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VICEPRESIDENCIA DE SUMINISTRO YMERCADEO

Gerencia de Planeación y SuministroVersión: 01 ECP-VSM –M-001

MANUAL DE MEDICI N DEHIDROCARBUROS

CAPITULO 1CONDICIONES GENERALES Y

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MANUAL DE MEDICIÓN DEHIDROCARBUROS

CAPITULO 1

CONDICIONES GENERALES YVOCABULARIO

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RELACIÓN DE VERSIONES

VERSIÓN DESCRIPCIÓN FECHA

00 EMISIÓN DEL DOCUMENTO NOVIEMBRE 2 DE 2005

01 REVISIÓN DEL DOCUMENTO NOVIEMBRE 11 DE 2007

DEPENDENCIA

RESPONSABLE

REVISÓ APROBÓ

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TABLA DE CONTENIDO

Pág.

RELACIÓN DE VERSIONES .................................................................................. 2

1. OBJETO .............................................................................................................. 4

2. ALCANCE ........................................................................................................... 4

3. GLOSARIO ......................................................................................................... 4

4. DOCUMENTOS DEROGADOS. NO APLICA .................................................. 33

5. CONDICIONES GENERALES .......................................................................... 33

6. DESARROLLO ................................................................................................. 33

6.1. NORMAS COMPLEMENTARIAS ........................................................................... 34 6.2. ESTÁNDAR CORPORATIVO DE INGENIERIA DE LA MEDICIÓN ....................... 42 6.3 GESTIÓN EN LAS ÁREAS OPERATIVAS ............................................................. 42

6.4 CONTROL

DE

EQUIPOS

DE

MEDICIÓN

Y

SEGUIMIENTO .................................. 43

7. REGISTROS. NO APLICA ................................................................................ 45

8. CONTINGENCIAS. NO APLICA ....................................................................... 45

9. BIBLIOGRAFÍA ................................................................................................ 45

10. ANEXOS. ........................................................................................................ 45

ANEXO 1 - CONTENIDO MANUAL DE MEDICIÓN DE HIDROCARBUROS ................ 46 ANEXO 2 - LIDERES DE MEDICIÓN ........................................................................... 49

ANEXO 3 – COMITÉ TÁCTICO DE MEDICIÓN ........................................................... 51 ANEXO 4 – RESPONSABLES DE LOS ACTIVOS ........................................................ 52 ANEXO 5 – FORMATO LISTADO DE EQUIPOS .......................................................... 54

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1. OBJETO

Estandarizar los procedimientos que afectan la medición de cantidad y calidad de crudos,refinados, GLP y Gas Natural, en transferencia de custodia y fiscalización, de acuerdo conparámetros nacionales e internacionales.

2. ALCANCE

Aplica a los procesos de diseño, construcción, operación, mantenimiento y control de lossistemas de medición de crudos, refinados, GLP y Gas Natural para transferencia decustodia y fiscalización.

3. GLOSARIO

A continuación se presentan una serie de términos con sus definiciones que permitiráentender el contenido del Manual de medición de Hidrocarburos-MMH.

A

Acciones Preventivas: Una acción tomada para asegurar el cumplimiento deprocedimientos, normas y regulaciones ó para mejorar las practicas en uso en lamedición de hidrocarburos.

Acondicionador de Señal: Dispositivo que amplifica o prepara la señal para laentrada a un dispositivo terciario. Un ejemplo es el preamplificador de una turbina.

Acondicionamiento: Etapa en la cual se titula el agua presente en la mezclasolvente Kart Fischer y cloroformo.

Acondicionador de flujo: Tramo recto de tubería que contiene aspasenderezadoras o su equivalente que se instala a la entrada del medidor de Flujopara evitar que entren remolinos de liquido y causen errores de medición.

Aforo (Tabla de Calibración del tanque de almacenamiento): (1) Proceso

mediante el cual se mide la altura de un líquido en un recipiente. (2)Profundidaddel líquido en un tanque de almacenamiento. (Véase: Aforo de vacio, Sondeo).

Aforo de vacío: (Ullaging): Proceso para determinar el espacio de volumendesocupado en un recipiente. Por ende, aforo de vacio es un método de medicióndel contenido del tanque, midiendo la distancia desde la superficie del líquidohasta el punto de referencia.

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Aforo/sondeo (medición) equivalente, tanque: El sondeo equivalente es laprofundidad de un líquido en un tanque correspondiente a un vacio dado. Seobtiene restando el vacío observado a la altura total medida desde el punto dereferencia hasta el fondo del tanque. Agua disuelta: Agua en solución en el petróleo y productos derivados delpetróleo.

Agua suspendida o emulsionada en un hidrocarburo: Es la cantidad de aguaque se encuentra emulsificada o suspendida en el hidrocarburo, se determina por pruebas de laboratorio, sobre una muestra representativa del contenido de tanque.

Agua libre (FW Free Water): Es el volumen de agua que contiene un tanque conhidrocarburos o derivados del petróleo, que no se ha disuelto en el hidrocarburo osus derivados. El nivel de agua libre se mide manualmente con pasta indicadorade agua o con una cinta de medición electrónica.

Altura de Referencia (BM): Es la distancia desde el punto de medición o plato demedición en el fondo del tanque hasta el punto de referencia, como indica la tablade aforo.

Altura de referencia observada; Distancia medida desde el fondo del tanque o laplaca de cota cero hasta el punto de referencia establecido.

Ancla de alambre de guía de fondo: Barra soldada al fondo del tanque a la cualse sujeta una guía de alambres o cables para el flotador del sistema de la sondaautomática del tanque.

Análisis composicional de gases: Para el análisis de composición de gasesestán los métodos cromatograficos, ultravioleta, visible, infrarrojo yespectroscopias de infrarrojo cercano, espectroscopia másica, sensores yanalizadores químicos.Análisis Estadístico: Análisis que permite evaluar y ajustar el comportamiento deun Factor durante un proceso a través del tiempo, midiendo la amplitud de sudispersión y observando su dirección y los cambios que experimenta; Por ejemplo:

Al determinar el Factor de un medidor ó factores de desempeño de equipos o

instrumentos de medición e inclusive para determinar Cálculos de Incertidumbreen la medición estática ó dinámica.Anillos de un Tanque: Línea o fila de láminas de acero o hierro del casco,cubierta, mampara o armazón de un tanque de almacenamiento de hidrocarburos.API: American Petroleum Institute. Instituto Americano del Petróleo de EstadosUnidos de Norteamérica, encargado de estandarizar y normalizar bajo estrictasespecificaciones de control de calidad, diferentes materiales y equipos para laindustria petrolera. Igualmente establece normas para diseño, construcción y

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pruebas en instalaciones petroleras, incluyendo diseño de equipos y pruebas delaboratorio para derivados del petróleo.

Auditado: Organización a la cuál se le realiza una auditoría.

Auditor: Persona calificada y competente en medición de hidrocarburos que llevaa cabo la auditoria.

Auditoría en Medición: Es un examen sistemático e independiente, que tienecomo fín determinar si las actividades y los resultados relativos a la medición decantidad y calidad de los hidrocarburos en cuanto a los alcances del proceso a

Auditar satisfacen las disposiciones previamente establecidas por legislación,estandarización y otros requisitos, asegurando que estas se han implementadoefectivamente y son adecuadas para el logro de los objetivos propuestos.

Auditoría Interna: Es una auditoria que se realiza por, o en nombre de, la propiaorganización, para la revisión por la dirección y con otros fines internos, y puedeconstituir la base para una autodeclaración de conformidad de una organización.

B

Bache: Es un lote o volumen determinado de hidrocarburo con una composicióndeterminada que se mueve en un periodo de tiempo determinado.

Bala: Tanque cilíndrico, utilizado para almacenar o transportar gases licuados.

Baño Fijos: Son medios donde se obtienen temperaturas fijas conocidas, basadoen los cambios de estado de los materiales a temperaturas fijas como el baño dehielo, el vapor de agua o del sulfuro, y en general puntos de congelamiento, deebullición y triples puntos. Muchos de esos valores han llegado a ser puntos dereferencia para determinar la escala y son por ello apropiados especialmente paracalibración.

Baño Variable: Es un medio donde se crea y se controla una temperaturaambiente apropiada para la inmersión de sensores de temperatura tales como

termocuplas, RTDs o termómetros de vidrio con el propósito de comparar la lecturade dos instrumentos.

Bases cilíndricas (“cylinder stock”). Lubricante para máquinas cilíndricas, talcomo las máquinas de vapor y los compresores de aire. También esta base seutiliza para la lubricación de válvulas y otros elementos de área cilíndrica.

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Bodega: Compartimiento de un bote o de un buque tanque en el que se almacenael producto.

Bote: Embarcación utilizada para el transporte fluvial que forma parte de unconvoy y que consta de bodegas en las cuales se transportan diferentes productoslíquidos.

BSW (Basic Sediment and Water): Es la cantidad de agua y sedimento que seencuentra emulsificado o suspendido en el crudo, Combustóleo u otrohidrocarburo pesado. Se debe determinar mediante pruebas de laboratorio. Sobreuna muestra representativa del líquido.

Bulbo: Es el contenedor del fluido del termómetro.

Buquetanque: Embarcación utilizada para el transporte marítimo de hidrocarburoslíquidos.

C

Cabezal de aforo del medidor automático de tanque: Caja donde se puedenencontrar el indicador y transmisor del medidor automático de tanque.

Cadena de Suministro: Serie de procesos de extracción, producción, refinación ytransporte entrelazadas entre si, que tiene como objeto que un producto llegue asu cliente final, agregándole valor en cada enlace de la cadena.

Calado: Es la profundidad de un buque por debajo de la línea de flotación, medidadesde la superficie del agua hasta el canto inferior de la quilla del buque.

Calibración de un ELM (Electronic Liquid Measurement): Es el ajuste y pruebade un ELM o sistema de componentes para cumplir con los estándares de rastreoy seguimiento que provee exactitud en los valores prescritos en un rango deoperatividad.

Calibración. El conjunto de operaciones que tiene por finalidad determinar loserrores de un instrumento para medir y, de ser necesario, otras característicasmetrológicas.

Calibración de MedidoresEs la comparación entre un volumen patrón y el medido por un medidor, acondiciones de referencia, con el fin de obtener un factor del medidor.

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CalidadGrado en el que un conjunto de características inherentes de un producto procesoo sistema, cumple con los requisitos, necesidad o expectativa establecida,generalmente implícita u obligatoria, la calidad de un hidrocarburo esta definida enel contrato que firman las partes.

Cámara de Expansión: Es una prolongación del tubo capilar en la punta deltermómetro. Previene el aumento excesivo de presiones en los termómetros llenosde gas.

Cantidad a Bordo (OBQ Onboard Quantity): Es el material que queda en lostanques del buque, espacios vacíos y/o tuberías antes de la carga. La cantidad abordo incluye agua, petróleo, desechos, residuos de petróleo, emulsificados depetróleo/agua, lodo y sedimento.

Cantidad de materia: (mol – mol): Cantidad de materia de un sistema quecontiene tantas entidades elementales como átomos hay en 0,012 kilogramos decarbono 12. (14ª CGPM, resolución 3).

Caudal en volumen: La unidad de medida es el metro cúbico por segundo, que esel caudal en volumen de una corriente uniforme tal que una sustancia de 1 metrocúbico de volumen atraviesa una sección determinada en 1 segundo.

Caudal másico: Unidad, el kilogramo por segundo, que es el caudal másico deuna corriente uniforme tal que una sustancia de 1 kilogramo de masa atraviesauna sección determinada en 1 segundo.

Cavitación: Formación y colapso de cavidades de vapor (burbujas) en un líquido,que ocurre por un repentino aumento o disminución de la presión. El colapso delas cavidades, causa grandes impulsos de presión en los alrededores de lacavidad. La cavitación puede ocurrir y causar daños mecánicos a superficiesadyacentes en medidores, válvulas, bombas y líneas en lugares donde el flujo dellíquido encuentra una restricción o cambio en la dirección.Cinta Métrica de Medición de tanques (Conjunto Cinta-Plomada): Cinta

metálica graduada que se utiliza para medir la profundidad del líquido en untanque. Cinta Métrica de medición de anillos (tank strapping): Cinta de medicióngraduada en unidades de longitud que se utiliza para tomar las medidas que seemplean para calcular la tabla de calibración o tabla de medición de un tanque.

Cliente: Persona natural o jurídica que recibe o entrega hidrocarburos para sucustodia en los puntos de conexión.

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Combustóleo (“Residual Fuel”). Combustible líquido que contiene fondosprovenientes de la destilación del crudo o de “cracking” térmico; algunas veces sele conoce como combustóleo pesado (“heavy fuel oil”).

Competencia: habilidad demostrada para aplicar conocimientos y aptitudes.

Condensado de Línea: Es el líquido formado en una tubería por un cambio de lafase de gas a líquido, como resultado de cambios en temperatura y/ o presión. Elcondensado de línea es también llamado por algunos segmentos de la industria,como condensado retrogrado.

Condiciones ambientales: (1) Condiciones externas (por ejemplo golpes,vibración, y temperatura) a las que un medidor, transductor, instrumento, etc.,podría estar expuesto durante el embarque, almacenamiento, manejo y operación.(2) Condiciones del medio (presión, temperatura, humedad, etc.) que rodean unobjeto dado como un medidor, instrumento, transductor, etc.

Condiciones de los Tanque de Almacenamiento: Son las condiciones depresión atmosférica y temperatura a 60ºF.

Condiciones estándar base: Se consideran como condiciones base latemperatura a 60ºF y la presión de equilibrio de vapor liquido a 60ºF, paralíquidos con presión de vapor menor a la presión atmosférica, la presión base esigual a la presión atmosférica. (14.696 PSIA= 0.0PSIG= 1.01.325 Kpa).

Controlador de muestra: Dispositivo que gobierna la operación de un extractor de muestras.

Conversor Análogo-Digital: Es un procesador de señal que convierte una señaleléctrica análoga a una correspondiente señal digital.

Conversor Digital-Análogo (D/A): Es un procesador que convierte una señaldigital a una señal eléctrica análoga correspondiente.

Convertidor de frecuencia: Instrumento electrónico que convierte la frecuencia(tren de pulsos) a una señal analógica proporcional.Convoy: Grupos de botes movilizados por un remolcador.Corrección de Escora: Aplicable a la medición observada o al volumenobservado cuando un buque se está inclinando con respecto a un eje de simetríavertical perpendicular a la base del mismo. La corrección de escora puederealizarse sobre la base de las tablas de corrección de inclinación del buque paracada tanque, o mediante cálculos matemáticos.

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Corrección por trimado: Corrección algebraica aplicada a los volúmenes o a losaforos observados en los tanques de una embarcación cuando esta no tienecalados parejos y el líquido toca todas las mamparas del tanque. La corrección por trimado puede llevarse a cabo utilizando las tablas de corrección por trimado o por cálculo.

Corrida: Comparación del instrumento de medida contra un patrón.

Corrida de Calibración Oficial del Medidor : Proceso operativo con el cuál seobtiene el factor vigente para el medidor. Se informa al representante de cada unode los clientes internos (áreas de negocio) y externos que se vean afectados por esta medición para que éstos, se encuentre presentes en la prueba del medidor

que generará el nuevo factor.

Corte de Agua: es el porcentaje de volumen de agua combinada presente en unacorriente con hidrocarburo líquido y agua.

Corte: Es una línea hecha sobre la cinta de medición o sobre la plomada, por ellíquido que se ha medido.

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Cpl (o CPL): Factor de corrección por efecto de la presión sobre el líquido.

Cps (o CPS): Factor de corrección por efecto de presión sobre el acero tanto delmedidor como del probador.

Criterios de Auditoria: Conjunto de políticas, procedimientos ó requisitosutilizados como referencia.

Crudo: Es una mezcla de hidrocarburos que existe en fase liquida y en reservoriobajo tierra y que permanece en fase liquida a presión atmosférica después dehaber sido tratado en facilidades de separación superficial.

Csw: Factor de corrección (el cual no es mayor a 1000) es utilizado comoindicador de la presencia de sedimento y agua 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 el acero del tanque.

Curva de calibración del medidor Curva o grafica que expresa la relación entre

los valores verdaderos de la cantidad medida y los valores correspondientesindicados por el medidor.

D

Densidad Base (SGU 60): Es la densidad del líquido a la temperatura base dereferencia 60ºF. La densidad base se determina a partir de la densidad observaday de la temperatura observada.

Densidad de fluidos: Se refiere a la masa por unidad de volumen. La densidadrelativa (densidad del gas/densidad del aire) se usa para la medición del gas

usando varios métodos los cuales miden parte del proceso o en forma continua.Se clasifican en discretos (Hidrómetro atmosférico, de presión, Balanza deWestphal, Picnómetro) y continuos (Elementos de vibración, balanceo, pesocontinuo, capacitancía, nuclear, acústico).

Densidad observada (SGU obs): Es la densidad del líquido leída por medio de unhidrómetro o un densitómetro línea a la temperatura observada (Tobs) delproducto.

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Densidad relativa: Relación entre la masa de un volumen dado del líquido a 15°C(u otra temperatura estándar, como por ejemplo 60°F) y la masa de un volumenigual de agua pura a la misma temperatura. Cuando se reportan resultados sedebe especificar la temperatura de referencia estándar; por ejemplo, densidadrelativa 15/15°C.

Densidad: Es la relación entre la masa por unidad de volumen de un líquido o ungas, en el sistema internacional su unidad es el kilogramo por metro cúbico.

DRA: Reductor de fricción.

Densitómetro: Es un transductor asociado a un equipo que permite convertir ladensidad de un fluido en una señal electrónica.

Desemulsificante: Químico, que se usa para ayudar a romper la interfase crudoagua y que ayuda a separar estos dos (2) líquidos, y así obtener resultados delagua en emulsión.

Destilación: Proceso físico mediante el cual sustancias líquidas son separadas através del suministro de calor, teniendo como principio de separación diferentespuntos de ebullición.

Destilador. Aparato que sirve para separar sustancias a partir de sus diferentespuntos de ebullición y consta principalmente de un matraz, un condensador, unatrampa aforada y un calentador.

Desviación (1) Cualquier separación de un valor de referencia. (2) Cambioobservado, usualmente incontrolable, en el funcionamiento del medidor, factor delmedidor, etc., que ocurre después de un período de tiempo. (3) Cuando se utilizael método óptico de la línea de referencia para calibración de tanques, se refiere ala medida observada a través del dispositivo óptico en la escala graduadahorizontal del carro magnético en cada estación vertical.

Desviación referencial: Medición observada en la escala horizontal del carro

magnético desde la estación vertical ubicada en la placa de fondo, cuando seutiliza el método óptico de la línea referencial en la calibración de tanques.Determinación de Gravedad API: Es un método utilizado por la industriapetrolera para expresar la densidad de líquidos del petróleo. La gravedad API semide a través de un hidrómetro con una escala graduada en grados API ydensidad relativa (conocida anteriormente como gravedad especifica). Lagravedad API es un sistema numérico utilizado en el petróleo y sus productoscorrelacionando grados con la densidad y la densidad relativa. Cuando se lleva a

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cabo una operación utilizando el Sistema Internacional de Unidades (SI), se usarála densidad relativa en vez de la gravedad especifica.

Diagrama de control: Diagrama de factores sucesivos del medidor (o erroresrelativos del medidor) generalmente trazado como una función de tiempo. Seutiliza para evaluar la estabilidad del medidor y determinar en que. momento elfuncionamiento del mismo se ha salido de su rango normal.

Diferencia en Volumen: Es la variación en porcentaje que existe entre la cantidadde hidrocarburo entregado y el recibido en procesos de transferencia de custodia.

Dispositivo de medición de temperatura: Consiste en un sensor, un medio detransmisión y mecanismos de lectura en una configuración operativa utilizada paradeterminar la temperatura de un líquido para propósitos de medición.

Dispositivo de Computación de Flujo: Es una unidad de procesamientoaritmético con memoria asociada que acepta señales convertidas eléctricamenteque representan las señales de entrada de los sistemas de medición de un líquidoy desarrolla cálculos con el propósito de proveer la rata de flujo y la información dela cantidad total. Esto es algunas veces requerido tanto como para dispositivos decompilador de flujo, computadores de flujo o dispositivos terciarios.

Dispositivo Electrónico Aguas Abajo: Es aquel que recibe salidas de undispositivo.

DSC: Sistema de control distribuido.

E

Eliminador: Dispositivo eliminador de aire, gas o vapor que se utiliza en unatubería junto con un medidor para separar y eliminar aire o vapor entrampado en ellíquido para evitar su entrada al medidor; lo que producirá medidas erróneas al ser detectado como líquido.

Empacado de línea Diferencia registrada en la medición de un tanque, tomadamientras las válvulas del mismo están cerradas (off line/fuera de línea) y mientrasestán abiertas (online/en línea) dentro de un sistema cerrado. Todas las válvulascorriente abajo en la sección de la línea que se esta empacando se mantienenabiertas, mientras las válvulas terminales permanecen cerradas. El términotambién se refiere al acto de realizar esta operación.

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Emulsión Continua de Agua: Es agua y mezcla de aceite, en la cual el agua es elcomponente mayor y el aceite está en suspensión.

Enderezador de flujo: Tramo recto de tubería que contiene aspas enderezadoraso su equivalente que se instala a la entrada del medidor de flujo para evitar queentren remolinos de liquido y causen errores de medición.

Entrega: Volumen entregado a través de un medidor durante una operación demedición o cuando se completa un movimiento de entrada o salida de fluido desdeo hacia un tanque. Un “lote” u oferta también puede ser llamado entrega.

Entrega del medidor Volumen de líquido entregado GOV que es determinado por un medidor.

Equipo Auditor: Conjunto de personas que intervienen en una Auditoría,generalmente conformado por el auditor líder, un auditor en medición y otro enformación.

Equipo Certificado: Equipo cuyo desempeño se enmarca bajo los estándares demantenimiento primario establecidos por una organización de estándaresreconocida internacionalmente como por ejemplo el Instituto Nacional deTecnología y Estándares que suministra la documentación establecida para latrazabilidad (certificado de conformidad).

Equipo de Medición: Todos los instrumentos de Medición, software, los patronesde medición, los materiales de referencia, los aparatos auxiliares y lasinstrucciones que se necesiten para efectuar una medición. Este término incluye elequipo de medición utilizado para el ensayo y la inspección, así como el utilizadoen la calibración.

Error al azar (estocástico): Es un error que varía de manera impredecible cuandoun conjunto de mediciones de la misma variable se hace bajo condicionesefectivamente idénticas.

Error puntual: Es el que se produce por errores de observación del individuo opor daño del equipo.

Error sistemático: Es aquel que surge en el desarrollo de un número demediciones hechas en las mismas condiciones con materiales que tengan elmismo valor verdadero de una variable, ya sea que permanezca en un valor absoluto constante y en signo o que varíe de una manera predecible. Los erroressistemáticos son los que producen el sesgo.

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Error: Es la diferencia entre el valor verdadero y el valor observado.

Escala: Divisiones pintadas o hechas en alto relieve sobre el vástago, odibujadas en papel y dispuesta en el interior del mismo, sobre las cuales sedetermina la densidad del líquido en el punto del nivel de flotación.

Escora (inclinación): Es la inclinación de un buque expresada en grados a babor o estribor.

Escotilla o boca de medición del tanque: Orificio en el techo del tanque utilizadopara medir a través de él, el nivel del líquido contenido en él y para la toma demuestras. Se conoce también como boca o boquilla de medición. Sección verticalde tubería que se extiende desde la plataforma de medición hasta cerca del fondode los tanques equipados con techos flotantes internos o externos. Estas escotillasde medición también se pueden encontrar en buques o barcazas.

Evaluación de Incertidumbre tipo A: Método para evaluar la incertidumbremediante el análisis estadístico de una serie de observaciones.

Evaluación de Incertidumbre tipo B: Método para evaluar la incertidumbre por otro medio que no sea el análisis estadístico de una serie de observaciones.

Evidencia de la Auditoria: Registros en copia dura y/o magnética, declaracionesde hecho o cualquier otra información verificable que son relevantes para loscriterios de auditoria.

Exactitud: Es la medida en la cual los resultados de un cálculo o una lectura deun instrumento se aproximan al valor real (diferencia entre el valor observado y elvalor real).

F

Factor de Cobertura. Factor numérico usado como multiplicador de la

incertidumbre estándar combinada en el propósito de obtener una incertidumbreexpandida. (Este valor de cobertura k, usualmente toma valores en el intervalo de2 a 3.

Factor de Encogimiento es la proporción de un volumen líquido almacenado enel tanque o algunas condiciones intermedias definidas para medir a lascondiciones de volumen del líquido.

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Factor de Experiencia del Buque (VEF Vessel Experience Factor): Es unacompilación del histórico de las mediciones del buque respecto del volumen totalcalculado (TCV) ajustando según la cantidad a bordo (OBQ) o el remanente abordo(ROB) en comparaciones con la mediciones de tierra del TCV. Se deberánimplementar VEF separados para la carga y descarga. Es preferible que lainformación utilizada para calcular un VEF se base en documentos que sigan lasnormas y practicas aceptadas de la industria, tales como los informes de lascompañías de inspección.

Fecha transacción: Es el registro del año, mes y día específico en que inició oterminó la transacción de una cantidad de hidrocarburo.

Fluido Trifásico: Fluido que tiene las tres fases (Sólido, Líquido y Gas) y nonecesariamente del mismo producto. Cuando un mismo producto se comporta demanera “trifásico” se conoce como “fluido súper crítico” y las condiciones depresión y temperatura deben ser muy especiales y propias de cada producto.

Formula de Cuña: Es un medio matemático para aproximar pequeña cantidadesde carga liquida y sólida, y agua libre a bordo, antes de la carga y después de ladescarga, con base basados en las dimensiones del mismo y la diferencia deCalado (TRIM) del buque. La formula de cuña se utiliza solo cuando el liquido notoque los mamparos del tanque del buque.

G

GLP: Gas Licuado de Petróleo. Es una mezcla de hidrocarburos livianosconstituida principalmente por propano C3’s (propano y componentes de este) yC4’s (butano y compuestos derivados de este), en proporciones variables que acondiciones atmosféricas es gaseosa y al comprimirla pasa a estado liquido.Puede producirse en plantas de procesamiento de gas natural o en refinerías,especialmente en las plantas de ruptura catalítica.

Grab: Es el volumen de liquido extraído de la tubería por una simple actuación delextractor del toma muestras. La suma de todos los grabs en un “sampler” o

muestra.Grado de libertad: Es el número de resultados independientes usados en estimar la desviación estándar.

Grado Único: Cuando a bordo de un buquetanques hay un solo grado de petróleoo productos del petróleo y se utiliza el método de tomas de muestras superiores,intermedias e inferiores.

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Grados Múltiples: Cuando a bordo de un buquetanque hay varios grados depetróleo o productos del petróleo, (cada grado deberá cargarse por separado).

Gravedad API: es una forma de expresar la densidad de un líquido en una escalade 0-100 para una fácil comparación.

La gravedad API es una función especial de la gravedad específica representada por:

5.131

º60º60

5.141

F F pecificaGravedadEs

I GravedadAP

Gravedad específica o Densidad Relativa: De un líquido es la relación de ladensidad del líquido a cierta temperatura con respecto a la densidad del agua auna temperatura normalizada o de referencia. Los requerimientos de temperaturapara líquidos son dados por la expresión “Gravedad especifica” 60/60 º F. Lagravedad es un factor que determina un criterio de calidad en crudos, la cual estacorrelacionada con otras propiedades y ayuda a dar una composición aproximadade hidrocarburo y calor de combustión.

H

Hallazgos de la Auditoria: Resultados de la evaluación de las evidencias de laauditoria recopilada frente a los criterios de la auditoria.

Hidrocarburo: Se denomina hidrocarburo a los compuestos orgánicos quecontiene únicamente carbono e hidrogeno en sus moléculas. Conforman unaestructura de carbono a la cual se unen átomos de hidrogeno. Los hidrocarburosse clasifican en dos clases principales: hidrocarburos aromáticos los cuales tienenal menos un anillo aromático (conjunto planar de seis átomos de carbono) y loshidrocarburos alifáticos los cuales se unen en cadenas abiertas, ya sea lineales oramificadas.

HTG: Hydrostatic Tank Gauging Systems. Sistemas hidrostáticos de medición detanques. Sistema de medición de la masa total estática almacenada en un tanque.

I

Incertidumbre: Característica asociada al resultado de una medición, que defineel espacio bidireccional centrado en el valor ofrecido por el instrumento de medida,

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dentro del cual se encuentra con una determinada probabilidad estadística el valor medido dentro de un determinado intervalo de confianza.

Este tipo de incertidumbre, se calcula mediante la calibración, obteniendo datosestadísticos de una serie de comparaciones del instrumento de medida calibrado,contra un patrón de referencia con nominal e incertidumbre conocida, quedisponga de trazabilidad documental demostrable a los estándares de medidaaceptados internacionalmente.

La Incertidumbre también se define como la cuantificación de la duda que existerespecto del resultado de una medición. Y está representada por dos valores: elintervalo y nivel de confianza.Intervalo: Es el rango de incertidumbre (entre que valores se puede mover elresultado de la medida).Nivel de confianza: Parámetro que establece cuan seguro estamos que el “valor verdadero” cae dentro de ese intervalo o rango de incertidumbre.

Incertidumbre de la Medición: Parámetro asociado con el resultado de unamedición que caracteriza la dispersión de los valores que una forma razonable sele podría atribuir a una magnitud por medir.

Incertidumbre Estándar . Incertidumbre del resultado de una medición expresada

como una desviación estándar.Incertidumbre Estándar Combinada: Incertidumbre estándar del resultado deuna medición cuando el resultado se obtiene a partir de los valores de algunasmagnitudes, igual a la raíz cuadrada positiva de una suma de términos, siendoestos términos, las varianzas y covarianzas de estas otras magnitudes ponderada,de acuerdo como el resultado de la medición varia con respecto a cambios enestas magnitudes.

Valor

promedio

medido

Valor

verdadero

Error

sistemático

Valor de la

variable

medida

El valor verdadero

se encuentra dentro

de la incertidumbre

expandida

Incertidumbre expandida

asegurada con un nivel

de confianza específico

= s*t 95,45

+1 s

-1 s

+2 s

-2 s

Error

espurio

Error aleatorio

Tiempo durante el cual un valor constante

de la variable medida está siendo conocido

+s*t 95,45

-s*t 95,45

Valor

promedio

medido

Valor

verdadero

Error

sistemático

Valor de la

variable

medida

El valor verdadero

se encuentra dentro

de la incertidumbre

expandida

Incertidumbre expandida

asegurada con un nivel

de confianza específico

= s*t 95,45

+1 s

-1 s

+2 s

-2 s

Error

espurio

Error aleatorio

Tiempo durante el cual un valor constante

de la variable medida está siendo conocido

+s*t 95,45

-s*t 95,45

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Incertidumbre Expandida: Cantidad que define un intervalo alrededor de unamedición del que se puede esperar que abarque una fracción grande de ladistribución de valores que razonablemente pudieran ser atribuidos al mesurando.

Índice de Gestión de los Sistemas de Medición-IGSM: Es el índice que seobtiene, como resultado de la valoración ponderada del cumplimiento de una seriede criterios en aspectos generales (gestión, estándares y personal), mediciónestática, medición dinámica, balances y conciliaciones y laboratorios y ensayos enlo referente a los sistemas de medición por transferencia de custodia, definidos por la Vicepresidencia de Suministro y Mercadeo.

Índice de viscosidad (V.I.) Los aceites lubricantes, tal como otros líquidos,tienden a “adelgazarse” cuando se les calienta y tiende a “espesarse” cuando seles enfría. No todos los aceites, sin embargo, responden del mismo modo a undeterminado cambio de temperatura. La propiedad de resistir los cambios deviscosidad debido a cambios de temperatura, puede ser expresada como índice deviscosidad (VI) un número empírico y que no tiene unidad. Cuanto más alto sea elV.I. de un aceite, tanto menores serán los cambios de viscosidad con los cambiosde temperatura.

Inspección: La Inspección, es una herramienta que permite verificar elcumplimiento de un bien o servicio en relación con una especificación dada, enotras palabras, la inspección es una comparación y una acción que aseguracalidad.

Aplicado a la Inspección a los Sistemas de Medición de Cantidad y Calidad deHidrocarburos, se puede entender como el examen, la verificación y vigilancia querealiza un personal especializado (el Ingeniero Inspector y su grupo) del procesode revisión de parámetros fundamentales contenidos en el IGSM en cada uno delos sistemas de medición.

Instrumento de Medición: Dispositivo destinado a efectuar mediciones, solo o enconjunto con uno o varios dispositivos adicionales.

Intensidad de corriente eléctrica : (ampere – A): El ampere es la intensidad deuna corriente constante que mantenida en dos conductores paralelos, rectilíneos,de longitud infinita, de sección circular despreciable y colocados a una distancia deun metro uno del otro en el vacío, produce entre estos conductores una fuerzaigual a 2 x 10-7 newton por metro de longitud. (9ª CGPM 1948, resolución 2).

Intensidad luminosa: (candela – cd): Es la intensidad luminosa en una direccióndada de una fuente que emite una radiación monocromática de frecuencia 540 *1012 hertz y cuya intensidad energética en esa dirección es de 1/683 watt por esterradian. (16ª CGPM 1979, resolución 3).

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Interpolación de pulsos Cualquiera de las varias técnicas que determinan el número total de pulsos quegenera el medidor entre dos eventos (como apertura/cierre del switch detector).

K

K-Factor : Número de pulsos generados por un medidor por unidad de volumen,esta definido por la siguiente ecuación, para medidores másicos:

Nm KFmm CPLmm

KFm =______ _______ ρ fmm ________

* * *Nmm MFmm CPLm

Donde:

KFm = K-factor del Medidor [1/L]

Nm = Pulsos totalizados del medidor [Adimensional]Nmm = Pulsos totalizados del patrón de referencia [Adimensional]

KFmm = K-factor en masa del patrón de referencia [1/Kg]

MFmm = Factor de medición del patrón de referencia [Adimensional]

ρfmm = Densidad del fluido en el patrón de referencia [Kg/L]

CPLmm = Factor de Corrección por presión en el líquido en el medidor másico de referencia [Adimensional]

CPLm = Factor de Corrección por presión en el líquido en el medidor bajo prueba [Adimensional]

L

Lastre: Es el agua que se carga cuando un buque esta vacío o parcialmentecargado, a fin de aumentar el calado para sumergir adecuadamente la hélice ymantener la estabilidad y el asiento.Línea de inmersión: Es la línea que indica el nivel al cual un termómetro deinmersión parcial deberá ser sumergido para todas las lecturas.Línea de Muestreo: Línea de tubería ubicada entre la línea y el punto demuestreo.Línea: Tubería por donde circula un fluido.

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Linealidad: Es el valor máximo de error, de un medidor dinámico, para un rangode Flujo dentro del cual el medidor se comporta linealmente..

Líquido Estabilizado: Es el hidrocarburo líquido que ha alcanzado el equilibrio.

Líquido Patrón Líquido de densidad conocida y con certificado de calibración deun instituto acreditado. Por lo general el certificado de un líquido patrón tiene unavigencia relativamente corta debido a la susceptibilidad del líquido de cambiar suscondiciones físicas.

Loop Arreglo de tubería que en los sistemas de medición es diseñado para instalar tomamuestras y densitómetros.

M

Masa : (kilogramo – Kg. ): El kilogramo es la masa del patrón internacional hechode platino-iridio, aceptado por la Conferencia General de Pesas y Medidas en1889 y depositado en el Pabellón de Breteuil, de Sévres. (1ª y 3ª CGPM 1889 y1901) de la Oficina Internacional de pesas y medidas.

Masa en volumen: Su unidad es el kilogramo por metro cúbico, que es la masa en

volumen de un cuerpo homogéneo cuya masa es de 1 kilogramo y cuyo volumenes de 1 metro cubico.

Matraz: Frasco de vidrio para destilación.

Medición: Conjunto de operaciones que tienen por finalidad determinar el valor deuna magnitud.

Medición de anillos de tanque (strapping): Medición de la circunferencia externade un tanque cilíndrico vertical u horizontal que se realiza tensando una cintametálica de acero sobre cada anillo del tanque y registrando su medida.

Medición Electrónica de Líquidos: ELM (Electronic Liquid Measurement) es unsistema de medición que utiliza equipo electrónico de cálculo de acuerdo con lascaracterísticas expresadas en los algoritmos del API para medición de líquidos ydisposiciones de seguridad y auditaje, entradas de temperatura y presión en líneay entrada lineal de pulsos del medidor. Provee tiempo real y medición en línea.

Aplica los cálculos de CPL y CTL en un mínimo periodo de tiempo. Contiene lasrecomendaciones para verificación y recalibración y uso opcional de una variable

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viva de densidad y atención a los dispositivos secundarios de ayuda para reducir inexactitudes de medición.

Medición manual con Cinta: Es la medición que se realiza por medio de unacinta graduada y patronada, con la respectiva plomada.

Medición por Asignación: Es una medida usando sistemas de medición dinámicapara locaciones o pozos de producción individual donde se especifican losprocedimientos específicos para determinar el porcentaje de hidrocarburo y fluidosasociados o volúmenes de energía para atribuir a una locación, bien o interés deldueño, cuando se compara frente al total de una reserva, sistema de producción osistema de recibo afectado.

Medida inicial: Es la medida de producto antes que sea trasferido.

Medida Final: Es la medida que se realiza después que el producto ha sidotransferido.

Medida: Es la determinación exacta del nivel del líquido en el tanque dealmacenamiento.

Medidor rotatorio Cualquier dispositivo que deduce la salida de pulsos generados por el medidor apartir de rotación mecánica de éste en la corriente del fluido. Por ejemplo,medidores de turbina y de desplazamiento positivo, en los cuales la salida depulsos, se deduce de un desplazamiento continuo angular de un elementoaccionado por el fluido.

Medidor no-rotatorio Cualquier dispositivo de medición para el cual la salida del pulso del medidor no sededuce a partir de una rotación mecánica. Por ejemplo, vórtices, tubo de Vénturi,platinas de orificio, boquillas sónicas y medidores de flujo ultrasónicos yelectromagnéticos, son dispositivos de medición para los cuales la salida sededuce a partir de una característica diferente a la rotación, pero que esproporcional a la rata de flujo.Metrología: La Metrología es la rama de la ciencia que se ocupa de lasmediciones, de los sistemas de unidades y de los instrumentos usados paraefectuarlas e interpretarlas. Esta comprende los aspectos teóricos y prácticos delas mediciones y su incertidumbre, la metrología se puede observar desde dos (2)puntos de vista, la científica está encargada de la investigación que conduce a laelaboración de patrones sobre bases científicas y promueve su reconocimiento yla equivalencia de éstos a nivel internacional), La industrial persigue promover enla industria manufacturera y de servicios la competitividad a través de la

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permanente mejora de las mediciones que inciden en la calidad y legal se encargade la diseminación a nivel nacional de los patrones en el comercio y en laindustria.

Mezcla (commingle): Son los medios usados para combinar las corrientes dehidrocarburo de dos o más pozos o instalaciones de producción en una corrientecomún de tanque o línea.

Mezclador de Muestras: Aparato que sirve para agitar muestras a altasrevoluciones, durante un tiempo definido en un estándar de laboratorío.2

MF (Factor del medidor): Valor adimensional el cual corrige el volumenindicado en el medidor hacia el volumen verdadero.

Muestra Compuesta: Mezcla en partes iguales de las muestras sectoriales:superficie, mitad y fondo.

Muestra Corrida: Muestra obtenida de un tanque de almacenamiento al bajar elrecipiente destapado desde la superficie del líquido hasta el nivel de la válvula desucción del tanque y subiéndolo a una velocidad tal que al salir del líquido estelleno aproximadamente hasta las tres cuartas partes de su volumen total.

Muestra de Fondo: Muestra tomada en el punto medio del tercio inferior delcontenido del tanque.

Muestra de Mitad: Muestra tomada en el punto medio del tercio medio delcontenido del tanque, es decir en la mitad (medida desde la superficie) de la alturadel líquido.

Muestra de Superficie: Muestra tomada en el punto medio del tercio superior delcontenido del tanque.

Muestra Representativa: Es una porción extraída del total de volumen quecontiene los componentes en la misma proporción que están presentes en el totalde volumen a evaluar.

Muestra proporcional al flujo: Una muestra tomada de una tubería tal que la ratade muestreo es proporcional, en la totalidad del periodo de muestreo, a la rata deflujo del fluido en la tubería.Muestreador automático: Un dispositivo usado para extraer una muestrarepresentativa de líquido que fluye en un tubería. El muestreador automáticoconsiste generalmente en una sonda, un extractor de muestra, un controlador asociado, un dispositivo de medición de flujo y un recibidor de muestra.

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Muestreo: Son todos los pasos para obtener una muestra que sea representativade un producto en una línea, tanque u otro tipo de vasija, para obtener la muestraen un contenedor, a la cual se le hacen pruebas de laboratorio para poder analizar las características del fluido y la calidad del mismo.

N

Nivel de confianza: Es el grado de confianza que puede ser otorgado a un rangode incertidumbre estimado.

Nivel de Referencia: Es el nivel base para cualquier operación de medición concinta; es único para cada tanque y es clave para la medición al vacío de tanques.

No Conformidad: El no cumplimiento de un requisito especificado.

Numero Reynolds: Es una cantidad adimensional resultante de la relación entrefuerzas dinámicas y fuerzas viscosas y que permite predecir el comportamiento delfluido en el medidor:

RD = Velocidad_ fluido * Diámetro _ interno * Densidad _ fluidoViscosidad fluido

Laminar, si RD < 2.000Transición, RD 2.000 – 4000Turbulento, Si RD > 4.000

O

Oportunidad de Mejoramiento: Termino usado para Identificar lasNO-CONFORMIDADES de los Sistemas de medición Auditados y/oInspeccionados en ECOPETROL S.A. o ante los clientes de la misma; estasoportunidades conllevaran a mejoras futuras en la Gestión. Operación y Control de

los Sistemas de Medición.

P

Parámetros: Son los valores que caracterizan y resumen el comportamientoesencial de las mediciones.

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Pasta de aforo: Pasta que, aplicada a la plomada y/o a la cinta o regla demedición, indica el nivel en el que el menisco del líquido marca la porcióngraduada.

Pasta detectora de agua: Pasta especialmente formulada para cambiar de color cuando hace contacto con el agua.

Patrón Certificado: Instrumento destinado a la comparación de variables demedición debido a su gran exactitud, con una precisión por lo menos 3 vecesmayor que el instrumento con el cual se va a comparar.

PDM: Medidor de desplazamiento positivo.

Periodo de Contabilización: Es el tiempo fijo que usualmente se da en días osemanas o un periodo de tiempo requerido para hacer la transferencia de unbache o parte de él.

Periodo Principal de Cálculo: Es el periodo de tiempo entre el cálculo de dosfactores de corrección combinados consecutivos.

Pesa de anclaje: Pesa instalada para medición automática de nivel dentro de untanque de la cual se sujetan los alambres o cables que guían el flotador de un

sistema automático de medición del nivel de contenido del tanque, a fín de que semantengan tensos y rectos.

Plan de la Auditoria en Medición: Descripción de las actividades in situ, diseñode pruebas y otros detalles acordados por el equipo auditor para realizar en unaauditoria.

Plato de Medida: Es el punto situado en el fondo del tanque, directamente debajodel punto de referencia y que provee una superficie de contacto firme para ladeterminación exacta del nivel del líquido.

PLC’

S: Controlador lógico programable.

Plomada de medición (Conjunto Cinta-Plomada): Pesa sujeta a la cintametálica de medición y que es lo suficientemente pesada para mantener la cintaestirada de forma tal que facilite lapenetración de cualquier sedimento que se pudiese encontrar en el punto dereferencia del tanque.

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Plomada de fondo: Es una pesa graduada anexa a la cinta de fondo, desuficiente peso para mantener la cinta tiesa, tirante, para así facilitar la penetraciónen cualquier sedimento que este depositado sobre el plato de medición, esta cintaes cilíndrica con punta cónica.

Plomada de Vacío: Es una pesa graduada anexa a la cinta de vacío, de suficientepeso que garantice mantener la cinta tesa, tirante. El punto cero de esta pesa, estáen la parte superior donde la cinta se une con la pesa.

Poder calorífico bruto de gas: Es el calor comprendido por la combustióncompleta, a presión constante de un volumen de gas y toda el agua formada por lareacción de combustión que se condensa al estado líquido. La temperatura delgas, aire y productos de combustión es de 15.56 °C (60 °F) o la temperatura dereferencia.Precisión: Es la aproximación dentro de la cual un conjunto de datos estáagrupado.

Probador: Equipo de calibración que permite establecer el ajuste del Factor deMedición correspondiente a un medidor, para condiciones de operación en unmomento dado.

Producción Teórica: Es el volumen de aceite de crudo corregido a las

condiciones de los tanques de almacenamiento.

Programa de la Auditoria en medición: Conjunto de una o mas auditoriasplanificadas para un periodo de tiempo determinado y dirigidas hacia un propósitoespecifico por efectuarse durante un período de tiempo planeado.

PTB: Lbs/1000 bbl - Libras de sal por cada 1000 barriles de crudo.

Punto de Inflamación en productos del petróleo, es la temperatura más baja auna presión barométrica de 101.3 kPa (760 mm Hg.), a la cual la aplicación de unafuente de ignición causa que los vapores de la muestra entren en ignición bajo las

condiciones del ensayo.

Punto de Muestreo: Lugar físico donde se toma la muestra.Punto de aforo del tanque: Lugar en el fondo de un recipiente en donde toca laplomada durante el proceso de aforo y desde donde se toman las mediciones delproducto y agua, por lo general, el punto de aforo del tanque y el punto dereferencia son iguales pero, de no ser así, la diferencia entre estos debe ser indicada en la tabla de capacidad.

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Punto de Referencia para Aforo: (a) Es un punto fijo o una marca cerca de lacima del tanque desde donde se determina la altura de referencia y desde el cualse toman todas las mediciones directas. Este punto puede ser una marcapequeña, o una pestaña fija localizada dentro de la escotilla de medición; (b) Encarro-tanques a presión, el punto de referencia es un indicador fijo ubicado en laboca de visita adyacente al tubo de medición, un punto al que están referidastodas las medidas.

Punto de Transferencia de Custodia: Es la localización física en la cual unacantidad de petróleo que es transferida entre las partes, cambia de dueño.

Q

Queja: Inquietud que presenta el cliente de manera informal.

R

Rangeabilidad: Relación entre los valores máximo y mínimo que el medidor puede leer con la exactitud especificada.

Rata de Flujo: Termino que expresa la velocidad del fluido. Ejemplo: barriles por hora, galones por minuto, metros cúbicos por hora, etc.

Reclamo: Comunicación escrita que manifiesta la inconformidad del cliente por elno cumplimiento de acuerdos.

Refinados: Es una mezcla de hidrocarburos resultante de procesos de tratamientopetroquímicos, que existen en fase liquida a presión atmosférica.

Registros de auditorias: Es el registro de verificación o de medidas de calibraciónde todos los dispositivos secundarios y terciarios que deben estar contenidos enun sistema electrónico de medición de líquidos, donde se consignen lasespecificaciones de los dispositivos primarios, valores constantes, tiempos yfechas que afecten los volúmenes reportados y toda la documentación requeridaen una auditoría y sus reportes correspondientes. Esto también puede incluir laidentificación de quien hace los cambios. La información para esta auditoría puedeconsistir en un registro magnético o copia dura (archivos en papel).Registro de Configuración: Es aquel que contiene e identifica todos losparámetros seleccionados de flujo en la generación de un reporte en latransacción de una cantidad.

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Registro de Eventos: En el se anotan y registran las excepciones y cambios delos parámetros del sistema o parámetros de flujo dentro del registro deconfiguración que tienen un impacto en una transacción de una cantidad.

Registro de Transacción de Cantidad (QTR): Es un conjunto de datos históricos,valores calculados e información presentada en formato que soportan unacantidad determinada dentro de un periodo dado. El QTR es históricamenteconocido como un tiquete de medición.

Relación Turndown o Amplitud del Rango del Transmisor : Es la relación entreel valor más alto del rango (URV) y el valor más bajo del rango LRV para el cual eltransmisor es diseñado. Por ejemplo si un transmisor ha sido rateado a un span de0-15 PSI mínimo y 0-150 PSI máximo, entonces la relación turndown es de 10:1

Remanente a Bordo: (ROB Remaining Onboard) es el material que queda en lostanques del buque, bodegas vacías y/o tuberías después de la descarga. Elremanente a bordo incluye agua, petróleo, desechos, residuos de petróleo,emulsiones petróleo/agua, lodo y sedimentos.

Remolcador: Embarcación autopropulsada que sirve para desplazar y dar asistencia en cargue al momento del arranque y desarranque del buque.

Repetibilidad: Es la Variación obtenida entre los resultados de múltiples sucesos,medidos a las mismas condiciones de operación y llevados a cabo por el mismométodo, con los mismos instrumentos, en el mismo lugar y dentro de un cortoperiodo de tiempo.

Reproducibilidad: Es la medida de la variabilidad entre los resultados demediciones de la misma variable cuando las mediciones individuales sonrealizadas con el mismo método, con el mismo tipo de instrumento pero conobservadores diferentes en diferentes sitios y después de un periodo largo.

RTD (Resistance Temperature Detector): Dispositivo detector de temperaturaque utiliza el principio de la resistencia. Varía su valor dependiendo de latemperatura.

S

Sales en crudo: Cloruros de sodio, calcio y magnesio presentes en el crudo.Otros cloruros inorgánicos también pueden estar presentes en el crudo.

Sensor: Es un dispositivo que provee una señal de salida que responde a unamagnitud la cual es una cantidad física, propiedad o condición de una variable

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que es medida. La salida es una señal eléctrica, producida por el sensor la cual esuna función de la magnitud que nos interesa.

Sesgo: Es cualquier influencia en cualquier resultado que produzca unaaproximación incorrecta de la variable medida. El sesgo es el resultado de un error sistemático predecible.

Sistema Automático de Medición de Buquetanques: Es aquel que mide e indicaautomáticamente los niveles de liquido o aforo en uno o más tanques del buque enforma continua, periódica o por solicitud.

Sistema de Medición: Conjunto de instrumentos de medición y otros dispositivosque interactúan para efectuar, mediciones especificas de hidrocarburos.

Span de Calibración: Es la diferencia entre los rangos límites mínimos y máximosde calibración.

T

Tabla de aforo: (Tabla de medición o de calibración), es una tabla que se realizautilizando métodos reconocidos por la industria del petróleo; en la cual seestablece la correlación entre el volumen contenido en un tanque y los diferentesniveles de líquidos en su interior medidos desde el punto de referencia.

Tanque: Unidad de almacenamiento de productos, con características definidas.

Tanque de Almacenamiento: Es un tanque atmosférico donde se almacenanlíquidos de hidrocarburo.

TBG: Tablero Balanceado de Gestión.Temperatura: (kelvin – K): El kelvin, unidad de temperatura, es la fracción1/273,16 de la temperatura termodinámica del punto triple del agua. Un intervalode temperatura puede expresarse en grados Celsius (°C). (13ª CGPM 1967,resolución 4). Celda del punto triple del agua: La celda del punto triple del agua – un cilindro de vidrio que contiene agua pura, sellado a una presión de vapor de

agua de 611,657 Pa - se utiliza para reproducir la temperatura termodinámica delpunto triple del agua. Cuando la celda se enfría hasta que se forma una capa dehielo alrededor del depósito, la temperatura en la superficie de separación de losestados sólido, líquido y gas es de 273,16 K o de 0,01 °C.Temperatura: Es la determinación exacta del promedio de temperatura del líquidoen la unidad de almacenamiento.

Termómetro Electrónico Portable: PET (Portable Electronic Thermometer).

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Termómetro Patrón: Es un termómetro por lo general de vidrio que cumple conlos requisitos ASTM y que debe tener certificado de calibración vigente de uninstituto acreditado.

Tiempo: (segundo – s): El segundo es la duración de 9 192 631 770 períodosde la radiación correspondiente a la transición entre los dos niveles hiperfinos delestado fundamental del átomo de cesio 133. (13ª CGPM 1967, resolución 1). Serealiza sintonizando un oscilador a la frecuencia de resonancia de los átomos a supaso a través de campos magnéticos y una cavidad resonante hacia un detector.

Titulo: La equivalencia del agua del reactivo (titulante) Kart Fischer, expresado enmg/ml.

Toma - Muestras: Recipientes metálicos o de vidrio apropiados para la extracciónde muestras para el caso de tanques o aparato extractor insertado en la tubería enel caso de muestreo en línea.

Transferencia de custodia: Es el hecho a través del cual se traslada a otra área oun tercero el deber del cuidado y la conservación del hidrocarburo, derivada de laentrega y recibo entre áreas o la entrega y recibos de terceros ya sea a título detenencia o a título de propiedad.

Trazabilidad: La aptitud para rastrear la historia, la aplicación o la localización desistema, equipos o prueba, por medio de identificaciones registradas. Se aplica ala referencia de los equipos de medición en relación con los patrones nacionales ointernacionales, los patrones primarios, las constantes o propiedades físicasbásicas o los materiales de referencia. Conviene que todos los aspectos de losrequisitos de trazabilidad si los hay, se especifiquen claramente, por ejemplo enfunción de períodos de tiempo, punto de origen o identificación.

Fluido Trifásico: Es el término que describe un fluido que esta compuesto de tresestados: hidrocarburo liquido, gas, y producido de agua.

Tubo Capilar : Cilindro delgado hueco ubicado dentro del vástago de vidrio através del cual el líquido avanza o retrocede con los cambios de temperatura.

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U

Unidad de ángulo plano: El radián (rad) es el ángulo plano comprendido entredos radios de un círculo que, sobre la circunferencia de dicho círculo, interceptanun arco de longitud igual a la del radio.

Unidad de ángulo sólido: El estereorradián (sr) es el ángulo sólido que, teniendosu vértice en el centro de una esfera, intercepta sobre la superficie de dicha esferaun área igual a la de un cuadrado que tenga por lado el radio de la esfera.

Unidad de Medida: Magnitud particular, definida y adoptada por convención, con

la cual se comparan las otras magnitudes de la misma naturaleza para expresar cuantitativamente su relación con esta magnitud.

V

Valores Observados: Son los valores observados a temperaturas diferentes a lareferencia especificada. Estos valores únicamente son lecturas del hidrómetro y node densidad, densidad relativa (gravedad específica) o gravedad API, a esa otratemperatura.Variable de Entrada: Para el propósito de medición electrónica de líquidos, unavariable de entrada es el valor de un dato asociado con el flujo o con el estado dellíquido que está entrando al computador de flujo para usarlo en los cálculos. Esta

entrada puede ser una variable medida por un transductor – transmisor o por unvalor fijo entrado manualmente. Presión, temperatura y densidad relativa, sonejemplos de variables de entrada.Vástago: Es el tubo de vidrio que contiene el tubo capilar del termómetro; tambiénes la parte de un hidrómetro de forma tubular de vidrio o plástico, que queda enparte fuera de la superficie del líquido en una medición de densidad y sobre el cualestá impresa o pegada la escala del hidrómetro.

Viscosidad Cinemática. Resistencia a fluir de un fluido bajo la acción de lagravedad.

Viscosidad Dinámica. Relación entre la fuerza de corte aplicada y la velocidadde corte de un líquido.Volumen Bruto Estándar (GSV Gross Standard Volume): Es el volumen total detodos los líquidos del petróleo, sedimento y agua, excluyendo agua libre, corregidoa través del factor de corrección de volumen apropiado (Ctl) para la temperaturaobservada y la gravedad API, densidad relativa o densidad a una temperaturaestándar 60º F o 15º C y así mismo se aplica el factor de corrección de presión(Cpl) y el factor del medidor.

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Volumen Bruto Observado (GOV Gross Observed Volume): Es el volumen totalde líquidos de petróleo, sedimento y agua, excluyendo agua libre, a la temperaturay presión observada.

Volumen Compuesto de crudo: es el volumen indicado sin corregir, tambiénconocido como el volumen de multifase determinado por un sistema de medicióncuando se ha llenado la línea.

Volumen Neto Estándar (NSV Net Standard Volume): Es el volumen total detodos los líquidos de petróleo, excluido el sedimento y agua (BSW Basic Sedimentand Water) y el agua libre corregido a través del factor de corrección de volumenapropiado (Ctl) para la temperatura observada y la gravedad API, densidad relativao densidad a una temperatura estándar como 60º F o 15º C así mismo se aplica elfactor de corrección de presión (Cpl) y factor del medidor.

Volumen Total Calculado (TCV Total Calculated Volume): Es el volumen totalde todos los líquidos del petróleo, sedimento y agua, corregido a través del factor de corrección de volumen apropiado (Ctl) para la temperatura observada y lagravedad API, densidad relativa o densidad a una temperatura estándar como 60ºF o 15º C y toda el agua libre medida a la temperatura observada (volumen brutoestándar más agua libre) y así mismo se aplica el factor de corrección de presión(Cpl) y el factor del medidor.

Volumen Total Sin Corregir (TOV Total Observed Volume): Es el volumenregistrado por un totalizador el cual no tiene los ajustes por temperatura y presiónque se debe aplicar.

X

Xileno: Solvente utilizado para hallar la calidad de un hidrocarburo en pruebas delaboratorío.

Z

Zanahoria: Vidrio-vasija donde se vierte la muestra con el solvente.

Zona Critica: Es la distancia entre los puntos donde el techo es tocado por elliquido hasta cuando este flota libremente y debe ser claramente marcada en latabla de aforo. Para tanques de techo flotante es en la zona intermedia,comprendida entre el punto en el que el producto justamente toca el fondo deltecho, cuando este esta apoyado en sus soportes y el punto en el cual el techocomienza a flotar sobre el producto.

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4. DOCUMENTOS DEROGADOS

Este documento deroga el Capítulo 1 del Manual Único de Medición-MUM“CONDICIONES GENERALES” ECP-VSM-M-001-01 del 2005.

5. CONDICIONES GENERALES

La “Política para la Gestión de la Medición de Hidrocarburos ” ECP-VSM-D-001, numeral5.3. “DOCUMENTOS PARA LA GESTIÓN DE LA MEDICIÓN” establece La estructuradocumental que regula la gestión de medición de hidrocarburos; es por ello que dentro de

esta estructura presenta el Manual de Medición de Hidrocarburos-MMH el cual da loselementos básicos, que permiten garantizar la gestión eficiente y eficaz de los sistemasde medición que integran la cadena de suministros de Ecopetrol.

6. DESARROLLO

En el Manual de Medición de Hidrocarburos, se dan una serie de lineamientos,procedimientos y sugerencias que contribuyen a lograr un mejor funcionamiento de lossistemas de medición de cantidad y calidad en campos de producción, refinerías,estaciones, poliductos, oleoductos, y terminales terrestres, marítimos y fluviales, quemanejen hidrocarburos (crudo, refinados, GLP y Gas Natural).

El manual está incluido en el SGC, aprobado, modificado y validado por el Comité tácticode Medición cuando este se reúna.

El Manual de Medición de Hidrocarburos consta de 25 capítulos (Ver Anexo 2), los cualesllevan una coherencia con los 21 capítulos del Manual API MPMS (PetroleumMeasurement Standard del API).

El MMH se podrá reformar de la siguiente forma:

Directamente por el Gerente de Planeación y Suministro si el cambio no essustancial y es de forma; dejando trazabilidad del cambio en copia dura y copiamagnética.

Directamente por el Comité Táctico de Medición en el Caso de ser un cambiosustancial y de fondo dentro de los aspectos que conciernen a la Medición deHidrocarburos por Transferencia de Custodía; dejando trazabilidad del cambio encopia dura y copia magnética.Directamente por todos los entes de Medición: CTM (Lider Corporativo, Lideres deMedición, Gerente PCM); Gerente de Planeación y Suministro GPS-VSM; Asesor Jurídico y Vicepresidente de Suministro y Mercadeo VSM; si es Validación ó

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Emisión de un nuevo Capítulo del MMH; dejando trazabilidad del cambio en copiadura y copia magnética.

6.1. NORMAS COMPLEMENTARIAS A continuación se relacionan una serie de normas que permiten complementar y servir dereferencia para la ejecución de los procedimientos y actividades que contempla el Manualde Medición de Hidrocarburos:

ANSI B 9319 Método para estratificación de muestras de fluidos de líneas operadashidráulicamente con fluidos de hidrocarburos.

API RP 2026 Zona critica en los techos flotantes en tanques de almacenamiento depetróleo.

API RP 2556. Tablas de corrección por incrustaciones.

API SPEC 11 Equipos para la unidad automática - especificación de los equipos parafiscalización automática de hidrocarburos para transferencia de custodia(LACT).

API Std 650 Construcción de tanques para almacenamiento de hidrocarburos soldado.

API Std 653 Inspección, reparación, y reconstrucción de tanques.

API Std 2551 Medición y calibración de tanques cilíndricos horizontales.

API Std 2552 Medición y calibración de esferas y esferoides.

API Std 2554 Medición y calibración de carrotanques.

API Std 2555 Calibración liquida de tanques, es complementaria al capitulo 2 del APIMPMS sección 2B “Calibración de tanques usando el método de la línea dereferencia óptica”.

ASTM D 270 Muestreo de productos derivados del petróleo.

ASTM D 288 Método de prueba y muestreo para productos volátiles.

ASTM D 295 Pruebas para determinar agua en crudo y productos de petróleo por elmétodo de destilación.

ASTM D 923 Método de prueba para muestreo automático de líquido y aceites.

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ASTM D 1145Método de muestreo gas natural.

ASTM D1250 Concordante con el capitulo 11 API MPMS volúmenes 2, 34.

ASTM D 1265Práctica para el muestreo manual de GLP.

ASTM D 4057Para el muestreo manual de crudo y productos de petróleo concordante.

ASTM D 4177Muestreo automático de crudo y productos del petróleo.

ASTM D 4306Practicas para muestreo de combustible de aviación y analizar el contenidode contaminación.

ASTM D 4377Determinación de contenido de agua para hidrocarburos por el método dekarl fischer.

ASTM D4928 Método para determinación del contenido de agua por el método karlficher concordante capitulo 10 y 9 del API MPMS.

ASTM D 5190Método de pruebas estándar para obtener automáticamente la presión devapor en petróleo.

GPA Gas Processors Association

GPA 2166 Obtención de muestras de gas natural por cromatografía de gases.

GPA 2172 Calidad del Gas Natural.

API MPMS: “ American Petroleum Institute” “Manual of Petroleum MeasurementStandards”, Manual de estándares de medición de petróleo del instituto

Americano del petróleo, este se compone de los siguientes capítulos:

Chapter 1. Vocabulary.

Chapter 2. Tank calibration.

Chapter 2 Section 2A. Measurement and Calibration of Upright Cylindrical Tanks by the ManualTank Strapping Method.

Chapter 2 Section 2B. Calibration of Upright Cylindrical Tanks Using the Optical Reference LineMethod.

Chapter 2 Section 2C. Calibration of Upright Cylindrical Tanks Using the Optical-TriangulationMethod.

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Chapter 2 Section 2D. Calibration of Upright Cylindrical Tanks Using the InternalElectrooptical Distance Ranging Method.

Chapter 2 Section 7. Calibration of Barge Tanks.

Chapter 2 Section 8A. Calibration of Tanks on Ships and Oceangoing Barges.

Chapter 2 Section 8B. Recommended Practice for The Establishment of the Location of theReference Gauge Point and the Gauge Height of Tanks onMarineTank Vessels.

Chapter 3. Tank Gauging.

Chapter 3 Section 1A. Standard Practice for the Manual Gauging of Petroleum andPetroleum Products.

Chapter 3 Section 1B. Standard Practice for Level Measurement of Liquid Hydrocarbons inStationary Tanks by Automatic Tank Gauging.

Chapter 3 Section 2. Standard Practice for Gauging Petroleum and PetroleumProducts in Tank Cars.

Chapter 3 Section 3. Standard Practice for Level Measurement of Liquid Hydrocarbons in

Stationary Pressurized Storage Tanks by Automatic Tank Gauging.

Chapter 3 Section 5. Standard Practice for Level Measurement of Light HydrocarbonLiquids Onboard Marine Vessels by Automatic Tank Gauging.

Chapter 3 Section 6. Measurement of Liquid Hydrocarbons by Hybrid Tank MeasurementSystems.

Chapter 4. Proving Systems.

Chapter 4 Section 1. Introduction.

Chapter 4 Section 2. Displacement Provers.

Chapter 4 Section 3. Small Volume Provers.

Chapter 4 Section 4. Tank Provers.

Chapter 4 Section 5. Master-Meter Provers.

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Chapter 4 Section 6. Pulse Interpolation.

Chapter 4 Section 7. Field Standard Test Measures.

Chapter 4 Section 8. Operation of Proving Systems.

Chapter 5. Metering.

Chapter 5 Section 1. General Considerations for Measurement by Meters.

Chapter 5 Section 2. Measurement of Liquid Hydrocarbons by Displacement Meters.

Chapter 5 Section 3. Measurement of Liquid Hydrocarbons by Turbine Meters.

Chapter 5 Section 4. Accessory Equipment for Liquid meters.

Chapter 5 Section 5. Fidelity and Security of Flow Measurement Pulsed-DataTransmission Systems.

Chapter 5 Section 6. Measurement of Liquid Hydrocarbons by Coriolis Meters.

Chapter 5 Section 7. Testing Protocol for Differential Pressure Flow MeasurementDevices.

Chapter 5 Section 8. Measurement of Liquid Hydrocarbons by Ultrasonic Flow MetersUsing Transit Time Technology.

Chapter 6. Metering Assemblies.

Chapter 6 Section 1. Lease Automatic Custody Transfer (LACT) Systems.

Chapter 6 Section 2. Loading-Rack and Tank-Truck Metering Systems For Non-LPGProducts.

Chapter 6 Section 4. Metering Systems for Aviation Fueling Facilities.

Chapter 6 Section 5. Metering Systems for Loading and Unloading Marine Bulk Carriers.

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Chapter 6 Section 6. Pipeline Metering Systems.

Chapter 6 Section 7. Metering Viscous Hydrocarbons.

Chapter 7. Temperature Determination.

Chapter 8. Sampling.

Chapter 8 Section 1. Standard Practice for Manual Sampling of Petroleum and PetroleumProducts.

Chapter 8 Section 2. Standard Practice for Automatic Sampling of Liquid Petroleum andPetroleum Products.

Chapter 8 Section 3. Standard Practice for Mixing and Handling of Liquid Samples of Petroleum and Petroleum Products.

Chapter 8 Section 4. Standard Practice for Manual Sampling and Handling of Fuels for Volatility Measurement.

Chapter 9. Density determination.

Chapter 9 Section 2. Standard Test Method for Density or Relative Density of LightHydrocarbons by Pressure Hydrometer.

Chapter 9 Section 3. Standard Test Method for Density, Relative Density, and API Gravityof Crude Petroleum and Liquid Petroleum Products byThermohydrometer Method.

Chapter 10. Sediment and Water.

Chapter 10 Section 3. Standard Test Method for Water and Sediment in Crude Oil by the

Centrifuge Method (Laboratory Procedure).

Chapter 10 Section 5. Standard Test Method for Water in Petroleum Products andBituminous Materials by Distillation.

Chapter 11. Physical Properties Data.

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Chapter 11 Section 1. Temperature and Pressure Volume Correction Factors for Generalized Crude Oils, Refined Products, and Lubricating Oils.

Chapter 11.1 vol 1. Volume Correction Factor TABLE 5A - Generalized Crude Oils and JP-4 Correction of Observed API Gravity to API Gravity at 60°F .TABLE 6A - Generalized Crude Oils and JP-4 Correction of Volumeto 60°F Against API Gravity at 60°F.

Chapter 11.1 vol 2. TABLE 5B-Generalized Products Correction of Observed APIGravityto API Gravity at 60°F.TABLE 6B- Generalized Products Correction of Volume to 60°F

Against API Gravity at 60°F.

Chapter 11.2.1. Compressibility Factors for Hydrocarbons: 0-90°API Gravity Range.

Chapter 11.2.1.M Compressibility Factors for Hydrocarbons: 0-90" API Gravity and638-1074 Kilograms per Cubic Metre Ranges.

Chapter 11.2.2. Compressibility Factors for Hydrocarbons: 0.350-Om637 RelativeDensity (60°F/600F) and - 50°F to 140°F Metering Temperature.

Chapter 11.2.2.A. Physical Properties Data Addendum to Section 2, Part 2Compressibility Factors for Hydrocarbons, Correlation of Vapor Pressure for Commercial Natural Gas Liquids.

Chapter 11.2.3. Water Calibration of Volumetric Provers.

Chapter 12. Calculation of Static Petroleum Quantities.

Chapter 12.1.1. Section 1: Calculation of Static Petroleum Quantities.Part 1: Upright Cylindrical Tanks and Marine Vessels.

Chapter 12.1.2. Section 1: Calculation of Static Petroleum Quantities.Part 2: Calculation procedures for Tank cars.

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Chapter 12.2.1. Section 2: Calculation of Petroleum Quantities Using DynamicMeasurement Methods and Volumetric Correction Factors.Part 1: Introduction.

Chapter 12.2.2. Section 2: Calculation of Petroleum Quantities Using DynamicMeasurement Methods and Volumetric Correction Factors.Part 2: Measurement Tickets.

Chapter 12.2.3. Section 2: Calculation of Petroleum Quantities Using DynamicMeasurement Methods and Volumetric Correction Factors.

Part 3: Proving Reports.

Chapter 12.2.4. Section 2: Calculation of Petroleum Quantities Using DynamicMeasurement Methods and Volumetric Correction Factors.Part 4: Calculation of Base Prover Volume by the WaterdrawMethod.

Chapter 12.2.5. Section 2: Calculation of Petroleum Quantities Using DynamicMeasurement Methods and Volumetric Correction Factors.Part 5: Calculation of Base Prover Volume by the Master Meter

Method.

Chapter 13. Statistical Aspects of Measuring and Sampling.

Chapter 13.1. Statistical Concepts and Procedures in Measurement.

Chapter 13.2. Methods of Evaluating Meter Proving Data.

Chapter 14. Natural Gas Fluids Measurement.

Chapter 14.3.2. Section 3: Concentric, Square-Edged Orifice Meters.Part 2: Specification and Installation.

Chapter 15. International System of Units.

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Chapter 16. Measurement of Hydrocarbon Fluids By Weight or Mass.

Chapter 16.2. Mass Measurement of Liquid Hydrocarbons in Vertical CylindricalStorage Tanks By Hydrostatic Tank Gauging.

Chapter 17. Marine Measurement.

Chapter 17.1. Guidelines for Marine Cargo Inspection.

Chapter 17.2.Measurement of Cargoes On Board Tank Vessels.

Chapter 17.3. Guidelines for Identification of the Source of Free Waters AssociatedWith Marine Petroleum Cargo Movements.

Chapter 17.4. Method for Quantification of Small Volumes on Marine Vessels(OBQ/ROB).

Chapter 17.5. Guidelines for Cargo Analysis and Reconciliation of CargoQuantities.

Chapter 17.6. Guidelines for Determining the Fullness of Pipelines BetweenVessels and Shore Tanks.

Chapter 17.7. Recommended Practices for Developing Barge Control Factors(Volume Ratio).

Chapter 17.8. Guidelines for Pre-Loading Inspection of Marine Vessel CargoTanks.

Chapter 18. Transfer of Custody.

Chapter 19. Evaporative Loss Measurement.

Chapter 19.1. Evaporative Loss from Fixed-Roof Tanks.

Chapter 20. Allocation Measurement.

Chapter 20.1. Allocation Measurement.

Chapter 21. Flow Measurement Using Electronic Metering System.

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Chapter 21.1. Electronic Gas Measurement.

Chapter 21.2. Electronic Liquid Volume Measurement Using Positive Displacementand Turbine Meters.

Standard 2560. Reconciliation of Liquid Pipeline Quantities.

6.2 ESTANDAR CORPORATIVO DE INGENIERIA DE LA MEDICIÓN

El estándar de ingeniería es un documento corporativo se enmarca dentro de losdocumentos rectores de la medición de hidrocarburos de ECOPETROL S.A. y constituyeuna guía práctica para el diseño, montaje y verificación del cumplimiento de las normas yrecomendaciones que permiten a la industria petrolera la obtención de los nivelesadecuados de incertidumbre en la medición dinámica de hidrocarburos.

El propósito de este documento, es contribuir en forma práctica, a la confiabilidad de lamedición al unificar los criterios que deben ser aplicados al diseño y montaje de sistemasde medición en ECOPETROL S.A.

6.3 GESTIÓN EN LAS ÁREAS OPERATIVASEn las Vicepresidencias Operativas, debe impulsarse el desarrollo del liderazgo ycompromiso por establecer, documentar, mantener y mejorar la eficiencia, eficacia yefectividad de los sistemas de medición de cantidad y calidad de hidrocarburos de lacadena de suministros de ECOPETROL S.A, para lo cual el tema de medición de cantidady calidad será tratado dentro de los comités de gestión de los negocios hasta el nivel delas Vicepresidencias, donde se analizará la gestión y la proyección del desempeño de lossistemas de medición a cargo de los lideres de medición (Ver Anexo 2) quienesdesarrollan las acciones que aseguran la confiabilidad de los sistemas de medición.

Los líderes de las Vicepresidencias Operativas y el líder de Medición del I.C.P.,conformaran bajo la dirección de la Gerencia de Planeación y Suministro GPS de laVicepresidencia de Suministro y Mercadeo VSM, el Comité Táctico de Medición de laempresa que sesionará bimestralmente, de acuerdo con el reglamento consignado en el

Anexo 3 del presente capítulo.

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6.4 CONTROL DE EQUIPOS DE MEDICIÓN Y SEGUIMIENTO

Todo equipo y/o instrumento que sea requerido dentro de los sistemas de medición decantidad y calidad de la cadena de suministros de ECOPETROL S.A., debe satisfacer losrequerimientos metrológicos y/o especificaciones establecidas previamente en su diseñoe ingeniería, concordante con el presente Manual de Medición de Hidrocarburos y elEstándar Corporativo de Ingeniería de la Medición.

Los equipos, instrumentos, accesorios y válvulas que forman parte de los sistemas demedición de cantidad y calidad para fiscalización y transferencia de custodia, debenparametrizarse y listarse en el Sistema de Administración del Mantenimiento”Ellipse”

establecido en la Empresa para tal fin, agrupándolos por unidades productivas yprogramando el mantenimiento preventivo más adecuado dependiendo de la criticidad delcomponente y de los estándares de rutinas de mantenimiento.

A continuación se muestran las Rutinas de Mantenimiento Preventivo Base paraVerificación de Equipos e Instrumentos (Tabla 1).

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RUTINAS DE MANTENIMIENTO PREVENTIVO BASE

TIPO DE EQUIPO MMH NORMA INTERNACIONAL

Probadores tipo tanque Capitulo 4 API MPMS Capitulo 4 Sección 4Mantenimiento Seraphines ( Patrón )* Capítulo 4 API MPMS Capitulo 4 Sección 4

Probador Master Meter Capitulo 4 API MPMS Capitulo 4 Sección 5

Probadores Compactos* Capítulo 4 API MPMS Capitulo 4 Sección 3Probadores Bidireccionales de Pistón* Capítulo 4 API MPMS capítulo 4 sección 2 numeral 3.13

Probadores Bidireccionales de Esfera* Capítulo 4 API MPMS capítulo 4 sección 2 numeral 3.12

Probadores Unidireccionales de Esfera* Capítulo 4 API MPMS capítulo 4 sección 2 numeral 3.10Probadores Unidireccionales de Pistón Capítulo 4 API MPMS capítulo 4 sección 2 numeral 3.11

Medidores de Desplazamiento Positivo ( Líquido ) con Probador Dedicado* Capitulo 5 API MPMS Capitulo 5 Sección 2

Medidores de Desplazamiento Positivo ( Líquido ) con Probador Portatil Capitulo 5 API MPMS Capitulo 5 Sección 2

Medidores de Turbina( Líquido )con Probador Dedicado* Capitulo 5 API MPMS Capitulo 5 Sección 3

Medidores de Turbina( Líquido )con Probador Portatil Capitulo 5 API MPMS Capitulo 5 Sección 3

Medidores Ultrasónico( Líquido ) con Probador Dedicado Capitulo 5 API MPMS Capitulo 5 Sección 8Medidores Ultrasónico( Líquido ) con Probador Portatil Capitulo 5 API MPMS Capitulo 5 Sección 8

Medidores de Coriolis( Líquido )con Probador Dedicado Capitulo 5 API MPMS Capitulo 5 Sección 6

Medidores de Coriolis( Líquido )con ProbadorPortatil Capitulo 5 API MPMS Capitulo 5 Sección 6Medidores de Desplazamiento Positivo ( GAS) e instrumentación asociada Capitulo 14 AGA Reporte No 7

Medidores de Turbina( GAS )e instrumentación asociada Capitulo 14 AGA Reporte No 5

Medidores Ultrasónico( GAS )e instrumentación asociada Capitulo 14 AGA Reporte No 9Medidores de Coriollis( GAS)e instrumentación asociada Capitulo 14 AGA Reporte No11

Platina de Orificio ( GAS ) e instrumentación asociada Capitulo 14 AGA Reporte No 3

Medidores de llenaderos y descargaderos de carrotanques Capítulo 3.1. API MPMS capítulo 3 sección 2

Transmisores de temperatura (Frecuencia del Mantenimiento y Verificación)* Capítulo 7 API MPMS Capitulo 7

Transmisores de Presión (Frecuencia del Mantenimiento y Verificación) Capitulo 6 API MPMS Capitulo 6

Sensores de Temperatura* Capitulo 7 API MPMS Capitulo 7Densitómetros Capitulo 6 API MPMS Capitulo 6

Indicadores de Temperatura* Capitulo 7 API MPMS Capitulo 7

Indicadores de Presión* Capitulo 6 API MPMS Capitulo 6Válvulas de doble sello y purga Capitulo 6 API MPMS Capitulo 6

Actuadores ( Límites ) Capitulo 6 API MPMS Capitulo 6

Válvulas de expansión térmica Capitulo 6 API MPMS Capitulo 6Válvulas de Seguridad Capitulo 6 API MPMS Capitulo 6

Lazos de control en computadores de Flujo Capitulo 21 API MPMS Capitulo 21

Computadores de Flujo* Capitulo 21 API MPMS Capitulo 21

Relojes de: Computadores de flujo, equipos, sistemas de control Capitulo 21 API MPMS Capitulo 21Telemetría Capitulo 3 API MPMS Capitulo 3

Tanques de almacenamiento Capitulo 3 API MPMS Capitulo 3

Cintas de medición Capitulo 3 API MPMS Capitulo 3

Termómetros electrónicos (Frecuencia del Mantenimiento y Verificación)* Capitulo 7 API MPMS Capitulo 7 numeral 8.2.1.

Tomamuestras Automático(Verificación en campo)* Capitulo 8 API MPMS Capitulo 8 Sección 2

Analizadores(Frecuencia del Mantenimiento y Verificación)* Capitulo 21 API MPMS Capitulo 21Hidrómetro (Frecuencia del Mantenimiento y Verificación)* Capítulo 9 ASTM D-1298 Y ASTM D-287

Termohidrómetro (Verificación en campo) Capítulo 9 ASTM D-1298 Y ASTM D-287

Termómetros de vidrio (Frecuencia del Mantenimiento y Verificación)* Capítulo 18 ASTM E-1/ASTM E-77Karl Fischer (Verificación en campo) Capítulo 18 ASTM D-4377

Balanza Analítica (Verificación en campo) Capítulo 18 ISO 17025

Salinómetro (Verificación en campo) Capítulo 18 ASTM D-3230Viscosímetros (Verificación en campo) Capítulo 18 ASTM D-445

Analizadores (Verificación en campo) Capítulo 18 ASTM D-4294

Copas Cerradas (Verificación en campo) Capítulo 18 ASTM D-1298

Torres de Destilación(Verificación en campo) Capítulo 18 ASTM D-4006Cromatógrafo (Verificación en campo) Capítulo 18 ASTM D-1945

Calibradores de Procesos* Capitulo 21 API MPMS Capitulo 21Décadas de Resistencia* Capitulo 21 API MPMS Capitulo 21

Multímetros* Capitulo 21 API MPMS Capitulo 21Mantenimiento e inspección de los patrones de presión

( Peso muerto y calibrador proceso con módulos )* Capitulo 6 API MPMS Capitulo 6

Nota: Estas frecuencias son frecuencias bases y se ajustan de acuerdo al seguimiento estadístico.

1 diaria 1 año

1 diaria

1 diaria

1 año

1 año

1 diaria 1 año

1 diaria

1 diaria 1 año

1 año

1 diaria 1 año

1 diaria 1 año

1 diaria 1 año

1 ciclo cada 6 meses

-

1 año

1 año

Mantenimientoanual

VerificaciónCálculo Tiquete

6 meses

6 meses 2 años

6 meses 5 años

1 año

1 mes

360 díasVerificar RTD

1 mes1 mes

1 mes

1 mes

5 años 15 años

1 mes 1 año

1 mes 6 meses

6 meses 1 año

6 meses N/A

Antes de ser utilizadoen

una calibración.2 años

3 meses

1 año6 meses

1 año

Anual para (RTDs)

4 meses 1 año

2 años

1 año1 año

1 trimestral

1 trimestral




5 años

3 años

Mensual

Mensual

3 meses

3 meses

6 meses6 meses

--

-

-

6 meses

1 mes

6 meses

3 meses

CALIBRACIÓN5 años

5 años

6 meses

6 meses

1 año

6 meses

6 meses

-

Verificación : DiariaMatto Refinados : x

condiciónMantto GLP : mensual

1 mensual

1 mensual

-

-

-

1 año

PERIODO DE TIEMPO

Tabla 1. Rutinas de Mantenimiento Preventivo Base

Antes de ser utilizado

- 1 año

NORMA

2 años

6 meses

VERIFIC-MANTTO-

6 meses

6 meses

3 años

5 años

*: RUTINAS MODIFICADAS EN MAYO DE 2009 (MODIFICACIÓN AUTORIZADA JEFE DEL PMC)

6 meses5 años Peso M.2 años Modulos

6 meses 2 años

6 meses 2 años

6 meses 2 años

6 meses

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7. REGISTROS. No Aplica

8. CONTINGENCIAS. No Aplica

9. BIBLIOGRAFÍA

AMERICAN PETROLEUM INSTITUTE. Manual of Petroleum Measurement Standards.

Chapter 1- Vocabulary. Second edition. Washington D.C.: API, July 1994. 77p.

DIRECCIÓN DE DESARROLLO. Política Y Procedimiento Para El Sistema De Gestión DeLa Normativa De Ecopetrol S.A. ECP-DDS-D-01. Versión 1. Colombia, 2004

10. ANEXOS.

No TITULO1 Contenido Manual de Medición de Hidrocarburos2 Líderes de Medición3 Comité Táctico de Medición4 Responsables de los Activos

5 Formato Listado de Equipos

Para mayor información sobre esta directriz y el Manual de Medición de Hidrocarburos, dirigirse a:

EDUARDO MOTTA RUEDA RODRIGO SATIZABALLíder Corporativo de Medición GPS-VSM. Gerente PCM, GPS-VSM

RESPONSABLE RODRIGO SATIZABALGerente PCM, GPS-VSM.

REVISÓ

PABLO MOTTA CANDELAGerente de Planeación Y Suministro – VSM

SERGIO HERRERA ESTEVEZLíder Grupo Apoyo Legal VSM

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APROBÓ CAMILO MARULANDAVicepresidente de Suministro y Mercadeo - VSM

ANEXO 1 - CONTENIDO MANUAL DE MEDICIÓN DE HIDROCARBUROS

CAPITULO 1. CONDICIONES GENERALES Y VOCABULARIO. Da las pautas generalesque 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 deequipos e instrumentos, además de tener todo el vocabulario que se usará en el Manual

de Medición de Hidrocarburos.

CAPITULO 2. CALIBRACIÓN DE TANQUES. Da los parámetros genéricos deVerificación y Calibración en tanques de Almacenamiento de Hidrocarburos paraTransferencia de Custodía. Cubriendo desde la identificación de la necesidad deverificación o calibración hasta el recibo de la tabla de aforo por parte de la dependenciaoperadora del tanque.

CAPITULO 3. MEDICIÓN ESTÁTICA. Da los criterios para la medición manual devolumen de producto líquido y de agua libre contenido en tanques de almacenamientoatmosféricos y presurizados. Cubre desde la determinación de la altura del líquido hastael cálculo del volumen bruto contenido en el tanque, además suministra información de

Medición con Telemetría. El Capítulo 3 Sección 1 establece los métodos para ladeterminación del volumen neto a condiciones estándar de hidrocarburos cargados,transportados en carrotanques y descargados en estaciones de producción y terminalesde oleoductos, así como la medición con báscula.

CAPITULO 4. SISTEMAS PROBADORES. Establece los criterios y características quedeben poseer de los probadores que intervienen en el sistema de medición dinámica paratransferencia de custodia. Aplica a las áreas operativas y que manejan medición dinámicapara transferencia de custodia y fiscalización, de crudos y refinados.

CAPITULO 5. MEDICIÓN DINÁMICA. Establece parámetros y criterios para el uso demedidores dinámicos para transferencia de Custodía de Hidrocarburos y sus accesorios.

CAPITULO 6. SISTEMAS DE MEDICIÓN PARA OLEODUCTOS Y POLIDUCTOS. Estecapítulo provee guías genéricas para seleccionar el tipo y tamaño del medidor, para ser usado en mediciones para oleoductos en operación. Los tipos de accesorios einstrumentos que deben ser usados para estas especificaciones, y las relativas ventajas ydesventajas del método de probadores para el medidor. Cubre los requerimientos deestaciones de medición para oleoductos y unidades LACT.

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CAPITULO 7. DETERMINACIÓN DE TEMPERATURA. Establece las actividades paradeterminar la temperatura en tanques de almacenamiento de producto.

CAPITULO 8. MUESTREO. Establece los métodos y equipos a utilizar para realizar elmuestreo automático y/o manual para obtener muestras representativas de petróleo y/oproductos derivados. Comprende desde la toma de la muestra hasta la identificación,conservación y envío de las muestras obtenidas

CAPITULO 9. DETERMINACIÓN DE DENSIDAD. Establece lineamientos y parámetrosque se deben tener en cuenta para determinar la densidad relativa o gravedad API encrudos y derivados líquidos de petróleo.

CAPITULO 10. DETERMINACIÓN DE AGUA Y SEDIMENTO. Establece lineamientos ycriterios para realizar las pruebas de contenido de agua y sedimento que se hallapresente en el crudo cuando se recibe o entrega por transferencia de custodia.Comprende la determinación de BSW por titulación, centrífuga y destilación.

CAPITULO 11. FACTORES DE CORRECCIÓN. Da las tablas apropiadas paradeterminar los factores de corrección por efecto de temperatura, presión y densidad.Especifica el uso de las tablas para determinar los factores de corrección que intervienenen la liquidación volumétrica.

CAPITULO 12. CALCULO DE CANTIDADES DE PETRÓLEO. Define las formulas pararealizar correcciones por volumen, material de construcción del medidor o del probador, la

temperatura, la presión. Cubre las formulas estándar para la determinación de los factoresde corrección volumétrica

CAPITULO 13. CONTROL ESTADÍSTICO DE MEDICIÓN. Da procedimientosestadísticos que permiten evaluar, verificar y controlar el funcionamiento y la variación delos factores de calibración de los medidores de flujo a fin de que las incertidumbresaleatorias sean comprendidas y consistentes con los objetivos de los sistemas demedición de hidrocarburos. Comprende evaluación y control de tendencia en los factoresdel medidor utilizando cartas de control y análisis de incertidumbres aleatorias asociadascon los datos de prueba del medidor.

CAPITULO 14. MEDICIÓN DE GAS LICUADO DE PETRÓLEO. Da guías para

selección, instalación, funcionamiento y mantenimiento de los sistemas de mediciónutilizados para Gas Licuado de Petróleo.

CAPITULO 15. SISTEMA INTERNACIONAL DE UNIDADES. Da parámetros parafacilitar la uniformidad en la práctica métrica, nomenclatura y uso del sistema internacionalde unidades para cantidades involucradas en las mediciones. Da especificaciones de lasunidades de preferencia para cantidades involucradas en medición y factores para laconversión de cantidades expresadas en unidades métricas.

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CAPITULO 16. MEDICIÓN DE HIDROCARBUROS POR MASA. Establece losparámetros a utilizar en la instalación de Sistemas Hidrostáticos de Medición de Tanques(HTG), utilizando la medición directa de la masa contenida en tanques dealmacenamiento de hidrocarburos.

CAPITULO 17. MEDICIÓN MARINA. Da los parámetros a tener en cuenta en buques,botes o remolques y de tierra para determinar las cantidades de carga a bordo.

CAPITULO 18. PRUEBAS DE LABORATORIO. Da los métodos mas utilizados paradeterminar el contenido de sal, azufre, punto de fluidez, viscosidad y puntos de chispa enhidrocarburos. Cubre de forma general los procedimientos de las pruebas ASTM D-3230,

D-4294, D-97, D-445, D-93.

CAPITULO 19. PERDIDAS POR EVAPORACIÓN. Da las variables, mecanismos yfuentes relevantes que permiten determinar las perdidas por evaporación, en tanques dealmacenamiento y operaciones de transferencia.

CAPITULO 20. MEDICIÓN POR ASIGNACIÓN. Determina guías para llevar a cabomedición por asignación. Provee las pautas de diseño y funcionamiento para los sistemasde medición por asignación de líquidos. Se Incluyen las recomendaciones para medición,medida estática, toma muestras, probador, calibrador y procedimientos de cálculo.

CAPITULO 21. SISTEMAS DE MEDICIÓN ELECTRÓNICA. Da los parámetros y criterios

que permitan una efectiva utilización de los sistemas de medición electrónica parahidrocarburos líquidos.

CAPITULO 22. FORMACIÓN EN MEDICIÓN DE HIDROCARBUROS. Estableceactividades para la elaboración y ejecución de planes de formación que permitan asegurar las competencias requeridas por el personal que desarrolla actividades relacionadas conla medición de hidrocarburos. Comprende la identificación y análisis de necesidades deformación, la elaboración de planes de formación y la evaluación de la eficacia de losmismos.

CAPITULO 23. AUDITORÍAS E INSPECCIONES DE MEDICIÓN. Establece lasactividades necesarias para planificar, ejecutar y documentar inspecciones y auditorías

internas en medición de cantidad y calidad, al igual que las acciones necesarias para elseguimiento y control a las acciones correctivas y preventivas que se generen de estas.

CAPITULO 24. ATENCIÓN DE RECLAMOS POR DIFERENCIAS DE VOLUMEN YCONTENIDO DE AGUA. Establecer las acciones, que se deben llevar a cabo cuando sepresentan diferencias de volúmenes netos y/o contenidos de agua; en operaciones detransferencia de custodia de crudo, refinados y Gas Licuado del Petróleo GLP.

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CAPITULO 25. GUIA PARA LA ESTIMACIÓN DE LA INCERTIDUMBRE EN LOSSISTEMAS DE MEDICIÓN. Establece los parámetros básicos para la Estimación de laIncertidumbre Estática y Dinámica en los puntos de Transferencia de Custodia (Esta guíaesta en Desarrollo).

ANEXO 2 – LÍDERES DE MEDICIÓN

Objetivo: Desarrollar acciones que aseguren la confiabilidad de los sistemas demedición, apoyado en la Política para la Gestión de la Medición de Hidrocarburos, elManual de Medición de Hidrocarburos y las normas técnicas, con el fin de optimizar lagestión de medición al interior de la respectiva área de negocio.

Responsabilidades frente a los sistemas de medición:1. Detectar oportunidades y recomendar acciones de mejoramiento2. Hacer seguimiento al cumplimiento del Plan de mejoramiento de la medición de su

respectiva área de negocio.3. Divulgar la política de medición y estándares para asegurar la confiabilidad de los

sistemas de medición.4. Programar las acciones de capacitación para que el personal responsable por la

operación de los sistemas de medición adquiera las competencias necesarias para sugestión.

5. Examinar el informe diario del balance volumétrico para identificar puntos críticos,efectuando seguimiento a los desbalances y diferencias volumétricas en todos los

puntos de transferencia de custodia.6. Llevar control estadístico y análisis de incertidumbre de los componentes del sistema

de medición.7. Analizar el desempeño de los equipos y sistemas de medición para determinar

alternativas de mejora y optimización de los mismos.8. Verificar la actualización de los certificados de calibración de los implementos de

laboratorio, equipos e instrumentos de medición, tanques y probadores.9. Realizar seguimiento y control a los programas de mantenimiento preventivo de los

equipos e instrumentos que intervienen en los sistemas de medición de cantidad ycalidad.

10. Evaluar y proponer la reposición y actualización tecnológica de los Sistemas deMedición para transferencia de custodia de acuerdo a las necesidades detectadas.

11. Realizar Seguimiento al Índice de Gestión de los sistemas de Medición-IGSM en lospuntos de transferencia de custodia.

12. Ejecutar evaluaciones a los sistemas de medición usando una lista de verificaciónbasada en la Política para la Gestión de los Sistemas de Medición y en el Manual deMedición de Hidrocarburos.

13. Coordinar las auditorias internas a los sistemas de medición de su respectiva área denegocio, verificando el cumplimiento de los compromisos adquiridos en estás.

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14. Elaborar bases técnicas para los procesos contractuales relacionados con lossistemas de medición de cantidad y calidad.

15. Hacer seguimiento al cumplimiento de las verificaciones y calibraciones de los equiposasociados a los procesos de medición con la frecuencia establecida en estedocumento.

16. Asesorar a los responsables de los Activos, sobre los requerimientos presupuestales ytécnicos para asegurar la confiabilidad de los Sistemas de Medición y el cumplimientode las normas que lo regulan.

17. Reportar a la Gerencia de Planeación y Suministro de la VSM la información clavepara llevar un seguimiento corporativo a los Tableros Balanceados de Gestión TBGdel área de medición de las Vicepresidencias Operativas y reportes mensuales deseguimiento y resultados relativos a los Sistemas de Medición, que incluyan como

mínimo:

Plan anual y seguimiento bimensual de acción para el mejoramiento de los sistemasde medición, en el que se discriminen las actividades para el mejoramiento del índicede Gestión de los Sistemas de Medición-IGSM, y del Índice de Incertidumbre de losSistemas de Medición.

Informe Semestral de acciones de capacitación para el personal responsable por laoperación de los sistemas de medición, antes del 15 de Enero y del 15 de julio decada año.

Informe Semestral de los programas de mantenimiento y calibración de los

equipos e instrumentos de los sistemas medición, antes del 15 de Enero y del 15 deJulio de cada año.

Plan Anual y seguimiento bimensual de los proyectos de Inversión, a lo largo de todoel proceso de maduración, de acuerdo con el M.M.P. (Modelo de Maduración deProyectos).

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ANEXO 3 - COMITÉ TÁCTICO DE MEDICIÓNTiene como objeto analizar la gestión y la proyección del desempeño de los sistemas demedición de cantidad y calidad de Hidrocarburos desde una visión integral, con el fin detomar decisiones tácticas y operativas, que permitan el cumplimiento de la política para lagestión de los sistemas de medición y el Manual de Medición de Hidrocarburos..Integrantes: El Comité de medición de cada área de negocio debe estar integrado por

los siguientes funcionarios:1. Gerente Planeación y Suministro.2. Lideres de Medición de: VSM, VIT, VRP, VPR e ICP.3. Invitados Temáticos.

Funciones: Las funciones del Comité de medición son las siguientes:1. Definir los planes, proyectos y programas concernientes a las mejora de la

confiabilidad de los sistemas de medición de hidrocarburos de acuerdo a lasnecesidades detectadas.

2. Ser Soporte para la implementación de los lineamientos de medición cantidad ycalidad para transferencia de custodia de hidrocarburos.

3. Gestionar los recursos para el desarrollo de actividades y/o mejoras de los sistemas

de medición de cantidad y calidad para transferencia de custodia de hidrocarburos.4. Verificar el cumplimiento de objetivos y aplicación de mejora continua de los sistemas

de medición.5. Evaluar las acciones y resultados obtenidos de la estandarización y optimización de

los sistemas de medición de hidrocarburos.6. Analizar el índice de Gestión de los sistemas de medición, los informes de

desempeño del los Sistemas de medición y los informes de Auditorías de medición.7. Hacer seguimiento a los Planes de Acción establecidos en las reuniones previas con

el fin de monitorear el cumplimiento y la efectividad de los mismos.8. Analizar y explicar los resultados logrados haciendo explícitas las causas en los casos

en que se presenten desviaciones9. Aprobar acciones para corregir desviaciones frente al plan

10. Programar auditorias internas de medición de cantidad y calidad, con el fin de revisar el grado de confiabilidad y cumplimiento de los lineamientos estratégicos de lossistemas de medición de cantidad y calidad para Transferencia de Custodia enHidrocarburos por medio del IGSM y el TBG, y detectar oportunidades demejoramiento en estos sistemas.

Se sugiere que el comité de medición se reúna por lo menos una (1) vez cada dos meses,seis veces al año.

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ANEXO 4 – RESPONSABLES DE LOS ACTIVOS

Objetivo: Ejecutar las acciones recomendadas por el Comité de medición y/o líderes demedición que aseguren la confiabilidad de los sistemas de medición, apoyado en lapolítica de medición de hidrocarburos, el Manual de Medición de Hidrocarburos y lasnormas técnicas, con el fin de garantizar la disponibilidad y confiabilidad de los sistemasde medición de calidad y cantidad. Los responsables de los Activos serán determinados

por la alta dirección de la Organización: Gerentes, Superintendentes y Jefes deDepartamento.

Responsabilidades frente a los sistemas de medición:

1. Implementar las acciones de mejoramiento.2. Asegurar el cumplimiento del Plan de mejoramiento de la medición de su

respectiva área de negocio.3. Promover la aplicación de la política de medición y estándares para asegurar la

confiabilidad de los sistemas de medición4. Programar acciones de capacitación para que el personal responsable por la

operación de los sistemas de medición adquiera las competencias necesarias para

su gestión.5. Hacer seguimiento del informe diario del balance volumétrico para identificar

puntos críticos.6. Efectuar Seguimiento a las diferencias volumétricas en crudos y refinados en

todos los puntos de transferencia de custodia.7. Verificar que se realice el control estadístico y análisis de incertidumbre de los

componentes del sistema de medición.8. Asegurar el desempeño de equipos y sistemas de medición para determinar

alternativas de mejora y optimización de los mismos.9. Asegurar la actualización de los certificados de calibración de los implementos de

laboratorio, equipos e instrumentos de medición, tanques y probadores.10. Cumplir los programas de mantenimiento preventivo de los equipos e instrumentos

que intervienen en los sistemas de medición de cantidad y calidad.11. Promover las actualizaciones tecnológicas de medición y transferencia de custodia

de acuerdo a las necesidades detectadas de acuerdo con el modelo demaduración de proyectos.

12. Asegurar el cumplimiento de la meta establecida en el IGSM para el periodo.13. Ejecutar las recomendaciones dadas en las evaluaciones a los sistemas de

medición provenientes de Auditorias y/o inspecciones.

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14. Como dueño de Activos se recomienda participar en las auditorias internas a lossistemas de medición de su respectiva área de negocio, verificando elcumplimiento de los compromisos adquiridos en estás.

15. Gestionar los procesos contractuales para el aseguramiento de los sistemas demedición de calidad y cantidad.

16. Realizar la verificación y calibración de los equipos asociados a los procesos demedición con la frecuencia establecida en este documento.

17. Proporcionar los recursos necesarios para asegurar la confiabilidad de losSistemas de Medición.

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ANEXO 5 – FORMATO LISTADO DE EQUIPOS

NO TAGCODIGO

MIMSDISTRITO EQUIPO

PERSONA

RESPONSABLE

CLASE O

REFERENCIAFABRICANTE DESCRIPCIÓN

PERIODO DE

CALIBRACIÓN

PERIODO DE

MANTENIMIENTO

RANGO DE

MEDICIÓN

LECTURA

MÍNIMATOLERANCIA

REVISÓ:

FECHA:

APROBÓ:

PERSONA RESPONSABLE LISTADO:

INVENTARIO DE INSTRUMENTOS Y EQUIPOS DE MEDICIÓN DE CANTIDAD Y CALIDAD DE HIDROCARBUROS

ECP-VSM-001-XXXXXX

OBSERVACIÓN

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Documents

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