontrada y los proyectos en los que se ha participado en cuanto al diseño de sistemas de medición se observa que son aterrizados al capítulo del MPMS, donde podría considerarse que los diseños son basados en estándares ya fijados para las diferentes aplicaciones como se puede observar en el numeral 2.3.1.5 SELECCIÓN DE EQUIPOS EN CAMPO.

79

Según las normas mandatorias del tema estas variables son: rango de temperatura, rango de flujo, rango de presion, condiciones de instalacion, no sin ser menos importantes variables propias del producto como la viscosidad, corrosividad,

80

7. RECOMENDACIONES Es recomendable optimizar un sistema de medición estática en cualquier planta relacionada con medición de hidrocaburos a un sistema de medición dinámica, ya que la medición dinámica presenta una incertidumbre más baja, brindando confianza y calidad en la medición, lo cual representa mayores ingresos para la planta. Se recomienda que el sistema de medición dinámica a implementarse cumpla con todas las normas y estándares del manual único de medición API MPMS. Tener en cuenta en la selección de medidores el tipo de producto a manejar, para que se ajuste de una mejor forma a las propiedades del hidrocarburo.

81

BIBLIOGRAFIA

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Válvulas de control, http://www.walworthvalves.com/es/products/cast-steel

http://www.boteli.com/es/productshow/160-v%C3%A1lvula-de-compuerta-plana-de-tipo-k-api-6d.html#.UvZQh2KSwf0

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http://www.bicentenario.com.co/index.php?idsingle=13&id_int_single=0.

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FMC TECHNOLOGIES 2013-best measurement practices (bmp) - fmc technologies - meter selection and accuracy theory-Bogota.

Section 6 – Pipeline Metering Systems. Manual of Petroleum Measurement Standards Chapter 6 Metering Assemblies. Measurement Coordination Department. SECOND EDITION, MAY 1991. American Petroleum Institute 1220L Street, Northwest Washington, D.C. 20005

Section 1A – Standard Practice for the Manual Gauging of Petroleum and Petroleum Products. Manual of Petroleum Measurement Standards Chapter 3 Tank Gauging. FIRST EDITION, DECEMBER 1994. American Petroleum Institute 1220L Street, Northwest Washington, D.C. 20005

82

ANEXOS

1. Lista de figuras.

NUMERO DETALLE PAGINA

1 Figura 1 medición estática 17

2 Figura 2 medición dinámica 19

3 Figura 3. Selección de medidores API-MPMS 5.1 25

4 Figura 4. Medidor desplazamiento positivo 25

5 Figura 5. Medidor tipo turbina 27

6 Figura 6 instalación de turbina 29

7 Figura 7 Medidor tipo coriolis 29

8 Figura 8 . Disposición 30

9 Figura 9 Principio 31

10 Figura 10 Instalación de un medidor coriolis 32

11 Figura 11 Principio de medición ultrasonido

34

12 Figura 12. Medidor ultrasónico para líquidos 35

13 Figura 13. Instalación para hidrocarburos líquidos 36

14 Figura 14 numero Reynolds en hidrocarburos 43

15 Figura 15 transmisor de pulsos 44

16 Figura 16 probador o sistema de prueba 46

17 Figura 17 Puesta en línea medidor - Probador 47

2. Lista de tablas.

No DETALLE PAGINA

1 Tabla 1. Unidades y medidas utilizadas 22

2 Tabla 2. Ventajas y desventajas de los medidores de desplazamiento positivo 26

3 Tabla 3. Ventajas y desventajas de los medidores tipo turbina 27

4 Tabla 4. Ventajas y desventajas del medidor tipo Coriolis 31

5 Tabla 5. Ventajas y desventajas del medidor ultrasónico 34

6 Tabla 6. Efectos de la temperatura sobre la viscosidad 39

7 Tabla 7. rangos típicos gravedad API Vs Hidrocarburos. 40

8 Tabla 8 Operacionalizacion de variables 68

9 Tabla 9 perdidas económicas por la mala medición. 75

83

10 Tabla 10 Criterios para selección de medidores. 76

84

85

86

87

88

89

90

91

92

93

94

95

96

97

98