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TESINA

PRESENTA

GESTIÓN Y GERENCIAMIENTO DE UN SISTEMA DE

MEDICIÓN DE FLUJO DE HIDROCARBUROS LÍQUIDOS

PARA OBTENER EL GRADO DE

ING. JAIME DE JESÚS RUIZ ROMERO

ASESOR: M. EN I. CÉSAR NICOLÁS QUIROZ

MAESTRÍA EN DIRECCIÓN Y GESTIÓN DE PROYECTOS DE INGENIERÍA

VILLAHERMOSA, TABASCO, ENERO 2019

I

AGRADECIMIENTOS

Gracias a Dios Padre Todo Poderoso por haberme permitido llegar hasta este

momento de mi vida personal y profesional. Por ser mi más grande fortaleza en

momentos de debilidad. ¡Gracias Señor!

Gracias a mi madre Gertrudis por su apoyo, consejos, paciencia y amor

incondicional en todo momento y en particular, para el logro de este objetivo.

Gracias a mi Padre+ Jaime por sus enseñanzas y los recuerdos que me motivan

a imitar su ejemplo de vida.

Gracias a mis hermanos y a sus familias, Ninfa Elena y Josué Andrés por ser una

parte importante de mi vida, por estar ahí cuando los he necesitado.

Gracias a mi esposa, Tila Patricia, por ser mi complemento, mi cómplice, por su

apoyo en las buenas y en las malas, por impulsarme a conseguir nuevas metas.

Por todo su cariño y amor.

Gracias a mis hijos, Andrea Patricia, Jaime Alberto y Luisa Fernanda por llenar mi

vida de alegrías y ser mi motor para mantenerme fortalecido.

Gracias familia, los amo.

Gracias al CIATEQ por haberme brindado la oportunidad de estudiar en su

institución. Gracias Lic. Mercedes Salvador por todo su apoyo y atenciones

durante cada etapa de la Maestría.

Gracias a todos los profesores por la confianza y dedicación de tiempo, por

compartir sus conocimientos y amistad.

Gracias al CONACYT por haberme otorgado la beca de estudio.

Gracias a mi asesor y amigo, el Maestro en Ingeniería César Nicolás Quiroz por

haberme dado la oportunidad de desarrollar este trabajo, por haberme tenido

la paciencia necesaria, por todo su apoyo y amistad.

Gracias a la compañía de Servicios de medición y control (Sermeco Oil and

Gas, S.A. de C.V.), por todas las facilidades otorgadas para la realización de

este proyecto. Gracias a mis compañeros y amigos de trabajo, Fernando N.

Álvarez Martínez, Juan Antonio Herrera Escamilla, Eugenio Bravata de la Cruz,

Jorge Alberto Bedolla Muñoz; por todas las aportaciones, apoyo y consejos.

Gracias a mis compañeros y amigos de maestría por haber sido cómplices para

lograr juntos esta meta. Carlos Sánchez, Claudia Camas, Fernando Ruiz, Juan

Luna, Janice González, Luis Rodríguez, Melina De la Cruz, Natalia Muñoz, Rafael

Somellera.

Gracias infinitas a todos, con mucho cariño y afecto,

Jaime

II

CARTA DE LIBERACIÓN DEL ASESOR

III

CARTA DE LIBERACIÓN DEL REVISOR

IV

TÍTULO Gestión y Gerenciamiento de un Sistema de Medición de Flujo de Hidrocarburos

Líquidos.

RESUMEN La medición es una actividad fundamental en todo el proceso de la cadena de

valor de explotación y producción de hidrocarburos. La falta de una

estandarización de los procesos en la administración de los Sistemas de Medición,

influye directamente en los resultados obtenidos, lo anterior por la ausencia de

información oportuna y confiable; consecuentemente no es posible estimar la

incertidumbre de los sistemas de medición de hidrocarburos. Para tal efecto, es

necesario que los responsables de dichos sistemas, realicen las funciones de

gestión, basados en la Metodología de las mediciones, Herramientas estadísticas,

y el Control documental, así como mantener y generar las competencias del

personal en esta disciplina.

Ante los requerimientos de la Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH), la

Subdirección de Producción Bloques Sur (SPBS) de PEMEX Exploración y Producción

(PEP) tiene la necesidad de evaluar la medición de hidrocarburos líquidos y

gaseosos desde el pozo hasta que estos fluidos llegan a los puntos de entrega, y

realizar las recomendaciones correspondientes para actualizar, complementar o

instalar sistemas de medición del tipo operacional, referencial o de transferencia

(fiscal).

Es de suma importancia contar con Sistemas de Medición que permitan realizar la

Medición de Hidrocarburos con Trazabilidad Metrológica a Patrones Nacionales o

Internacionales o, en su defecto, con base en estándares de medición, acordes a

lo estipulado en la Ley Federal de Metrología y Normalización. En ese mismo

sentido, el personal del Operador Petrolero involucrado en la Medición de los

Hidrocarburos deberá contar con las habilidades, aptitudes, capacitación y

entrenamiento necesarios para llevar a cabo sus funciones.

V

El desarrollo del presente trabajo pretende validar una propuesta metodológica

basada en procedimientos, guías y recomendaciones que se han desarrollado

anteriormente, pero que aún no ha sido implementada ni evaluada en algún

sistema de medición en particular, dentro de PEP Región Sur.

El alcance del presente trabajo define puntos clave que sustenten la confiabilidad

de las mediciones de hidrocarburos, a través de una efectiva administración de los

sistemas de medición. Así mismo, pretende establecer un punto de partida para la

elaboración de un procedimiento en la administración de sistemas de medición

(ASM).

Palabras clave—Gestión, Sistema de Medición, Confiabilidad, Control Documental,

Incertidumbre, Trazabilidad metrológica, Confirmación metrológica, Ingeniería y

Tecnología, Tecnología de la Instrumentación, Equipos de Verificación,

Instrumentos electrónicos.

VI

ABSTRACT Measurement is a fundamental activity throughout the process of the chain of value

of exploitation and production of hydrocarbons.

The lack of standardized processes in the administration of measurement systems

directly influences the obtained results, this is due to the absence of timely and

accurate information. Therefore, it is not possible to estimate the uncertainty of the

hydrocarbon measurement systems.

In order to accomplish this, it is necessary that those in charge of these systems

perform the management functions based on the measurement methodology,

statistical tools, and documentary control, as well as maintain and develop the skills

of staff involved in this discipline.

In response to the requirements of the National Hydrocarbons Commission (CNH),

the Subdirección de Producción Bloques Sur (SPBS) of PEMEX Exploración y

Producción (PEP) has a need to evaluate the measurement of liquid and gaseous

hydrocarbons from the well until these fluids arrive at the delivery points, as well as

to make the corresponding recommendations to update, complement or install

measurement systems of the operational, referential or transfer (fiscal) type.

The oil operator must have measurement systems that allow him to measure

hydrocarbons with metrological traceability to national or international standards

or, failing that, based on measurement standards, in accordance with the provisions

of the Federal Law of Metrology and Standardization. Likewise, the staff of the oil

operator involved in the measurement of hydrocarbons must have the skills,

qualifications and the necessary training to carry out their functions.

This work aims at validating a methodological proposal based on procedures,

guidelines and recommendations that have been previously developed, but that

VII

have not yet been implemented or evaluated in any particular measurement

system, within PEP South Region.

The scope of this work defines key points that support the reliability of hydrocarbon

measurements through an effective management of measurement systems.

Likewise, it intends to establish a starting point for the development of a procedure

in the administration of measurement systems (ASM).

Keywords: Management, Measurement System, Reliability, Documentary Control,

Uncertainty, Metrological traceability, Metrological confirmation, Engineering and

Technology, Instrumentation Technology, Verification Equipment, Electronic

Instruments.

VIII

ÍNDICE DE CONTENIDO

AGRADECIMIENTOS .................................................................................................................................................. I

CARTA DE LIBERACIÓN DEL ASESOR ..................................................................................................................... II

CARTA DE LIBERACIÓN DEL REVISOR ................................................................................................................... III

TÍTULO ........................................................................................................................................................................ IV

RESUMEN .................................................................................................................................................................. IV

ABSTRACT ................................................................................................................................................................. VI

ÍNDICE DE FIGURAS ................................................................................................................................................... X

ÍNDICE DE TABLAS ................................................................................................................................................... XII

GLOSARIO ............................................................................................................................................................... XIII

CAPÍTULO 1 INTRODUCCIÓN .................................................................................................................................. 1

1.1 Antecedentes ......................................................................................................................................... 1

1.2 Definición del problema ....................................................................................................................... 4

1.3 Justificación ............................................................................................................................................ 6

1.4 Objetivo General ................................................................................................................................... 7

1.5 Objetivos Específicos ............................................................................................................................. 7

1.6 Hipótesis ................................................................................................................................................... 8

1.7 Conceptualización ................................................................................................................................ 8

1.8 Operacionalización ............................................................................................................................... 9

CAPÍTULO 2. MARCO TEÓRICO O FUNDAMENTOS TEÓRICOS ....................................................................... 10

2.1 Control Documental............................................................................................................................ 12

2.2 Estimación de la Incertidumbre ........................................................................................................ 14

2.3 Control Estadístico ............................................................................................................................... 15

2.4 Gestión y Gerenciamiento de la medición .................................................................................... 16

2.4.1 Diagramas, esquemas e Isométricos ........................................................................................... 17

2.4.2 Topología de Control ...................................................................................................................... 17

2.4.3 Censo e Inventario .......................................................................................................................... 18

2.4.4 Características técnicas de la instrumentación ........................................................................ 18

2.4.5 Normatividad aplicable ................................................................................................................. 18

2.4.6 Características metrológicas ........................................................................................................ 18

2.4.7 Requisitos metrológicos. ................................................................................................................. 19

2.4.8 Procedimientos de operación ...................................................................................................... 19

2.4.9 Procedimientos de mantenimiento ............................................................................................. 19

2.4.10 Procedimientos de calibración ................................................................................................ 20

2.4.11 Historial de calibraciones .......................................................................................................... 20

2.4.12 Trazabilidad metrológica de los equipos patrones. ............................................................. 20

2.4.13 Certificados o informes de calibración .................................................................................. 21

2.4.14 Estimación de incertidumbre ................................................................................................... 22

2.4.15 Verificación y validación de cálculo volumétrico ............................................................... 25

IX

2.4.16 Gráficos de control. (Cartas de Control). .............................................................................. 28

2.4.17 Telemetría ..................................................................................................................................... 28

2.4.18 Programa del mantenimiento de la integridad mecánica ............................................... 28

2.4.19 Programa de mantenimiento de las características metrológicas. ................................. 29

2.4.20 Auditorias y Diagnósticos .......................................................................................................... 29

2.4.21 Confirmación metrológica ....................................................................................................... 30

CAPÍTULO 3. RESULTADOS ..................................................................................................................................... 32

3.1 Diagramas, esquemas e Isométricos. .............................................................................................. 37

3.2 Topología de Control. ......................................................................................................................... 39

3.3 Censo e Inventario. ............................................................................................................................. 41

3.4 Características técnicas de la instrumentación. ........................................................................... 42

3.5 Normatividad aplicable. .................................................................................................................... 43

3.6 Características Metrológicas. ............................................................................................................ 45

3.7 Requisitos metrológicos ...................................................................................................................... 49

3.8 Procedimientos de operación. ......................................................................................................... 49

3.9 Procedimientos de mantenimiento. ................................................................................................. 50

3.10 Procedimientos de calibración. ........................................................................................................ 51

3.11 Historial de Calibraciones. .................................................................................................................. 51

3.12 Trazabilidad metrológica de los equipos patrones. ...................................................................... 52

3.13 Certificados o informes de calibración. .......................................................................................... 53

3.14 Estimación de incertidumbre ............................................................................................................. 54

3.15 Verificación y validación del cálculo volumétrico. ....................................................................... 77

3.16 Gráficos de control. (Cartas de Control). ....................................................................................... 79

3.17 Telemetría .............................................................................................................................................. 86

3.18 Programa del mantenimiento de la integridad mecánica ......................................................... 87

3.19 Programa de mantenimiento de las características metrológicas. .......................................... 88

3.20 Auditorias y Diagnósticos ................................................................................................................... 90

3.21 Confirmación metrológica ................................................................................................................. 91

3.22 Portal de medición de PEP. ............................................................................................................... 92

3.23 Portal repositorio PEP_CNH ................................................................................................................. 95

CONCLUSIONES ...................................................................................................................................................... 98

APORTACIÓN DE LA TESINA. ................................................................................................................................. 99

RECOMENDACIONES ........................................................................................................................................... 100

REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS. .......................................................................................................................... 101

ANEXOS. ..................................................................................................................................................................... 1

ANEXO A.1. REQUERIMIENTOS PARA LA INTEGRACIÓN DE UN EXPEDIENTE DE MEDICIÓN. .................... 1

ANEXO A.2. Referencias Normativas. ............................................................................................................... 2

(Comisión Nacional de Hidrocarburos_Lineamientos ................................................................................... 2

Técnicos de medición) ....................................................................................................................................... 2

ANEXO A.3. Dictámenes de Calibración ........................................................................................................ 8

X

ANEXO A.4. Constantes para los límites de gráficas de Control............................................................... 29

ANEXO A.5. Diagnóstico del sistema de medición de flujo de aceite .................................................... 30

ANEXO A.6. CARTAS DE MANTENIMIENTO DEL PATÍN DE ............................................................................. 39

C.A.B. CACTUS ENVÍO A PALOMAS................................................................................................................. 39

ANEXO A.7. CARACTERÍSTICAS TÉCNICAS DE LOS EQUIPOS DE MEDICIÓN............................................. 41

ÍNDICE DE FIGURAS

Figura 1. Modelo de Gestión de las mediciones. NMX-CC-10012-IMNC-2004. [3] ...................................... 9

Figura 2. Concepto de Incertidumbre. [14] ...................................................................................................... 22

Figura 3. Fuentes de incertidumbre presentes en la medición. [16] ............................................................ 23

Figura 4. Diagrama de flujo para la estimación de incertidumbres de medición. [12]............................ 24

Figura 5. Diagrama de flujo para el cálculo de factores de corrección utilizados en la ecuación de

volumen. (CPL, CTL). [19] ...................................................................................................................................... 26

Figura 6. Diagrama de flujo para el cálculo de volumen. [19] ..................................................................... 27

Figura 7. Proceso de confirmación metrológica en el modelo de Gestión de las mediciones. [3] ....... 30

Figura 9. Proceso de confirmación metrológica del equipo de medición. (ISO 10012:2003). [3] .......... 31

Figura 10. Ubicación geográfica del Complejo Procesador de Gas Cactus. ........................................... 32

Figura 11. Ubicación del Sistema de Medición dentro del C.P.G. Cactus. ................................................ 33

Figura 12. Diagrama de arreglo de tubería de la C.A.B. Cactus. [22] ......................................................... 34

Figura 13. Sistema de medición de flujo tipo ultrasónico para Transferencia de

custodia C.A.B. Cactus Envío a Palomas. ......................................................................................................... 34

Figura 14. Medidor de Flujo tipo ultrasónico para transferencia de custodia.

(Antes de mantenimiento). .................................................................................................................................. 35


(Después de Mantenimiento). ............................................................................................................................. 35

Figura 16. Medidor de corte de Agua para transferencia de custodia.

(Antes de mantenimiento). .................................................................................................................................. 35


(Después de Mantenimiento). ............................................................................................................................. 36

Figura 18. Diagrama de flujo de la Central de Almacenamiento y

Bombeo Cactus. [22]............................................................................................................................................. 37

Figura 19. Diagrama de flujo, Manejo de Aceite. [22] .................................................................................... 37

Figura 20. Esquema arreglo de instrumentos en patín de medición de flujo de aceite, C.A.B. Cactus,

Envío Palomas. [22] ................................................................................................................................................ 38

Figura 21. Bloques de control. [22] ...................................................................................................................... 39

Figura 22. Diagrama de lazo. [22] ....................................................................................................................... 39

Figura 23. Infraestructura de monitoreo. [22] .................................................................................................... 40

XI

Figura 24. Elementos típicos de la instalación de un medidor de flujo tipo ultrasónico. (Cap. 5 Secc. 8

Manual API). ............................................................................................................................................................ 44

Figura 25. Manual de usuario Software de monitoreo. ................................................................................... 49

Figura 26. Procedimiento operativo para mantenimiento a Sistemas de medición en PEP. [43] .......... 50

Figura 27. Procedimiento Operativo de calibración de

sistemas de medición de PEP. [42] ..................................................................................................................... 50

Figura 28. Programa anual de mantenimiento preventivo y calibración del sistema de medición en

C.A.B. Cactus Tren 1. [22] ..................................................................................................................................... 51

Figura 29. Cadena de trazabilidad del medidor de flujo ultrasónico. [22] ................................................. 52

Figura 30. Certificado de calibración del medidor de flujo ultrasónico. [22] ............................................. 53

Figura 31. Diagrama de árbol de las fuentes de Incertidumbre. .................................................................. 54

Figura 32. Datos instantáneos del computador de flujo ................................................................................ 77

Figura 33. Carta de control del medidor de flujo tipo ultrasónico. ............................................................... 79

Figura 34. Gráfico de control con desviación estándar del medidor de flujo tipo ultrasónico. ............. 83

Figura 35. Gráfica de control con rango del medidor de flujo tipo ultrasónico. ....................................... 84

Figura 36.Estación de monitoreo local (interfaz gráfica)................................................................................ 87

Figura 37. Flujo de información (estación local y remota). ............................................................................ 87

Figura 38. Programa anual de mantenimiento preventivo y calibración del sistema de medición en

C.A.B. Cactus Tren 1. [22] ..................................................................................................................................... 88

Figura 39. Proceso de confirmación metrológica. [3] ..................................................................................... 91

Figura 40. Página principal del portal de administración. [22] ...................................................................... 92

Figura 41. Selección del Activo de Producción de PEP Sur ........................................................................... 93

Figura 42. Selección de Instalaciones de proceso de Aceite. ...................................................................... 93

Figura 43. Selección del sistema de medición seleccionado. ...................................................................... 94

Figura 44. Expediente de la administración metrológica. .............................................................................. 94

Figura 45. Portal Repositorio PEP-CNH. [22] ....................................................................................................... 95

Figura 46. Selección Subdirección de Producción Región Sur. GCO. ......................................................... 96

Figura 47. Selección del tema Instalaciones. .................................................................................................... 96

Figura 48. Selección de la ubicación. ................................................................................................................ 97

Figura 49. Expediente de la administración metrológica. .............................................................................. 97

Figura 50. Sistema de medición de flujo de C.A.B. Cactus. ........................................................................... 33

Figura 51. Características técnicas del medidor de corte de Agua. [24] ................................................... 41

Figura 52. Características técnicas del medidor de corte de Agua. [24] ................................................... 42

Figura 53. Características técnicas del transmisor de densidad. [25] .......................................................... 43

XII

ÍNDICE DE TABLAS

Tabla 1.Diferencias permisibles del valor obtenido entre el .......................................................................... 25

Tabla 2. Censo e Inventario del Sistema de Medición en C. A. B. Cactus. [22] ......................................... 41

Tabla 3. Características técnicas de la instrumentación del Sistema de Medición en C. A. B. Cactus.

[22] ............................................................................................................................................................................ 42

Tabla 4. Características técnicas de la instrumentación del Sistema de Medición en C. A. B. Cactus.

[22] ............................................................................................................................................................................ 43

Tabla 5. Características metrológicas de la instrumentación del Sistema de Medición en C.A.B.

Cactus. [22] ............................................................................................................................................................. 45

Tabla 6. Características metrológicas de la instrumentación del Sistema de Medición en C.A.B.

Cactus. [22] ............................................................................................................................................................. 46

Tabla 7. Características metrológicas del Analizador de corte de Agua. AIT-302. [24] .......................... 47

Tabla 8. Características metrológicas del transmisor de densidad. DT-302. [25]. ...................................... 47

Tabla 9. Características metrológicas del medidor de flujo ultrasónico FE-302. [23] ................................ 48

Tabla 10. Características metrológicas principales del sistema. ................................................................... 48

Tabla 11. Incertidumbre para un sistema de medición de transferencia de hidrocarburos en fase

líquida. [8] ................................................................................................................................................................ 49

Tabla 12. Historial de calibraciones del tren 1 de C.A.B. Cactus. [22] ......................................................... 51

Tabla 13. Descripción de fuentes de incertidumbre del diagrama de árbol. ............................................ 55

Tabla 14. Incertidumbre estimada a diferentes frecuencias de calibración. ............................................ 56

Tabla 15. Incertidumbre estimada por calidad de muestra. ......................................................................... 56

Tabla 16. Datos de Carta de control del día 18/12/2017. .............................................................................. 80

Tabla 17. Tabla resumen de Desviación estándar y Rango de

las cartas de control. ............................................................................................................................................. 80

Tabla 18. Límites de control. ................................................................................................................................. 83

Tabla 19. Índice de capacidad .......................................................................................................................... 85

Tabla 20. Criterios de decisión del ICP. .............................................................................................................. 85

Tabla 21. Estimación de tiempo de calibración. ............................................................................................. 86

Tabla 22.Bitácora de mantenimiento del sistema de medición en C.A.B. Cactus Tren 1 ....................... 89

Tabla 23.Bitácora de mantenimiento del sistema de medición en C.A.B. Cactus Tren 1 ....................... 90

Tabla 24. Requerimientos para la integración de un expediente de medición. [9] ................................... 1

Tabla 25. Constantes para los límites de las gráficas de control. [9] ............................................................ 29

Tabla 26. Datos generales de identificación del tren de medición 1. ......................................................... 32

Tabla 27. Resumen de hallazgos para el tren de medición. ......................................................................... 35

Tabla 10. Características metrológicas principales del sistema. ................................................................... 35

Tabla 11. Incertidumbre para un sistema de medición de transferencia de hidrocarburos

en fase líquida. [8] .................................................................................................................................................. 36

XIII

GLOSARIO

MAGNITUD: Propiedad de un fenómeno, cuerpo o sustancia, que puede expresarse

cuantitativamente mediante un número y una referencia.

MENSURANDO: Magnitud que se desea medir.

REPETIBILIDAD: Proximidad entre resultados de sucesivas mediciones del mismo

Mensurando, realizadas bajo las mismas condiciones.

REPRODUCIBILIDAD: Proximidad entre resultados de mediciones del mismo

Mensurando, realizadas bajo condiciones que incluyan diferentes lugares,

operadores y sistemas de medición.

MEDICIÓN: Proceso que consiste en obtener experimentalmente uno o varios

valores que pueden atribuirse razonablemente a una magnitud.

METROLOGÍA: Ciencia de las mediciones y sus aplicaciones.

MEDICIÓN DE HIDROCARBUROS: Cuantificación del volumen o masa y

determinación de la calidad de los Hidrocarburos líquidos y gaseosos.

AUDITORÍA: Proceso sistemático, independiente y documentado para el monitoreo,

evaluación de cumplimiento, prevención de riesgos, fortalecimiento de control

interno e identificación de oportunidades para la mejora de cualquiera de los

elementos influyentes en los Mecanismos de Medición.

MECANISMOS DE MEDICIÓN: Conjunto integrado de competencias técnicas,

estándares, procedimientos y Sistemas de Medición, para la Medición del volumen

y la determinación de la calidad de los Hidrocarburos, tanto para la Medición

Fiscal, como para las mediciones Operacional, de Referencia y de Transferencia.

SISTEMA DE MEDICIÓN: Conjunto de equipos, instalaciones, sistemas informáticos e

Instrumentos de Medida, destinados a la Medición de Hidrocarburos.

SISTEMA DE GESTIÓN DE LA MEDICIÓN: Conjunto de elementos interrelacionados, o

que interactúan, necesarios para lograr la confirmación metrológica y el control

continuo de los procesos de medición.

CARACTERÍSTICAS METROLÓGICAS: Especificaciones particulares de los elementos

de un Mecanismo de Medición que pueden influir en los resultados de medición,

tales como intervalo nominal, intervalo de medición, clase de exactitud, deriva,

XIV

estabilidad, exactitud, histéresis, Incertidumbre de Medida, error, linealidad,

resolución, repetibilidad, reproducibilidad y sensibilidad.

CONFIRMACIÓN METROLÓGICA: Conjunto de operaciones referidas para asegurar

que un Instrumento de Medida cumpla con los requerimientos para su uso

esperado. Generalmente incluye calibraciones y verificaciones, cualquier ajuste o

reparación necesario y subsecuentes re calibraciones, comparaciones con

requerimiento metrológicos para uso esperado del equipo, así como también

cualquier sellado y etiquetado requerido.

GESTIÓN Y GERENCIA DE MEDICIÓN: Metodología mediante la cual el Operador

Petrolero administra el funcionamiento e interrelación de los Mecanismos de

Medición de Hidrocarburos, adecuada a la calidad y volumen de los Hidrocarburos

producidos, en términos de los Lineamientos técnicos de la CNH en materia de

medición de hidrocarburos.

PATRÓN DE MEDIDA: Realización de la definición de una magnitud dada, con un

valor determinado y una Incertidumbre de Medida asociada tomada como

referencia.

INCERTIDUMBRE DE MEDIDA: Parámetro no negativo que caracteriza la dispersión

de los valores atribuidos a un Mensurando a partir de la información que se utiliza.

MEDICIÓN DE REFERENCIA: Cuantificación del volumen o masa y determinación de

la calidad de los Hidrocarburos que es comparada y utilizada con datos

procedentes de otros Sistemas de Medición con menor Incertidumbre de Medida,

cuya finalidad es establecer los principios de cómo determinar los valores

producidos.

MEDICIÓN DE TRANSFERENCIA: Cuantificación del volumen o masa y determinación

de la calidad de los Hidrocarburos que se realiza en el punto donde el Operador

Petrolero entrega los Hidrocarburos a un tercero, inclusive a otro Operador Petrolero

o se integran al sistema de Transporte o de Almacenamiento, según corresponda,

así como entre éstos y el Punto de Medición, en su caso.

TRAZABILIDAD METROLÓGICA: Propiedad de un resultado de medida por la cual el

resultado puede relacionarse con una referencia mediante una cadena

ininterrumpida y documentada de Calibraciones, cada una de las cuales

contribuye a la Incertidumbre de Medida.

XV

EXACTITUD DE MEDIDA: Proximidad entre un valor medido y un valor verdadero de

un mensurando.

PRECISIÓN DE MEDIDA: Proximidad entre las indicaciones o los valores medidos

obtenidos en mediciones repetidas de un mismo objeto, o de objetos similares, bajo

condiciones especificadas

ERROR DE MEDIDA: Diferencia entre un valor medido de una magnitud y un valor

de referencia.

FACTOR DE COBERTURA: Número mayor que uno por el que se multiplica una

incertidumbre típica combinada para obtener una incertidumbre expandida

NOTA: Habitualmente se utiliza el símbolo k para el factor de cobertura (véase

también la Guía ISO/IEC98-3:2008, 2.3.6).

CALIBRACIÓN: Operación que bajo condiciones especificadas establece, en una

primera etapa, una relación entre los valores y sus incertidumbres de medida

asociadas obtenidas a partir de los patrones de medida, y las correspondientes

indicaciones con sus incertidumbres asociadas y, en una segunda etapa, utiliza

esta información para establecer una relación que permita obtener un resultado

de medida a partir de una indicación.

INTERVALO DE MEDIDA: Conjunto de los valores de magnitudes de una misma

naturaleza que un instrumento o sistema de medida dado puede medir con una

incertidumbre instrumental especificada, en unas condiciones determinadas

SENSIBILIDAD DE UN SISTEMA DE MEDIDA: Cociente entre la variación de una

indicación de un sistema de medida y la variación correspondiente del valor de la

magnitud medida.

RESOLUCIÓN: Mínima variación de la magnitud medida que da lugar a una

variación perceptible de la indicación correspondiente

DERIVA INSTRUMENTAL: Variación continua o incremental de una indicación a lo

largo del tiempo, debida a variaciones de las características metrológicas de un

instrumento de medida.

INCERTIDUMBRE INSTRUMENTAL: componente de la incertidumbre de medida que

procede del instrumento o sistema de medida utilizado

CLASE DE EXACTITUD: Clase de instrumentos o sistemas de medida que satisfacen

requisitos metrológicos determinados destinados a mantener los errores de medida

XVI

o las incertidumbres instrumentales dentro de límites especificados, bajo

condiciones de funcionamiento dadas.

ESTABILIDAD DE UN INSTRUMENTO DE MEDIDA: Propiedad de un instrumento de

medida por la que éste conserva constantes sus características metrológicas a lo

largo del tiempo.

DIAGRAMAS GENERALES DE INFRAESTRUCTURA. Isométricos de las instalaciones de

Producción, Recolección, Almacenamiento que utilizará y las cuales incluyen, al

menos, pozos, baterías, compresoras, bombas, deshidratadoras, rectificadores,

tanques de almacenamiento, ductos, otros Sistemas de Medición y, en general, de

la infraestructura necesaria para desplazar los Hidrocarburos desde el pozo hasta

el Punto de Medición.

DIAGRAMAS DE LOS INSTRUMENTOS DE MEDIDA. Isométricos de la instalación de los

Instrumentos de Medida que incluye su conexión con las instalaciones de

Producción y los Sistemas de Medición.

ELEMENTO PRIMARIO. Es el dispositivo de un medidor que de acuerdo a su principio

de medición convierte una característica asociada al flujo a medir, en una señal

medible.

ELEMENTO SECUNDARIO. Es un transductor que responde a una señal un medidor

que de acuerdo a su principio de medición convierte una característica asociada

al flujo a medir, en una señal medible.

ELEMENTO TERCIARIO. Es un dispositivo que integra las señales recibidas de los

dispositivos primarios y secundarios, obteniendo un volumen a través de un

algoritmo de cálculo normalizado.

VERIFICACIÓN. Aportación de evidencia objetiva de que un elemento satisface los

requisitos especificados.

AJUSTE DE UN SISTEMA DE MEDIDA. Conjunto de operaciones realizadas sobre un

sistema de medida para que proporcione indicaciones prescritas,

correspondientes a valores dados de la magnitud a medir.

1

CAPÍTULO 1 INTRODUCCIÓN

1.1 Antecedentes

La Ley Federal sobre Metrología y Normalización (LFMN) fue dada a conocer en el

Diario Oficial de la Federación, el 1 de julio de 1992 y el 14 de enero de 1999, se

decretó y apareció en el Diario Oficial de la Federación el Reglamento de la Ley

Federal sobre Metrología y Normalización. El principal objetivo de la LFMN es alentar

a las empresas a adoptar mayores normas de calidad, lo que, a su vez, elevará su

grado de competitividad. Los objetivos de esta Ley se establecen en el artículo

segundo de la misma y entre otros son:

I. En materia de Metrología:

a) establecer el Sistema General de Unidades de Medida;

b) precisar los conceptos fundamentales sobre metrología;

c) establecer los requisitos para la fabricación, importación, reparación, venta

verificación y uso de los instrumentos para medir y los patrones de medida;

d) establecer la obligatoriedad de la medición en transacciones comerciales y de

indicar el contenido neto en los productos envasados;

e) instituir el Sistema Nacional de Calibración;

f) crear el Centro Nacional de Metrología, como organismo de alto nivel técnico en

la materia; y,

g) regular, en lo general, las demás materias relativas a la metrología.

II. En materia de normalización, certificación, acreditamiento y verificación:

a) fomentar la transparencia y eficiencia en la elaboración y observancia de normas

oficiales mexicanas y normas mexicanas;

b) instituir la Comisión Nacional de Normalización para que coadyuve en las

actividades que sobre normalización corresponde realizar a las distintas

dependencias de la administración pública federal;

c) establecer un procedimiento uniforme para la elaboración de normas oficiales

mexicanas por las dependencias de la administración pública federal;

2

d) promover la concurrencia de los sectores público, privado, científico y de

consumidores en la elaboración y observancia de normas oficiales mexicanas y

normas mexicanas;

e) coordinar las actividades de normalización, certificación, verificación y laboratorios

de prueba de las dependencias de administración pública federal;

f) establecer el sistema nacional de acreditamiento de organismos de normalización

y de certificación, unidades de verificación y de laboratorios de prueba y de

calibración; y,

g) en general, divulgar las acciones de normalización y demás actividades

relacionadas con la materia.

A fin de mejorar la capacidad institucional, el Estado creó el Centro Nacional de

Metrología (CENAM), cuya función es garantizar la precisión de las mediciones

industriales y su compatibilidad con las normas extranjeras. Es importante señalar que

los aspectos relacionados con la metrología en México son atendidos por diversos

organismos públicos y privados que conforman el Sistema Metrológico Nacional.

Uno de los mandatos de la reforma a la Ley del Servicio Público de Energía Eléctrica

en 1992 fue la constitución de un órgano administrativo desconcentrado de la

entonces Secretaría de Energía, Minas e Industria Paraestatal, para resolver las

cuestiones derivadas de la interacción entre el sector público y el privado producto

de dicha reforma. En consecuencia, la Comisión Reguladora de Energía (CRE) fue

creada mediante Decreto Presidencial publicado en el Diario Oficial de la Federación

(DOF) el 4 de octubre de 1993.

El Poder Legislativo aprobó la Ley de la Comisión Reguladora de Energía, misma que

se publicó en el DOF el 31 de octubre de 1995 y que convirtió a la institución en un

órgano desconcentrado de la Secretaría de Energía (SENER) con autonomía técnica

y operativa y con atribuciones. Ello permitió a la CRE tener la capacidad de

implementar el marco regulatorio en los sectores de gas y electricidad.

3

El 28 de noviembre de 2008, se publicaron en el DOF los diversos decretos que

representaron los acuerdos alcanzados en el Congreso de la Unión en torno a cómo

debía modificarse el funcionamiento del sector energético y sus instituciones. Estas

reformas fortalecieron a la CRE en cuanto a su naturaleza, estructura y

funcionamiento, además de que le confirieron mayores atribuciones para regular no

sólo el sector de gas y electricidad que ya tenía bajo su responsabilidad, sino también

el desarrollo de otras actividades de la industria de los hidrocarburos, así como la

generación con fuentes renovables de energía.

La industria petrolera en México no establecía como un requisito obligatorio el uso de

un Sistema de Gestión de las mediciones. La administración de la medición en el

sector petrolero se limita únicamente al cumplimiento de las normas NRF.

El septiembre de 2011, se publicó en el Diario Oficial de la Federación la Resolución

CNH.06.001/11 “Lineamientos Técnicos de Medición de Hidrocarburos” en los que se

requiere implementar La Gestión y Gerenciamiento de la Medición con base a

normas internacionales

En 2011, un grupo de especialistas del área de medición dentro de PEP, publica la

Guía Técnica para la administración de los sistemas de medición de flujo de

Hidrocarburos

El 11 de diciembre 2013, se aprobó la Reforma Energética, misma que tuvo la finalidad

de fortalecer el sistema energético de México y colocar al país de forma competitiva

en el panorama internacional energético. La Reforma propuso primordialmente la

construcción de un nuevo marco regulatorio. Estos cambios dieron origen a un nuevo

arreglo institucional que implicó el fortalecimiento de los órganos reguladores y la

transformación de las empresas estatales de hidrocarburos y electricidad.

El presente proyecto nace a partir del interés personal en las actividades

desempeñadas en el proceso industrial de medición de fluidos en el sector petrolero.

Motivado por las necesidades observadas y manifestadas por el personal operativo,

así como de las áreas de oportunidad que existen para integrar la información de

diversos procesos del área de medición, con visión de una metodología estructurada.

4

Para el logro de este objetivo, se propone la validación de una metodología de

gestión que coadyuve a asegurar la confiabilidad de los volúmenes medidos con los

sistemas de medición instalados y en proyectos para dar cumplimiento a los

Lineamientos Técnicos en Materia de Medición de Hidrocarburos vigentes en la

industria Petrolera Mexicana.

1.2 Definición del problema

Actualmente en la Subdirección de Producción Bloques Sur de Pemex se continúa

difundiendo e implementando la cultura metrológica, así como los mecanismos de

medición de hidrocarburos. No obstante, se requiere subsanar áreas de oportunidad

y optimizar la Administración de los Sistemas de Medición de Hidrocarburos,

principalmente por la ausencia de información requerida para sustentar su

confiabilidad.

Es indispensable identificar y atender las áreas de oportunidad o hallazgos en cada

componente de la administración metrológica, tales como:

● Infraestructura mecánica fuera de los criterios de la norma aplicable a la

medición de flujo o volumen.

● Dimensionamiento o alcance de medición de equipos fuera del intervalo de

operación del proceso.

● Incumplimientos a los requerimientos metrológicos de los clientes. Y de los

órganos reguladores, (por ejemplo, la incertidumbre solicitada por la CNH

menor al 0.3% para líquidos). [1]

● Incumplimiento a los programas de Mantenimientos Preventivos y Correctivos

a los equipos de medición.

● Falta de gestión oportuna del presupuesto para la adquisición de equipos e

infraestructura o servicios de medición.

● Falta de Capacitación al personal técnico operativo.

5

Uno de los objetivos primordiales del Plan Rector para la Medición de Hidrocarburos

en Pemex Exploración y Producción es lograr una efectiva Administración de los

Sistemas de Medición (ASM), definiéndose ésta, como el conjunto de actividades que

respaldadas con herramientas estadísticas, conocimientos, características y requisitos

metrológicos, que permitan controlar un sistema, aportando evidencia objetiva de la

confiabilidad de sus mediciones. [2]

Para tal efecto, es necesario que los responsables y encargados de estos sistemas,

centren su atención en el Mecanismo de Medición el cual contiene los siguientes hitos:

Equipos

Procedimientos y procesos

Competencia del personal

La Gestión y Gerenciamiento de la medición es un proceso continuo que comienza

con la conceptualización, diseño y manufactura de los equipos y sistemas a utilizar.

Durante este proceso es importante aplicar el conocimiento, toma de decisiones con

base en experiencia y vigilar el cumplimiento de las normas y estándares. Los errores

que ocurren en esta fase inicial son relativamente fáciles de resolver, no obstante, se

vuelven difíciles de erradicar mientras el proceso avanza.

Para asegurar el éxito de dicho proceso, se requiere que una vez instalados y puestos

en marcha los sistemas de medición, éstos sean provistos de un manejo y operación

adecuados, de una verificación continua y atención a los registros históricos, reportes,

documentación, sistemas informáticos, del mantenimiento, de la seguridad y

protección de la información y del entrenamiento del personal operativo y técnico

en el uso, mantenimiento de los equipos y el análisis de información generada.

Para cerciorarse que los sistemas de medición y sus procedimientos operen a los

niveles adecuados se requiere de auditorías y/o supervisiones internas y externas en

intervalos establecidos o acordados de tiempo en donde se evalúe y verifique la

eficacia de los equipos, procedimientos y personal.

6

El presente trabajo de investigación propone estandarizar los procesos basados en la

recopilación y el análisis de información existente para agilizar la planeación y

ejecución de los servicios que permita optimizar la administración de las operaciones

y en consecuencia, la administración de la información en los sistemas de medición.

En términos generales, la validación de la metodología estará basada en la

necesidad de cubrir al menos los siguientes aspectos:

Determinar las actividades de medición y seguimiento para proporcionar

evidencia de la conformidad del producto con los requisitos especificados.

Establecer procesos para asegurar que las mediciones pueden realizarse, y las

que se estén realizando, cumplan de manera coherente con los requisitos de

medición.

Evaluar y registrar la validez de los resultados de las mediciones anteriores

cuando se determine que el equipo no cumpla con los requisitos. Deben

mantenerse registrados los resultados de la calibración y verificación.

1.3 Justificación

La Gestión y Gerenciamiento de la Medición es una actividad fundamental en todo

el proceso de la cadena de valor de la exploración y extracción de hidrocarburos. La

falta de una estructura de los procesos de planeación, organización, dirección,

y control en la Administración Metrológica de los Sistemas de Medición, repercute

directa e indirectamente en los resultados obtenidos en la calidad, productividad, la

satisfacción de los clientes y los costos.

La Subdirección de Producción Bloques Sur (SPBS) de Pemex Exploración y Producción

(PEP), tiene a su cargo la administración metrológica de los sistemas de medición de

hidrocarburos y agua congénita en puntos de transferencia de custodia, referenciales

(salida de primeras Baterías) y operacionales.

Las actividades de administración metrológica consisten básicamente en vigilar el

diseño, instalación, modificación, operación, mantenimiento, calibración, estimación

http://www.monografias.com/trabajos14/control/control.shtml

http://www.monografias.com/trabajos6/prod/prod.shtml

http://www.monografias.com/trabajos11/sercli/sercli.shtml

7

de incertidumbre, trazabilidad y documentación sistemática para dar cumplimiento

a la normatividad, diagnósticos, auditorias y regulaciones. Como parte de la mejora

continua de sus actividades, la SPBS requiere la redefinición de sus procesos de una

forma integral.

Con la validación e implementación de una metodología en la Subdirección de

Producción Bloques Sur, se pretende incrementar sustancialmente el cumplimiento a

la normatividad vigente, Plan Rector de Medición de PEP, Lineamientos Técnicos en

Materia de Medición de Hidrocarburos y otros Órganos Reguladores. Proporcionar

mayor certidumbre a los volúmenes medidos y por consiguiente los balances de

producción serán un indicador más asertivo para la toma de decisiones.

Así mismo, minimizar diferencias y discrepancias entre Activos y Regiones de

Producción, mediante información metrológica confiable, generada y reportada

diariamente, las cuales serán evidencia para esclarecer cualquier duda entre las

partes involucradas.

Por todo lo anterior, es de suma importancia validar e implementar una metodología

para la Gestión de la Medición, la cual será el conjunto de elementos físicos y

normativos que estandarice las actividades con el fin de que exista una interrelación

constante de recursos humanos, procedimientos y equipos para asegurar el éxito en

los resultados de cada etapa del proceso de medición.

1.4 Objetivo General

Validar una metodología basada en procesos en la Gestión y Gerenciamiento de un

Sistema de Medición de Transferencia de Hidrocarburos Líquidos.

1.5 Objetivos Específicos

● Analizar las actividades que se desarrollan en torno a las operaciones de las

áreas responsables de la administración de los sistemas de medición.

8

● Estandarizar actividades del proceso de la medición.

● Evaluar la metodología para los procesos operativos inherentes a la medición.

● Medir, evaluar y validar el proceso de gestión y gerenciamiento de la medición.

● Difundir las actividades para la metodología del proceso de gestión y

gerenciamiento de un sistema de medición.

● Registrar los resultados de proceso de la Gestión y Gerenciamiento de la

medición.

● Dar seguimiento para proporcionar evidencia de la conformidad con los

requisitos especificados.

1.6 Hipótesis

La validación del proceso de Gestión y Gerenciamiento permite evaluar y

diagnosticar la confiabilidad de los volúmenes medidos y reportados en un sistema de

medición por medio de un control de la documentación en forma ordenada,

sistemática y objetiva para dar cumplimiento a las normatividades, diagnósticos,

auditorias y regulaciones.

1.7 Conceptualización

Gestión de la medición basada en procesos. (Figura 1). Se establecerá una

metodología o acciones tendientes a verificar o validar las actividades del proceso

de Gestión y Gerenciamiento. Etapas principales:

a. Identificar punto o sistema de medición

b. Comunicar a los responsables

c. Visita al sistema de medición

d. Acopio de información

e. Análisis conforme a las guías

f. Informe de resultados.

g. Mejora del proceso con base en el seguimiento y medición

realizada.

9

1.8 Operacionalización

La metodología para la validación del proceso de Gestión y Gerenciamiento deberá

ser ordenada, sistemática y objetiva; de acuerdo a lo siguiente:

Ordenada:

Identificar y definir la secuencia de los procesos.

Documentar información generada de las actividades y procesos.

Identificar y documentar procedimientos basados en normatividades que

permita al personal, interactuar en forma ordenada.

Figura 1. Modelo de Gestión de las mediciones. NMX-CC-10012-IMNC-2004. [3]

Sistemática:

Definirá Indicadores que muestren la realización y cumplimiento de lo indicado

en procedimientos y/o normatividades;

Retroalimentación a través de mediciones, evaluaciones y comparación de

resultados.

Mejora de los procesos en base a los resultados de la retroalimentación.

Objetiva:

Validar una metodología basada en procesos para la Gestión y Gerenciamiento, que

garantice la confiabilidad de las mediciones de un sistema de medición de flujo de

hidrocarburos líquidos.

10

CAPÍTULO 2. MARCO TEÓRICO O FUNDAMENTOS TEÓRICOS La evolución que han desarrollado tanto el Plan Rector de Pemex Exploración y

Producción, así como los lineamientos de la Comisión Nacional de Hidrocarburos

(CNH) se pueden resumir en los siguientes términos:

En Julio de 1992 se da a conocer la Ley Federal sobre Metrología y

Normalización (LFMN).

En enero de 1999, se decretó y apareció en el Diario Oficial de la Federación

el Reglamento de la Ley Federal sobre Metrología y Normalización. Se crea el

Centro Nacional de Metrología, como organismo de alto nivel técnico en la

materia.

En Octubre de 1993 se crea la Comisión Reguladora de Energía (CRE) mediante

Decreto Presidencial publicado en el Diario Oficial de la Federación.

En Octubre de 1995 se aprobó la Ley de la Comisión Reguladora de Energía.

Ello permitió a la CRE tener la capacidad de implementar el marco regulatorio

en los sectores de gas y electricidad.

En enero de 2007, entra en vigor el primer Plan Rector para la Medición de

Hidrocarburos en Pemex Exploración y Producción, obteniendo resultados

importantes en términos de capacitación metrológica a su personal técnico,

En noviembre de 2008, se publicaron diversos decretos. Los cuales fortalecieron

a la CRE en cuanto a su naturaleza, estructura y funcionamiento, además de

que le confirieron mayores atribuciones para regular no sólo el sector de gas y

electricidad que ya tenía bajo su responsabilidad, sino también el desarrollo de

otras actividades de la industria de los hidrocarburos, así como la generación

con fuentes renovables de energía.

El septiembre de 2011, se publicó en el Diario Oficial de la Federación la

Resolución CNH.06.001/11 “Lineamientos Técnicos de Medición de

Hidrocarburos” en los que se requiere implementar La Gestión y

Gerenciamiento de la Medición con base a normas internacionales. [4]

11

En mayo de 2013, se publicó en el Diario Oficial de la Federación la resolución

CNH.E.02.004/13, en el que se modifican y adicionan diversos artículos de los

“Lineamientos Técnicos en Materia de Medición de Hidrocarburos”.

En diciembre de 2013, se aprobó la Reforma Energética, misma que tuvo la

finalidad de fortalecer el sistema energético de México y colocar al país de

forma competitiva en el panorama internacional energético. La Reforma

propuso primordialmente la construcción de un nuevo marco regulatorio. Estos

cambios dieron origen a un nuevo arreglo institucional que implicó el

fortalecimiento de los órganos reguladores y la transformación de las empresas

estatales de hidrocarburos y electricidad.

En septiembre de 2015, se publicó en el Diario Oficial de la Federación el

acuerdo CNH.E.32.001/15 “Lineamientos Técnicos en Materia de Medición de

Hidrocarburos” en los cuales se requiere implementar los Mecanismos de

Medición a nivel de Asignación, así como la información metrológica y sus

tiempos de entrega. [5]

En febrero de 2016, se publicó en el Diario Oficial de la Federación la primera

reforma, acuerdo CNH.E.02.001/16, en el que se modifican y adicionan diversos

artículos de los “Lineamientos Técnicos en Materia de Medición de

Hidrocarburos”. [6]

En agosto de 2016, se publicó en el Diario Oficial de la Federación la segunda

reforma, acuerdo CNH.E.29.002/16, en el que se modifican artículos de los

“Lineamientos Técnicos en Materia de Medición de Hidrocarburos”. [7]

En noviembre de 2016, se difundió el “Plan Rector para la Medición de

Hidrocarburos en Pemex Exploración y Producción 2016-2020” [8], el cual

establece asegurar la confiabilidad de las mediciones, desde las instalaciones

de extracción hasta los puntos de transferencia de custodia y fiscales de Pemex

Exploración y Producción.

En Diciembre de 2017, se publica en el Diario Oficial de la Federación la tercera

reforma, acuerdo CNH.E.61.005/17, en el que se modifican y adicionan

diversos artículos de los “Lineamientos Técnicos en Materia de Medición de

Hidrocarburos”. [1]

12

Derivado de lo anterior, para asegurar la confiabilidad de los sistemas de medición,

en el presente trabajo se contemplan tres aspectos fundamentales:

1. El Control Documental por medio de la integración de un expediente de

medición,

2. La estimación de la incertidumbre, utilizando los algoritmos de cálculo de

incertidumbre asociada a los equipos de medición y

3. El control estadístico, para el manejo de la información, ya que permite

recopilarla, estudiarla y analizarla.

2.1 Control Documental.

La evidencia objetiva de la aplicación de una efectiva administración de los sistemas

de medición que sustente la confiabilidad de las mediciones, se logra con la

integración de un expediente de medición donde se lleve un control documental de

las características metrológicas, de los requerimientos metrológicos, de las

herramientas estadísticas aplicadas y de la metodología de las mediciones. [2]

Es de suma importancia documentar los procedimientos nuevos, y los cambios a los

mismos, lo anterior por medio de autorizaciones y un nivel de control que permita que

se utilicen procedimientos vigentes y no se ocupen versiones obsoletas de los mismos

que acarrean desviaciones al Sistema de gestión de la medición.

En el numeral 6.2.3 de la norma NMX-CC-10012 [3], se cita “Deben mantenerse los

registros con la información requerida para el funcionamiento del sistema de gestión

de las mediciones”, estos incluyen resultados de confirmación, medición, compras,

datos de operación, etc., los cuales sustentan al proceso de medición. Pemex

Exploración y Producción (PEP) cuenta con un compendio de Guías Técnicas de

Operación, dentro de las cuales se encuentran la “Guía técnica para la

administración de los sistemas de medición de flujo de Hidrocarburos en PEP (GG-PO-

OP-0001-2011)” [2], elaborado por el grupo de medición de PEP en 2011 y la “Guía

operativa para la gestión y gerenciamiento de la medición de flujo de Hidrocarburos

en PEP (GO-MC-OP-0005-2017)” [9], elaborado por el grupo de trabajo de la

Subdirección de Coordinación Operativa y Comercial en 2017.

13

El documento de la Organización Internacional de Metrología Legal OIML D 10 [10]

indica los principales factores que influyen en la frecuencia de calibración. Estos son:

incertidumbre de la medición requerida o declarada por el laboratorio;

el riesgo que un instrumento de medición exceda los límites máximos permitidos

de error al utilizarlo;

costo de las medidas de corrección cuando se encuentra que un instrumento

no era adecuado por un periodo largo de tiempo;

tipo de instrumento;

tendencia al desgaste y a la deriva;

recomendación del fabricante;

extensión y severidad del uso;

condiciones ambientales (condiciones climáticas, vibraciones, radiaciones

iónicas, etc.);

datos de tendencias obtenidos de los registros de calibraciones previas;

historial de mantenimiento y servicio;

frecuencia de verificación cruzada contra otros patrones de referencia o

dispositivos de medición;

frecuencia y calidad de las verificaciones intermedias en el ínterin;

arreglos de transporte y riesgo; y

grado de capacitación del personal de servicio.

La norma NMX-EC-17025-IMNC [11], establece que los informes (certificados) de

calibración deben incluir al menos:

a) Un título,

b) Nombre y dirección del laboratorio y lugar en donde se efectuaron las

calibraciones,

c) Identificación única del informe de calibración (número) y que cada página

sea reconocida como parte del informe,

d) Nombre y dirección del cliente,

e) Identificación del método usado,

f) Descripción e identificación sin ambigüedad de los elementos calibrados,

g) Cuando sea crítico, fecha de recepción de los elementos de calibración,

14

h) Resultados,

i) Nombre(s) de la función(es) y firma(s) o identificación equivalente de quienes

autorizan el informe. Donde sea relevante una declaración de que los

resultados se relacionan únicamente a los elementos calibrados.

j) Condiciones bajo las cuales fueron hechas las calibraciones, que influyan sobre

los resultados de la medición.

k) La incertidumbre de medición.

l) Evidencia de que las mediciones son trazables.

La integración del expediente de medición para este proyecto estará basado en los

puntos mencionados en la guía de PEP, GO-MC-OP-0005-2017. Véase tabla de

elementos y requerimientos para un expediente de medición en el Anexo A.1

2.2 Estimación de la Incertidumbre.

Para poder obtener una medición confiable, se deberá identificar y controlar los

factores que son causa de desviaciones o errores y conocer el nivel de incertidumbre

del sistema de medición. [12]

El Centro Nacional de Metrología (CENAM) desarrolló la guía para estimar la

incertidumbre de la medición [12], la cual está basada en los lineamientos de la Guide

to the expression of Uncertainty in Measurement (GUM), con el propósito de unificar

criterios en la estimación de las incertidumbres de las mediciones.

La metodología de estimación de incertidumbre, indica que se debe 1) Establecer el

mensurando por medio de un modelo matemático, 2) Determinar los coeficientes de

sensibilidad, 3) Determinar la incertidumbre asociada a cada variable, 4)Determinar

la incertidumbre combinada, y 5)Determinar la incertidumbre expandida.

Para calcular la incertidumbre de medición, primeramente se debe identificar las

fuentes de incertidumbre en la medición. Después se debe estimar la contribución de

cada una de las fuentes de incertidumbre y finalmente las incertidumbres individuales

son combinadas.

15

Una vez determinados el mensurando, el principio, el método y el procedimiento de

medición, se identifican las posibles fuentes de incertidumbre. Éstas provienen de los

diversos factores involucrados en la medición, por ejemplo, los resultados de la

calibración del instrumento; la incertidumbre del patrón o del material de referencia;

la repetibilidad de las lecturas; la reproducibilidad de las mediciones por cambio de

observadores, instrumentos u otros elementos; características del propio instrumento,

como resolución, histéresis, deriva, etc.; variaciones de las condiciones ambientales;

la definición del propio mensurando; el modelo particular de la medición; variaciones

en las magnitudes de influencia.

Existen dos clasificaciones de incertidumbre, 1) Evaluación tipo A. Evaluación de una

componente de incertidumbre de medición por medio de un análisis estadístico de

valores de una magnitud medidos bajo condiciones definidas de medición; 2)

Evaluación tipo B. Evaluación de una componente de incertidumbre de medición

determinada por otros medios. Esta pudiera ser información externa u obtenida de

experiencias anteriores sobre la medición, certificados de calibración,

especificaciones de fabricante, manuales del instrumento, normas o literaturas,

publicaciones, valores de mediciones anteriores, conocimiento sobre las

características o el comportamiento del sistema de medición.

2.3 Control Estadístico

Para la administración de los sistemas de medición, el uso de herramientas estadísticas

es un factor primordial para el manejo de la información, ya que permite recopilarla,

estudiarla y analizarla y en consecuencia, una toma de decisiones más oportuna.

Las herramientas estadísticas más usadas en procesos de medición son:

De tendencia central. - Las cuales determinan indicadores que muestran hacia

qué valor(es) se agrupan los datos, como es el caso de la media, mediana y

moda. Esta herramienta se debe emplear para conocer el valor promedio de

una variable de control.

16

De dispersión. - Establecen el alcance de la diseminación con la cual los datos

de una distribución de frecuencias se distribuyen alrededor de la zona de

tendencia central, como es el caso de la varianza y la desviación estándar;

esta herramienta es muy útil para conocer la desviación que existe entre

mediciones sucesivas y con ello establecer la repetibilidad del sistema de

medición.

Distribuciones probabilísticas. - Permiten conocer la variabilidad de los procesos

de Medición o tendencia de un grupo de valores medidos a través de la

determinación del valor central, dispersión y forma.

Gráficos de control por variables continuas. - Representan a lo largo del tiempo

el estado del proceso de medición que se está monitoreando, permitiendo

controlar desviaciones y realizar ajustes al proceso. Ejemplos de ellos son

promedios y rangos; promedios y desviación estándar; medianas y rangos;

estos gráficos son de gran utilidad para dar seguimiento puntual al

comportamiento de las variables de control, donde es imprescindible

establecer los límites de control y los límites de especificación. [2]

2.4 Gestión y Gerenciamiento de la medición.

La parte metodológica de la gestión y gerenciamiento de la medición se ocupa de

evaluar que los sistemas de medición son acordes a las características metrológicas

establecidas, satisfacen los requisitos metrológicos determinados por el cliente y que

son congruentes para el uso previsto.

Para lo cual es indispensable la integración de un expediente de medición donde se

lleve un control documental de las características metrológicas, los requerimientos

metrológicos, las herramientas estadísticas aplicadas y la metodología de las

mediciones. El desarrollo del presente trabajo se centra en la validación del proceso

del modelo de gestión de las mediciones, principalmente en los procesos de medición

y confirmación metrológica descrito en la figura 1.

17

A continuación se describen los registros del proceso de Gestión y Gerenciamiento,

los cuales definiremos a través de los puntos que conforman el expediente de la

administración metrológica del sistema de gestión de medición.

Es recomendable mantenerlos actualizados y disponibles. Así como aprobados por

una persona autorizada para atestiguar la veracidad de los resultados.

Cabe señalar, aun cuando no es el objetivo del presente trabajo, que entre los

registros de un sistema de gestión de la medición se incluyen el de la selección del

medidor, el seguimiento en los procesos de compra y la recepción del bien

verificando que cumpla con los requisitos metrológicos establecidos.

2.4.1 Diagramas, esquemas e Isométricos

Los diagramas, esquemas e isométricos son la representación gráfica del proceso y

manejo de hidrocarburos líquidos en una instalación, los cuales indican la ubicación

de equipos, entre ellos los sistemas de medición, así como de los instrumentos que los

conforman. (Ejemplo: Diagrama de tuberías e instrumentos, DTI).

Son un excelente punto de partida para la elaboración de los procedimientos, ya que

definen una secuencia precisa, se pueden asignar responsabilidades muy concretas,

ayudan a establecer puntos de control y facilitan la comunicación al proporcionar un

lenguaje común que en la mayoría de los casos no necesita de explicaciones

complementarias minimizando la posibilidad de errores.

Existe una variedad de diagramas e Isométricos que van desde una Ingeniería básica

hasta una Ingeniería de detalle. Todo ello dependerá de los alcances y necesidades

del cliente y/o usuario final. Así mismo, se recomienda que tanto para su elaboración

y revisión se realice en términos de normas oficiales vigentes.

2.4.2 Topología de Control.

La topología trata sobre conceptos como proximidad a otros procesos, compara y

clasifica múltiples atributos donde destacan conectividad, compacidad, entre otros.

https://es.wikipedia.org/wiki/Conjunto_conexo

https://es.wikipedia.org/wiki/Espacio_compacto

18

En este sentido, al igual que los diagramas, al definir con precisión la secuencia de

actividades, se evitan equivocaciones o diversidad de interpretaciones.

2.4.3 Censo e Inventario.

En este punto se considera el recuento de elementos que integran el sistema. Deberá

contener una relación detallada que especifiquen las características de cada uno de

los elementos que componen el sistema de medición. Los datos a registrar en este

punto son: Ubicación, Producto manejado, Cantidad, Número de TAG, Fabricante,

Número de serie, Modelo, Tipo, etc.

2.4.4 Características técnicas de la instrumentación.

Para este punto resaltaremos la importancia de contar con toda la información

técnica posible de los equipos: principalmente a través de los manuales del

fabricante. El conocimiento previo de la operación de un equipo reforzará las

evaluaciones realizadas al mismo. Tanto por la parte evaluadora como la parte

evaluada.

2.4.5 Normatividad aplicable.

En este punto es indispensable resaltar la importancia de evaluar un sistema de

medición, aplicando las normas vigentes, tanto nacionales como internacionales;

considerando que incluyan aspectos tales como: características metrológicas,

condiciones de instalación, condiciones de operación, algoritmos de cálculo, etc. Así

como también enfatizar las recomendaciones de cada fabricante. Lo anterior con la

finalidad de asegurarnos que se cumplen con todas y cada una de las

recomendaciones y requerimientos para cada instrumento y/o equipo que integra el

sistema de medición. En el Anexo A.2 se muestra un listado de las normas y

especificaciones que rigen los sistemas de medición de hidrocarburos.

2.4.6 Características metrológicas

Este punto se considera parte integral del censo; deberá contener una relación

detallada donde se especifiquen las características metrológicas de cada uno de los

19

elementos que componen el sistema de medición. Los datos a registrar en este punto

son: Alcance nominal, Alcance de medición, Clase de exactitud, Deriva, Estabilidad,

Exactitud, Histéresis, Incertidumbre, Intervalo de medición, Error, Linealidad,

Resolución, Repetibilidad, Sensibilidad, según aplique. Cabe mencionar que no será

limitativa la cantidad de características enunciadas. Todo ello queda a criterio del

cliente y/o usuario final.

2.4.7 Requisitos metrológicos.

Dependiendo del servicio de medición de que se trate, generalmente existen

requisitos por parte del cliente final, en el cual se especifican los alcances que se

deben cumplir. Ejemplo de ello pueden ser las desviaciones máximas permitidas para

dar cumplimiento a las regulaciones vigentes en materia de medición de

Hidrocarburos en la industria Petrolera Mexicana; emitidos por la Comisión Nacional

de Hidrocarburos (CNH) u otros órganos reguladores.

2.4.8 Procedimientos de operación.

Un sistema de medición de hidrocarburos está basado en varios procedimientos

interdependientes. Se recomienda integrar en el expediente de medición todos los

procedimientos operativos que integran el sistema de medición. Los procedimientos

operativos deberán integrar las actividades y las tareas del personal, la determinación

del tiempo de realización, el uso de recursos materiales y tecnológicos, la aplicación

de métodos de trabajo y de control para lograr un eficiente y eficaz desarrollo en las

diferentes operaciones.

2.4.9 Procedimientos de mantenimiento.

Parte indispensable para asegurar la confiabilidad y disponibilidad de un sistema de

medición es el mantenimiento del mismo. Parte de esa gestión se refuerza con la

elaboración, revisión y actualización de los Procedimientos de Operación y

Mantenimiento (Preventivo y Correctivo). Los Procedimientos de Mantenimiento

permiten planificar tareas de Operación y Mantenimiento, dentro de un marco de

cumplimiento de las políticas de seguridad y medio ambiente.

20

2.4.10 Procedimientos de calibración.

En los procedimientos de calibración se deberán describir el conjunto de operaciones

destinadas a comparar los valores obtenidos por los equipos o instrumentos de

medición con la medida correspondiente a un equipo de mayor precisión (patrón de

referencia) con el propósito de evaluar y determinar los errores de medición o

desviaciones.

2.4.11 Historial de calibraciones.

Los equipos e instrumentos de medición se calibran comparándolos con otros de

mayor nivel de fiabilidad o precisión (es decir, de orden superior), que son

denominados patrones.

Se recomienda complementar el expediente con el registro del Historial de

Calibraciones. Así como mantener actualizado el programa de verificación de

calibración y su cumplimiento.

2.4.12 Trazabilidad metrológica de los equipos patrones.

La trazabilidad normalmente se logra por medio de laboratorios de calibración fiables

que tengan su propia trazabilidad a patrones de medida nacionales. Los institutos

nacionales de metrología como el CENAM, son responsables de los patrones de

medida nacionales y de su trazabilidad, incluyendo aquellas situaciones en las que el

patrón nacional de medición se mantiene en otras instalaciones distintas de las del

propio instituto.

Cabe señalar que la Ley Federal de Metrología y Normalización en su artículo 73

indica que: “… Asimismo, si involucran operaciones de medición se deberá contar

con trazabilidad a los patrones nacionales aprobados por la Secretaría o en su

defecto, a patrones extranjeros o internacionales confiables a juicio de ésta”. [13]

Derivado de lo anterior, una entidad trazable al CENAM significa que la calibración

realizada a los equipos se ha realizado con patrones de medida calibrados por

Laboratorios Acreditados por la Entidad Mexicana de Acreditación (EMA). En un

certificado trazable al CENAM debemos encontrar el propio error de medida del

21

equipo calibrado, así como una copia del Certificado de Calibración del CENAM de

cada uno de los patrones o equipos utilizados para la calibración.

2.4.13 Certificados o informes de calibración.

Un Certificado de Calibración es una VERIFICACIÓN DEL ERROR DE MEDIDA. Existen

diferentes Certificados de Calibración, nosotros vamos a enfocarnos a dos, el

Certificado de calibración del fabricante, y el certificado de calibración Trazable al

CENAM.

Certificado de calibración de fabricante: Cuando un fabricante emite un Certificado

de Calibración, debe de aparecer la incertidumbre de medida del equipo, así como

con que patrones se ha calibrado y qué tipo de certificado tienen esos patrones.

Normalmente con este certificado suele ser suficiente si el equipo es nuevo, pero se

recomienda que se realice una comprobación inicial al equipo, no quedarse

únicamente con lo que el fabricante mencione.

Como parte de un sistema de gestión, los equipos o instrumentos se verifican para

comprobar el cumplimiento de las especificaciones y funciones, (se compara su

comportamiento con los requisitos metrológicos).

Certificado Trazable a CENAM: En un certificado Trazable al CENAM se encuentra el

error de medida del equipo calibrado así como una copia del Certificado de

Calibración CENAM de cada uno de los patrones o equipos utilizados para la

calibración.

Es importante señalar que el ajuste o compensación requerida, respecto al error de

medida obtenido para el equipo calibrado, dependerá de las especificaciones del

fabricante en cuanto a las características metrológicas del instrumento. Es decir, si las

desviaciones respecto al patrón de referencia, se encuentran dentro de los límites

especificados del instrumento, queda a criterio del personal responsable realizar

dichos ajustes, compensaciones o asumir el resultado.

22

2.4.14 Estimación de incertidumbre.

Para poder obtener una medición confiable, es necesario identificar y controlar los

factores que son causa de desviaciones o errores y conocer el nivel de incertidumbre

de cada uno de los componentes del sistema de medición. (Fig. 2).

Figura 2. Concepto de Incertidumbre. [14]

Para estimar la incertidumbre de medición, primero se determina el mesurando y por

tanto su modelo. Posteriormente, se deben identificar las fuentes de incertidumbre en

la medición (Fig. 3). Éstas provienen de los diversos factores involucrados en la

medición, por ejemplo, los resultados de la calibración del instrumento, la

incertidumbre del patrón, la repetibilidad de las lecturas, la reproducibilidad de las

mediciones por cambio de observadores, instrumentos u otros elementos;

características del propio instrumento, como resolución, histéresis, etcétera;

variaciones de las condiciones ambientales; la definición del propio mensurando; el

modelo particular de la medición; variaciones en las magnitudes de influencia.

Una vez definido lo anterior, se debe Cuantificar la variabilidad de cada fuente y

asociarle una distribución. Después se debe estimar la contribución de cada una de

las fuentes de incertidumbre y finalmente las incertidumbres individuales son

combinadas (Figura 4). Para la elección del nivel de confianza, se utilizará el factor

de cobertura k=2, el cual representa el 95.45%. Por último, se calculará la

incertidumbre expandida. Los conceptos involucrados y los métodos que pueden ser

utilizados para combinar las componentes de la incertidumbre y presentar los

23

resultados están contenidos en la “Guía para la expresión de la incertidumbre de la

medición” [15], y en la guía para estimar la incertidumbre en la medición [12].

Figura 3. Fuentes de incertidumbre presentes en la medición. [16]

24

.

Calcular la incertidumbre expandida ∪

Determinar el factor de cobertura k

FIN

¿Cuantificar el número

de grados?

Determinar 𝒕𝝆 𝑽𝒆𝒇

Calcular el número efectivo de grados de libertad 𝑽𝒆𝒇

Estimar los grados de libertad 𝑽𝒊

Definir el mensurado Y

Establecer el modelo físico Identificar las magnitudes de entrada 𝐗𝐢

Establecer el modelo matemático

Identificar las fuentes de incertidumbre

Cuantificar la variabilidad de cada fuente y asociarle una distribución

Determinar la incertidumbre estándar U 𝑿𝒊

Estimar correlaciones

Elegir el nivel de confianza ρ

Calcular la incertidumbre estándar combinada 𝑼𝒄

SI NO

Figura 4. Diagrama de flujo para la estimación de incertidumbres de medición. [12]

25

2.4.15 Verificación y validación de cálculo volumétrico.

Es de suma importancia verificar y validar todos los cálculos realizados para obtener

el volumen total. En especial la comprobación del correcto funcionamiento del

algoritmo de cálculo que debe utilizarse para la aplicación que se busca y que

corresponda con la normatividad.

El algoritmo de cálculo con el que se realiza la cuantificación de hidrocarburos debe

validarse de manera semestral o cada vez que se realice algún mantenimiento al

computador de flujo. En la Figura 5 se describe el diagrama de flujo para el cálculo

de los factores de corrección por presión (CPL) y el factor de corrección por

temperatura (CTL) conforme al API MPMS 11.1 [17]. En la figura 6 se describe el

diagrama de flujo para el cálculo de volumen conforme al API MPMS 12.2.2 [18]. Las

diferencias permisibles entre el valor obtenido por el computador de flujo y el modelo

matemático (Tabla 1) establecido en el estándar o referencia, de acuerdo a la guía

operativa de PEP [9], deberá ser inferior a las descritas a continuación:

ACEITE

GAS

Menor a 0.0001 del

valor obtenido

Menor a 0.001 del

valor obtenido

Tabla 1.Diferencias permisibles del valor obtenido entre el

computador de flujo y el modelo matemático. [9]

26

Figura 5. Diagrama de flujo para el cálculo de factores de corrección utilizados en la

ecuación de volumen. (CPL, CTL). [19]

27

Figura 6. Diagrama de flujo para el cálculo de volumen. [19]

28

2.4.16 Gráficos de control. (Cartas de Control).

La idea básica de una carta de control es observar y analizar gráficamente el

comportamiento de una variable, con el propósito de distinguir las variaciones

debidas a causas comunes de las ocasionadas por causas especiales. Se deberán

aplicar las expresiones correspondientes, a) si se dispone del rango de las variables de

control; o b) si se dispone de las desviaciones estándar.

El Manual de procedimientos del API en su capítulo 13 sección 2 [20], establece los

criterios para hacer cartas de control del sistema y de los equipos. Estas también

permiten establecer periodos de calibración o verificación más amplios, o detectar la

deriva y su atención oportuna. El personal encargado de los sistemas de medición,

una vez que establece los límites de control, debe llevar un registro del desempeño

del sistema. En caso de presentarse desviaciones significativas se debe proceder con

su análisis, verificación y ajuste.

2.4.17 Telemetría.

La telemetría es una tecnología que permite la medición remota de magnitudes

físicas y el posterior envío de la información hacia el operador del sistema. El sistema

de telemetría se realiza normalmente mediante comunicación inalámbrica pero

también se puede realizar a través de otros medios como: teléfono, redes de

ordenadores, enlace de fibra óptica, entre otros. La telemetría permite supervisar y

medir los parámetros de fluidos como temperatura, presión, caudales, etc.

2.4.18 Programa del mantenimiento de la integridad mecánica.

Todas aquellas actividades que permitan conservar la integridad mecánica del

sistema de medición, respetando normas y procedimientos referentes a la seguridad

en los procesos; deberán llevarse a cabo a través de un programa de mantenimiento

para verificar periódicamente el estado físico que guarda toda la estructura

mecánica que conforma el sistema. Se recomienda emitir un reporte donde se

mencionen con detalle las actividades realizadas. Así como las observaciones que se

presenten con respecto a las necesidades y áreas de oportunidad para la

conservación y mejora continua de la instalación.

29

2.4.19 Programa de mantenimiento de las características metrológicas.

A través de un programa de mantenimiento periódico de cada uno de los elementos

(primario, secundario y terciario) que integran el sistema de medición, se deben

aplicar de manera efectiva los procedimientos de mantenimiento comentados en el

punto 2.4.9. Se recomienda complementar el expediente con el registro del

programa de mantenimiento y su cumplimiento. En ese mismo sentido, es

imprescindible contar con un registro del Historial de correctivos aplicados; también

conocido como bitácora de fallas. En la ISO 10012 [3] se citan los requerimientos de

los registros de los instrumentos.

2.4.20 Auditorias y Diagnósticos.

Se deben planificar y realizar auditorías al sistema de medición para asegurarse de su

continuo y eficaz cumplimiento de los requisitos especificados. Las auditorías pueden

llevarse a cabo tanto por personal de la misma organización como por personal

externo contratado o de tercera parte.

La ISO 19011 [21] define al Plan de auditoría como la descripción de las actividades y

de los detalles acordados de una auditoría. Y el Programa de auditoria, son los detalles

acordados para un conjunto de una o más auditorias planificadas para un periodo

de tiempo determinado y dirigidas hacia un propósito específico.

En otras palabras, el programa se genera para determinar el alcance de las

auditorías, (procesos, áreas, cláusulas aplicables, duración, objetivos, auditores, etc.).

Por otro lado, el plan establece lo que se va a hacer en una auditoría en particular

(agenda, horarios aproximados, criterios, etc.).

Los resultados de la auditoría deben comunicarse a todas las partes involucradas.

Deben registrarse los resultados de todas las auditorías y todos los cambios realizados.

Los responsables del área deben asegurarse de tomar las acciones necesarias para

eliminar las no conformidades detectadas y sus causas. Debe realizarse el seguimiento

del sistema de medición para prevenir las desviaciones de los requisitos mediante la

detección de deficiencias y las oportunas acciones para su corrección. Deberán

documentarse los resultados del seguimiento del proceso de medición y cualquier

30

acción correctiva resultante con el fin de demostrar el cumplimiento de los requisitos

documentados. Ver Anexo A.5 con el formato ejemplo.

2.4.21 Confirmación metrológica.

Debe disponerse de información suficiente para permitir a los operadores de los

procesos de confirmación metrológica decidir inequívocamente sobre la capacidad

de un equipo de medición particular para controlar, medir o dar seguimiento a la

variable o magnitud de acuerdo con su uso previsto. El proceso de confirmación

metrológica debe ser implementado para asegurar que las características

metrológicas del equipo de medición cumplan los requisitos metrológicos del proceso

de medición. Como ejemplo, podemos mencionar la comparación del error obtenido

en el equipo y el error máximo permitido declarado por el cliente. Si resulta ser menor,

entonces el equipo cumple con ese requisito y puede ser confirmado.

Como se mencionó anteriormente, la Confirmación Metrológica requiere de un

conjunto de operaciones para asegurar que el equipo de medición opera conforme

a los requisitos correspondientes. (Fig. 7). [3]. Generalmente incluye la calibración y

verificación, cualquier ajuste o reparación necesaria, y la subsiguiente calibración, así

como la comparación con los requisitos metrológicos del uso previsto del equipo. (Fig.

6).

Figura 7. Proceso de confirmación metrológica en el modelo de

Gestión de las mediciones. [3]

Proceso de

Confirmación

Metrológica

31

a. La identificación o etiquetado de la calibración puede ser reemplazada por la identificación de la

confirmación metrológica.

b. Organización o persona que percibe un producto (por ejemplo, consumidor, usuario, distribuidor, beneficiario

y comprador). Nota: El cliente puede ser interno o externo a la organización. (apartado 3.3.5 de la norma

NMX-CC-9000-IMNC-2000).

Calibración (Comparación Técnica del Equipo de medición con Patrones de

Medición) Necesidad Identificada:

Inicio

Certificado/Reporte de

Calibración

Identificación de Status de Calibración a

¿Existen Requerimientos Metrológicos?

Documento de Verificación/ Confirmación

Verificación no es Posible

¿El Equipo Cumple con

Requerimientos?

Reporte de Prueba de

Verificación falló Identificación de

Status de Confirmación

¿Es Posible el Ajuste o

Reparación?

Ajustar o Reparar

Identificación de Status

Revisión de Intervalo de Confirmación

Retorno al cliente

Final

SI

SI

SI

NO

NO

NO

Ve

rifi

ca

ció

n

Me

tro

lóg

ica

Ca

lib

rac

ión

De

cis

ion

es

y A

cc

ion

es

Clie

nte

Cic

lo d

e R

e

ca

lib

ració

n

b

PROCESO DE CONFIRMACIÓN METROLÓGICA

Figura 8. Proceso de confirmación metrológica del equipo de medición. (ISO 10012:2003). [3]

32

CAPÍTULO 3. RESULTADOS

El presente trabajo se apoya en el contrato de servicio denominado: Diagnóstico,

rehabilitación, y aseguramiento de la confiabilidad de la medición dinámica y

estática de hidrocarburos en la Subdirección de Producción Bloques Sur; establecido

entre el Instituto Mexicano del Petróleo (IMP) y Pemex Exploración y Producción

Bloques Sur. La ejecución de dicho Proyecto se realizó entre los meses de noviembre

de 2017 a marzo de 2018. En dicho proyecto existe la etapa de Actualización de

sistemas de medición y calidad de hidrocarburos, en la cual se desarrollan actividades

como procura, instalación, comisiona miento, mantenimiento y puesta en operación

del sistema de medición objeto de esta tesina.

El sistema de medición modelo para el desarrollo del presente proyecto es conocido

como patín de medición de transferencia de custodia C.A.B. Cactus Envío Palomas.

Este se encuentra ubicado dentro de las instalaciones del Complejo Procesador de

Gas, C.P.G. Cactus (Fig. 9), perteneciente al municipio de Reforma, estado de

Chiapas, localizándose en el Km. 8 de la carretera a San Miguel, segunda sección,

con un recorrido aproximado de 39 Km de la ciudad de Villahermosa, Tabasco y a

unos 13 Km del municipio de Reforma, Chiapas.

Dentro del complejo, el patín de medición se encuentra ubicado a un costado de la

Batería Cactus I. (Fig.10).

Figura 9. Ubicación geográfica del Complejo Procesador de Gas Cactus.

33

La importancia de este punto de medición es la de ser una transferencia de custodia

entre Activos de Producción de Pemex Exploración y Producción Región Sur. En el

año 2012 se instala un sistema de medición que incluye un equipo de transferencia

de custodia con una exactitud de +/- 0.15.

Figura 10. Ubicación del Sistema de Medición dentro del C.P.G. Cactus.

Entorno Operativo.

C.A.B. Cactus es una instalación del Activo de Producción Macuspana _Muspac que

recibe corrientes de aceite crudo hidratado y estabilizado de diversas baterías de

separación, tanto del propio Activo como del Activo de Producción Bellota _Jujo,

para ser deshidratadas y desaladas en los tanques deshidratadores de 200 MBD,

identificados como TDA-8 y TDA-9. (Fig. 11)

En el TDA-8 se procesa la corriente del Activo de Producción Macuspana Muspac y

posteriormente se bombea con turbo bombas, midiéndose en el Tren 1 de 6”Ø.

En el TDA-9 se procesa la corriente del Activo de producción Bellota_Jujo y

posteriormente se bombea con motobombas, midiéndose en el Tren 2 de 10”Ø.

34

Figura 11. Diagrama de arreglo de tubería de la C.A.B. Cactus. [22]

Figura 12. Sistema de medición de flujo tipo ultrasónico para Transferencia de

custodia C.A.B. Cactus Envío a Palomas.

35


(Antes de mantenimiento).


(Después de Mantenimiento).


(Antes de mantenimiento).

36


(Después de Mantenimiento).

Los resultados de la metodología de gestión y gerenciamiento se integran en el

expediente de medición, basado en los puntos mencionados en el capítulo anterior.

En el Anexo A.1 se presenta la tabla de elementos y requerimientos para el expediente

de un sistema de medición.

Como se mencionó anteriormente, el expediente de medición incluye un control

documental de las características metrológicas, los requerimientos metrológicos, las

herramientas estadísticas aplicadas y la metodología de las mediciones.

El desarrollo del presente trabajo se centra en la validación del proceso del modelo

de gestión y gerenciamiento de las mediciones, a continuación, los resultados

obtenidos:

37

3.1 Diagramas, esquemas e Isométricos.

Figura 17. Diagrama de flujo de la Central de Almacenamiento

y Bombeo Cactus. [22]

Figura 18. Diagrama de flujo, Manejo de Aceite. [22]

Agua de

Lavado

TDA-8

200 Mbls

TD-9

200 Mbls

Planta de

tratamiento

Agua

congénita

Corriente del Activo

de Producción Bellota

- Jujo

Batería Sunuapa

Batería Sitio Grande

Batería Giraldas

Batería Cactus I

Batería Cactus II

Naftas CPG Cactus

NC

MB

TB

Centro

Comercializador

de Crudo

Palomas

NC

NC

Desemulsificante

SMA = Sistema de medición

de aceite

SMAG = Sistema de medición

de agua

Aceite

Agua

Flujo multifásico

Nomenclatura

SMA-2

SMA-1

Pozos

SMAG-2

1

2

3 4

5

6

7

8

9

10

38

Figura 19. Esquema arreglo de instrumentos en patín de medición de flujo de aceite,

C.A.B. Cactus, Envío Palomas. [22]

39

3.2 Topología de Control.

Figura 20. Bloques de control. [22]

Figura 21. Diagrama de lazo. [22]

40

Figura 22. Infraestructura de monitoreo. [22]

41

3.3 Censo e Inventario.

1. Servicio :

Medición Envío C.C.C.

Palomas

4. Volumen manejado : 100,000 BPD

2. Producto : Aceite Deshidratado 5. Medidor patrón :

3. No. de Tag : MTCA-APMM-CABC TREN-1 6. No. SAP : 55031768

ELEMENTO DE

FLUJO

OBSERVACIÓN

TAG FE - 302

Tipo ULTRASÓNICO

Intervalo 0-630 M3/H

Fabricante KROHNE

Número de Serie 110020212 1101 / 1102

Modelo SN839DD0420120014001000

Tipo UFS 500 / UFC - V ALTOSONIC

Diámetro 6" 150 #

TRANSMISOR DE

PRESIÓN

TAG PIT - 302

Intervalo (psi) 0-1522

Fabricante AUTROL

Número de serie APT3200-3120532

Modelo APT3200-G5M11F11S1-M1

INDICADOR DE

PRESIÓN

(ANALÓGICO)

TAG PI - 302

Intervalo (psi) 0-1000

Fabricante DEWIT

Número de serie S/N

Modelo

TRANSMISOR DE

TEMPERATURA

TAG TIT - 302

Intervalo (°C) 0-100

Fabricante AUTROL

Número de serie ATT2100-3120596U1803

Modelo

ATT2100-S1F1-M1X1CPC1803G-

CC1

TRANSMISOR DE

DENSIDAD

TAG DT -302

Intervalo (kg/m3) 0-3000

Fabricante MICROMOTION

Número de serie 358720

Modelo 7835BAAFDLBAAA

ANALIZADOR DE

CORTE DE AGUA

TAG AIT - 302

Intervalo ( % ) 0-4

Fabricante PHASE DYNAMIC

Número de serie 6153

Modelo LU6R2010EB073B

Tabla 2. Censo e Inventario del Sistema de Medición en C. A. B. Cactus. [22]

42

3.4 Características técnicas de la instrumentación.

1. Servicio : Medición Envío C.C.C. Palomas 4. Volumen manejado : 100,000 BPD


3. No. de Tag :

MTCA-APMM-CABC TREN-1

6. No. SAP

:

55031768

ELEMENTO DE FLUJO

ULTRASÓNICO

KROHNE NS: 110020212 1101 / 1102 OBSERVACIÓN

MAGNITUD: FLUJO PRINCIPIO DE MEDICIÓN TIEMPO EN TRÁNSITO PULSOS DE SONIDO

UNIDADES: BPD NÚMERO DE TRAYECTORIAS 5 HACES

CONEXIÓN A PROCESO 6" ANSI 600 BRIDAS RF

MATERIAL DE CONSTRUCCIÓN ACERO INOXIDABLE 316 PARTES HÚMEDAS

TEMPERATURA DE OPERACIÓN DE -40 A 180 °C

SEÑAL DE SALIDA PULSOS Hasta 5000 P/s

ENERGÍA DE OPERACIÓN 24 VDC

TRANSMISOR DE

PRESIÓN ESTÁTICA

AUTROL NS: APT3200-3120532

MAGNITUD: PRESIÓN PRINCIPIO DE MEDICIÓN SENSOR TIPO DIAFRAGMA

UNIDADES: kg/cm2 CONEXIÓN A PROCESO ROSCA INTERNA DE 1/2" ROSCA NPT



SEÑAL DE SALIDA 4 A 20 mA

ENERGÍA DE OPERACIÓN DE 12 A 36 VDC

TRANSMISOR DE

PRESIÓN

DIFERENCIAL

AUTROL

MAGNITUD: PRESIÓN PRINCIPIO DE MEDICIÓN SENSOR TIPO DIAFRAGMA

UNIDADES: inH2O

CONEXIÓN A PROCESO

MEDIANTE BRIDA

CENTRADA CONEXIONES DE 1/4 NPT





TRANSMISOR DE

TEMPERATURA

AUTROL NS: ATT2100-3120596U1803

MAGNITUD:

TEMPERATURA

PRINCIPIO DE MEDICIÓN SENSOR TIPO RTD Pt 100

UNIDADES: °C CONEXIÓN A PROCESO ROSCA EXTERNA DE 1/2" ROSCA NPT





Tabla 3. Características técnicas de la instrumentación del

Sistema de Medición en C. A. B. Cactus. [22]

43

MEDIDOR DE DENSIDAD MICROMOTION 358720

MAGNITUD: DENSIDAD PRINCIPIO DE MEDICIÓN TUBO VIBRATORIO

UNIDADES: Kg/m3 CONEXIÓN A PROCESO 1" ANSI 600 BRIDAS RF

MATERIAL DE

CONSTRUCCIÓN Ni-Span

PARTES HÚMEDAS

TEMPERATURA DE

OPERACIÓN DE -50 A 110

°C



ANALIZADOR DE CORTE

DE AGUA

PHASE DYNAMIC 6153

MAGNITUD: CORTE DE

AGUA

PRINCIPIO DE MEDICIÓN MICROONDAS

UNIDADES: % H2O CONEXIÓN A PROCESO 2" ANSI 600 BRIDAS RF

MATERIAL DE

CONSTRUCCIÓN ACERO INOXIDABLE 316

PARTES HÚMEDAS

TEMPERATURA DE

OPERACIÓN DE 0 A 70

°C



COMPUTADOR DE FLUJO SUMMIT 8800

MAGNITUD: VOLUMEN

TECNOLOGÍA BASADA EN CPU

CON

MICROPROCESADOR

UNIDADES: BLS

DISEÑO MODULAR

HASTA 5 TRENES DE

MEDICIÓN

ALMACENAMIENTO 1 AÑO

DE TODA LA

INFORMACIÓN

INTERFACE GRÁFICA PANTALLA TÁCTIL A COLOR

PUERTOS DE

COMUNICACIÓN ETHERNET 10/100 BASE T RS-2332, RS-485, USB.

PROTOCOLOS DIGITALES

MOS BUS RTU Y MOD BUS

TCP/IP ETHERNET


Tabla 4. Características técnicas de la instrumentación del

Sistema de Medición en C. A. B. Cactus. [22]

Para fines didácticos y prácticos, en el anexo A.7 se muestran algunos

ejemplos de secciones de características técnicas que se encuentran en los

manuales y catálogos de los equipos que conforman el sistema de medición.

3.5 Normatividad aplicable.

El medidor de flujo se encuentra instalado conforme a las recomendaciones de la

norma, cumpliendo con los requisitos de distancias aguas arriba y aguas abajo, así

como de los elementos típicos de instalación, mencionados en el capítulo 5 sección

8 del Manual de Normas de Medición de Petróleo del API. (Fig. 20).En ese mismo

44

sentido, han sido respetadas las recomendaciones de instalación del fabricante [23].

En el anexo A.2 se presentan Referencias Normativas basadas en los lineamientos

técnicos de la CNH.

Figura 23. Elementos típicos de la instalación de un medidor de flujo tipo ultrasónico.

(Cap. 5 Secc. 8 Manual API).

45

3.6 Características Metrológicas.

1. Servicio : Medición Envío C.C.C. Palomas 4. Volumen manejado : 100,000 BPD


3. No. de Tag : MTCA-APMM-CABC TREN-1 6. No. SAP : 55031768

ELEMENTO DE FLUJO

ULTRASÓNICO

KROHNE NS: 110020212 1101 / 1102 OBSERVACIÓN

MAGNITUD: FLUJO EXACTITUD ±0.15 % del valor medido

UNIDADES: BPD REPETIBILIDAD ±0.02 %

INCERTIDUMBRE ±0.027 % con σ=2

OIML R 117 CLASE 0.3

API 5.8 SECCIÓN 8

INTERVALO DE MEDICIÓN 0 a 120000 BPD

ALCANCE DE MEDICIÓN 0 a100000 BPD

SPAN (URL-LRL) 100000 BPD

TRANSMISOR DE

PRESIÓN ESTÁTICA

AUTROL NS: APT3200-3120532

MAGNITUD: PRESIÓN PRECISIÓN ±0.075 % de Span

UNIDADES: kg/cm2 REPETIBILIDAD ±0.1 %

EFECTO DE VIBRACIÓN < 0.1 % del URL

ESTABILIDAD ±0.125 % URL por 60 meses

RANGO DE MEDICIÓN 0 a 50 Kg/cm2

ALCANCE DE MEDICIÓN 0 a50 Kg/cm2

SPAN (URL-LRL) 50 Kg/cm2

TRANSMISOR DE

PRESIÓN DIFERENCIAL

AUTROL NS:APT3100-7-12-1191

MAGNITUD: PRESIÓN PRECISIÓN ±0.075 % de Span

UNIDADES: inH2O REPETIBILIDAD ±0.1 %

EFECTO DE VIBRACIÓN < 0.1 % del URL

ESTABILIDAD ±0.125 % URL por 60 meses

INTERVALO DE MEDICIÓN De -150 a 150 inH2O

ALCANCE DE MEDICIÓN 0 a150 inH2O

SPAN (URL-LRL) 150 inH2O

TRANSMISOR DE

TEMPERATURA

AUTROL NS: ATT2100-3120596U1803

MAGNITUD:

TEMPERATURA

PRECISIÓN ±0.002 % de Span

UNIDADES: °C REPETIBILIDAD ±0.05 % de Span

ESTABILIDAD ±0.125

De la lectura por 60

meses

RANGO DE MEDICIÓN De -200 a 650 °C

ALCANCE DE MEDICIÓN 0 a 100 °C

SPAN (URL-LRL) 100 °C

Tabla 5. Características metrológicas de la instrumentación del Sistema de Medición en

C.A.B. Cactus. [22]

46

MEDIDOR DE DENSIDAD MICROMOTION NS:358720

MAGNITUD: DENSIDAD EXACTITUD ±0.15 Kg/m3

UNIDADES: Kg/m3 REPETIBILIDAD ±0.02 Kg/m3

ESTABILIDAD ±0.15 Kg/m3 por un año

OIML R 117

INTERVALO DE MEDICIÓN 0 a 3000 Kg/m3

ALCANCE DE MEDICIÓN 0 a 1000 Kg/m3

SPAN (URL-LRL) 1000 Kg/m3

ANALIZADOR DE CORTE DE

AGUA

PHASE DYNAMICS NS: 6153

MAGNITUD: CORTE DE AGUA INCERTIDUMBRE ±0.04 % CON σ=2

UNIDADES: % H2O REPETIBILIDAD ±0.02 %

RESOLUCIÓN ±0.01% Kg/m3 por un año

INTERVALO DE MEDICIÓN De 0 a 4 %

ALCANCE DE MEDICIÓN 0 a 4 %

SPAN (URL-LRL) 4 %

COMPUTADOR DE FLUJO SUMMIT 8800 1125602

MAGNITUD: VOLUMEN INCERTIDUMBRE ACORDE AL API 21.2

UNIDADES: BLS REPETIBILIDAD ACORDE AL API 21.3

RESOLUCIÓN ACORDE AL API 21.4

INTERVALO DE MEDICIÓN HASTA 5 TRENES DE MEDICIÓN

ALCANCE DE MEDICIÓN 1 TREN DE MEDICIÓN REDUNDANTE

SPAN (URL-LRL) 1 TREN DE MEDICIÓN

Tabla 6. Características metrológicas de la instrumentación del Sistema de Medición en

C.A.B. Cactus. [22]

Para fines didácticos y prácticos, se muestra en las siguientes figuras, algunos

ejemplos de secciones de características metrológicas que se encuentran en

los manuales y catálogos de los equipos que conforman el sistema de

medición. En la tabla 8 se puede observar un breve resumen de con la variable

principal de cada uno de equipos.

47

Tabla 7. Características metrológicas del Analizador de corte de Agua. AIT-302. [24]

Tabla 8. Características metrológicas del transmisor de densidad. DT-302. [25].

48

Tabla 9. Características metrológicas del medidor de flujo ultrasónico FE-302. [23]

ELEMENTO DE MEDICIÓN CARACTERÍSTICA

METROLÓGICA

VALOR

Medidor ultrasónico de flujo Alcance de medición 10 a 100,000 BPD

Exactitud ± 0.15%

Densitómetro en línea Alcance de medición 600 a 1100 Kg/m3

Exactitud ± 0.08%

Analizador de corte de Agua Alcance de medición 0 a 4%

Incertidumbre ± 0.04%

Transmisor de Presión Alcance de medición 0 a 40 bar

Exactitud ± 0.15%

Transmisor de Temperatura Alcance de medición 0 a 100 ºC

Exactitud ± 0.10 ºC

Tabla 10. Características metrológicas principales del sistema.

49

3.7 Requisitos metrológicos

De acuerdo al Plan Rector para la medición de hidrocarburos en Pemex Exploración

y Producción 2016-2020, los elementos secundarios y terciarios deben ser adquiridos

con características metrológicas, cuya clase de exactitud y sus calibraciones

permitan alcanzar las incertidumbres de acuerdo a las aplicaciones de los sistemas

de medición. (Tabla 11).

SISTEMA FASE INCERTIDUMBRE

Sistema de medición de

transferencia de

hidrocarburos

Líquida

= 1.0%

o

< 1.0%

Tabla 11. Incertidumbre para un sistema de medición de transferencia de

hidrocarburos en fase líquida. [8]

3.8 Procedimientos de operación.

Los procedimientos de operación disponibles para este sistema de medición son los

manuales de usuario correspondientes al Software de monitoreo (HMI SCADA V4.1) y

el software de reportes (REPORTEADOR V4.1); los cuales fueron desarrollados por el

proveedor del suministro e instalación del sistema de medición en 2012 y actualizado

en diciembre de 2017. Cabe señalar que en este punto hace falta complementar un

procedimiento general del sistema, donde se incluyan cada una de las partes que

integran el sistema de medición.

Figura 24. Manual de usuario Software de monitoreo.

50

3.9 Procedimientos de mantenimiento.

Existe actualmente un procedimiento operativo elaborado por el personal de Pemex

para el mantenimiento de sistemas de medición de hidrocarburos; en el cual se

describe a detalle los elementos primarios y secundarios que integran el sistema de

medición.

Figura 26. Procedimiento Operativo de calibración de

sistemas de medición de PEP. [42]

Figura 25. Procedimiento operativo para mantenimiento a

Sistemas de medición en PEP. [43]

51

3.10 Procedimientos de calibración.

Existe actualmente un procedimiento operativo elaborado por el personal de Pemex

para la calibración de los sistemas de medición de hidrocarburos (Fig. 26); en el cual

se describe a detalle cada uno de los elementos que integran el sistema de medición.

3.11 Historial de Calibraciones.

La frecuencia de calibración durante los años 2013 a 2015 ha sido trimestral. Sin

embargo, en 2016 no se tienen registros de esta actividad para este sistema de

medición (Tabla 12). El día 18 de diciembre de 2017 se realizó la calibración

nuevamente dentro del Proyecto de rehabilitación mencionado.

Tabla 12. Historial de calibraciones del tren 1 de C.A.B. Cactus. [22]

Figura 27. Programa anual de mantenimiento preventivo y calibración del sistema de

medición en C.A.B. Cactus Tren 1. [22]

52

3.12 Trazabilidad metrológica de los equipos patrones.

Figura 28. Cadena de trazabilidad del medidor de flujo ultrasónico. [22]

53

3.13 Certificados o informes de calibración.

Los informes de calibración cumplen con los requisitos de la norma NMX-EC-17025-

IMNC-2006. En el anexo A.3 se incluyen los certificados e informes de calibración

completos de los equipos que integran el sistema de medición. Un ejemplo se muestra

en la figura 29.

Figura 29. Certificado de calibración del medidor de flujo ultrasónico. [22]

54

3.14 Estimación de incertidumbre

La estimación de la incertidumbre asociada a la medición se efectúa mediante una

hoja de cálculo en la que se aplica la metodología de la norma NMX-CH-140-IMNC-

2002 (Guía para la expresión de la incertidumbre en las mediciones) [15]. En la figura

30 se muestra el diagrama de árbol de las fuentes de incertidumbre, mediante el cual

se calcularon los coeficientes de sensibilidad, requeridos para estimar la

incertidumbre, mediante la regla de la cadena. [27].

NSV

GSV

CSW

IV

MF

CTLmf

CPLmf

CALIBRACIÓN

EXACTITUD

FRECUENCIA DE

CALIBRACIÓN

Tm

Ecuación CTL

CALIBRACIÓN

RESOLUCIÓN

VARIACIÓN Pm

Fm

Calidad Muestra

%S & W

CALIBRACIÓN

EXACTITUD

RESOLUCIÓN

ρ15

Tm

Ecuación

K0

K1

ρ15

CALIBRACIÓN

EXACTITUD

CALIDAD MUESTRA

Figura 30. Diagrama de árbol de las fuentes de Incertidumbre.

55

FUENTE DESCRIPCIÓN

K0 CONSTANTE EXPERIMENTAL UTILIZADA PARA

LA MEDICIÓN DE DENSIDAD.

K1 CONSTANTE EXPERIMENTAL

ρ15 DENSIDAD DEL ACEITE A 15°C

COEFICIENTE DE EXPANSIÓN TÉRMICA DEL

ACEITE

Tm TEMPERATURA DEL MEDIDOR

Pm PRESIÓN MANOMÉTRICA

Fm FACTOR DE COMPRESIBILIDAD PARA

HIDROCARBUROS

IV VOLUMEN INDICADO

MF FACTOR DEL MEDIDOR

CTLmf FACTOR DE CORRECCIÓN POR

TEMPERATURA EN EL MEDIDOR

CPLmf FACTOR DE CORRECCIÓN POR PRESIÓN EN

EL MEDIDOR

%S&W PORCENTAJE DE CONTENIDO DE AGUA Y

SEDIMENTO

NSV VOLUMEN NETO ESTÁNDAR A 20ªC

GSV VOLUMEN GRUESO ESTÁNDAR

CSW FACTOR DE CORRECCIÓN POR AGUA Y

SEDIMENTO

Tabla 13. Descripción de fuentes de incertidumbre del diagrama de árbol.

Consideraciones:

1. La precisión de +/- 0.15% reportada por el fabricante [28], incluye:

a) Repetibilidad. (menor a +/- 0.2%)

2. El sistema de CAB Cactus cuenta con un solo tren de medición.

3. La temperatura y presión de calibración en el medidor en general coinciden

con la de operación por lo que el CTL y CPL a condiciones de flujo serán los mismos

que a condiciones de prueba.

4. La gravedad API es la misma durante la prueba y condiciones de flujo.

56

5. Se estima la incertidumbre en el momento de la calibración.

6. Para considerar la incertidumbre por variabilidad del MF por diferencias entre

las condiciones de prueba y condiciones de flujo se considera la siguiente variable:

Frecuencia de calibración Incertidumbre estimada k=2

Por lote 0.05

Semanal 0.1

Quincenal 0.2

Mensual 0.3

Trimestral 0.4

Semestral 0.5

Mayor de un año 0.8

Anual 0.6

Factor de fabricante 1.0

Tabla 14. Incertidumbre estimada a diferentes

frecuencias de calibración.

7. Para considerar la incertidumbre por variabilidad entre la calidad del fluido en

línea y el crudo analizado, se considera la siguiente variable:

Calidad de muestra

Incertidumbre

estimada

k=2

Automático y cumple cap. 8.2 del MPMS del API 0.05

Automático, no cumple cap. 8.2 de. MPMS del API, máximo 0.5% de agua. 0.5

Manual, cumple cap. 8.1 del MPMS del API, máximo 0.5% de agua. 1

Manual, no cumple cap. 8.2 de. MPMS del API, máximo 0.5% de agua. 2

Automático, no cumple cap. 8.2 de. MPMS del API, con agua entre 0.5 y 5%. 5

Manual, cumple cap. 8.1 del MPMS del API, con agua entre 0.5 y 5%. 7.5

Manual, no cumple cap. 8.2 de. MPMS del API, con agua entre 0.5 y 5%. 10

Automático, no cumple cap. 8.2 de. MPMS del API, con agua por arriba del 5% 25

Manual, cumple cap. 8.1 del MPMS del API, con agua por arriba del 5% 50

Manual, no cumple cap. 8.2 de. MPMS del API, con agua por arriba del 5% 100

CONSIDERADA

Tabla 15. Incertidumbre estimada por calidad de muestra.

A continuación, se realiza el desarrollo de cálculos de cada una de las fuentes

de incertidumbre.

57

CÁLCULO DE LA DENSIDAD BASE A 15 ºC

PARÁMETRO SÍMBOLO UNIDADES VALOR

Densidad a condición de flujo RHO_TP Kg/m3 819.12

Presión de la densidad P_rho (Kg/cm2) 1

Presión de la densidad P_rho (Mpa) 0.0980665

Temperatura de la densidad T_rho (°C) 20

MODELO MATEMÁTICO: Capítulo 11.2.1 MPMS del API

𝐹𝑚 =𝑒𝐴+𝐵∗𝑇𝑚+

𝐶

𝜌15 2+𝐷∗

𝑇𝑚

ρ15 2

1000

Donde:

A= -1.6208

B= 0.00021592

C= 0.87096

D= 0.0042092

Tm= Temperatura del fluido, ºC

ρ15= Densidad del fluido a 15 ºC

𝛽 =𝐾0

ρ15 2+

𝐾1

ρ15

Donde:

K0= 613.97226

B= 0.00021592

ANÁLISIS Y CÁLCULOS:

PARÁMETRO PRIMERA

ITERACIÓN

SEGUNDA

ITERACIÓN

TERCERA

ITERACIÓN

CUARTA

ITERACIÓN

RHO_15 = 822.824034 822.824034 822.824034 822.790806

F = 0.0008161 0.0008161 0.0008161 0.0008162

CPL = 1.00008 1.00008 1.00008 1.00008

RHO_T, PB = 822.758186 822.758186 822.758186 822.724952

BETA = 0.00090699 0.00090699 0.00090699 0.00090707

CTL = 0.99545892 0.99545892 0.99545892 0.99545855

RHO_15 = 822.790806 822.790806 822.790806 822.791102

58

PARÁMETRO QUINTA ITERACIÓN

SEXTA

ITERACIÓN

SÉPTIMA

ITERACIÓN

OCTAVA

ITERACIÓN

RHO_15 = 822.791102 822.7911 822.7911 822.7911

F = 0.0008162 0.0008162 0.0008162 0.0008162

CPL = 1.00008 1.00008 1.00008 1.00008

RHO_T, PB = 822.725249 822.725246 822.725246 822.725246

BETA = 0.00090707 0.00090707 0.00090707 0.00090707

CTL = 0.99545856 0.99545856 0.99545856 0.99545856

RHO_15 = 822.7911 822.7911 822.7911 822.7911

RESULTADO:


Densidad base a 15 °C RHO_15 Kg/m3 822.791

Corrección por temperatura CTL adim 0.99546

Corrección por presión CPL adim 1.00008

59

MENSURANDO: DENSIDAD DEL ACEITE A 15°C (ρ15 = RHO15)

MODELO MATEMÁTICO:

RHO15=RHO15+Calibración+Exactitud+Calidad de muestreo

DIAGRAMA DE ÁRBOL:


MAGNITUDES DE

ENTRADA (Xi) FUENTES

DE INCERTIDUMBRE

VALOR (Xi) UNIDADES INCERTIDUMBRE

ORIGINAL UNIDADES k FUENTE

1 ρ15 822.791 kg/m3

Calibración 0.80 kg/m3 2 Certificado del

densitómetro.

Exactitud 0.150 kg/m3 2 Fabricante del

densitómetro.

Calidad de

muestra 0.50 % 2 Usuario

MAGNITUDES DE

ENTRADA (Xi)

FUENTES DE

INCERTIDUMBRE

DISTRIBUCIÓN

INCERTIDUMBRE

ESTIMADA u(xi).

(U original/K)

UNIDADES

COEFICIENTE DE

SENSIBILIDAD

(δY/δxi)

UNIDADES

1 ρ15

Calibración Normal 4.0000E-01 kg/m3 1.0000E+00 Adimensional

Exactitud Normal 7.5000E-02 kg/m3 1.0000E+00 Adimensional

Calidad de

muestra Normal 2.0569E+00 kg/m3 1.0000E+00 Adimensional

CALIBRACIÓN

EXACTITUD

CALIDAD

MUESTRA

ρ15

60

MAGNITUDES DE

ENTRADA (Xi)

FUENTES DE

INCERTIDUMBRE

CONTRIBUCIÓN (ui)

(U estimada x coef.

Sensibilidad)

UNIDADES (ui)2 APORTACIÓN A LA

INCERTIDUMBRE (%)

1 ρ15

Calibración 4.00000 E-01 kg/m3 1.6000000 E-01 3.64

Exactitud 7.500000 E-02 kg/m3 5.6250000 E-03 0.13

Calidad de

muestra 2.05697 E+00 kg/m3 4.2311574 E+00 96.23

Varianza (ui2) 4.3967824 E+00 100.00

Incertidumbre

combinada (uc) 2.097

Nivel de cobertura

(K) 2

Incertidumbre exp.

(±U). (Uc x K)

4.19

RESULTADO:

Mensurando U (U exp/Mensurando)

ρ15 = 822.791 Kg/m3 +/- 0.51%

MENSURANDO: FACTOR ALFA 15)

MODELO MATEMÁTICO:

𝐚 = (𝐤𝟎

𝛒𝐫𝐞𝐟. 𝟐) + (

𝐤𝟏

𝛒𝐫𝐞𝐟.)

Donde:

= Coeficiente de expansión térmica del aceite.

K0, Constante experimental.

K1, Constante experimental.

ρ ref = Densidad a temperatura y presión de referencia.

VALOR UNIDADES

K0 613.97226 m6/kg2-°C

K1 0.00000 m3/kg-°C

61

DIAGRAMA DE ÁRBOL:


MAGNITUDES DE ENTRADA

(Xi) FUENTES DE

INCERTIDUMBRE



1 ρ15 822.79 kg/m3 0.51 % 2 Cálculo


(Xi) FUENTES DE

INCERTIDUMBRE

DISTRIBUCIÓN INCERTIDUMBRE

ESTIMADA u(xi) UNIDADES

COEFICIENTE DE

SENSIBILIDAD

(δY/δxi)

UNIDADES

1 ρ15 Normal

2.09685 E+00

kg/m3 -2.20449 E-06 m3/kg-°C


(Xi) FUENTES DE

INCERTIDUMBRE

CONTRIBUCIÓN ui UNIDADES (ui)2

APORTACIÓN A

LA

INCERTIDUMBRE

(%)

1 ρ15 -4.62250 E-06 1/°C 2.136756 E-11 100.00

Varianza (ui2) 2.136756 E-11 100.00

Incertidumbre

combinada (uc)

0.00000462

Nivel de cobertura (K) 2

Incertidumbre exp. (±U) 0.00000925

RESULTADO:

Mensurando U

Alfa 15) = 0.00090692 1/ºC +/- 1.02%

15

K0

K1

ρ15

62

MENSURANDO: FACTOR DE COMPRESIBILIDAD PARA HIDROCARBUROS (Fp)

MODELO MATEMÁTICO: Capítulo 11.2.1 MPMS del API

𝐹𝑚 =𝑒𝐴+𝐵∗𝑇𝑚+

𝐶

𝜌15 2+𝐷∗

𝑇𝑚

ρ15 2

1000

Donde:

A= -1.6208

B= 0.00021592

C= 0.87096

D= 0.0042092

Tm= Temperatura del fluido, ºC

ρ15= Densidad del fluido a 15 ºC

DIAGRAMA DE ÁRBOL:


MAGNITUDES DE

ENTRADA (Xi)

FUENTES DE

INCERTIDUMBRE

VALOR

(Xi) UNIDADES

INCERTIDUMBRE


1 ρ15 822.791 kg/m3 0.51 % 2 Cálculo

2 Tm 28.21 °C

Calibración 0.12 °C 2 Certificado del TT.

Resolución 0.01 °C 1 Resolución del TT.

Variación 0.18 °C 1 Variación entre el medidor y

el TT.

3 Ecuación F 6.5 % 2 Modelo (API - 11.2.1)

MAGNITUDES DE

ENTRADA (Xi) DISTRIBUCIÓN INCERTIDUMBRE


COEFICIENTE DE

SENSIBILIDAD

(δY/δxi)

UNIDADES

Fm

ρ15

Tm

Ecuación

63

FUENTES DE

INCERTIDUMBRE

1 ρ15 Normal 2.09685060537E-03 kg/l -3.0678523498E-03 l/kg-MPa

2 Tm

Calibración Normal 6.00000000000E-02 °C 5.6463841369E-06 1/°C-MPa

Resolución Uniforme 2.88675134595E-03 °C 5.6463841369E-06 1/°C-MPa

Variación Uniforme 5.19615242271E-02 °C 5.6463841369E-06 1/°C-MPa

3 Ecuación F Normal 2.79916542081E-05 1/MPa 1.0000000000E+00 Adimensional

MAGNITUDES DE

ENTRADA (Xi)

FUENTES DE

INCERTIDUMBRE

CONTRIBUCIÓN ui UNIDADES (ui)2 APORTACIÓN A LA

INCERTIDUMBRE (%)

1 ρ15 -6.432828056E-06 1/Mpa 4.13812768088E-11 5.02

2 Tm

Calibración 3.3878304821E-07 1/Mpa 1.14773953756E-13 0.01

Resolución 1.6299707007E-08 1/Mpa 2.65680448509E-16 0.00

Variación 2.9339472612E-07 1/Mpa 8.60804653168E-14 0.01

3 Ecuación F 2.7991654208E-05 1/Mpa 7.83532705304E-10 94.96

Varianza (ui

2) 8.25115102212E-10 100.00

Incertidumbre


Nivel de

cobertura (K) 2

Incertidumbre

exp. (±U) 0.000057

RESULTADO:

Mensurando U

Fm = 0.00086128 1/ MPa +/- 6.7%

64

MENSURANDO: FACTOR DE AGUA Y SEDIMENTO (CSW)

MODELO MATEMÁTICO:

𝐶𝑆𝑊 = [1 − ( %𝑆&𝑊

100)]

Donde:

CSW = Factor de corrección por contenido de agua y sedimento.

%S&W= Porcentaje de contenido de agua y sedimento.

DIAGRAMA DE ÁRBOL:


MAGNITUDES DE

ENTRADA (Xi)

FUENTES DE

INCERTIDUMBRE



1 %S&W 0.03 %

Calibración 0.06 % 2

Certificado del

analizador en

línea. Exactitud 0.04 % 2 Fabricante.

Resolución 0.001 % 2 Fabricante.

Calidad de

muestra 0.50 % 2 Usuario

%S & W

CALIBRACIO

N

EXACTITUD

RESOLUCION

Calidad

Muestra

CSW

65

MAGNITUDES DE

ENTRADA (Xi)

FUENTES DE

INCERTIDUMBRE



COEFICIENTE DE

SENSIBILIDAD

(δY/δxi)

UNIDADES

1 %S&W

Calibración Normal 0.000009000 % -1.000000000E-02 Adimensional

Exactitud Normal 0.000006000 % -1.000000000E-02 Adimensional

Resolución Normal 0.000000150 % -1.000000000E-02 Adimensional

Calidad de

muestra Normal 0.000075000 % -1.000000000E-02 Adimensional

MAGNITUDES DE

ENTRADA (Xi)

FUENTES DE

INCERTIDUMBRE


INCERTIDUMBRE (%)

1 %S&W

Calibración -9.000000000E-08 % 8.100000000E-15 1.41

Exactitud -6.000000000E-08 % 3.600000000E-15 0.63

Resolución -1.500000000E-09 % 2.250000000E-18 0.00

Calidad de

muestra -7.500000000E-07 % 5.625000000E-13 97.96

Varianza (ui

2) 5.742022500E-13 100.00

Incertidumbre


Nivel de cobertura

(K) 2

Incertidumbre

exp. (±U) 0.00000152

RESULTADO:

Mensurando U

CSW = 0.99970 +/- 0.000152 %

66

MENSURANDO: FACTOR DE CORRECCIÓN POR EFECTO DE LA PRESIÓN EN LA

DENSIDAD DEL LÍQUIDO

MODELO MATEMÁTICO:

𝐶𝑃𝐿 =1

1 − 𝑃𝑚. 𝐹𝑚

Donde:

Fm = Factor de compresibilidad del líquido, 1/Pa

Pm = Presión manométrica, Pa

DIAGRAMA DE ÁRBOL:


MAGNITUDES DE


DE INCERTIDUMBRE



1 Pm 1.62 MPa

Calibración 0.01372931 Mpa 2 Certificado del

TP.

Resolución 0.00980665 Mpa 1 Resolución del

TP.

Variación. 0.01078732 Mpa 1

Variación entre

el medidor y el

TP.

2 Fm 0.0008613 MPa 6.67024921216 % 2 Cálculo.

CPLmf

CALIBRACIÓN

RESOLUCIÓN

VARIACIÓN

Pm

Fm

67

MAGNITUDES DE

ENTRADA (Xi)

FUENTES DE

INCERTIDUMBRE

DISTRIBUCIÓN

INCERTIDUMBRE

ESTIMADA

u(xi)

UNIDADES

COEFICIENTE DE

SENSIBILIDAD

(δY/δxi)

UNIDADES

1 Pm

Calibración Normal 6.8646550000000E-03 MPa 8.6368440250400E-04 1/Mpa

Resolución Uniforme 2.8309360086742E-03 MPa 8.6368440250400E-04 1/Mpa

Variación. Uniforme 3.1140296095416E-03 MPa 8.6368440250400E-04 1/Mpa

2 Fm Normal 2.8724816835135E-05 1/MPa 1.6206444864528E+00 Mpa

MAGNITUDES DE

ENTRADA (Xi)

FUENTES DE

INCERTIDUMBRE


INCERTIDUMBRE (%)

1 Pm

Calibración 0.0000059289 Adimensional 3.5151801281589E-11 1.59

Resolución 0.0000024450 Adimensional 5.9781974968689E-12 0.27

Variación. 0.0000026895 Adimensional 7.2336189712114E-12 0.33

2 Fm 0.0000465527 Adimensional 0.00000000216715537 97.82

Varianza (ui

2) 0.0000000022155190 100.00

Incertidumbre


Nivel de

cobertura (K) 2

Incertidumbre

exp. (±U) 0.00009

RESULTADO:

Mensurando U

CPLm = 1.00139 +/- 0.009 %

68

MENSURANDO: FACTOR DE CORRECCIÓN POR EFECTO DE LA TEMPERATURA EN LA

DENSIDAD DEL LÍQUIDO

MODELO MATEMÁTICO:

𝐶𝑇𝐿 = 𝑒 −𝑎15.𝛥𝑇−0.8. 𝑎15 2.𝛥𝑇2

Donde:

CTL = Factor de corrección por temperatura.

15 = Coeficiente de expansión térmica del aceite.

ΔT = Temperatura en el medidor- temperatura de referencia (20°C).

DIAGRAMA DE ÁRBOL:


MAGNITUDES DE

ENTRADA (Xi)

FUENTES DE

INCERTIDUMBRE



1 α15 0.0009069213 1/°C 1.0 % 2 Cálculo

2 Tm 28.21 °C

Calibración 0.13 °C 2 Certificado del

TT.

Resolución 0.01 °C 1 Resolución del

TT.

Variación 0.23 °C 1

Variación entre

el medidor y el

TT.

3 Ecuación CTL 0.05 % 2 API 11.1.54.2

15

Tm

Ecuación CTL

CALIBRACIÓN

RESOLUCIÓN

VARIACIÓN

CTLmf

69

MAGNITUDES DE

ENTRADA (Xi)

FUENTES DE

INCERTIDUMBRE



COEFICIENTE DE

SENSIBILIDAD

(δY/δxi)

UNIDADES

1 α15 Normal 4.6225059515E-06 1/°C 3.1928675096E+01 °C

2 Tm

Calibración Normal 6.0000000000E-02 °C -9.1087744617E-04 1/°C

Resolución Uniforme 2.8867513459E-03 °C -9.1087744617E-04 1/°C

Variación Uniforme 5.1961524227E-02 °C -9.1087744617E-04 1/°C

3 Ecuación CTL Normal 4.9626890287E-04 Adimensional 1.0000000000E+00 Adimensional

MAGNITUDES DE

ENTRADA (Xi)

FUENTES DE

INCERTIDUMBRE


INCERTIDUMBRE (%)

1 α15

2 Tm 1.4759049065E-04 Adimensional 2.1782952931E-08 7.97

Calibración

Resolución -5.4652646770E-05 Adimensional 2.9869117990E-09 1.09

Variación -2.6294766937E-06 Adimensional 6.9141476828E-12 0.00

3 Ecuación CTL -4.7330580487E-05 Adimensional 2.2401838492E-09 0.82

4.9626890287E-04 Adimensional 2.4628282396E-07 90.11

Varianza (ui

2) 2.7329978669E-07 100.00

Incertidumbre


Nivel de

cobertura (K) 2

Incertidumbre

exp. (±U) 0.0010

RESULTADO:

Mensurando U

CTLm = 0.99254 +/- 0.11 %

70

MENSURANDO: FACTOR DEL MEDIDOR (MF)

MODELO MATEMÁTICO:

MF = MF + Calibración + Exactitud +Frecuencia de calibración

Donde:

MF = Factor del medidor

DIAGRAMA DE ÁRBOL:


MAGNITUDES DE


DE INCERTIDUMBRE

VALOR

(Xi) UNIDADES

INCERTIDUMBRE


1 MF 1.00008 Adimensional

Calibración 0.06 % 2 Certificado

del medidor.

Exactitud 0.15 % 2 Fabricante.

Frecuencia de

calibración 0.40 % 2 Usuario.

MF CALIBRACIÓN

EXACTITUD

FRECUENCIA DE

CALIBRACIÓN

MF

71

MAGNITUDES DE

ENTRADA (Xi)

FUENTES DE

INCERTIDUMBRE



COEFICIENTE DE

SENSIBILIDAD

(δY/δxi)

UNIDADES

1 MF

Calibración Normal 3.0002400000E-04 Adimensional 1.0000000 E+00 Adimensional

Exactitud Normal 7.5006000000E-04 Adimensional 1.0000000 E+00 Adimensional

Frecuencia

de

calibración

Normal 2.0001600000E-03 Adimensional 1.0000000 E+00 Adimensional

MAGNITUDES DE

ENTRADA (Xi)

FUENTES DE

INCERTIDUMBRE


INCERTIDUMBRE (%)

1 MF

Calibración 3.0002400000E-04 Adimensional 9.0014400576E-08 1.93

Exactitud 7.5006000000E-04 Adimensional 5.6259000360E-07 12.09

Frecuencia

de

calibración

2.0001600000E-03 Adimensional 4.0006400256E-06 85.98

Varianza (ui

2) 4.6532444298E-06 100.00

Incertidumbre

combinada

(uc)

0.0022

Nivel de

cobertura (K) 2

Incertidumbre

exp. (±U) 0.0043

RESULTADO:

Mensurando U

MF = 1.00008 +/- 0.43 %

72

MENSURANDO: VOLUMEN GRUESO ESTÁNDAR A 20ºC (GSV)

MODELO MATEMÁTICO:

GSV= IV * MF * CTLmf * CPLmf

Donde:

GSV = Volumen grueso estándar a 20°C.

IV = Volumen indicado.

MF = Factor del medidor.

CTLmf = Factor de corrección por temperatura en el medidor.

CPLmf = Factor de corrección por presión en el medidor.

DIAGRAMA DE ÁRBOL:


MAGNITUDES DE


DE INCERTIDUMBRE

VALOR

(Xi) UNIDADES

INCERTIDUMBRE


1 IV 72307 Barriles

Resolución 1 Barril 0.288675135 Barriles 1 Medidor.

2 MF 1.00008 Adimensional 0.431393092 % 2 Cálculo.

3 CTLmf 0.992538 Adimensional 0.105342248 % 2 Cálculo.

4 CPLmf 1.001394 Adimensional 0.009400756 % 2 Cálculo.

GSV

IV

MF

CTLmf

CPLmf

73

MAGNITUDES DE

ENTRADA (Xi)

FUENTES DE

INCERTIDUMBRE



COEFICIENTE DE

SENSIBILIDAD

(δY/δxi)

UNIDADES

1 IV

Resolución Uniforme 2.8867513459E-01 Barriles 9.9400080644E-01 Adimensional

2 MF Normal 2.1571380182E-03 Adimensional 7.1867466914E+04 Barriles

3 CTLmf Normal 5.2278082089E-04 Adimensional 7.2413580516E+04 Barriles

4 CPLmf Normal 4.7069299839E-05 Adimensional 7.1773172515E+04 Barriles

MAGNITUDES DE

ENTRADA (Xi)

FUENTES DE

INCERTIDUMBRE

CONTRIBUCIÓN ui UNIDADES (ui)2

APORTACIÓN A

LA

INCERTIDUMBRE

(%)

1 IV

Resolución 2.8694331659E-01 Barriles 8.2336466934E-02 0.00

2 MF 1.5502804516E+02 Barriles 2.4033694785E+04 94.33

3 CTLmf 3.7856431065E+01 Barriles 1.4331093730E+03 5.62

4 CPLmf 3.3783129775E+00 Barriles 1.1412998574E+01 0.04

Varianza (ui

2) 2.5478299493E+04 100.00

Incertidumbre


Nivel de cobertura

(K) 2

Incertidumbre exp.

(±U) 319.24

RESULTADO:

Mensurando U

GSV A 20°C = 71,873 BLS +/- 0.44 %

74

MENSURANDO: VOLUMEN NETO TOTAL DEL SISTEMA A 20°C (NSV)

MODELO MATEMÁTICO:

NSV= GSV*CSW

Donde:

NSV = Volumen neto estándar a 20ºC

GSV = Volumen grueso estándar a 20°C.

CSW = Factor de agua y sedimento.

DIAGRAMA DE ÁRBOL:


MAGNITUDES DE


DE INCERTIDUMBRE



1 GSV 71873 Barriles 0.444168888 % 2 Cálculo.

2 CSW 0.99970 Adimensional 0.000151598 % 2 Cálculo.

MAGNITUDES DE

ENTRADA (Xi)

FUENTES DE

INCERTIDUMBRE



COEFICIENTE DE

SENSIBILIDAD

(δY/δxi)

UNIDADES

1 GSV Normal 1.5961923284 E+02 Barriles 9.997000000 E-01 Adimensional

2 CSW Normal 7.5776134106 E-07 Adimensional 7.187321631 E+04 Barriles

NSV

GSV

CSW

75

MAGNITUDES DE


DE INCERTIDUMBRE CONTRIBUCIÓN ui UNIDADES (ui)2

APORTACIÓN A

LA

INCERTIDUMBRE

(%)

1 GSV 1.5957134707E+02 Barriles 2.5463014806E+04 100.00

2 CSW 5.4462744778E-02 Barriles 2.9661905688E-03 0.00

Varianza (ui

2) 2.5463017772E+04 100.00

Incertidumbre

combinada

(uc)

159.57

Nivel de

cobertura (K) 2

Incertidumbre

exp. (±U) 319.14

RESULTADO:

Mensurando U

NSV A 20°C = 71,852 BLS +/- 0.44 %

76

RESUMEN DE CÁLCULOS DE INCERTIDUMBRE

DATOS DE ENTRADA:


Volumen indicado medidor IV Barriles 72307

Temperatura de flujo Tm °C 28.21

Presión de flujo Pm kg/cm2 16.48

Densidad RHO kg/m3 819.12

Temperatura de la densidad T_rho °C 20.0

Presión de la densidad P_rho kg/cm2 1.0

Contenido de agua y sedimento %W&S % en volumen 0.03

Factor del medidor MF Adimensional 1.00008

Frecuencia de calibración Trimestral 0.40 %

Calidad de muestra

Automático, cumple

API 8.2 0.50 %

RESULTADOS INTERMEDIOS:


INCERTIDUMBRE

EXPANDIDA K=2

(%)

Factor de corrección por temperatura CTL Adimensional 0.99254 0.11

Factor de corrección por presión CPL Adimensional 1.00139 0.009

Factor de corrección por agua y sedimento CSW Adimensional 0.99970 0.000152

Coeficiente de compresibilidad del crudo F 1/Mpa 0.00086128 6.67

Coeficiente de expansión térmica del crudo α 1/°C 0.00090692 1.02

Densidad del crudo a 15°C Rho 15 kg/m3 822.791 0.510

Factor del medidor MF Adimensional 1.00008 0.43

Volumen grueso estándar a 20°C GSV Barriles 71873 0.44

Volumen neto estándar a 20°C NSV Barriles 71852 0.44

RESULTADO FINAL:

Mensurando U (K=2)

NSV A 20°C = 71852 BLS +/- 0.44 %

77

3.15 Verificación y validación del cálculo volumétrico.

La validación del algoritmo del cálculo de volumen se efectuó mediante una hoja de

cálculo desarrollada en Excel, de acuerdo con las ecuaciones del capítulo 12,

sección 2, del Manual de Normas de medición de Petróleo del API [18]. Ingresando

valores del tren de medición, se obtuvo una desviación de 0.002%, con lo que se

valida el algoritmo de este sistema de medición.

En la figura 35 se muestran los datos instantáneos observados en el computador de

flujo.

Figura 31. Datos instantáneos del computador de flujo

Datos de entrada:

Volumen

indicado

medidor

Temp de

flujo en el

medidor

Presión de

flujo en el

medidor

Factor del

medidor

Agua y

sedimento Densidad

IV Tm Pm FM A & S kg/m3

bls °C kg/cm2 adim % vol

46,831 32.0 19 1.002420 0.09 837.3

78

Factores de corrección:

Factor corrección

T

Factor

corrección

P

Factor

corrección

A & S

Coeficiente de expansión

térmica del crudo

CTL @

20 °C

CTL @

15.6 °C CPL CSW α @ 15.6 ° C α @ 20 ° C

adim adim adim 1/°C

0.989733 0.985912 1.001516 0.999087 0.000854 0.000860

Resultados:

Volumen Grueso Volumen Neto Volumen grueso Volumen neto

GSV @ 20 °C NSV @ 20°C GSV @ 15.6 °C NSV @ 15.6°C

Barriles Barriles Barriles Barriles

46,530 46,487 46,353 46,311

% Desviación Volumen Grueso (20ºC) = 46530−46529

46530∗ 100 = 0.002%

% Desviación Volumen Neto (20ºC) = 46487−46486

46487∗ 100 = 0.002%

79

3.16 Gráficos de control. (Cartas de Control).

Los gráficos de control utilizan la variable MF (factor del medidor). La selección de

esta variable para los gráficos de control es adecuada, ya que representa de manera

resumida la confiabilidad de los sistemas de medición al compararse con un sistema

patrón.

Figura 32. Carta de control del medidor de flujo tipo ultrasónico.

80

De la carta de control de la figura 32, obtenemos los siguientes datos:

CARTA DE CONTROL FECHA 18/12/2017

Flujo Temp. Presión Factor Factor

m3/h bbl/Día °C kPa MF KF pulsos/m3 305 46041.4 28.09 1976.04 0.99596 5737.42250

479 72307.7 28.21 1966.23 1.00060 5711.00900

640 96611.5 28.77 2462.45 1.00186 5703.98750

711 107329 28.54 2462.45 1.00200 5702.59.19

Promedio 1.000105 5717.473

Desv. Est. 0.00283414 17.62986892

Rango 0.00604 33.43500

Tabla 16. Datos de Carta de control del día 18/12/2017.

De la misma manera se obtienen los datos de las cartas de control que se

realizaron en fechas anteriores, resumido en la siguiente tabla:

Fecha de

Calibración

Promedio Factor

Medidor (MF) Desv. Est. Rango

2012-12-05 1.00163 0.000144 0.00025

2013-03-26 1.00202 0.000478 0.00086

2013-07-30 1.00246 0.000565 0.00107

2014-01-16 1.00251 0.000226 0.00032

2014-05-27 1.00144 0.000523 0.00074

2014-08-19 1.00230 0.000679 0.00096

2015-02-24 1.00187 0.000270 0.00053

2015-06-22 1.00242 0.000414 0.00079

2017-12-18 1.00011 0.002834 0.00604

Promedios 1.00186 0.000681 0.001284

Tabla 17. Tabla resumen de Desviación estándar y Rango

de las cartas de control.

81

Para la construcción de los gráficos de control se ocupan las siguientes

nomenclaturas y fórmulas

Nomenclatura

𝑆̅ = Promedio de desviación estándar

𝑇= Tolerancia de medidor ultrasónico

𝑇2 − 𝑇1= Intervalo de calibración de referencia

𝑈 = Presupuesto de incertidumbre

�̿� = Promedio de promedios factor medidor ó k pulsos

𝑍𝑚𝑖𝑛 = Capacidad del proceso de valor mínimo

𝑍𝑠𝑆 = Capacidad del proceso con límite superior

𝑍𝑠𝐼 = Capacidad del proceso con límite inferior

𝜇′ = Variabilidad del proceso

𝜎′ = Variabilidad del proceso

𝐴2 = Constante para los límites de las gráficas de control

𝐴3 = Constante para los límites de las gráficas de control

𝐵3 = Constante para los límites de las gráficas de control

𝐵4 = Constante para los límites de las gráficas de control

𝑐4 = Constante para los límites de las gráficas de control

𝐶𝑝 = Habilidad potencial del proceso

𝐶𝑝𝑘 = Habilidad real del proceso

𝑑2 = Constante para índice de capacidad

𝐷3 = Constante para los límites de las gráficas de control

𝐷4 = Constante para los límites de las gráficas de control

𝐹𝑀1 = Factor medidor de penúltima calibración

𝐹𝑀2 = Factor medidor de última calibración

𝐿𝐶𝑆 = Límite superior de control

𝐿𝐶𝐼 = Límite inferior de control

𝐿𝐶𝑆�̅� = Límite superior de control de rango promedio

𝐿𝐶𝐼�̅� = Límite inferior de control de rango estándar promedio

𝐿𝐶𝑆�̅� = Límite superior de control de desviación estándar promedio

𝐿𝐶𝐼�̅� = Límite inferior de control de desviación estándar promedio

𝐿𝐶𝑆�̿� =Límite superior de control de promedio de promedios

𝐿𝐶𝐼�̿� = Límite inferior de control de promedio de promedios

𝑛 = Número de lecturas por calibración

82

Constantes

Las constantes de los límites de los gráficos de control se presentan en la tabla del

anexo A.4. [2]

𝑛 = 3

𝐴2 = 1.0231 𝐴3 = 1.9544 𝐵3 = 0 𝐵4 = 2.5682

𝑐4 = 0.8862

𝑑2 = 1.693

𝐷3 = 0

𝐷4 = 2.5735 𝑈 = 0.65%1 𝑇 = ±0.5%2

𝑇2 − 𝑇1 = 12 𝑚𝑒𝑠𝑒𝑠

Formulas

Gráfico de control con desviación estándar

𝐿𝐶𝑆�̿� = �̿� + 𝐴3𝑆̅

𝐿𝐶𝐼�̿� = �̿� − 𝐴3𝑆̅

𝐿𝐶𝑆�̅� = 𝐵4𝑆̅ 𝐿𝐶𝐼�̅� = 𝐵3𝑆̅

Gráfico de control con rango

𝐿𝐶𝑆�̿� = �̿� + 𝐴2�̅�

𝐿𝐶𝐼�̿� = �̿� − 𝐴2�̅�

𝐿𝐶𝑆�̅� = 𝐷4�̅� 𝐿𝐶𝐼�̅� = 𝐷3�̅�

1Presupuesto de incertidumbre calculado. 2 Tolerancia obtenida de la hoja de datos del fabricante. Este mismo valor se utiliza para el límite de control superior

e inferior.

83

Aplicando lo anterior nos resulta la siguiente tabla de valores:

Fecha de Calibración LCS LCI LCSs LCIs LCSxs LCIxs LCSxr LCIxr LCSr LCIr

2012-12-05 1.005 0.995 0.002 0 1.003 1.001 1.003 1.001 0.003 0

2013-03-26 1.005 0.995 0.002 0 1.003 1.001 1.003 1.001 0.003 0

2013-07-30 1.005 0.995 0.002 0 1.003 1.001 1.003 1.001 0.003 0

2014-01-16 1.005 0.995 0.002 0 1.003 1.001 1.003 1.001 0.003 0

2014-05-27 1.005 0.995 0.002 0 1.003 1.001 1.003 1.001 0.003 0

2014-08-19 1.005 0.995 0.002 0 1.003 1.001 1.003 1.001 0.003 0

2015-02-24 1.005 0.995 0.002 0 1.003 1.001 1.003 1.001 0.003 0

2015-06-22 1.005 0.995 0.002 0 1.003 1.001 1.003 1.001 0.003 0

2017-12-17 1.005 0.995 0.002 0 1.003 1.001 1.003 1.001 0.003 0

Tabla 18. Límites de control.

Figura 33. Gráfico de control con desviación estándar del

medidor de flujo tipo ultrasónico.

0.000

0.001

0.001

0.002

0.002

0.003

0.003

01

/12

/201

2

01

/03

/201

3

01

/06

/201

3

01

/09

/201

3

01

/12

/201

3

01

/03

/201

4

01

/06

/201

4

01

/09

/201

4

01

/12

/201

4

01

/03

/201

5

01

/06

/201

5

01

/09

/201

5

01

/12

/201

5

01

/03

/201

6

01

/06

/201

6

01

/09

/201

6

01

/12

/201

6

01

/03

/201

7

01

/06

/201

7

01

/09

/201

7

01

/12

/201

7

De

svia

ció

n E

stán

dar

Fecha de Calibración

Gráfico de Control con Desviación Estándar

LCSs

Prom. Desv. Est.

Desv. Est.

LCIs

84

Figura 34. Gráfica de control con rango del medidor de flujo tipo ultrasónico.

En la gráfica se observa que tanto la desviación estándar como el rango están

fuera de los límites de control. La diferencia que presenta la gráfica con

respecto a fechas anteriores, se debe principalmente a las “corridas” (flujo de

bombeo) que en esta ocasión se tuvo oportunidad de realizar. (Flujo más bajo

en 46,041 BPD y el flujo más alto en107,329 BPD.

En conclusión, es aceptable este comportamiento. Para igualar criterios se

considera tomar solo los flujos altos, similar a fechas anteriores.

Índice de capacidad:

Formulas

𝜇′ = �̿�

𝜎′ =�̅�

𝑐4

𝐶𝑝 =𝐿𝐶𝑆 − 𝐿𝐼𝐶

6𝜎′

𝑍𝑠𝑆 =𝐿𝐶𝑆 − 𝜇′

𝜎′

0.000

0.001

0.002

0.003

0.004

0.005

0.006

0.007

20

12-12

-01

20

13-03

-01

20

13-06

-01

20

13-09

-01

20

13-12

-01

20

14-03

-01

20

14-06

-01

20

14-09

-01

20

14-12

-01

20

15-03

-01

20

15-06

-01

20

15-09

-01

20

15-12

-01

20

16-03

-01

20

16-06

-01

20

16-09

-01

20

16-12

-01

20

17-03

-01

20

17-06

-01

20

17-09

-01

20

17-12

-01

Ran

go

Fecha de Calibración

Gráfico de Control con Rango

LCSr

Prom. Rango

Rango

LCIr

85

𝑍𝑠𝐼 =𝜇′ − 𝐿𝐼𝐶

𝜎′

𝐶𝑝𝑘 =𝑍𝑚𝑖𝑛

3

Obteniendo la siguiente tabla de valores

Índice de Capacidad

LCS = 1.005

LCI = 0.995

d2 = 1.693

c4 = 0.8862

μ' = 1.001861296

σ' = 0.000768958

Cp = 2.167436511

ZsS= 4.081764602

ZsI= 8.922854462

Cpk 1.360588201

Tabla 19. Índice de capacidad

Los criterios de decisión son los siguientes:

ICP Decisión

1.33<ICP<2.22 Más que adecuado, incluso puede exigirse más en términos de capacidad.

1<ICP<1.33 Adecuado para lo que fue diseñado. Requiere control estrecho si se acerca al valor de 1.

0.67<ICP<1 No es adecuado para cumplir con el diseño inicial. Requiere monitoreo constante.

ICP<0.67 No es adecuado para cumplir con el diseño inicial. Tabla 20. Criterios de decisión del ICP.

Estimación de tiempo de calibración

Fórmulas

𝐷𝑒𝑠𝑣𝑖𝑎𝑐𝑖ó𝑛 = |𝐹𝑀2 − 𝐹𝑀1|

𝐷𝑒𝑟𝑖𝑣𝑎 = 𝐷𝑒𝑠𝑣𝑖𝑎𝑐𝑖ó𝑛

𝑇2 − 𝑇1

𝐼𝑛𝑡𝑒𝑟𝑣𝑎𝑙𝑜 𝑑𝑒 𝑐𝑎𝑙. = 𝐷𝑒𝑟𝑖𝑣𝑎

𝑇𝑜𝑙𝑒𝑟𝑎𝑛𝑐𝑖𝑎

86

Obteniendo la siguiente tabla de valores

Estimación de tiempo de calibración

Fecha última calibración 2017-12-18

Fecha penúltima calibración 2015-06-22

Incertidumbre (U) 0.00444

Tolerancia (+/-) 0.0015

FM última calibración 1.004547559

FM penúltima calibración 0.997980774

Desviación 0.006566784

T2-T1 (meses) 12.00

Deriva 0.000547232

Intervalo de Calibración (meses) 2.741067572

Fecha de próxima Calibración 2018-03-11

Tabla 21. Estimación de tiempo de calibración.

3.17 Telemetría

La Telemetría utilizada en el Sistema de Medición de CAB Cactus, cuenta con las

siguientes características:

Los datos generados en el medidor de flujo ultrasónico, son enviados al computador

de flujo a través de señal de pulsos, el resto de los instrumentos utiliza el protocolo de

comunicación analógico de 4-20 mA. El computador de flujo establece

comunicación con la interfase Hombre Máquina (HMI) en protocolo de comunicación

digital Modbus. Existe un sistema redundante, ya que cuenta con dos computadores

de flujo. La información de la medición puntual por segundo es almacenada en los

computadores de flujo locales en la C.A.B Cactus. Así mismo, existe almacenamiento

de la información en una base de datos local por medio de la HMI.

La infraestructura de comunicación con la cual cuenta el Activo de Producción

permite realizar enlaces remotos vía protocolo Ethernet. Los datos almacenados en la

HMI son enviados a través de los diferentes clientes remotos de monitoreo por medio

de este protocolo.

La Estación de adquisición de datos es resguardada dentro de un gabinete

ergonómico.

87

Figura 35.Estación de monitoreo local (interfaz gráfica)

Figura 36. Flujo de información (estación local y remota).

3.18 Programa del mantenimiento de la integridad mecánica

Como se e mencionó anteriormente, el presente trabajo se apoya en el contrato de

servicio denominado: Diagnóstico, rehabilitación, y aseguramiento de la

confiabilidad de la medición dinámica y estática de hidrocarburos en la Subdirección

88

de Producción Bloques Sur. En dicho proyecto, se desarrolla la etapa de

mantenimiento de la integridad mecánica. En el Anexo A.6 se presenta evidencia de

la ejecución del mantenimiento.

3.19 Programa de mantenimiento de las características metrológicas.

El personal del activo de producción de Pemex cuenta con el personal capacitado

para proporcionar el mantenimiento de los sistemas de medición. Así mismo, se

cuenta con programa preventivo y correctivo como estrategia de atención a fallas

que eventualmente pudieran presentarse.

En las figura 37 y en Tabla 15 se muestra el programa de mantenimiento y la bitácora

de mantenimiento del sistema de medición, respectivamente.

Figura 37. Programa anual de mantenimiento preventivo y calibración del

sistema de medición en C.A.B. Cactus Tren 1. [22]

89

Tabla 22.Bitácora de mantenimiento del sistema de medición en C.A.B. Cactus Tren 1

TAG del sistema de

medición: MTCA-APMM-CABC-01

Nombre del sistema de

medición: CAB Cactus Tren-1

Responsable / Personal Descripción genérica del equipo y/o instrumento

Fecha Nombre y

firma

Área de

adscripción

Nombre del

equipo y/o

instrumento

TAG del

equipo y/o

instrumento

Marca Número de

serie

Condiciones

técnicas

23/11/2015

Luis A.

Jiménez

Mendoza

Victor Hugo

Escamilla Cruz

GMMED Sistema de

medición

MTCA-APMM-

CABC-01

Sistema de

medición fuera

de operación.

24/11/2015

Luis A.

Jiménez

Mendoza

Victor Hugo

Escamilla Cruz

Fabián

Medina

Candelero

GMMED Switch MTCA-APMM-

CABC-01 Steren

Switch fuera de

operación.

30/11/2015

Luis A.

Jiménez

Mendoza

Victor Hugo

Escamilla Cruz

GMMED HMI / switch MTCA-APMM-

CABC-01

Datos HMI

congelados

17/05/2016

Luis A.

Jiménez

Mendoza

Alejandro

Velueta

Morales

GMMED Banco de

Batería HMI / switch APC QS1021350861

Se encuentra

dañada dos

baterías de las 4

que compone el

banco.

19/05/2016

Francisco

Javier

Gonzalez

Medina

Luis A.

Jiménez

Mendoza

Alejandro

Velueta

Morales

GMMED HMI / switch HMI / switch Steren SWI-008

No se reflejan

Datos de campo

en HMI

90

Tabla 23.Bitácora de mantenimiento del sistema de medición en C.A.B. Cactus Tren 1

3.20 Auditorias y Diagnósticos

Los informes técnicos correspondientes a auditorías o diagnósticos, se elaborarán con

apego a la estructura de la “Guía Técnica para la Administración de los Sistemas de

medición de flujo de Hidrocarburos en PEP (GG-PO-OP-0001-2011)” [2]

En el anexo A.5 se presenta el diagnóstico del sistema de medición con los resultados

obtenidos en el presente proyecto.

Descripción del equipo

observaciones / hallazgos

Actividades realizadas

para corrección de fallas

Descripción del funcionamiento del

equipo y /o instrumentos

Fecha

23/11/2015

Sistema de medición fuera de

operación. Se observa falla en

batería interna UPS.

Cambio de un par de

baterías para colocarlo

en UPS.

Transmisores y HMI en funcionamiento.

HMI sin datos debido a switch fuera de

operación.

24/11/2015 Switch desconfigurado

Reconfiguración de

puertos del switch.

Reseteo general del

equipo de medición.

Equipo queda operando normalmente.

30/11/2015

Datos de la HMI fijos debido a

falla en el sistema de respaldo

UPS. El equipo falló debido a

falla de energía eléctrica

prolongada.

Desbloqueo del equipo y

se realiza un reseteo

general del sistema.


17/05/2016

Se encuentra la UPS en falla se

revisan los bancos de baterías

encontrándose dañada dos

baterías de las 4 que consta

cada banco.

Se cambia banco de

batería que trabajaba al

50% por uno nuevo de la

misma marca y con

número de serie:

QS01044351455.


19/05/2016

Se encuentra que en la HMI

no se reflejan los datos de

campo. Se verifica el sistema y

no se encuentra

comunicación entre el

computador de flujo y la HMI

Se reconfigura switch de

la marca steren el cual

no hacia la

comunicación entre la

HMI y Computador de

Flujo


91

3.21 Confirmación metrológica

Calibración (Comparación Técnica del Equipo de medición con

Patrones de Medición)

Necesidad Identificada: Inicio

Certificado/Report

e de Calibración

Identificación de Status de Calibración a

¿Existen Requerimientos

Metrológicos?

Documento de Verificación/

Confirmación Verificación no

es Posible

¿El Equipo Cumple con

Requerimientos?

Reporte de Prueba de Verificación falló

Identificación de Status de Confirmación

¿Es Posible el Ajuste o

Reparación?

Ajustar o Reparar

Identificación de Status

Revisión de Intervalo de Confirmación

Retorno al cliente

Final

SI

SI

SI

NO

NO

NO

Ve

rifi

ca

ció

n

Me

tro

lóg

ica

Ca

lib

rac

ión

De

cis

ion

es

y

Ac

cio

ne

s

Clie

nte

Cic

lo d

e R

e

ca

lib

rac

ión

b

PROCESO DE CONFIRMACIÓN METROLÓGICA

Figura 38. Proceso de confirmación metrológica. [3]

92

No se tiene un registro de que esto se realice, sin embargo, la confirmación

genera un registro donde se establece que el equipo cumple y, por lo tanto, se

etiqueta como tal.

3.22 Portal de medición de PEP.

Los registros de los 21 puntos anteriormente mencionados, son almacenados en el

portal de medición de Hidrocarburos [22], dentro de la intranet de PEP, los cuales

requieren mantener un continuo seguimiento. En las siguientes figuras se muestran las

opciones de navegación en el portal.

Figura 39. Página principal del portal de administración. [22]

93

Figura 40. Selección del Activo de Producción de PEP Sur

Figura 41. Selección de Instalaciones de proceso de Aceite.

94

Figura 42. Selección del sistema de medición seleccionado.

Figura 43. Expediente de la administración metrológica.

95

3.23 Portal repositorio PEP_CNH

En ese mismo sentido, existe un portal repositorio PEP-CNH, el cual fue diseñado

para el intercambio de información y documentos entre Pemex Exploración y

Producción y la Comisión Nacional de Hidrocarburos con la finalidad de agilizar la

correspondencia de entregables previstos en los Lineamientos Técnicos de Medición

de Hidrocarburos. A continuación, se muestran las opciones de navegación en el

portal a través de las siguientes figuras.

Figura 44. Portal Repositorio PEP-CNH. [22]

96

Figura 45. Selección Subdirección de Producción Región Sur. GCO.

Figura 46. Selección del tema Instalaciones.

97

Figura 47. Selección de la ubicación.

Figura 48. Expediente de la administración metrológica.

98

CONCLUSIONES El proceso de Gestión y Gerenciamiento permite evaluar y diagnosticar la

confiabilidad de un sistema de medición, de los volúmenes medidos y reportados

para el proceso de entrega-recepción. La validación del sistema de medición del

presente proyecto permite obtener los siguientes puntos principales:

La Operación de los equipos se encuentra dentro de su alcance de medición.

El principio de medición de flujo (ultrasónico) es adecuado para la aplicación.

Las características metrológicas de los equipos instalados son adecuadas para

la aplicación.

Los informes de calibración son correctos.

El algoritmo de cálculo de volumen es correcto.

La confiabilidad queda expresada numéricamente en los valores de las

incertidumbres asociadas a los volúmenes netos medidos.

El principal requisito metrológico (incertidumbre máxima) dictado por la CNH

se cumple.

Así mismo, la metodología permite obtener diversos beneficios, tales como:

Información actualizada del estado de los equipos que integran el sistema de

medición, así como un inventario de los equipos de proceso y medición

permiten llevar un control más efectivo sobre las mediciones y las propiedades

de los fluidos medidos.

Contar con un sistema de medición de flujo de hidrocarburos confiable y

exacto en apego a la normatividad vigente, lo cual permite mejorar el

desempeño de la instalación de producción y que las mediciones realizadas

por este sistema mantienen su validez para ser considerada como punto de

transferencia de custodia.

Seguridad, confiabilidad y disponibilidad del sistema de medición,

Mantener la continuidad operativa basándose en un programa de

intervenciones y asistencia técnica con la finalidad de garantizar el buen

desempeño de confiabilidad en datos de producción de hidrocarburos.

99

Certeza en la producción de hidrocarburos que se obtiene, tanto en calidad

como en cantidad.

Cumplimiento con la normatividad indicada en los Lineamientos Técnicos la

Comisión Nacional de Hidrocarburos.

Asegurar una efectiva administración de los sistemas de medición utilizados en

la cuantificación de volumen de los hidrocarburos y sustentar objetivamente la

confiabilidad de sus mediciones.

APORTACIÓN DE LA TESINA. El presente trabajo define puntos clave que sustentan la confiabilidad de las

mediciones de hidrocarburos, a través de una efectiva administración de los sistemas

de medición. Durante el desarrollo del mismo, se realiza la validación de una

metodología basada en procesos para un Sistema de Medición de Transferencia de

Hidrocarburos Líquidos en específico; con el cual se pretende establecer un punto de

partida para la elaboración de un procedimiento en la administración de sistemas de

medición (ASM) de Pemex Exploración y Producción Región Sur.

La tesina presenta una propuesta metodológica basada en procedimientos, guías y

recomendaciones que se han desarrollado anteriormente, pero que aún no habían

sido implementados ni evaluados en algún sistema de medición en particular, dentro

de PEP Región Sur.

Con esta aportación, se pretende que la Subdirección de Producción Bloques Sur de

PEP en particular, e incluso administradores de sistemas de medición de otros sectores,

puedan aplicarlo en sus sistemas de medición, ya sean nuevos y/o existentes, con el

objetivo de incrementar sustancialmente el cumplimiento a la normatividad vigente,

al Plan Rector de Medición de PEP, a los Lineamientos Técnicos en Materia de

Medición de Hidrocarburos y a otros Órganos Reguladores.

100

RECOMENDACIONES

La Administración Metrológica involucra actividades como el diseño,

instalación, modificación, operación, mantenimiento, calibración, estimación

de incertidumbre, trazabilidad y confirmación metrológica; por medio de un

control de la documentación en forma sistemática, para dar cumplimiento a

la normatividad, diagnósticos, auditorias y regulaciones.

Para lograr una efectiva confiabilidad de los sistemas de medición de flujo de

hidrocarburos se recomienda la implementación de la metodología de gestión

basada en procesos, la cual deberá estar respaldada con conocimientos

(personal competente), características y requisitos metrológicos, herramientas

estadísticas; así como la validación de procedimientos y certificaciones que

permitan ejercer el control del sistema, aportando evidencia objetiva de sus

mediciones.

Es recomendable establecer un programa de capacitación para fortalecer la

calidad de la supervisión y atención de los sistemas de medición, tanto para

las actividades de la operación como del mantenimiento de los mismos, en al

menos los siguientes rubros: Metrología, estimación de incertidumbre de

medición, normatividad, configuración, operación y mantenimiento de

instrumentos.

Así mismo, la Integración de un expediente completo, de manera electrónica

e impresa, con el contenido basado en la Guía Técnica para la Administración

de los Sistemas de Medición de Flujo de Hidrocarburos en PEP. [2].

En términos generales, cumplir de forma obligatoria con los lineamientos

técnicos de medición emitidos mediante acuerdos por la Comisión Nacional

de Hidrocarburos. [5].

101

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[6]. COMISIÓN NACIONAL DE HIDRACARBUROS. ACUERDO CNH.E.02.001/16, MEDIANTE EL CUAL LA

COMISIÓN NACIONAL DE HIDROCARBUROS MODIFICA LOS ARTÍCULOS 43, FRACCIÓN II Y 46, PRIMER

PÁRRAFO Y ADICIONA EL TRANSITORIO SÉPTIMO A LOS LINEAMIENTOS TÉCNICOS EN MATERIA DE

MEDICIÓN DE HIDROCARBUROS, PUBLICADOS E. CIUDAD DE MÉXICO : DIARIO OFICIAL DE LA

FEDERACIÓN, 2016. VOL. PRIMERA REFORMA, 11/02/16.

[7]. COMISION NACIONAL DE HIDROCARBUROS. ACUERDO CNH.E.29.002/16 MEDIANTE EL CUAL LA

COMISIÓN NACIONAL DE HIDROCARBUROS MODIFICA LOS ARTÍCULOS 42 Y 43 DE LOS LINEAMIENTOS

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[38]. GRUPO MULTIDISCIPLINARIO DE MEDICION. ACTIVO MUSPAC. PEMEX EXPLORACION Y

PRODUCCION. PROCEDIMIENTO PARA MANTENIMIENTO A TRANSMISOR DE PRESION ESTÁTICA.

REFORMA, CHIAPAS : S.N., 2014. VOL. VERSION PRIMERA, PE-IC-MA-1189-2014.

[39]. GRUPO MULTIDISCIPLINARIO DE MANTENIMIENTO. ACTIVO MUSPAC. PEMEX EXPLORACION Y

PRODUCCION. INSTRUCTIVO OPERATIVO PARA MANTENIMIENTO A MEDIDORES DE FLUJO TIPO

ULTRASONICO (KROHNE). REFORMA, CHIAPAS : S.N., 2016. VOL. VERSION PRIMERA, IO-IC-MA-0109-

2016.

[40]. INTERNATIONAL ORGANIZATION FOR STANDARDIZATION, ISO. ISO 8258. SHEWHART CONTROL

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PEMEX EXPLORACION Y PRODUCCION. MEXICO : PEMEX, NOVIEMBRE 2017. VOL. VERSION PRIMERA.

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DE HIDROCARBUROS EN PEMEX EXPLORACION Y PRODUCCION. MEXICO : PEMEX. GERENCIA DE

MEDICION Y BALANCES., AGOSTO 2017. VOL. VERSION PRIMERA.

[43]. —. PO-PO-MA-0002-2017. PROCEDIMIENTO OPERATIVO PARA MANTENIMIENTO A SISTEMAS DE

MEDICION DE HIDROCARBUROS EN PEMEX EXPLORACION Y PRODUCCION. MEXICO : PEMEX.

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STANDARDS. STATISTICAL CONCEPTS AND PROCEDURES IN MEASUREMENT. S.L. : AMERICAN

PETROLEUM INSTITUTE, 2002. VOL. REAFFIRMED 3/2002.

ANEXOS.

ANEXO A.1. REQUERIMIENTOS PARA LA INTEGRACIÓN DE UN

EXPEDIENTE DE MEDICIÓN.

Requerimientos Elemento Sistemas de

Medición: Proceso

o Patrón

Instrumentos para

la medición de

Calidad Primario Secundario Terciario

Diagrama de topología de control

Procedimientos de operación

Procedimientos de mantenimiento

Procedimientos de calibración

Programa anual del mantenimiento

de la integridad mecánica

Programa de calibración

Presupuesto de incertidumbre

Diagrama de tubería e

instrumentación del paquete de

medición

Ticket de traspaso

Reportes de Laboratorio

Características metrológicas

Censo e Inventario

Características técnicas de la

instrumentación

Certificados o informes de

calibración

Confirmación Metrológica

Gráficos de control

Historial de calibraciones

Informes de verificación metrológica

Normatividad aplicable (instalación

y algoritmo)

Presupuesto de Incertidumbre

Aplica el

algoritmo

de cálculo

Programa de mantenimiento de las

características metrológicas

Pruebas FAT

Pruebas SAT

Requisitos metrológicos

Trazabilidad de los equipos patrón

Verificación y validación de cálculo

volumétrico

Requerimientos Instalación

Protocolo de seguridad

Diagrama general de la instalación

(planta)

Tabla 24. Requerimientos para la integración de un expediente de medición. [9]

ANEXO A.2. Referencias Normativas.

(Comisión Nacional de Hidrocarburos_Lineamientos

Técnicos de medición)

Normas generales en el diseño e instalación de sistemas, equipos e instrumentos de medida

NMX-CH-140-IMNC Guía para la Expresión de Incertidumbre en las Mediciones. Guide to the

Expression of Uncertainty in Measurement

NMX-Z055-IMNC-2009 Vocabulario internacional de metrología -Conceptos fundamentales y

generales, términos asociados (VIM) .International vocabulary of basic and

general -Concepts metrology, associated terms (VIM)

ISO GUM Guía para la Expresión de Incertidumbre en las Mediciones

Guide to the Expression of Uncertainty in Measurement

ISO 5168-2006 Medición de flujo de fluidos – Procedimientos para la evaluación de

incertidumbres

Measurement of fluid flow - Procedures for the evaluation of uncertainties

NIST- 2008 Guía para el uso del Sistema Internacional de Unidades (SI)

Guide for the Use of the International System of Units (SI)

ISO 5168-2006 Medición de flujo de fluidos – Procedimientos para la evaluación de

incertidumbres

Measurement of fluid flow - Procedures for the evaluation of uncertainties

OIML R 117-1 Sistemas de medición dinámicos para líquidos distintos del agua

Dynamic measuring systems for liquids other than water

Normas y estándares para la medición dinámica de hidrocarburos líquidos

Aplicación en diseño

API MPMS 5.1 Consideraciones Generales para la Medición por medio de Medidores

General Considerations for Measurement by Meters

API MPMS 5.4 Accesorios para Medidores de Líquidos

Accessory Equipment for Liquid Meters

API MPMS 5.5 Fidelidad y Seguridad de los sistemas de transmisión de datos de pulsos de

medición de flujo

Fidelity and Security of Flow Measurement Pulsed-Data Transmission Systems

Tipos de medidor de volumen o caudal

API MPMS 5.2 Medición de Hidrocarburos líquidos por medio de medidores de

Desplazamiento positivo

Measurement of Liquid Hydrocarbons by Displacement Meters

API MPMS 5.3 Medición de Hidrocarburos líquidos por medio de medidores de tipo Turbina

Measurement of Liquid Hydrocarbons by Turbine Meters

API MPMS 5.6 Medición de Hidrocarburos líquidos por medio de medidores de tipo Coriolis

Measurement of Liquid Hydrocarbons by Coriolis Meters

API MPMS 5.8 Medición de Hidrocarburos líquidos por medidores de flujo ultrasónico utilizando

la tecnología de tiempo de tránsito

Measurement of Liquid Hydrocarbons by Ultrasonic Flowmeters Using Transit Time

Technology

API MPMS 21.2 Medición Electrónico de Volumen Líquido utilizando medidores de tipo

desplazamiento positivo y medidores de turbina

Electronic Liquid Volume Measurement Using Positive Displacement and Turbine

Meters

API MPMS 21.2-A1 Adenda 1 a Medición de Flujo utilizando Sistemas de medición electrónica, de

masa inferida

Addendum 1 to Flow Measurement Using Electronic Metering Systems, Inferred

Mass

ISO 2714 Hidrocarburos líquidos - medición volumétrica por medidor de desplazamiento

positivo

Liquid hydrocarbons – Volumetric measurement by positive displacement meter

ISO 2715 Hidrocarburos líquidos - medición volumétrica por medidor de turbina

Liquid hydrocarbons – Volumetric measurement by turbine meter

ISO 4124 Hidrocarburos líquidos – Medición Dinámica – Control estadístico de los sistemas

de medición volumétricos

Liquid Hydrocarbons - Dynamic Measurement – Statistical Control of Volumetric

Metering Systems

ISO 6551 Petróleo Líquido/Gas – fidelidad y seguridad de la medición dinámica

Petroleum liquids/gases - fidelity and security of dynamic measurement

ISO 10790 Medición del fluido del flujo en conductos cerrados - Orientación a la

selección, instalación y uso de medidores Coriolis (flujo de masa, medidas de

densidad de flujo y volumen)

Measurement of fluid flow in closed conduits -- Guidance to the selection,

installation and use of Coriolis meters (mass flow, density and volume flow

measurements)

ISO 12242 Medición del flujo de fluido en conductos cerrados – medidores ultrasónicos

líquidos de tipo tiempo de tránsito para líquidos

Measurement of fluid flow in closed conduits – Ultrasonic transit-time meters for

liquid

Probadores

API MPMS 4.1 Introducción (Probadores). Introduction [proving systems]

API MPMS 4.2 Probadores de Desplazamiento. Displacement Probers

API MPMS 4.4 Probadores de Tanques Tank Provers

API MPMS 4.5 Probadores del medidor maestro Master-Meter Provers

API MPMS 4.6 Interpolación de Pulso Pulse Interpolation

API MPMS 4.7 Métodos de prueba estándar en Campo Field Standard Test Measures

API MPMS 4.8 Operación de Sistemas de probadores Operation of Proving Systems

API MPMS 4.9 .1 Introducción a la determinación del volumen de los probadores de

desplazamiento y de Tanque Introduction to the Determination of the Volume

of Displacement and Tank Provers

API MPMS 4.9.2 Determinación del volumen del probador de desplazamiento y tanque, por el

método de calibración “Waterdraw” . Determination of the Volume of

Displacement and Tank Provers by the Waterdraw Method of Calibration

API MPMS 4.9.3 Determinación del volumen de probadores de desplazamiento por el método

de calibración del medidor maestro. Determination of the Volume of

Displacement Provers by the Master Meter Method of Calibration

API MPMS 4.9.4 Determinación del volumen de probadores de desplazamiento y de tanques

por el método de calibración gravimétrico. Determination of the Volume of

Displacement and Tank Provers by the Gravimetric Method of Calibration

API MPMS 13.2 Métodos estadísticos de evaluación de los datos de probadores de medidores.

Statistical Methods of Evaluating Meter Proving Data Proving Systems for

Volumetric Meters.

ISO 7278-1 Hidrocarburos líquidos - Medición dinámica - Sistemas de pruebas para

medidores volumétricos - Parte 1: Principios generales

Liquid Hydrocarbons - Dynamic Measurement – Proving Systems for Volumetric

Meters - Part 1: General Principles

ISO 7278-2 Hidrocarburos líquidos - sistemas para probar contadores volumétricos - -

medición dinámica Parte 2: Probadores de tipo tubería

Liquid hydrocarbons - Dynamic measurement – proving systems for volumetric

meters - Part 2: Pipe Provers

ISO 7278-3 Hidrocarburos Líquidos - Medición Dinámica - Sistemas de pruebas para

medidores volumétricos - Parte 3: Técnicas de interpolación de pulso

Liquid Hydrocarbons - Dynamic Measurement –

ISO 7278-4 Hidrocarburos Líquidos - Medición Dinámica - Sistemas de pruebas para

medidores volumétricos - Parte 4: Guía para operadores de probadores de tipo

tubería

Liquid Hydrocarbons - Dynamic Measurement – Proving Systems for Volumetric

Meters - Part 4: Guide for Operators of Pipe Provers

Cálculos

API MPMS 11.4.1 Propiedades de los Materiales de Referencia Parte 1-Densidad del Agua y

factores de corrección del volumen del agua para la calibración de

probadores volumétricos

Properties of Reference Materials Part 1—Density of Water and Water Volume

Correction Factors for Calibration of Volumetric Provers

API MPMS 12.2.3 Cálculo de cantidades de Petróleo utilizando Métodos de medición dinámica y

factores de corrección volumétrica Parte 3 – Reporte de Probadores

Calculation of Petroleum Quantities Using Dynamic Measurement Methods and

Volumetric Correction Factors Part 3—Proving Reports

API MPMS 12.2.4 Cálculo de cantidades de Petróleo usando Métodos de medición dinámica y

factores de corrección volumétrica Parte 4 - Cálculo de Volúmenes Base de los

probadores por el método “Waterdraw” Calculation of Petroleum Quantities

Using Dynamic Measurement Methods and Volume Correction Factors Part 4—

Calculation of Base Prover Volumes by Waterdraw Method

API MPMS 12.2.5 Cálculo de cantidades de Petróleo usando Métodos de medición dinámica y

factores de corrección volumétrica Parte 5 – el volumen base del probador

usando el método del medidor maestro


Volumetric Correction Factors Part 5—Base Prover Volume Using Master Meter

Method

Computación de Flujo y Volumen

API MPMS 5.5 Fidelidad y Seguridad de los sistemas de transmisión de datos de pulsos de

medición de flujo. Fidelity and Security of Flow Measurement Pulsed-Data

Transmission Systems

API MPMS 11.1 Datos de Propiedades físicas (factores de corrección de Volumen) (todas las

secciones y mesas pertinentes, incluyendo rutinas de computación)

Physical Properties Data (Volume Correction Factors) (all relevant sections and

tables, including computational routines)

API MPMS 11.2.2 Factores de compresibilidad de hidrocarburos: 0,350 a 0,637 de densidad

relativa (60°F / 60°F) y -50°F a 140° F de temperatura de medidor

Compressibility Factors for Hydrocarbons: 0.350–0.637 Relative Density

(60°F/60°F) and –50°F to 140°F Metering Temperature

API MPMS 11.2.2M Factores de compresibilidad para Hidrocarburos: 350-637 kilogramos por metro

cúbico Densidad (15°C) y -46°C a 60°C temperatura de medidor Compressibility

Factors for Hydrocarbons: 350–637 Kilograms per Cubic Meter Density (15 °C)

and–46°C to 60°C Metering Temperature

API MPMS 11.2.4 Corrección de temperatura para los volúmenes de LNG y Tablas GLP 23E, 24E,

53E, 54E, 59E, 60E Temperature Correction for the Volumes of NGL and LPG

Tables 23E, 24E, 53E, 54E, 59E, 60E

API MPMS 11.2.5 Correlación de presión de vapor simplificada para uso NGL comerciales

8A Simplified Vapor Pressure Correlation for Commercial NGLs

API MPMS 11.3.2.1 Densidad de Etileno. Ethylene Density

API MPMS 11.3.3.2 Compresibilidad de polipropileno. Propylene Compressibility

API MPMS 11.5 Intraconversión de Densidad / Peso / Volumen

Density/Weight/Volume Intraconversion

API MPMS 12.2.1 Cálculo de cantidades de petróleo usando métodos de medición Dinámica y

factores de corrección de Volumen Parte 1 – Introducción


Volume Correction Factors Part 1—Introduction


factores de corrección de Volumen Parte 2 – Tickets de Medición


Volumetric Correction Factors Part 2—Measurement Tickets


factores de corrección de Volumen Parte 3 – Reportes de Probador


Volumetric Correction Factors Part 3—Proving Reports

API MPMS 12.3 Cálculo de Contracción Volumétrica por fusión de Hidrocarburos livianos con

Petróleo Crudo

Calculation of Volumetric Shrinkage From Blending Light Hydrocarbons with

Crude Oil

API MPMS 21.2 Medición Electrónico de Volumen Líquido utilizando medidores de

desplazamiento positivo y medidores de turbina

Electronic Liquid Volume Measurement Using

Normas y estándares para la determinación de la calidad.

Para Hidrocarburos líquidos

API MPMS 8.1 Muestreo: Practica estándar para muestreo manual del Petróleo y Productos

del Petróleo

Sampling: Standard Practice for Manual Sampling of Petroleum and Petroleum

Products

API MPMS 8.2 Muestreo: Practica estándar para el muestreo automático del Petróleo Líquido

y Productos del Petróleo

Sampling: Standard Practice for Automatic Sampling of Liquid Petroleum and

Petroleum Products

API MPMS 8.3 Práctica estándar para la mezcla y manejo de muestras del Petróleo Líquido y

Productos del Petróleo

Standard Practice for Mixing and handling of Liquid Samples of Petroleum and

Petroleum Products

API MPMS 7.0 Determinación de la Temperatura. Temperature Determination

ISO 3170 Líquidos de Petróleo: Muestreo Manual (BS EN ISO 3170)

Petroleum Liquids: Manual Sampling (BS EN ISO 3170)

ISO 3171 Líquidos de Petróleo: Muestreo

Automático en Ductos (BS EN ISO 3171)

Petroleum Liquids: Automatic Pipeline Sampling (BS EN ISO 3171)

Otros procedimientos de referencia

a. Medición de la Densidad API Normas de referencia API MPMS 9.0; ASTM D-287 & D-

1298

b. Determinación del contenido de agua Normas de referencia API MPMS 10.0; ASTM D-4377, D-

4006 & D-4007

c. Determinación del contenido de

sedimentos

Norma de referencia ASTM D-473

d. Determinación del contenido de

viscosidad

Norma de referencia ASTM D-445

e. Determinación del contenido de sal Norma de referencia ASTM D-32305

f. Determinación del contenido de azufre Norma de referencia ASTM D-4294

De unidades (organismos) que desarrollan la verificación (inspección).

NMX-EC-17025-IMNC Evaluación de la conformidad - Requisitos generales para la competencia de

los laboratorios de ensayo y de calibración.

NMX-CC-19011-IMNC Directrices para la Auditoría de los Sistemas de Gestión

ISO 10012-2003 Measurement management systems - Requirements for measurement

processes and measuring equipment (ISO 19011:2011)

NMX-CC-9001-IMNC Sistemas de Gestión de la Calidad – Requisitos (ISO 9001:2008)

API MPMS 20.0 Medición Asignación de Petróleo y Gas Natural

Allocation Measurement of Oil and Natural Gas.

API MPMS 20.3 Medición del Flujo Multifásico. Measurement of Multiphase Flow

Normas para la construcción, resistencia mecánica y seguridad de instalaciones y sistemas de medición

API 12B Especificación para Tanques atornillados para almacenamiento de líquidos

de producción

Specification for Bolted Tanks for Storage of Production Liquids

API RP 14E Práctica recomendada para el diseño e instalación de sistemas de tubería en

plataformas de productos offshore

Recommended Practice for Design and Installation of Offshore Products

Platform Piping Systems

API RP 551 Instrumentos de medición de proceso

Process measurement instrumentation

API RP 555 Analizadores de proceso. Process Analyzers

API 620 Diseño y construcción de tanques de almacenamiento grandes, soldados y

de baja presión. Design and Construction of Large, Welded, Low-pressure

Storage Tanks

API 650 Tanques de acero soldados para almacenamiento de combustible

Welded Steel Tanks for Fuel Storage

ISO 12242 Medición del flujo de fluidos en conductos cerrados – medidores tipo

ultrasónicos para líquidos de principio de funcionamiento tiempo de tránsito

Measurement of fluid flow in closed conduits - Ultrasonic transit-time meters for

liquid

ISO 2186 Flujo de fluido en conductos cerrados - Conexiones para la transmisión de

señales de presión entre los elementos primarios y secundarios

Fluid flow in closed conduits - Connections for pressure signal transmissions

between primary and secondary elements

ISO 4006 Medición del flujo de fluido en conductos cerrados

Measurement of fluid flow in closed conduits

ISO 6551 Líquidos de petróleo y gas, fidelidad y seguridad de la medición dinámica,

con cable de transmisión de data de pulsos tipo eléctrico y/o electrónico

Petroleum liquids and gases, Fidelity and security of dynamic measurement,

Cabled transmission of electric and/or electronic pulsed data

ISO 10790 Medición del flujo de fluido en conductos cerrados - Guía para la selección,

instalación y uso de medidores Coriolis (Medición de flujo de masa, densidad

y flujo de volumen)

Measurement of fluid flow in closed conduits - Guidance to the selection,

installation and use of Coriolis meters (mass flow, density and volume flow

measurements)

ISO 15156 Industrias del petróleo y gas natural - Materiales a usar en ambientes que

contienen H2S en la producción de petróleo y gas

Petroleum and natural gas industries - Materials for use in H2S-containing

environments in oil and gas production

ASME/ANSI B 16.5 Bridas de conexión y accesorios bridadas

Pipe Flanges and Flanged Fittings

ASME/ANSI B 31.3 Tubería de Proceso. Process Piping

ASME B 31.4 Sistemas de transporte por ductos para líquidos y sólidos

Pipeline Transportation Systems for Liquids and Slurries

NMX-CH-4006-IMCN-

2009

Medición de Flujo de fluidos en conductos cerrados – Vocabulario y símbolos

ASME/ANSI B 36.10 Tamaños de ductos sin costura

Seamless Pipe Sizes

ASTM D1250 Desarrollo del Cálculo para la Corrección del factor de volumen en el Instituto

Americano del Petróleo

Volume Correction Factor Calculation Development in American Petroleum

Institute

IEC PAS 62382 Chequeo de lazo eléctrico y de instrumentación

Electrical and instrumentation loop check

ISA TR 20.00.01 Formatos de Especificaciones para la los instrumentos de medición de

procesos y de control, Consideraciones Generales

Specification Forms for Process Measurement and Control Instruments, General

Considerations

OIML R 117-1 Sistemas de medición dinámica de líquidos distintos del agua

Dynamic measuring systems for liquids other than water

ANEXO A.3. Dictámenes de Calibración

ANEXO A.4. Constantes para los límites de gráficas de Control.

Tabla 25. Constantes para los límites de las gráficas de control. [9]

ANEXO A.5. Diagnóstico del sistema de medición de flujo de aceite

Central de Almacenamiento y Bombeo Cactus

DIAGNÓSTICO DE LOS SISTEMAS DE MEDICIÓN DE FLUJO DE ACEITE

SUBDIRECCIÓN DE PRODUCCIÓN REGIÓN SUR

CENTRAL DE ALMACENAMIENTO Y BOMBEO

CACTUS (C.A.B. CACTUS)

PATÍN ENVÍO A PALOMAS

MARZO DE 2018

CONTENIDO

1.- Objetivo del diagnóstico

2.- Alcances del diagnóstico

3.- Criterios del diagnóstico

4.- Identificación del sistema de medición

5.- Entorno operativo del sistema de medición

6.- Fechas, lugares y responsables del diagnóstico

7.- Hallazgos del diagnóstico

7.1.- Resumen de los hallazgos encontrados

7.2.- Características metrológicas

7.3.- Requisitos metrológicos

7.4.- Validación del algoritmo de cálculo de volumen

7.5.- Estimación de la incertidumbre asociada a la medición

8.- Conclusiones del diagnóstico

9.- Recomendaciones

10.- Firma del informe

1. OBJETIVO DEL DIAGNÓSTICO

Evaluar la confiabilidad de los volúmenes de aceite neto obtenidos con el sistema de medición de flujo

ubicado en la Central de Almacenamiento y Bombeo Cactus, de acuerdo con los requisitos de la

normatividad aplicable, para reportar e informar sobre dicha confiabilidad y proponer puntos de mejora.

2. ALCANCES DEL DIAGNÓSTICO

La evaluación contempla los rubros de instalación, operación, calibración, mantenimiento, validación

del algoritmo y estimación de incertidumbre de los elementos que integran el sistema de medición de

flujo (primario, secundario y terciario).

3. CRITERIOS DEL DIAGNÓSTICO

Cumplimiento con el Manual de Normas de Medición (MPMS) del API; específicamente los capítulos 5.8

(medidores de flujo tipo ultrasónico) y 12.2 (cálculo de volúmenes).

4. IDENTIFICACIÓN DEL SISTEMA DE MEDICIÓN

En la tabla 1, se asientan los datos generales del sistema de medición de flujo de aceite que ha sido

evaluado, identificándose como tren1.

Corriente de flujo medida Tren1 (Descarga del TDA-8)

Tipo de fluido Aceite crudo superligero deshidratado

Tipo de medición Transferencia de custodia (Entrega-Recepción)

Ubicación C.A.B. Cactus

Dependencia responsable del sistema de

medición

Activo de Producción Macuspana Muspac

Elemento primario de medición Ultrasónico

Número de trenes de medición 1

Diámetro de tren de medición 6

Tabla 26. Datos generales de identificación del tren de medición 1.

Figura 49. Sistema de medición de flujo de C.A.B. Cactus.

5. ENTORNO OPERATIVO DEL SISTEMA DE MEDICIÓN

La C.A.B. Cactus es una instalación del Activo de Producción Macuspana Muspac que recibe corrientes

de aceite crudo hidratado y estabilizado de diversas baterías de separación, tanto del propio Activo

como del Activo de Producción Bellota Jujo, para ser deshidratadas y desaladas en los tanques

deshidratadores identificados como TD-8 y TD-9.

En el TDA-8 se procesa la corriente del Activo de Producción Macuspana Muspac y posteriormente se

bombea con la turbo bomba, midiéndose en el Tren 1 de 6”Ø.

El aceite crudo deshidratado se envía al sistema de transporte Cárdenas-Palomas, donde se integra con

las corrientes de la batería Jujo y de la C.A.B. Cunduacán para conformar la mezcla Olmeca.

6. FECHAS, LUGARES Y RESPONSABLES DEL DIAGNÓSTICO.

El diagnóstico se llevó a efecto durante el mes de Junio del 2018, incluyendo visita física a la C.A.B.

Cactus. Durante este periodo, se realizaron visitas a las oficinas del Activo de Producción.

Los responsables de efectuar el diagnóstico son: M.C. César Nicolás Quiroz e Ing. Jaime de Jesús Ruiz

Romero.

7. HALLAZGOS DEL DIAGNÓSTICO

7.1 Resumen de los hallazgos encontrados

En la tablas 2 se muestra el resumen de los hallazgos encontrados durante el diagnóstico para el tren de

medición.

RUBRO HALLAZGO

Instalación

STATUS: cumplimiento

Conformidad con la norma. Cumple con los requisitos del cap. 5.8 del MPMS.

Únicamente se hace la observación que en el disparo para la interconexión con

el probador móvil, la válvula de bloqueo ubicada entre ambos disparos, sobre la

línea regular, no es del tipo de doble sello con testigo de purga. Este debe ser el

tipo de válvula para asegurar un sello hermético cuando se están realizando las

calibraciones con el equipo patrón.

Principio de

medición y

Operación


Los medidores de flujo tipo ultrasónico son adecuados para las condiciones reales

presentes en la C.A.B. Cactus ya que el aceite crudo está deshidratado y

estabilizado.

El tren de medición opera dentro de los alcances y límites recomendados, con

base en los diámetros y características de medición de cada uno de los

componentes.

Mantenimiento STATUS: NO cumplimiento

Se cuenta con personal preparado para proporcionar el mantenimiento de los

sistemas de medición pero no se cuenta con una estrategia para atención de

fallas que eventualmente pudieran presentarse en los equipos.

ACCIÓN A REALIZAR:

En proceso proyectos de licitación que incluyan servicios de mantenimiento

preventivo y correctivo. (incluye refaccionamiento)

Calibración


Se realizan calibraciones trimestrales, utilizando el probador volumétrico

bidireccional, por un laboratorio secundario acreditado.

Los informes de calibración están correctos y cumplen con los requisitos de la

norma NMX-EC-17025-IMNC-2006.

Algoritmo de

cálculo

STATUS: cumplimiento.

Cumple con el algoritmo asentado en el cap. 12.2 del MPMS.

Tabla 27. Resumen de hallazgos para el tren de medición.

7.2 Características metrológicas

En las tabla 3 se incluye las principales características metrológicas de los elementos primarios y

secundarios de medición del tren 1.

ELEMENTO DE MEDICIÓN CARACTERÍSTICA METROLÓGICA VALOR

Medidor ultrasónico de

flujo Alcance de medición 10 a 100 MBD

Exactitud ± 0.15%

Analizador de corte de

Agua

Alcance de medición 0 a 4%

Incertidumbre ± 0.04%

Transmisor de Presión Alcance de medición 0 a 40 bar

Exactitud ± 0.15%

Transmisor de

Temperatura

Alcance de medición 0 a 100 ºC

Exactitud ± 0.10 ºC

Densitómetro en línea Alcance de medición 600 a 1100 Kg/m3

Exactitud ± 0.08%

Tabla 28. Características metrológicas principales del sistema.

Adicionalmente al alcance de medición y la exactitud de los equipos aportadas por el fabricante

respectivo, otra característica metrológica importante es la incertidumbre real asociada al sistema de

medición completo, la cual se presenta en el apartado 7.5 de este informe.

7.3 Requisitos metrológicos

Los lineamientos Técnicos de medición de Hidrocarburos de la CNH aportan un requisito metrológico muy

importante: la incertidumbre máxima permitida por esta resolución.

Para el tren de medición 1 se aplica el siguiente valor de incertidumbre máxima permitida

SISTEMA FASE INCERTIDUMBRE

Sistema de medición de

transferencia de hidrocarburos

Líquida

= 1.0%

o

< 1.0%

Tabla 29. Incertidumbre para un sistema de medición de transferencia de hidrocarburos

en fase líquida. [8]

La estimación de la incertidumbre real asociada a los sistemas de medición de la C.A.B. Cactus se

presenta en el apartado 7.5 de este informe.

7.4 Validación del algoritmo de cálculo de volumen

La validación del algoritmo de cálculo de volumen se efectuó mediante una hoja de cálculo, verificada

con los ejemplos aportados en el capítulo 12.2 del MPMS.

Ingresando valores integrados del tren de medición, se obtuvo una desviación de 0.002%, con lo que se

valida el algoritmo de este sistema de medición.

Datos de entrada:

Volumen

indicado

medidor

Temp. de

flujo en el

medidor

Presión de

flujo en el

medidor

Factor del

medidor

Agua y

sedimento Densidad

IV Tm Pm FM A & S kg/m3

bls °C kg/cm2 adim % vol

46,831 32.0 19 1.002420 0.09 837.3

Factores de corrección:

Factor corrección

T

Factor

corrección

P

Factor

corrección

A & S

Coeficiente de expansión

térmica del crudo

CTL @

20 °C

CTL @

15.6 °C CPL CSW α @ 15.6 ° C α @ 20 ° C

adim adim adim 1/°C

0.989733 0.985912 1.001516 0.999087 0.000854 0.000860

Resultados:

Volumen Grueso Volumen Neto Volumen grueso Volumen neto

GSV @ 20 °C NSV @ 20°C GSV @ 15.6 °C NSV @ 15.6°C

Barriles Barriles Barriles Barriles

46,530 46,487 46,353 46,311

% Desviación Volumen Grueso (20ºC) = 46530−46529

46530∗ 100 = 0.002%

% Desviación Volumen Neto (20ºC) = 46487−46486

46487∗ 100 = 0.002%

7.5 Estimación de la incertidumbre asociada a la medición

La determinación de la incertidumbre asociada a la medición se efectuó mediante una hoja de cálculo

en la que se aplica la metodología de norma NMX-CH-140-IMNC-2002 (Guía para la expresión de

incertidumbre en las mediciones).

RESUMEN DE CÁLCULOS DE INCERTIDUMBRE

DATOS DE ENTRADA:


Volumen indicado medidor IV Barriles 72307

Temperatura de flujo Tm °C 28.21

Presión de flujo Pm kg/cm2 16.48

Densidad RHO kg/m3 819.12

Temperatura de la densidad T_rho °C 20.0

Presión de la densidad P_rho kg/cm2 1.0

Contenido de agua y sedimento %W&S % en volumen 0.03

Factor del medidor MF Adimensional 1.00008

Frecuencia de calibración Trimestral 0.40 %

Calidad de muestra Automático, cumple 8.2 0.50 %

RESULTADOS INTERMEDIOS:


INCERTIDUMBRE

EXPANDIDA K=2

(%)

Factor de corrección por temperatura CTL Adimensional 0.99254 0.11

Factor de corrección por presión CPL Adimensional 1.00139 0.009

Factor de corrección por agua y sedimento CSW Adimensional 0.99970 0.000152

Coeficiente de compresibilidad del crudo F 1/Mpa 0.00086128 6.67

Coeficiente de expansión térmica del crudo α 1/°C 0.00090692 1.02

Densidad del crudo a 15°C Rho 15 kg/m3 822.791 0.510

Factor del medidor MF Adimensional 1.00008 0.43

Volumen grueso estándar a 20°C GSV Barriles 71873 0.44

Volumen neto estándar a 20°C NSV Barriles 71852 0.44

RESULTADO FINAL:

Mensurando U (K=2)

NSV A 20°C = 71852 BLS +/- 0.44 %

8.- CONCLUSIONES DEL DIAGNÓSTICO

Los factores validados, confirman la confiabilidad de los sistemas de medición

El principio de medición de flujo (ultrasónico) es adecuado para la aplicación.

Las características metrológicas de los equipos instalados son adecuadas.

El principal requisito metrológico (incertidumbre máxima) dictado por CNH se cumple.

Los informes de calibración son correctos.

Los volúmenes netos aportados por el sistema de medición son confiables y cumplen con los

requisitos del MPMS del API.

El personal encargado de la administración de los sistemas de medición requiere contar con

capacitación adicional.

9.- RECOMENDACIONES

A manera de puntos de mejora, se hacen las siguientes recomendaciones:

Integrar un expediente completo, de manera electrónica e impresa, con el contenido que se

recomienda en el numeral 6.4 de la Guía Técnica para la Administración de los Sistemas de

Medición de Flujo de Hidrocarburos en PEP (documento GG-PO-OP-001-2011)

Establecer un programa de capacitación para fortalecer la calidad de la supervisión y atención

de los sistemas de medición, tanto para las actividades de la operación como del

mantenimiento de los mismos, en al menos los siguientes rubros: Configuración de computadores

de flujo, metrología, estimación de incertidumbre de medición, normatividad API (Manual de

normas de medición), operación y mantenimiento de medidores de flujo tipo ultrasónico.

10.- FIRMA DEL INFORME

DIAGNOSTICADOR (ES) FIRMA

M.C. Cesar Nicolás Quiroz

Ing. Jaime de Jesús Ruiz Romero

ANEXO A.6. CARTAS DE MANTENIMIENTO DEL PATÍN DE

C.A.B. CACTUS ENVÍO A PALOMAS

CARTA DE MANTENIMIENTO DE ELEMENTO DE FLUJO

Instalación:

CENTRAL DE ALMACENAMIENTO Y

BOMBEO CACTUS 1 Fecha Reporte:

05/12/2017

Patín de

Medición MTCA-APMM-CABC-1 Activo

AIPBS01

Descripción: Elemento de Flujo

Tag: FE-302

Marca

Modelo: Khrone VN854440020000111

Núm.

Serie: 1100202121002

No. DESCRIPCIÓN SI

N

O N/A OBSERVACIONES

1 Carcaza en buen estado. √

Se aplica pintura primaria y de

acabado

2 Display en buen estado. √

3 Manifold en buen estado. √ Limpieza con solvente

biodegradable

4 Inspección visual de daños √

Limpieza con solvente

biodegradable

5 Engrasado de cuerdas y tornillería. √

6 Verificación de conectores, tubing,

reguladores y válvulas aguja. √

Se instalan abrazaderas en

tubing.

7 Pintura en buen estado. √

Se aplica pintura primaria y de

acabado

8 Accesible para operación y lectura. √

9 Válvula de fácil acceso para

mantenimiento. √

10 Aplicación de protección anticorrosiva a

soportería. √

11 Cableado y conectado correctamente. √ Limpieza de bornes y terminales

12 Calibración y Configuración. √

Calibración por equipo

certificado EMA

13 Verificación de accesorios de montaje. √

14 Estado de zapatas terminales en bornes. √ Se instalaron zapatas nuevas

REPORTE FOTOGRÁFICO

ANTES DURANTE DESPUÉS

D

T

I

Por Cía. Por IMP Por Pemex

Realizó Revisó Aprobó

____________________

Supervisor de proyecto

___________________

Supervisor de trabajo

_____________________

Supervisor de proyecto

ANEXO A.7. CARACTERÍSTICAS TÉCNICAS DE LOS EQUIPOS DE MEDICIÓN.

TAG: AIT-302. Analizador de Corte de Agua

Figura 50. Características técnicas del medidor de corte de Agua. [24]

Figura 51. Características técnicas del medidor de corte de Agua. [24]

TAG: DT-302. Transmisor de densidad

Figura 52. Características técnicas del transmisor de densidad. [25]

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