UNIVERSIDAD TECNOLÓGICA...

UNIVERSIDAD TECNOLÓGICA EQUINOCCIAL

FACULTAD DE CIENCIAS DE LA INGENIERÍA

CARRERA DE TECNOLOGÍA DE PETRÓLEOS

TEMA:

“DESCRIPCIÓN DE LOS TIPOS DE MEDICIÓN ESTÁTICA Y

DINÁMICA DE HIDROCARBUROS LÍQUIDOS Y SISTEMAS DE

TRANSFERENCIA DE CUSTODIA”

TESIS DE GRADO PREVIA LA OBTENCIÓN DEL TÍTULO DE

TECNÓLOGO DE PETRÓLEOS

ELABORADO POR: CARLOS CÉSAR ALMENDÁRIZ VELÁSQUEZ

TUTOR DE TESIS: ING. RAÚL BALDEÓN LÓPEZ

Quito, Febrero, 2012

© Universidad Tecnológica Equinoccial. 2012

Reservados todos los derechos de reproducción

DECLARACIÓN

Yo, CARLOS CÉSAR ALMENDÁRIZ VELÁSQUEZ, declaro que el trabajo aquí

descrito es de mi autoría; que no ha sido previamente presentado para ningún

grado o calificación profesional; y, que he consultado las referencias

bibliográficas que se incluyen en este documento.

La Universidad Tecnológica Equinoccial puede hacer uso de los derechos

correspondientes a este trabajo, según lo establecido por la Ley de Propiedad

Intelectual, por su Reglamento y por la normativa institucional vigente.

_________________________

Carlos Almendáriz

C.I. 171611935-7

AGRADECIMIENTO

A Dios, por ser ese apoyo, omnipotente y siempre

presente en cada etapa de mi vida, dándome la fuerza

para sobresalir en los momentos más difíciles y estando

presente en las épocas de abundancia de mi existencia.

A mi familia por creer siempre en mí, dándome la

confianza necesaria para llegar hacia donde debo llegar,

pacientes y perseverantes, empujándome siempre hacia el

éxito.

A mi tutor de proyecto, Ing. Raúl Baldeón López, por ser la

guía en la elaboración de mi tesis de grado, brindando sus

conocimientos, con la paciencia adecuada para facilitarme

la culminación del mismo.

A los profesores de mi carrera de Tecnología de Petróleos

y en especial a la UNIVERSIDAD TECNOLÓGICA

EQUINOCCIAL, que día a día nos dieron de sus

conocimientos, y de la misma manera su apoyo para llegar

a cumplir este logro.

A mis amigos, que con las incansables aventuras y las

interminables noches de estudios hicieron que este viaje

sea menos pesado, agradable, gratificante y perdurable.

Carlos César

DEDICATORIA

Dedico esta tesis:

A mi madre, por ser la absoluta responsable de todas mis

grandezas, lo mejor de mi vida y la razón de mi existencia,

siempre paciente y amorosa, nunca rindiéndose ante las

adversidades, y demostrándome que con esfuerzo y

dedicación, todo es posible.

Carlos César

i

ÍNDICE DE CONTENIDOS

RESUMEN .................................................................................................................... xiii

ABSTRACT ................................................................................................................... xiv

CAPÍTULO I ..................................................................................................................... 1

1. INTRODUCCIÓN ..................................................................................................... 1

1.1 OBJETIVO GENERAL ......................................................................................... 1

1.2 OBJETIVOS ESPECÍFICOS .............................................................................. 2

1.3 JUSTIFICACIÓN .................................................................................................. 2

1.4 IDEA A DEFENDER ............................................................................................ 3

1.4.1 IDENTIFICACIÓN DE VARIABLES ............................................................... 4

1.4.1.1 Variables Independientes ............................................................................ 4

1.4.1.2 Variables Dependientes ............................................................................... 4

1.5 MARCO DE REFERENCIA ................................................................................ 5

1.5.1 MARCO TEÓRICO ........................................................................................... 5

1.5.1.1 Antecedentes ................................................................................................. 5

1.5.2 BASES TEÓRICAS .......................................................................................... 6

1.5.3 MARCO CONCEPTUAL .................................................................................. 7

1.6 METODOLOGÍA ................................................................................................... 8

1.6.1 DISEÑO O TIPO DE INVESTIGACIÓN ........................................................ 9

1.6.2 MÉTODOS DE INVESTIGACIÓN .................................................................. 9

1.6.2.1 Método Inductivo ........................................................................................... 9

1.6.2.2 Método Analítico ............................................................................................ 9

1.6.3 TÉCNICAS DE INVESTIGACIÓN ................................................................ 10

CAPÍTULO II .................................................................................................................. 11

2. MARCO TEÓRICO ................................................................................................ 11

2.1 TRANSFERENCIA DE CUSTODIA ................................................................ 11

2.1.1 CONCILIACIÓN .............................................................................................. 12

ii

2.1.2 MEDICIÓN DE CALIDAD .............................................................................. 12

2.1.3 LIQUIDACIÓN DE HIDROCARBUROS ...................................................... 13

2.1.4 CADENA DE SUMINISTRO ......................................................................... 13

2.1.5 FACTORES A CONSIDERAR ...................................................................... 14

2.1.5.1 Factores de proceso ................................................................................... 14

2.1.5.2 Factores de Diseño ..................................................................................... 15

2.1.5.3 Factores Humanos ...................................................................................... 15

2.2 CONCEPTOS BÁSICOS................................................................................... 15

2.2.1 SEDIMENTOS ................................................................................................. 16

2.2.2 ESTADO DEL AGUA EN EL CRUDO ......................................................... 16

2.2.3 VOLUMEN TOTAL OBSERVADO (TOV) ................................................... 18

2.2.4 VOLUMEN BRUTO OBSERVADO (GOV) ................................................. 19

2.2.5 VOLUMEN NETO OBSERVADO (NOV) .................................................... 19

2.2.6 VOLUMEN BRUTO ESTÁNDAR (GSV) ..................................................... 19

2.2.7 VOLUMEN ESTÁNDAR NETO(NSV) ......................................................... 19

2.2.8 PRESIÓN DE VAPOR ................................................................................... 20

2.3 MEDICIONES ..................................................................................................... 20

2.3.1 EFECTOS DE LA TEMPERATURA Y LA PRESIÓN ............................... 21

2.3.1.1 Corrección del volumen para efectos de la temperatura ...................... 23

2.3.1.2 Corrección del volumen para efectos de la presión .............................. 24

2.3.2 TIPOS DE MEDICIÓN DE MATERIALES .................................................. 25

2.3.2.1 Medición de sólidos .................................................................................... 25

2.3.2.2 Medición de líquidos ................................................................................... 26

2.3.2.3 Medición de gases ...................................................................................... 27

CAPÍTULO III ................................................................................................................. 28

3. METODOLOGÍA .................................................................................................... 28

3.2 MEDICIÓN ESTÁTICA ...................................................................................... 30

3.2.1 TANQUES DE ALMACENAMIENTO .......................................................... 31

3.2.1.1 POR SU FORMA......................................................................................... 32

iii

3.2.1.2 Por el Producto Almacenado .................................................................... 39

3.2.1.3 Características y recomendaciones de los Tanques ............................ 40

3.2.1.4 Observaciones de seguridad en los Tanques ........................................ 41

3.2.2 CALIBRACIÓN DE TANQUES ..................................................................... 42

3.2.2.1 Capítulo 2: Calibración de Tanques ......................................................... 43

3.2.2.2 Capítulo 2.2A: Medida y Calibración de Tanques Cilíndricos

Verticales por el Método Manual Strapping .............................................................. 43

3.2.2.3 Capítulo 2.2B: Calibración de Tanques Cilíndricos Verticales usando

el Método de Línea de Referencia Óptica ................................................................. 44

3.2.2.4 Capítulo 2.2C: Calibración de Tanques Cilíndricos Verticales usando

el Método de Triangulación Óptica. (ANSI-API MPMS 2.2C-2002) ...................... 44

3.2.2.5 Capítulo 2.2D: Calibración de Tanques Cilíndricos Verticales usando

el Método Electro Óptico Interno de Medida de Distancia (ANSI/API 2.2D-2003)

45

3.2.2.6 Capítulo 2.2E: Petróleo y Productos Líquidos Petrolíferos -

Calibración de Tanques Cilíndricos Horizontales – Parte 1: Métodos Manuales

(ANSI/API MPMS 2.2E) ................................................................................................ 45

3.2.2.7 Capítulo 2.2F: Petróleo y Productos Líquidos Petrolíferos -

Calibración de Tanques Cilíndricos Horizontales – Parte 2: Método Electro

Óptico Interno de Medida de Distancia (ANSI/API MPMS 2.2F) ......................... 45

3.2.2.8 Norma 2551: Medición y Calibración de Tanques Horizontales ......... 46

3.2.2.9 Norma 2552: Medición y Calibración de Esferas y Esferoides ............ 46

3.2.2.10 Norma 2554: Medición y Calibración de Carro-Tanques ..................... 46

3.2.2.11 Norma 2555: Calibración Lìquida de Tanques ....................................... 47

3.2.2.12 RP 2556: Tabla de Corrección de Calibración por Incrustación ......... 47

3.2.2.13 Capítulo 2.7: Calibración de Tanques Barcazas .................................... 48

3.2.2.14 Capítulo 2.8A: Calibración de Tanques en Barcos y Barcazas de Alta

Mar 49

3.2.2.15 Capítulo 2.8B: Establecimiento de la Locación del Punto de

Calibración de Referencia y la Altura de Calibración de Referencia de Tanques

en Recipientes de Tanques Marino ............................................................................ 49

3.2.3 MEDICIÓN ESTÁTICA DE HIDROCARBUROS LÍQUIDOS ................... 50

iv

3.2.3.1 Medición Estática Manual .......................................................................... 52

3.2.3.2 Medición Manual de Nivel (Cinta) ............................................................ 53

3.2.3.3 Medición Automática de Nivel de Tanques (Telemetría) ...................... 77

3.2.3.4 Liquidación de Tanques ........................................................................... 100

3.2.3.5 Verificaciones Mensuales ........................................................................ 106

3.2.3.6 Medición de Nivel de Producto en Tanques Presurizados ................ 106

3.2.3.7 Registros..................................................................................................... 114

3.3 MEDICIÓN DINÁMICA .................................................................................... 114

3.3.1 NORMATIVA ................................................................................................. 116

3.3.1.1 Capítulo 5: Medida .................................................................................... 116

3.3.1.2 Capítulo 5.1: Consideración General para Medición por Medidores 116

3.3.1.3 Capítulo 5.2: Medición de Hidrocarburos Líquidos por Medidores de

Desplazamiento ........................................................................................................... 117

3.3.1.4 Capítulo 5.3: Medición de Hidrocarburos Líquidos por Medio de

Medidores de Turbina ................................................................................................. 117

3.3.1.5 Capítulo 5.4: Equipos Accesorios para Medidores Líquidos ............. 117

3.3.1.6 Capítulo 5.5: Fidelidad y Seguridad de Sistemas de Transmisión

Pulso-Dato de Medición de Flujo .............................................................................. 118

3.3.1.8 Capítulo 5.7: Protocolo de Prueba para Dispositivos de Medición de

Flujo de Presión Diferencial ....................................................................................... 119

3.3.1.9 Capítulo 5.8: Medición de Hidrocarburos Líquidos por Medio de

Medidores de Flujo Ultrasónicos usando Tecnología de Tiempo de Transito .. 119

3.3.1.10 Tipos de Medidores según la Normativa ............................................... 120

3.3.2 MEDICIÓN DINÁMICA – CLASIFICACIÓN DE MÉTODOS DE

MEDICIÓN .................................................................................................................... 121

3.3.2.1 Medidores de Flujo con Partes Móviles Húmedas (el Desplazamiento

tal como Positivo, la Turbina y Área variable) ........................................................ 123

3.3.2.2 Medidores de Flujo sin parte Móviles Húmedas (tal como el Vórtice, la

Presión Diferencial, el del Objetivo o “Target”, y el Térmico)............................... 123

3.3.2.3 Medidores de Flujo sin Obstrucciones .................................................. 123

3.3.2.4 Medidores de Flujo con Sensores Montados Externamente ............. 124

v

3.3.3 MEDICIÓN DINÁMICA – TIPOS ................................................................ 124

3.3.3.1 Medición Volumétrica ............................................................................... 124

3.3.3.2 Medición de Velocidad ............................................................................. 124

3.3.3.3 Medición Inferencial .................................................................................. 125

3.3.3.4 Medición Másica ........................................................................................ 125

3.3.3.5 Aplicación ................................................................................................... 125

3.3.4 TIPOS DE FLUJOS ...................................................................................... 126

3.3.4.1 Flujo Laminar ............................................................................................. 127

3.3.4.2 Flujo Turbulento ........................................................................................ 127

3.3.4.3 Flujo de Transición .................................................................................... 129

3.3.4.4 Número de Reynolds ................................................................................ 130

3.3.5 PRINCIPALES MEDIDORES ..................................................................... 131

3.3.5.1 Medidores de Turbina .............................................................................. 131

3.3.5.2 Medidores de Desplazamiento Positivo ................................................ 136

3.3.5.3 Medidor de Coriolis ................................................................................... 144

3.3.5.4 Medidores Ultrasónicos ............................................................................ 148

3.3.6 MUESTREO AUTOMÁTICO ....................................................................... 149

3.3.6.1 Normativa ................................................................................................... 150

3.4 TRANSFERENCIA DE CUSTODIA .............................................................. 151

3.4.1 MEDICIÓN EN LA TRANSFERENCIA DE CUSTODIA ......................... 153

3.4.2 NORMATIVA ................................................................................................. 156

3.4.2.1 Capítulo 4: Sistemas de Probadores ..................................................... 156

3.4.2.2 Capítulo 4.1: Introducción ........................................................................ 156

3.4.2.3 Capítulo 4.2: Probadores de Desplazamiento ...................................... 156

3.4.2.4 Capítulo 4.3: Probadores para Volúmenes Pequeños ........................ 157

3.4.2.5 Capítulo 4.4: Probadores de Tanques ................................................... 157

3.4.2.6 Capítulo 4.5 Medidores de Prueba Master ........................................... 157

3.4.2.7 Interpolación de Pulsos ............................................................................ 158

3.4.2.8 Medición de Prueba de Campo Normadas de Campo ....................... 158

vi

3.4.2.9 Operación de Sistemas de Prueba ........................................................ 158

3.4.3 EQUIPOS ....................................................................................................... 159

3.4.3.1 Probadores ................................................................................................. 159

3.4.3.2 Unidades LACT ......................................................................................... 161

3.4.3.3 Bombas ....................................................................................................... 166

3.4.3.4 Filtros........................................................................................................... 166

3.4.3.5 Detector de BSW ...................................................................................... 167

3.4.3.6 Sistema de Muestreo ................................................................................ 167

3.4.3.7 Válvula de Derivación ............................................................................... 168

3.4.3.8 Medidor ....................................................................................................... 168

3.4.3.9 Conexiones en Circuito para el Probador ............................................. 168

3.4.3.10 Válvula de Contrapresión y Tablero de Control ................................... 169

CAPÍTULO IV .............................................................................................................. 170

4. ANALISIS DE RESULTADOS .......................................................................... 170

4.1 TIPOS DE MEDICIÒN DE HIDROCARBUROS LÌQUIDOS ..................... 170

4.1.1 MEDICIÒN ESTÀTICA ................................................................................ 170

4.1.2 MEDICIÓN DINÁMICA ................................................................................ 171

4.1.3 TRANSFERENCIA DE CUSTODIA ........................................................... 172

CAPÍTULO V ............................................................................................................... 174

5. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES .................................................. 174

5.1 CONCLUSIONES ............................................................................................. 174

5.2 RECOMENDACIONES ................................................................................... 175

BIBLIOGRAFÍA ............................................................................................................ 177

ANEXO Nº 1 ................................................................................................................. 179

ANEXO N° 2 ................................................................................................................. 180

vii

ÍNDICE DE FIGURAS

FIGURA N° 1: Medidor Ultrasónico para Transferencia de Custodia de Petróleo

y Derivados ....................................................................................................... 11

FIGURA N° 2: Hidrómetros .............................................................................. 13

FIGURA N° 3: Tipos de sedimentos ................................................................. 16

FIGURA N° 4: Agua Disuelta ............................................................................ 17

FIGURA N° 5: Agua suspendida ...................................................................... 17

FIGURA N° 6: Agua libre .................................................................................. 18

FIGURA N° 7: Cinta y Plomada para Medición de Nivel de Fluido en Tanques 21

FIGURA N° 8: Efecto de la Temperatura sobre el Volumen ............................. 23

FIGURA N° 9: Aplicación de Factores de Corrección de Volumen para efectos

de Presión y Temperatura ................................................................................ 24

FIGURA N° 10: Sensor Acústico de Nivel y de Volumen para Sólidos ............. 25

FIGURA N° 11: Medidor de Desplazamiento Positivo Rotativo de Aspa

Deslizante ......................................................................................................... 26

FIGURA N° 12: Contador de Gas de Pistón Rotativo ....................................... 27

FIGURA N° 13: Esquema de un Fluido en Reposo .......................................... 29

FIGURA N° 14: Perfil de las Velocidades de un Fluido en una Tubería ........... 29

FIGURA N° 15: Tipos de Tanques ................................................................... 33

FIGURA N° 16: Tanque de Techo Cónico ........................................................ 34

FIGURA N° 17: Tanque de Techo Flotante ...................................................... 35

FIGURA N° 18: Tanque Vertical con Techo Geodésico ................................... 36

FIGURA N° 19: Tanque Horizontal a Presión ................................................... 37

FIGURA N° 20: Tanque Esférico a Presión ...................................................... 38

FIGURA N° 21: Carro – Tanque ....................................................................... 47

FIGURA N° 22: Tanque – Barcaza ................................................................... 48

FIGURA N° 23: Cinta y Plomada ...................................................................... 55

viii

FIGURA N° 24: Cinta para Medición a Fondo .................................................. 56

FIGURA N° 25: Cinta para Medición a Vacío ................................................... 57

FIGURA N° 26: Medición a Fondo con Plomada de Fondo .............................. 58

FIGURA N° 27: Medición a Vacío con Plomada de Vacío ................................ 59

FIGURA N° 28: Medición de Producto a Vacío con Plomada de Vacío ........... 60

FIGURA N° 29: Medición de Producto a Fondo con Plomada de Fondo ......... 63

FIGURA N° 30: Lectura del Corte de Agua en una Plomada de Fondo ........... 67

FIGURA N° 31: Ensambles Típicos de Termómetros de Vidrio de Mercurio .... 70

FIGURA N° 32: Termómetro Electrónico .......................................................... 72

FIGURA N° 33: Ensamblajes Típicos de Muestreadores de Vaso o Botella .... 75

FIGURA N° 34: Esquema de un Medidor de Burbuja Tipo Inmersión .............. 82

FIGURA N° 35: Esquema de un Medidor de Burbuja en Tanque Cerrado ....... 82

FIGURA N° 36: Medición de Nivel con Flotador ............................................... 85

FIGURA N° 37: Esquema de un Medidor de Nivel Tipo Flotador ..................... 86

FIGURA N° 38: Medición de Nivel con Desplazador (SERVO) ........................ 87

FIGURA N° 39: Medidor de Nivel Tipo Desplazamiento con Servomotor ........ 88

FIGURA N° 40: Tipos de Antenas de Medidores de Nivel Tipo Radar ............. 90

FIGURA N° 41: Dispositivos e Interconexión del Sistema de Medición Tipo

Radar ................................................................................................................ 90

FIGURA N° 42: Medición cerca de la Pared del Tanque .................................. 91

FIGURA N° 43: Método FHAST de Medición Tipo Radar ................................ 92

FIGURA N° 44: Diferentes Conexiones de Sistemas de Medición Ultrasónica 92

FIGURA N° 45: Medidor de Nivel Radiactivo ................................................... 94

FIGURA N° 46: Esquema de un Medidor Hibrido ............................................. 95

FIGURA N° 47: Tipos de Montaje de los Transductores Ultrasónicos de Nivel 96

FIGURA N° 48: Diagrama de Bloques de un Transductor ................................ 97

FIGURA N° 49: Medición con Dispositivo Ultrasónico ...................................... 98

FIGURA N° 50: Medición de Nivel con Elementos Magnetostrictivos .............. 99

FIGURA N° 51: Diagrama de Proceso de Liquidación de Tanque ................. 105

FIGURA N° 52: Termo-Densímetro a Presión ................................................ 107

ix

FIGURA N° 53: Localización de la Instrumentación ....................................... 109

FIGURA N° 54: Tecnologías de Medición de Tanques Presurizados............. 110

FIGURA N° 55: Esquema de un Medidor de Placa Orificio ............................ 121

FIGURA N° 56: Clasificación de Métodos de Medición .................................. 122

FIGURA N° 57: Flujo Laminar en una Tubería ............................................... 127

FIGURA N° 58: Flujo Turbulento .................................................................... 128

FIGURA N° 59: Tipos de Flujo ....................................................................... 129

FIGURA N° 60: Medidor de Turbina ............................................................... 132

FIGURA N° 61: Medidor de Turbina de Tipo Reluctancia .............................. 133

FIGURA N° 62: Partes Importantes de un Medidor de Turbina ...................... 133

FIGURA N° 63: Ensamblaje de un Medidor de Turbina ................................. 134

FIGURA N° 64: Tamaños de Medidores de Turbina ...................................... 135

FIGURA N° 65: Medidor de Disco Oscilante .................................................. 137

FIGURA N° 66: Medidor de Pistón Oscilante ................................................. 138

FIGURA N° 67: Medidor de Pistón Convencional........................................... 139

FIGURA N° 68: Medidor Cicloidal................................................................... 141

FIGURA N° 69: Medidor Birrotor .................................................................... 142

FIGURA N° 70: Medidor Birrotor con Contador de las Revoluciones del Rotor

........................................................................................................................ 143

FIGURA N° 71: Medidor Oval ......................................................................... 144

FIGURA N° 72: Medidor de Coriolis ............................................................... 145

FIGURA N° 73: Medidor de Coriolis de Tubo en U......................................... 146

FIGURA N° 74: Medidor de Coriolis de Tubo Recto ....................................... 147

FIGURA N° 75: Medidor Ultrasónico .............................................................. 149

FIGURA N° 76: Impacto Económico por Bajas Exactitudes ........................... 155

FIGURA N° 77: Probador Bidireccional .......................................................... 160

FIGURA N° 78: Esquema de un Probador Típico........................................... 160

FIGURA N° 79: Diagrama de una Unidad LACT Típica ................................. 161

FIGURA N° 80: Filtro – Eliminador de Gas ..................................................... 167

x

ÍNDICE DE TABLAS

TABLA N° 1: Presión de vapor del agua en función de la temperatura .......... 20

TABLA N° 2: Tiempo de inmersión en termómetros de vidrio ......................... 71

TABLA N° 3: Tiempo de inmersión para termómetros electrónicos ................ 73

xi

ÍNDICE DE ECUACIONES

ECUACIÓN 2.1………………………………………………..................................22

ECUACIÓN 3.1………………………………………………..................................62

ECUACIÓN 3.2………………………………………………................................103

ECUACIÓN 3.3………………………………………………................................103

ECUACIÓN 3.4………………………………………………................................103

ECUACIÓN 3.5………………………………………………................................103

ECUACIÓN 3.6………………………………………………................................103

ECUACIÓN 3.7………………………………………………................................103

ECUACIÓN 3.8………………………………………………................................103

ECUACIÓN 3.9………………………………………………................................104

ECUACIÓN 3.10…………………………………………….................................104

ECUACIÓN 3.11…………………………………………….................................104

ECUACIÓN 3.12…………………………………………….................................104

ECUACIÓN 3.13…………………………………………….................................104

ECUACIÓN 3.14…………………………………………….................................105

ECUACIÓN 3.15…………………………………………….................................105

ECUACIÓN 3.16…………………………………………….................................112

ECUACIÓN 3.17…………………………………………….................................113

ECUACIÓN 3.18…………………………………………….................................113

ECUACIÓN 3.19…………………………………………….................................113

ECUACIÓN 3.20…………………………………………….................................113

ECUACIÓN 3.21…………………………………………….................................115

ECUACIÓN 3.22…………………………………………….................................115

ECUACIÓN 3.23…………………………………………….................................115

ECUACIÓN 3.24…………………………………………….................................130

xii

ÍNDICE DE ANEXOS

ANEXO N° 1

DIAGRAMA DE FLUJO DE LA ESTACIÓN DE BOMBEO NÚMERO UNO DE

LAGO AGRIO .............................................................................................. 179

ANEXO N° 2

UNIDAD LACT DE LOS CAMPOS HACIA LA ESTACIÓN NÚMERO UNO EN

LAGO AGRIO ............................................................................................... 180

xiii

RESUMEN

El presente trabajo tiene como objetivo principal describir los tipos de medición

estática y dinámica de hidrocarburos líquidos, así como de los sistemas de

transferencia de custodia usados en la industria petrolera, el cual consta de 4

capítulos que harán referencia a:

En el primer CAPÍTULO (I) se define los objetivos, justificación del tema e

introducción al presente trabajo, para una mayor comprensión de los futuros

usuarios de esta información.

El segundo CAPÍTULO (II) se hace una breve revisión de los conceptos básicos

hidrocarburíferos, medición de volúmenes y transferencia de custodia, para, de

este modo, poder entender la importancia de las mediciones de hidrocarburos

líquidos así como del conocimiento de los métodos de medición y transferencia

de custodia utilizados.

En el tercer CAPÍTULO (III) se exponen los tipos de medición de hidrocarburos

líquidos y los métodos de transferencia de custodia usados en la industria

petrolífera.

Finalmente, en el cuarto CAPÍTULO (IV) y de acuerdo al trabajo de

investigación desarrollado, se enumeran algunas conclusiones y

recomendaciones, anexos y fotografías, determinando así la importancia de

este compendio.

xiv

ABSTRACT

The present thesis has as principal aim to describe the types of static and

dynamic measurement of liquids hydrocarbons as well as custody transfer

systems used in petroleum industries, which consist of four chapters that shall

contain a reference to:

In the first CHAPTER (I) it is defined the aims, justification of the topic and the

introduction to this assignment, for a better understanding of the future users of

this information.

In the second CHAPTER (II) it is mentioned a brief description of the basics

petroleum concepts, volume measurement and custody transfer, to understand

the importance of liquid hydrocarbons measurement as well as the knowledge of

the measurement and custody transfer used methods.

In the third CHAPTER (III) it is exposed the types of liquid hydrocarbons

measurement and the custody transfer methods used in petroleum industry.

Finally, in the fourth CHAPTER (IV) and according to the research work carried

out, it is enumerated some conclusions and recommendations, annexes and

photographs, determining the importance of this compendium.

CAPÍTULO I

INTRODUCCIÓN

1

CAPÍTULO I

1. INTRODUCCIÓN

Las organizaciones dedicadas a la producción de crudo, refinación, transporte,

comercialización y distribución de productos refinados, GLP y gas natural,

deben prepararse para hacer un seguimiento, monitoreo y control de cantidad y

calidad de sus hidrocarburos en los procesos de transferencia de custodia,

compra o venta; pues es allí en las cajas registradoras donde las economías

pueden verse afectadas por falta de gestión, prácticas de medición

desactualizadas, procedimientos y competencias inapropiados tanto en

operación como en el mantenimiento.

Por ello, es necesario disponer de una herramienta adicional que nos ayude a

detectar oportunidades de mejoramiento de la medición de cantidad y calidad

para transferencia de custodia. Esta herramienta apoyada en los estándares

nacionales e internacionales y las mejores prácticas en medición nos da como

resultado confiabilidad, confianza y satisfacción de nuestros clientes. Esta

herramienta es la implementación de un Sistema de Gestión de Mediciones.

1.1 OBJETIVO GENERAL

Analizar los tipos de medición de hidrocarburos líquidos y los sistemas de

transferencia de custodia en base a la aplicación de las normas

correspondientes, para inducir una política de auditoría que facilite la

2

determinación de problemas latentes o potenciales en los sistemas de

medición.

1.2 OBJETIVOS ESPECÍFICOS

Dar a conocer el espíritu, la estructura y la aplicación de las normas, API

MPMS, ASTM, y su aporte en procesos de seguimiento, monitoreo y

control de medición.

Analizar los tipos de medición de hidrocarburos líquidos creando un

banco de conocimientos que ayude a la implementación o el

mejoramiento de métodos ya establecidos dentro de la industria

petrolera.

Inducir una política de auditoría interna dentro de la industria petrolera, la

cual facilite la determinación de problemas latentes o potenciales en los

sistemas de medición de hidrocarburos líquidos, para así poderlos

corregir antes que representen una amenaza a la rentabilidad de la

organización.

1.3 JUSTIFICACIÓN

La transferencia de custodia es una operación es muy importante en toda

industria que tenga que realizar trabajos de almacenamiento y transporte de

3

hidrocarburos, ya que en algún momento este fluido tendrá que ser

transportado hacia otra empresa por diferentes razones, lo cual puede causar

problemas en los posteriores pagos que tengan que realizarse entre dichas

organizaciones.

Es muy importante utilizar un método confiable de medición, que nos brinde

datos de incertidumbre aproximados a cero, generando una seguridad en el

posterior intercambio económico que deberá realizarse.

Del mismo modo que todos los equipos de cualquier tipo de sistema industrial,

estos sistemas de medición tenderán a descalibrarse, aumentando la

incertidumbre, pudiendo provocar pérdidas en el momento de los pagos que

con el paso del tiempo llegan a ser muy significativas.

Por estos motivos, es muy importante elaborar un compendio que describa los

tipos de medición de hidrocarburos líquidos, (estáticos y dinámicos), y los

sistemas de transferencia de custodia, para reducir el índice de

desconocimiento de estos instrumentos, ayudando a generar una política de

auditoría interna, que gestione la autoevaluación para la constante mejora de

los procesos de medición.

1.4 IDEA A DEFENDER

Si se realiza una descripción de las normas aplicables, los tipos de medición

estática y dinámica de hidrocarburos líquidos y los sistemas de transferencia de

custodia se crearía un compendio que ayude a determinar problemas

potenciales o latentes, induciendo una política de auditoría interna.

4

1.4.1 IDENTIFICACIÓN DE VARIABLES

Las variables a ser consideradas son:

1.4.1.1 Variables Independientes

Desconocimiento de las normas y procedimientos de medición de

hidrocarburos líquidos.

Desconocimiento de los Sistemas de Transferencia de Custodia.

Falta de calibración constante de estos instrumentos.

1.4.1.2 Variables Dependientes

Problemas en el manejo de los procesos de medición.

Incertidumbre del volumen real de hidrocarburos que se están

transportando.

Reacciones tardías o inexistentes a problemas que se pudieren

ocasionar en el sistema de medición.

5

1.5 MARCO DE REFERENCIA

El marco de referencia se describe a continuación, de la siguiente manera:

1.5.1 MARCO TEÓRICO

Para definir el marco teórico, es necesario definir antecedentes, bases teóricas

y marco conceptual.

1.5.1.1 Antecedentes

Desde los inicios de los negocios y pequeñas industrias en la antigüedad, ha

sido necesario conocer las cantidades exactas de los productos que se

comercializa, para tener una satisfacción total en la remuneración que se

recibirá por los mismos.

De este modo, con el inicio de la era industrial, y la era petrolífera

específicamente, esta necesidad se volvió imprescindible, debido a la gran

rentabilidad que representan los hidrocarburos. Hay que tener en cuenta que

esta necesidad no solo parte de la parte productora o propietaria de los

hidrocarburos, sino de la parte que por motivos industrialización,

comercialización, transporte o almacenamiento va a recibir estos hidrocarburos,

6

para llevar un inventario de los volúmenes de producto correcto y que satisfaga

a las dos partes por igual.

Desde ese entonces, se han realizado esfuerzos por desarrollar dispositivos y

métodos de medición de hidrocarburos que sean confiables, para reducir la

incertidumbre de las medidas al mínimo, en todos los inventarios llevados a

cabo por todas las partes. De esta manera las relaciones entre los involucrados

se llevaran con normalidad y cordialidad.

Así pues, una correcta medición de hidrocarburos representa el éxito o declive

de la economía de una industria, de las partes involucradas en su manipulación,

y del estado o país del cual se extraen dichos productos, así como de los

habitantes del mismo.

1.5.2 BASES TEÓRICAS

Los sistemas de medición de hidrocarburos líquidos son muy importantes en la

industria petrolera, ya que es indispensable conocer la cantidad de producto

con la que se está trabajando, desde su extracción hasta su transporte,

tomando en cuenta que estos volúmenes son los responsables de los ingresos

monetarios de la empresa, y por lo tanto, de los trabajadores.

La medición de hidrocarburos líquidos puede ser estática (medición de

volúmenes) y dinámica (medición de caudales), cuya utilización dependerá del

tipo de proceso que se esté manejando y de la efectividad del instrumento o

sistema a disponer.

7

En la medición de caudales es recomendable utilizar en lo posible medidores de

caudal másico, ya que la masa no es afectada por presiones o temperaturas, a

diferencia de los volúmenes, por lo cual los medidores volumétricos siempre

necesitaran de una corrección en su medida.

En operaciones de transferencia de custodia, netamente dinámicas, se utilizan

los instrumentos de medición de caudales más un sinnúmero de elementos

necesarios para la determinación de estos flujos, su cantidad y su calidad, los

cuales deben estar íntimamente relacionados para lograr así la seguridad, tanto

como del emisor y del receptor, de que las cantidades transportadas favorecen

de igual manera a ambas partes.

1.5.3 MARCO CONCEPTUAL

Transferencia de Custodia: es el hecho a través del cual se traslada a

otra área o a un tercero el deber del cuidado y la conservación del

hidrocarburo, derivada de la entrega y recibo entre áreas o la entrega y

recibos a terceros ya sea a título de tenencia o a título de propiedad.

Calibración: Conjunto de operaciones que establecen, en condiciones

específicas, la relación entre los valores de magnitudes indicados por un

instrumento de medición o por un sistema de medición, o los valores

representados por una medida materializada o por un material de

referencia, y los valores correspondientes determinados por medio de

patrones.

8

Equipo de medición: Instrumento de medición, patrón de medición,

material de referencia o equipos auxiliares, o combinación de ellos,

necesarios para llevar a cabo un proceso de medición.

Sistema de Medición: Conjunto de instrumentos de medición y otros

dispositivos que interactúan para efectuar mediciones específicas de

hidrocarburos.

Medición Dinámica: Método para medir volumen bruto de líquido (GSV)

utilizando equipos de medición con movimiento alternativo, rotatorio y/o

turbina, entre otros.

Medición Estática: Método para medir volumen bruto de líquido (GSV)

almacenado en tanques utilizando sistemas manuales con cinta o

automáticos como: gravimetría, flotadores servo activados e infrarrojos.

1.6 METODOLOGÍA

A continuación se define la metodología utilizada en la elaboración de este

trabajo:

9

1.6.1 DISEÑO O TIPO DE INVESTIGACIÓN

Se realizara investigación de tipo correlacional y explicativo, ya que se basa en

el estudio de las relaciones entre las variables dependientes e independientes,

buscando el porqué de los hechos, estableciendo relaciones causa-efecto.

1.6.2 MÉTODOS DE INVESTIGACIÓN

Para la elaboración de este trabajo se utiliza el método inductivo y el método

analítico.

1.6.2.1 Método Inductivo

Se utilizara el método inductivo, ya que se partirá de la observación directa de

datos, para proceder al análisis macro de procedimientos.

1.6.2.2 Método Analítico

Se utilizara el método analítico para relacionar correctamente la información, de

una manera metódica y sistemática.

10

1.6.3 TÉCNICAS DE INVESTIGACIÓN

Investigación bibliográfica, que consistirá en análisis de documentos.

Entrevistas con personal técnico experimentado, especializado en

procesos transferencia de custodia.

CAPÍTULO II

MARCO TEÓRICO

11

CAPÍTULO II

2. MARCO TEÓRICO

Antes de desarrollar los objetivos de este compendio, se debe incurrir en

conceptos básicos que ayudaran al entendimiento del mismo.

2.1 TRANSFERENCIA DE CUSTODIA

Una de las operaciones más delicadas de realizar en la transferencia de

custodia, y al mismo tiempo más importantes es la medición de los

hidrocarburos, para lo cual se debe medir internacionalmente.

FIGURA N° 1: Medidor Ultrasónico para Transferencia de Custodia de Petróleo y Derivados

FUENTE: IMCO, Medidores Ultrasonicos para Lìquidos

12

Medir internacionalmente es establecer condiciones bases para la medición de

petróleo y sus derivados, ya que el volumen de estos depende de las

propiedades físicas.

La temperatura tomada como base es 60º F y la presión es 0 PSIG.

Estos valores son denominados condiciones de referencia o condiciones bases

o condiciones ESTANDAR.

2.1.1 CONCILIACIÓN

Acuerdo de cantidad de un producto en unidades volumétricas o másicas, entre

dos partes de la cadena de suministro donde se espera que la cantidad

entregada por una parte sea la cantidad recibida por la otra.

2.1.2 MEDICIÓN DE CALIDAD

Las mediciones de calidad son aquellas referentes al conjunto de

características químicas y fisicoquímicas inherentes al hidrocarburo y que

cumplen con los requisitos especificados por el cliente o por la organización.

13

FIGURA N° 2: Hidrómetros FUENTE: YOTTA, Tipos de Hidrómetros

2.1.3 LIQUIDACIÓN DE HIDROCARBUROS

Es un procedimiento estándar normativo que emplea los datos de medición de

cantidad y de calidad (Gravedad Especifica, entre otras características

fisicoquímicas) para obtener un volumen neto a condiciones estándar (NSV) de

cualquier producto y/o hidrocarburo.

No se debe separar la cantidad y calidad para efectos de emitir conceptos sobre

liquidación de hidrocarburos.

2.1.4 CADENA DE SUMINISTRO

Se conoce como cadena de suministro a la serie de procesos de extracción,

producción, refinación y transporte entrelazados entre sí, que tiene como objeto

14

que un producto llegue a su cliente final, agregándole valor en cada enlace de

la cadena.

2.1.5 FACTORES A CONSIDERAR

Para la correcta operación de transferencia de custodia, una empresa debe

considerar los siguientes factores:

2.1.5.1 Factores de proceso

Los factores de proceso son:

Características del fluido a ser medido.

Rata de flujo.

Régimen de Flujo (Turbulento y Laminar).

Viscosidad.

Temperatura.

Presión.

Ventanas operativas de equipos e instrumentación asociada.

15

2.1.5.2 Factores de Diseño

Los factores de diseño se clasifican en:

Aplicación.

Localización.

Tipo de Medidores.

Material de Tubería y Procesos.

2.1.5.3 Factores Humanos

Los factores humanos dependen básicamente de la competencia, el

entrenamiento y las habilidades del operador o recurso humano.

2.2 CONCEPTOS BÁSICOS

Para la total comprensión de los temarios propuestos en los objetivos, es

necesario conocer conceptos muy importantes.

16

2.2.1 SEDIMENTOS

Son los residuos sólidos que pueden estar en suspensión (flotando dentro de un

fluido y bien esparcidos) o pueden estar decantados en el fondo del recipiente.

Existen dos tipos de sedimentos:

Sólidos en Suspensión.

Sólidos en el Fondo.

FIGURA N° 3: Tipos de sedimentos FUENTE: ECOPETROL (2008), Manual de Medición de Hidrocarburos

2.2.2 ESTADO DEL AGUA EN EL CRUDO

El agua en el crudo se puede encontrar en varios estados:

17

Agua disuelta: Forma una solución con el crudo (es una mezcla, donde el

agua está bien revuelta y no se aprecia a simple vista).

FIGURA N° 4: Agua Disuelta FUENTE: ECOPETROL (2008), Manual de Medición de Hidrocarburos

Agua Suspendida: Gotas o pequeñas cantidades de agua flotan en el

crudo (están bien distribuidos).

FIGURA N° 5: Agua suspendida FUENTE: ECOPETROL (2008), Manual de Medición de Hidrocarburos

18

Agua libre: El agua forma una capa por debajo del crudo. Si el tiempo de

decantación es muy grande, el agua suspendida llega a ser parte del

agua libre.

FIGURA N° 6: Agua libre FUENTE: ECOPETROL (2008), Manual de Medición de Hidrocarburos

Agua Total: Es la suma de todos los estados en el crudo (disuelta, libre y

suspendida).

2.2.3 VOLUMEN TOTAL OBSERVADO (TOV)

Es el volumen medido que incluye crudo, agua y sedimentos a temperatura y

presión del ambiente en ese momento.

19

2.2.4 VOLUMEN BRUTO OBSERVADO (GOV)

Es el volumen de crudo y sedimentos, sin incluir el agua libre. Hay que recalcar

que el agua disuelta y el agua en suspensión si están incluidas.

2.2.5 VOLUMEN NETO OBSERVADO (NOV)

Volumen de crudo a temperatura y presión del ambiente en ese momento. Aquí

no se tiene en cuenta el agua total ni los sedimentos.

2.2.6 VOLUMEN BRUTO ESTÁNDAR (GSV)

Es el mismo Volumen Bruto Observado (GOV), volumen total sin tener en

cuenta el agua libre, corregido a condiciones estándar de temperatura y presión

(60°F y 14.7 psi).

2.2.7 VOLUMEN ESTÁNDAR NETO(NSV)

El volumen estándar neto es el mismo Volumen Neto Observado (NOV)

volumen del crudo medido sin agua ni sedimentos, ajustado a condiciones de

temperatura y presión estándar. El volumen estándar neto es el volumen de

un producto a 60°F (15°C) y 14.7 psi (101.3 kPa) después de sustraer el BSW.

20

2.2.8 PRESIÓN DE VAPOR

Es la mínima presión que requiere una sustancia para comenzar a evaporarse.

La presión de vapor depende de la temperatura, ya que los fluidos tienen una

presión de vapor dependiendo de la temperatura a la que estén sometidos.

Por ejemplo, para el agua:

TABLA N° 1: Presión de vapor del agua en función de la temperatura

Temperatura Presión de

Vapor

°C °F Kpa PSI

0 32 0.611 0.09

10 50 1.228 0.18

20 68 2.338 0.34

30 86 4.245 0.62

40 104 7.381 1.07

50 122 12.34 1.79

60 140 19.93 2.89

2.3 MEDICIONES

La medición es el proceso utilizado para medir el volumen de un producto al

moverse pasando por un punto específico o al encontrarse en reposo como en

el interior de un tanque. El volumen es una medida de cantidad referida al

espacio que ocupa una sustancia. En la actividad petrolera, los volúmenes de

21

miden en barriles (bbl) o metros cúbicos (m3), Los volúmenes de gas se miden

en miles de pies cúbicos (Mcf) o metros cúbicos (m3).

El primer paso para determinar el volumen estándar neto de un producto es la

medición de su volumen. La precisión en este punto es esencial ya que los

ajustes posteriores se basan en la información de la medición.

FIGURA N° 7: Cinta y Plomada para Medición de Nivel de Fluido en Tanques FUENTE: DISVECAZULIA, Cinta y Plomada

2.3.1 EFECTOS DE LA TEMPERATURA Y LA PRESIÓN

En muchos medidores (como el de turbina y el de desplazamiento positivo), la

medición de volumen está influenciada por la temperatura y presión del líquido

que se mide.

22

El volumen de líquido cambia al variar su temperatura o presión, cuando sube la

temperatura, un determinado volumen de líquido ocupa más espacio debido a

que las moléculas están mucho menos espaciadas.

Normalmente la corrección del volumen por la temperatura se puede dar de la

siguiente manera:

[2.1]

Donde:

A = Coeficiente de Dilatación Térmica.

V´ = Volumen a Temperatura de Referencia T´.

V = Volumen a nueva Temperatura.

Para las transacciones internacionales, el volumen debe estar corregido a una

temperatura de 60°F y una presión de 0 PSIG.

Conforme se incrementa la presión, el volumen decrece. Por ejemple, un líquido

en una tubería bajo presión ocupa menos espacio debido a que sus moléculas

se han unido a la fuerza.

23

2.3.1.1 Corrección del volumen para efectos de la temperatura

Para corregir los efectos de a temperatura sobre líquidos como GLP, el crudo

generalizado, o los volúmenes generalizados de productos refinados, se obtiene

el factor CTL de la siguiente manera:

Manualmente, mediante el uso de tablas apropiadas que incorporan

densidad y temperaturas de flujo.

Como una salida desde una computadora local, alimentada con datos de

densidad y temperatura.

FIGURA N° 8: Efecto de la Temperatura sobre el Volumen FUENTE: EP PETROECUADOR ( 2010), Curso de Interpretación, Manejo y

Cumplimiento de las Normas API-ASTM

24

2.3.1.2 Corrección del volumen para efectos de la presión

Para corregir los efectos de la presión en el GLP, crudo generalizado o

volúmenes de generalizados de productos refinados, se obtiene el factor CPL

de la siguiente manera:

Manualmente, mediante el uso de tablas apropiadas y computaciones

que consideran densidad, presión y compresibilidad.

Como una salida desde una computadora local que es alimentada con

los datos necesarios.

FIGURA N° 9: Aplicación de Factores de Corrección de Volumen para efectos de Presión y Temperatura

FUENTE: ECOPETROL (2008), Manual de Medición de Hidrocarburos

25

2.3.2 TIPOS DE MEDICIÓN DE MATERIALES

Las maneras de cuantificar materiales se definen de acuerdo al estado de dicho

material.

2.3.2.1 Medición de sólidos

La medición de sólidos se realiza por medio de las siguientes formas:

Medición por medio de básculas

Medición de la masa del compuesto (másico)

FIGURA N° 10: Sensor Acústico de Nivel y de Volumen para Sólidos FUENTE: BINMASTER, Sensores Acusticos

26

2.3.2.2 Medición de líquidos

La medición de materiales en estado líquido, se utilizan diferentes procesos y

equipos detallados a continuación:

PDM.

Medición por medidor de turbina.

Medición por medidor coriolis.

Medición por medidores ultrasónicos.

FIGURA N° 11: Medidor de Desplazamiento Positivo Rotativo de Aspa Deslizante

FUENTE: EP PETROECUADOR (2008), Manual del Curso de Medición y Custodia de Hidrocarburos

27

2.3.2.3 Medición de gases

La medición de gases se la realiza de la misma manera que la medición de

líquidos, facilitando el diseño de la infraestructura de un sistema de medición de

hidrocarburos.

FIGURA N° 12: Contador de Gas de Pistón Rotativo FUENTE: AERZENER, Contadores de Gas de Pistones Rotativos

CAPÍTULO III

METODOLOGÍA

28

CAPÍTULO III

3. METODOLOGÍA

A continuación se describe o elabora el trabajo en sí determinando los tipos de

medición estática y dinámica de hidrocarburos líquidos así como los sistemas

de transferencia de custodia.

3.1 TIPOS DE MEDICIÓN DE HIDROCARBUROS LÍQUIDOS

La medición de hidrocarburos líquidos puede darse de varias maneras, de tal

manera que, para motivos de estudio, se los ha dividido en dos tipos:

Medición Estática.

Medición Dinámica.

La medición estática es la que se realiza cuando el fluido que se va a medir se

encuentra en reposo, comúnmente dado en los tanques de almacenamiento de

productos y/o hidrocarburos.

29

FIGURA N° 13: Esquema de un Fluido en Reposo FUENTE: EHU, Fluidos en Reposo

La medición dinámica se da cuando se efectúa una medición de algún fluido

encontrándose éste en movimiento, como se realiza durante el procedimiento

de transferencia de custodia de hidrocarburos y/o productos.

FIGURA N° 14: Perfil de las Velocidades de un Fluido en una Tubería FUENTE: URIEL, Resistencias de Fluidos en Tubería

La medición estática se la realiza como un proceso diario de cualquier industria

petrolera que realice operaciones de recepción, almacenamiento y transporte

30

de hidrocarburos, para determinar el volumen de fluido que se encuentra en el

sitio.

La medición dinámica se realiza cada vez que se transporta un producto, sin

importar que se transporte de una estación a subestación o se realice la

transferencia de custodia.

Estos dos tipos de medición están íntimamente relacionados, ya que de la

correlación de los datos determinaremos que la transferencia de custodia se

está realizando eficientemente.

3.2 MEDICIÓN ESTÁTICA

La medición estática de hidrocarburos líquidos es la determinación del volumen

de líquido en el tanque de almacenamiento. Para la determinación de esta

medición hay que considerar los siguientes conceptos:

MEDIDA: Es la determinación exacta del nivel del líquido en el tanque de

almacenamiento.

TEMPERATURA: Es la determinación exacta del promedio de

temperatura del líquido en la unidad de almacenamiento.

DENSIDAD RELATIVA: Es la densidad del líquido que se mide referida a

la densidad del agua.

31

TABLA DE CALIBRACIÓN: Es la tabla de aforo de la unidad de

almacenamiento. Esta tabla es previamente determinada por una serie

de mediciones, y nos brinda el volumen existente a determinada altura

del tanque de almacenamiento.

NIVEL DE REFERENCIA: Es el nivel base para cualquier operación de

medición con cinta, es único para cada tanque y es clave para la

medición al vacio de tanques.

PUNTO DE REFERENCIA: Es un punto fijo o una marca cerca de la

cima del tanque desde donde se toman todas las medidas. Este punto

puede ser una marca pequeña, o una pestaña fija localizada dentro de la

escotilla de medición.

PLATO DE MEDIDA: Es el punto situado en el fondo del tanque,

directamente debajo del punto de referencia que provee una superficie

de contacto firme para la determinación exacta del nivel de líquido.

CORTE: Es una línea hecha sobra la medición o sobre la plomada, por el

líquido que se ha medido.

La medición estática de hidrocarburos líquidos se la realiza en los tanques de

almacenamiento, sea de crudo, derivados o GLP, así pues es importante

realizar una breve descripción de la clasificación general de los tanques.

3.2.1 TANQUES DE ALMACENAMIENTO

Los tanques de almacenamiento de Hidrocarburos son recipientes hechos en

acero generalmente los cuales pueden ser cilíndricos verticales, cilíndricos

32

horizontales, geodésicos o esféricos, estos almacenan hidrocarburos líquidos o

gaseosos con unas condiciones de temperatura y presión acordes al rango de

operación y proceso. Estos tanques deben tener un muro de retención con

capacidad de 1.5 veces la capacidad del tanque.

Para almacenar crudo se utilizan generalmente tanques de techo cónico y

tamaño relativamente grande ya que permite una operación estable durante

varios días.

Los tanques para almacenar productos derivados son de capacidad y de forma

variable, dependiendo del producto manejado y de la presión de vapor o

volatilidad del mismo. Por ejemplo, para propano y butano se usan tanques

esféricos; para Gasolina liviana es cilíndrico con techo flotante; para gasolina

pesada es cilíndrico de techo cónico, etc.

Los tanques básicamente tienen dos clasificaciones importantes:

Por su forma.

Por el producto almacenado.

3.2.1.1 POR SU FORMA

Los tanques de almacenamiento de crudo y/o derivados se clasifican de

acuerdo a la forma en la que se ha elaborado el tanque.

Cilíndrico vertical con techo cónico.

33

Cilíndrico vertical con fondo y tapa cóncava.

Cilíndrico vertical con techo flotante.

Cilíndrico vertical con membrana flotante.

Cilíndrico horizontal a presión.

Esféricos.

FIGURA N° 15: Tipos de Tanques FUENTE: ECOPETROL (2008), Manual de Medición de Hidrocarburos

34

Tanque Cilíndrico Vertical con Techo Cónico

Por la forma de construcción, el techo es fijo y tiene forma cónica. Estos

tanques no soportan presiones ni vacíos, por lo tanto están equipados de

respiraderos y/o válvulas de presión y de vacío. Generalmente posee líneas de

espuma contra incendio, y el techo está sostenido por un soporte que o bien

llega al fondo del tanque o se apoya sobre las paredes del mismo.

FIGURA N° 16: Tanque de Techo Cónico

FUENTE: SIREM, Tipos de Tanques

http://www.sirem.es/

35

Tanque Cilíndrico Vertical con Techo Flotante

Estos tanques se construyen de tal forma que el techo flota sobre la superficie

del producto, eliminando así el espacio para la formación de gases.

Los techos flotantes son en la actualidad los más eficaces para el servicio

corriente ya que se reducen las pérdidas por evaporación. Sin embargo tienen

uso limitado ya que la empaquetadura de caucho del techo tiene un límite de

presión de operación.

FIGURA N° 17: Tanque de Techo Flotante FUENTE: PETROCOMERCIAL, Tanques Cabecera Esmeraldas

36

Tanque Cilíndrico Vertical con Techo Geodésico

La forma en la parte superior es ovalada, cuenta con una membrana que se

posesiona sobre el fluido y se mueve en él, disminuyendo las perdidas por

evaporación.

Su principal ventaja respecto al de techo flotante es que nunca el agua lluvia

ingresa al tanque.

FIGURA N° 18: Tanque Vertical con Techo Geodésico FUENTE: SIREM, Tipos de Tanques

Estos tanques deben tener un muro de retención con capacidad de 1,5 veces la

capacidad del tanque.


37

Tanque Cilíndrico Horizontal a Presión

Estos tanques son utilizados para el almacenamiento de GLP. Del diseño es

importante resaltar: Para la medición del nivel se emplean dos tipos de

instrumentos: ROTOGAUGE (medición directa de nivel de líquido) y el

MAGNETROL (inferencia del nivel por medio de flotadores). Para la medición

de la temperatura los tanques deben tener un termómetro instalado en la parte

inferior del tanque y mide la temperatura de la fase líquida (5%-10%).

FIGURA N° 19: Tanque Horizontal a Presión FUENTE: SIREM, Tipos de Tanques

Para la medición de la presión de la FASE VAPOR el tanque debe estar dotado

de un manómetro localizado en la parte superior del tanque (95%-100%). Estos


38

elementos de diseño limitan la capacidad del tanque dando una ventana

operativa entre el 5% mínimo y 95% máximo.

Tanque Esférico a Presión

Estos tanques son utilizados para el almacenamiento de GLP. Para la medición

del nivel del líquido se emplean equipos electrónicos tipos radar localizados en

la parte superior. Para la medición de la temperatura y presión aplica lo dicho

en los tanques cilíndricos horizontales. Básicamente, se utilizan para productos

con una presión de vapor alta, entre 25 a 100 PSI.

FIGURA N° 20: Tanque Esférico a Presión FUENTE: SIREM, Tipos de Tanques


39

Tanques Cilíndricos con Fondo y Tapa Cóncavos

Se usan generalmente para almacenar productos con una presión de vapor

relativamente alta, es decir, con gran tendencia a emitir vapores a la

temperatura ambiente.

Tanques Cilíndricos con Membrana Flotante

Con el objeto de minimizar las perdidas por evaporación, en tanques de techo

cónico y que estén en servicio de almacenamiento de productos livianos, se

coloca una membrana en la parte inferior del tanque, diseñada y construida de

tal forma que flote sobre el producto almacenado. Así se disminuye la formación

de gases disminuyendo la evaporación del producto.

3.2.1.2 Por el Producto Almacenado

De acuerdo al tipo de producto que se almacenan en ellos, los tanques de

almacenamiento se clasifican en:

Para Crudos.

Para Derivados o Refinados.

Para GLP.

40

Para Residuos.

3.2.1.3 Características y recomendaciones de los Tanques

Generalmente se construyen en láminas (planchas) de acero.

Se recomienda, para tanques en transferencia de custodia, hacerles

verificaciones cada 5 años para el diámetro, el fondo, el espesor de

láminas y la inclinación del tanque. Si alguno de estos parámetros

cambiara, de modo que excediera los criterios predeterminados en la

variación de volumen, debe considerarse un re-aforo total.

Deben ser calibrados antes de ponerse en servicio para obtener las

tablas de aforo, la calibración de los tanques debe realizarse cada 15

años.

Deben tener una escotilla de medición.

Deben tener sistemas de Venteo.

Deben tener líneas de entrada y salida del producto.

Deben tener líneas de drenaje.

Deben tener agitadores dependiendo de la mezcla de producto que se va

a almacenar.

41

3.2.1.4 Observaciones de seguridad en los Tanques

En los tanques de techo flotante se debe tener precaución de abrir el

desagüe del techo en caso de lluvia, para evitar que el peso del agua

hunda el techo.

Para eliminar los riesgos por acumulación de electricidad estática, debe

mantenerse siempre contacto directo con las escaleras, al subir o bajar

del tanque y antes de abrir la escotilla de medición, para crear así un

polo a tierra.

“NUNCA” debe medirse un tanque durante una tormenta eléctrica.

Debe evitarse la inhalación de gases que salen del tanque mientras la

boquilla de medición esté abierta.

La plomada de las cintas de medición deben ser de un material que no

produzca generación de chispas. (Bronce).

No se debe dejar las cintas de medición en los techos de los tanques.

Estas deben llevarse a su lugar de origen, lavarse en ACPM o

Queroseno y luego colgarse del mango en el porta-cintas.

Los trapos, botellas y otros objetos usados durante el procedimiento de

medición deben bajarse de los techos y depositarse en un lugar seguro.

42

3.2.2 CALIBRACIÓN DE TANQUES

La calibración y aforo de un tanque es el proceso por medio del cual se

determinan las dimensiones del tanque, para luego, calcular su tabla de

capacidades. La tabla de calibración entrega el volumen correspondiente para

cada altura de líquido.

La exactitud de la tabla de calibración es de suma importancia. En todos los

casos en que el crudo o productos refinados del petróleo se transfieren o

venden, se utilizan las tablas de calibración o de aforo, para hallar la cantidad

transferida.

Cualquier incorrección en las medidas o cálculos de las tablas de calibración

producen un error sistemático, que es el hecho de encontrar una desviación

constante en una dirección. La utilización de esta tabla durante un periodo

prolongado puede implicar grandes sumas de dinero por las diferencias

acumuladas.

Las tablas de calibración pueden ser elaboradas aplicando varios métodos. El

método seleccionado depende del tipo y tamaño del tanque, el tiempo, personal

y equipo disponible.

A continuación se presentan tres métodos aplicables a tanques cilíndricos

verticales:

Método de “STRAPPING”.

Método de “WATER DRAW” CALIBRACIÓN LÍQUIDA.

Método ÓPTICO.

43

Antes de empezar a utilizar un tanque de almacenamiento de algún producto,

es necesario realizar una calibración adecuada y bien realizada, que no dé

lugar a futuros problemas en el momento de cuantificar los volúmenes

almacenados en estos tanques. Para realizar una eficiente calibración se

utilizan las normas API-MPMS, sobre las cuales realizaremos las principales

referencias a continuación.

3.2.2.1 Capítulo 2: Calibración de Tanques

Procedimientos necesarios para calibración de recipientes de almacenamiento

cerrados más largos que un barril, y métodos para el cálculo de los volúmenes

contenidos en ellos. Las siguientes normas API cubren el tema de calibración

de tanques y sin incluidas en el manual.

3.2.2.2 Capítulo 2.2A: Medida y Calibración de Tanques Cilíndricos

Verticales por el Método Manual Strapping

Procedimientos para calibrar tanques cilíndricos verticales usados

principalmente para el almacenamiento de petróleos líquidos. El capítulo 2.2A

se dirige a los procedimientos de mediciones necesarios para determinar los

volúmenes de tanques totales e incrementales y procedimientos para calcular

volúmenes. Tanto unidades métricas y de costumbre son incluidas. Las

unidades métricas reflejan lo que se encuentra disponible en equipos

comerciales. La norma también provee pautas para la re-calibración e

informatización de las tablas de capacidad. El capítulo 2.2A debería ser usada

en conjunto con el capítulo 2.2B. Estas normas combinadas reemplazan la

44

previa norma API 2550, Medición y Calibración de Tanques Cilíndricos

Verticales.

3.2.2.3 Capítulo 2.2B: Calibración de Tanques Cilíndricos Verticales

usando el Método de Línea de Referencia Óptica

Este capítulo describe los procesos de medición y cálculo para determinar los

diámetros de tanques verticales cilíndricos soldados por el medio o por el fondo,

o tanques cilíndricos verticales, con una superficie exterior lisa con techo fijo o

techo flotante. El Método de Línea de Referencia Óptica es una alternativa al

Método Manual de Posicionamiento de Bandas de Metal para determinación del

diámetro del tanque. El capítulo 2.2B debería ser usado en conjunto con la

norma API 2.2A.

3.2.2.4 Capítulo 2.2C: Calibración de Tanques Cilíndricos Verticales

usando el Método de Triangulación Óptica. (ANSI-API MPMS 2.2C-2002)

El método describe la calibración de tanques cilíndricos verticales por medio de

triangulación óptica usando teodolitos. Este método es una alternativa a otros

métodos tales como el Método de Posicionamiento de Bandas de Metal (MPMS

Capítulo 2.2A) y al Método de Línea de Referencia Óptica (MPMS Capítulo

2.2B).

45

3.2.2.5 Capítulo 2.2D: Calibración de Tanques Cilíndricos Verticales

usando el Método Electro Óptico Interno de Medida de Distancia

(ANSI/API 2.2D-2003)

Este capítulo especifica un método para la calibración de tanques cilíndricos

verticales teniendo diámetros mayores a 5m por medio de mediciones internas

usando un instrumento electro-óptico de medida de distancia, y para la

subsecuente compilación de tablas de capacidad de tanques. Esta es la

adopción nacional de la norma ISO 7507-4:1995.

3.2.2.6 Capítulo 2.2E: Petróleo y Productos Líquidos Petrolíferos -

Calibración de Tanques Cilíndricos Horizontales – Parte 1: Métodos

Manuales (ANSI/API MPMS 2.2E)

Esta norma especifica métodos manuales para la calibración de tanques

cilíndricos horizontales nominales, instalados en una locación fija. Es aplicable

a tanques horizontales hasta 4m (13 pies) de diámetro, y 30m (100 pies) de

largo. Esta es la adopción nacional de la norma ISO 12917-1:2002 (E).

3.2.2.7 Capítulo 2.2F: Petróleo y Productos Líquidos Petrolíferos -

Calibración de Tanques Cilíndricos Horizontales – Parte 2: Método Electro

Óptico Interno de Medida de Distancia (ANSI/API MPMS 2.2F)

Esta norma especifica un método para la calibración de tanques cilíndricos

horizontales teniendo diámetros mayores a 2m (6 pies) por medio de

mediciones internas usando un instrumento electro óptico de medida de

46

distancia, y para la subsecuente compilación de tablas de capacidad de

tanques. Este método es conocido como el método electro óptico interno de

medida de distancia (EODR). Esta es la adopción nacional de la norma ISO

12917-2:2002 (E). Primera edición – publicada 01.2004.

3.2.2.8 Norma 2551: Medición y Calibración de Tanques Horizontales

Esta norma describe procedimientos de medición externa de tanques

horizontales estacionarios sobre el suelo más largos que un barril. 1ª Edición –

1965 – Reafirmada, Marzo 2002.

3.2.2.9 Norma 2552: Medición y Calibración de Esferas y Esferoides

Esta norma describe los procedimientos para calibrar esferas y esferoides, que

son usados como contenedores líquidos. Describe el procedimiento para

medición y calibración de tanques esféricos. 1ª Edición – Octubre 1966 –

Reafirmada, Octubre 2002.

3.2.2.10 Norma 2554: Medición y Calibración de Carro-Tanques

Esta norma describe los procedimientos para calibración de carro-tanques.

Describe procedimientos para carro-tanques sometidos a presión y carro-

tanques a presiones normales. 1ª Edición – Octubre 1966 – Reafirmada, Marzo

2002.

47

3.2.2.11 Norma 2555: Calibración Lìquida de Tanques

Esta norma describe el procedimiento para calibración de tanques, o porciones

de tanques, más largos que un barril mediante la introducción o retirada de

cantidades medidas de líquido. 1ª Edición – Septiembre 1966 – Reafirmada,

Marzo 2002.

FIGURA N° 21: Carro – Tanque FUENTE: SIREM, Tipos de Tanques

3.2.2.12 RP 2556: Tabla de Corrección de Calibración por Incrustación

Incrustación es definida en esta publicación como cualquier material que se

adhiere a las superficies de las paredes laterales internas verticales de un

tanque cuando el tanque está de otra manera vacío.


48

Las tablas dadas estran el porcentaje de error de mediciones causados por

espesores variados de incrustaciones uniformes en tanques de varios tamaños.

2ª Edición – Agosto 1993 – Reafirmada: Noviembre 2003.

3.2.2.13 Capítulo 2.7: Calibración de Tanques Barcazas

Este capítulo describe tres métodos para la determinación de volúmenes

incrementales totales de líquidos en tanques barcazas para servicio de

navegación costera e interna que tienen tanques de casco integrados. Los tres

métodos son:

Calibración de Líquidos.

Calibración por Mediciones Lineales.

Calibración de Dibujos de Recipientes.

FIGURA N° 22: Tanque – Barcaza FUENTE: SIREM, Tipos de Tanques


49

Este documento y el capítulo 2.8A, “Calibración de Tanques en Barcos y

Barcazas de Altamar”, del Manual de Normas para Medición de Petróleo API

(API MPMS) reemplaza la previa norma API 2553, “Método Estándar para

Medición y Calibración de Barcazas. Este documento es una norma conjunta

API/Instituto del Petróleo (IP). Como tal, también lleva la designación IP

“Manual de Medición de Petróleo”, parte 1, sección 5B. 1ª Edición – Marzo 1991

– Refirmada: Marzo 2002.

3.2.2.14 Capítulo 2.8A: Calibración de Tanques en Barcos y Barcazas

de Alta Mar

Tres métodos para la determinación de volúmenes totales e integrales de

líquidos en tanques, barcazas de alta mar, y unidades remolcadoras de

barcazas integradas que tienen tanques de casco integrados. Los tres métodos

incluyen calibración líquida, calibración por medición lineal, y calibración para

dibujos de recipientes. Es un conjunto de normas API/Instituto del Petróleo (IP),

también lleva la designación IP Manual de Medición de Petróleo, parte 1,

sección 5B. Este documento y el capítulo 2.7 reemplaza la norma previa 2553.

1ª Edición – Marzo 1991 – Reafirmada: Marzo 2002.

3.2.2.15 Capítulo 2.8B: Establecimiento de la Locación del Punto de

Calibración de Referencia y la Altura de Calibración de Referencia de

Tanques en Recipientes de Tanques Marino

Practica recomendada, para usarse en conjunto con la norma API Capítulo 2.7

“Calibración de Tanques Barcazas”, y la norma API Capítulo 2.8A “Calibración

50

de Tanques en Barcos y Barcazas de Alta Mar”. Establece la altura de

calibración de referencia durante calibración de contenedores de tanques

marinos.

Un punto de calibración de referencia es necesario para convertir el

conocimiento de la cantidad de líquido que se ha perdido en la cantidad de

líquido que queda en el contenedor, y cuando se está determinando el volumen

del ROB.

Un punto de calibración de referencia también es usado para fórmulas de cuña

y el establecimiento de tablas de cuñas. Primera Edición – Septiembre 1995 –

Reafirmada, Septiembre 2000.

3.2.3 MEDICIÓN ESTÁTICA DE HIDROCARBUROS LÍQUIDOS

La medición estática es un proceso que requiere de una serie de condiciones

mínimas para que la incertidumbre sea la menor posible. Las actividades

incluidas en el proceso son:

El fluido contenido en el tanque debe encontrarse en condiciones de

quietud y/o reposo total (Estático).

La cinta métrica debe encontrarse en buen estado y contar con el

certificado de verificación (Cinta de trabajo) y de calibración (cinta patrón)

vigente.

Los tanques de almacenamiento deben encontrarse en buen estado y

contar con las tablas de calibración (aforo) vigentes.

51

Para la determinación de la temperatura, se debe utilizar un termómetro

con certificado de verificación y calibración vigente.

Para la verificación de las especificaciones de calidad del producto

Hidrocarburo, se debe tomar una muestra representativa y homogénea

del hidrocarburo contenido en los tanques de almacenamiento.

Para la determinación del contenido volumétrico del hidrocarburo se

debe seguir el procedimiento de liquidación de tanques.

El objeto de medir un tanque es el de determinar el nivel exacto en su interior.

Las cantidades cargadas o descargadas son determinadas a partir del cálculo

de la diferencia en volumen de líquido contenido en el tanque antes y después

de completada la operación de llenado y/o vaciado. La medición de

hidrocarburos líquidos se puede dividir de la siguiente manera:

Medición Automática (Telemetría): Son las medidas realizadas por medio

de dispositivos mecánicos y/o electrónicos que miden y visualizan en

forma continua los niveles de líquido.

Medición Manual (Cinta): Es la medida tomada por una persona

empleando la cinta y plomada.

De la misma manera, existen diferentes tipos de medida, los cuales se los

puede dividir de la siguiente manera:

Medida a Fondo: Es la distancia medida desde el fondo del tanque hasta

la superficie del producto.

52

Medida al Vacío: Es la distancia medida desde la superficie del producto

hasta el punto de referencia del tanque.

3.2.3.1 Medición Estática Manual

Para la medición estática manual existen normas que determinan las correctas

prácticas de medición de hidrocarburos líquidos, las normas API-MPMS.

Capítulo 3: Medición de Tanques

Procedimientos estandarizados para la medición de hidrocarburos líquidos en

varios tipos de tanques, contenedores y transportadores.

Capítulo 3.1A: Manual de Medición de Petróleo y Productos Petrolíferos

Procedimientos para medición manual en tanques de techo fijo o flotante y

contenedores de tanques marinos. Incluye procedimientos para medición

manual del nivel de líquido en tanques de techo fijo (sin presión), tanques de

techo flotante, y contenedores de tanques marinos (sin presión); procedimientos

de medición manual del nivel de agua libre con petróleo y productos

petrolíferos; métodos usados para verificar la longitud de cintas de medición

bajo condiciones de campo; la influencia de bob weights and temperatura en la

medición de la longitud de cinta; y las influencias que pueden afectar la

precisión de la medición de tanques. Este capítulo combinado con el capítulo

53

3.1B reemplaza todas las secciones aplicables de la norma 2545. 1ª Edición –

Diciembre 1994 – Reafirmada, Diciembre 1999.

Capítulo 3.2: Medición de Tanques – Medición de Petróleos y Productos

Petrolíferos en Carro-Tanques

Provee métodos para medición de líquidos y gases licuados en carro-tanques

por medio de la medida del nivel del líquido. La medición del espacio de vapor y

el nivel de líquido están cubiertos. Equipos de calibración y medición de

temperatura usados tanto en sistemas de medición abiertos y cerrados son

descritos en esta norma. Estos procedimientos reducen la variabilidad en los

resultados de las operaciones de medición y muestreo cuando se está

comparando carga de datos de terminales con descarga de datos de

terminales. 1ª Edición - Septiembre 1995 –Reafirmados: Marzo 2001.

3.2.3.2 Medición Manual de Nivel (Cinta)

Este método es el más utilizado en la mayoría de las facilidades petrolíferas, ya

que es relativamente de fácil utilización por los operadores.

El objeto de medir un tanque es el de determinar el nivel exacto de líquido en su

interior. Las cantidades cargadas o descargadas son determinadas a partir del

cálculo de la diferencia en volumen de líquido contenido en el tanque antes y

después de completada la operación de llenado y/o vaciado.

La Cinta de Medición es un instrumento que sirve para medir la altura de los

líquidos (hidrocarburo y agua libre) que hay en un tanque, esta altura se

54

compara con datos registrados en una tabla de aforo, determinando a partir de

esta altura se determina un Volumen Total Observado contenido en el tanque.

La cinta de medición tiene las siguientes características:

Generalmente está hecha de acero inoxidable, o en una aleación de

cromo y plata, con coeficiente de expansión térmica similar al material

del tanque y resistente a líquidos corrosivos.

Su longitud debe ser acorde a la altura del tanque a ser medido.

La escala de la cinta de medición debe estar en metros, centímetros y

milímetros.

Un carrete donde se pueda enrollar o desenrollar la cinta.

Gancho de soporte y fijación para la plomada.

Plomada en un material resistente a la chispa y a la corrosión

(generalmente bronce), con longitudes que oscilan entre 15 centímetros

(6 pulgadas), 30 centímetros (12 pulgadas) ó 45 centímetros (18

pulgadas) y cuyo peso mínimo es 20 onzas y máximo 2 de libra.

Polo a tierra para evitar chispa debido a la estática.

El ojo de la plomada debe ser totalmente circular.

En el caso de plomadas de fondo debe ser un material que soporte los

golpes con materiales metálicos que están en el fondo del tanque.

55

No deben usarse cintas con escala numérica no visible o totalmente

borrada como resultado del desgaste y la corrosión.

El TAG debe ser el mismo para el cuerpo de la cinta, el carrete y la

plomada; y esta identificación debe estar en el certificado de calibración

y/o calibración de la cinta.

Se debe cambiar el conjunto plomada y la cinta de medición, cuando al

verificar con el calibrador de cintas, el desgaste y la distorsión, de la

punta y el ojo combinados sea mayor de 1.0 mm.

FIGURA N° 23: Cinta y Plomada FUENTE: EP PETROECUADOR (2008), Manual del Curso de Medición y

Custodia de Hidrocarburos

El nivel de agua libre almacenada en los tanques debe medirse empleando el

método de medición a fondo con cinta de medición a fondo y usando pasta

indicadora de agua.

56

Todas las cintas de medición que sean usadas deben poseer certificado de

calibración vigente con vigencia máxima de un año, realizando las

verificaciones mensuales del estado físico – mecánico de las cintas y dejando

los soportes correspondientes; registrando la cantidad de quiebres o torceduras

que presente al momento de la verificación con su respectiva valoración total de

acuerdo al procedimiento establecido en la norma API MPMS Capitulo 3,

Sección 1, con el fin de que este dentro del máximo permitido para efectuar su

cambio.

Cinta para Medición a Fondo

Esta cinta tiene el “Cero” en la punta de la escala de la plomada, la cual hace

parte de la cinta, es decir, que la escala para la cinta se inicia en forma

ascendente desde el cero de referencia de la plomada, la plomada debe tener

forma cilíndrica terminada en un cono, debe tener su polo a tierra.

FIGURA N° 24: Cinta para Medición a Fondo FUENTE: ECOPETROL (2008), Manual de Medición de Hidrocarburos

57

Cinta para Medición a Vacío

Esta tiene el “Cero” de la escalada en el gancho de la unión entre la cinta y la

plomada. La escala para la cinta se inicia en forma ascendente desde el cero de

referencia y para la plomada en forma descendente desde el mismo punto, la

plomada debe tener forma rectangular, debe tener su polo a tierra.

FIGURA N° 25: Cinta para Medición a Vacío FUENTE: ECOPETROL (2008), Manual de Medición de Hidrocarburos

Método a Fondo

Consiste en medir la distancia existente desde la platina de medición en el

fondo del tanque hasta la altura libre del líquido, donde se producirá la marca o

58

corte sobre la cinta de medición obteniéndose así la altura del líquido en forma

directa.

En la medición de crudos livianos puede ser necesario el uso de crema o pasta

indicadora para indicar el sitio exacto de corte por la detección de un cambio de

coloración en la interfase.

FIGURA N° 26: Medición a Fondo con Plomada de Fondo FUENTE: ECOPETROL (2008), Manual de Medición de Hidrocarburos

Método a Vacío

Consiste en medir la distancia vertical existente desde la superficie del líquido

hasta la marca de referencia.

59

La deducción de esta medida de la altura de referencia, dará la altura del líquido

en el tanque, por lo que la medida de volumen se tiene en forma indirecta.

Las medidas a vacío solo son confiables si la altura de referencia es la misma

en todos los casos, es decir, no han sufrido modificación.

FIGURA N° 27: Medición a Vacío con Plomada de Vacío FUENTE: ECOPETROL (2008), Manual de Medición de Hidrocarburos

Medición de Nivel de Producto en Tanques Atmosféricos

Los métodos de medición de tanques estacionarios son: Medición a vacío y

medición a fondo, los procedimientos se describen a continuación:

60

Medición a vacío con cinta de medición a vacío (Outage Gaging)

Consiste en medir la distancia existente desde la superficie del líquido hasta la

marce de referencia. La deducción de esta medida de la altura de referencia,

dará la altura del líquido en el tanque.

Es fundamental que el punto de referencia este fijo y plenamente determinado,

así como claramente escrito sobre el techo del tanque. Las medidas a vacío

solo son confiables si existe un programa de verificación frecuente de la altura

de referencia; por ser esta última, un dato fundamental en la operación

matemática.

FIGURA N° 28: Medición de Producto a Vacío con Plomada de Vacío FUENTE: ECOPETROL (2008), Manual de Medición de Hidrocarburos

El procedimiento que se debe seguir para realizar la medición al vacío es el

siguiente:

61

Localizar el tanque a ser medido, se sugiere leer y tomar el nivel del

producto utilizando telemetría en los tanques que utilizan dicho sistema,

para usar esta información como dato guía. (Registrar dicha información

en la libreta).

Leer y registrar la altura de referencia, tomándola, ya sea directamente

de la tabla de aforo o de la tablilla informativa localizada en la escotilla de

medición del tanque respectivo.

Conectar el polo a tierra de su cinta de medición, descargando las

eventuales corrientes estáticas a la baranda del tanque o a la escotilla de

medición.

Abrir la escotilla de medición, esperando unos pocos segundos para que

los gases contenidos dentro del tanque se dispersen.

Determinar matemáticamente la longitud de la cinta a introducir en el

tanque restándole de la altura de referencia el dato guía y se le resta a

este valor la mitad de la longitud de la plomada cuadrada

(aproximadamente 7 cm).

Bajar la plomada para medición al vacío haciendo contacto con la

boquilla del tanque hasta alcanzar la longitud anteriormente calculada.

Esperar unos segundos hasta que se estabilice la plomada.

Extraer la cinta del tanque y leer el corte del líquido sobre la plomada.

62

Repetir este procedimiento hasta obtener tres medidas consecutivas,

donde la diferencia entre la mayor y la menor no debe sobrepasar los

3mm.

Si dos de las tres medidas son iguales esta se puede reportar como válida,

teniendo en cuenta que la diferencia con respecto a la tercera no sobrepase

1mm.

Si las tres medidas consecutivas son diferentes y su diferencia una con

respecto a la otra es de 1mm la medida a tomar es el promedio de las tres.

En caso que las lecturas arrojen diferencias superiores a tres milímetros, se

sugiere revisar que las válvulas del tanque estén cerradas y que efectivamente

el fluido haya estado en reposo entre una o dos horas dependiendo del fluido y

realizar nuevamente la medición.

Por último se procede a calcular la altura del producto en la siguiente

forma:

[3.1]

Medición del Nivel de Agua Libre

De los diferentes métodos de medición de tanques estacionarios se ha

seleccionado el método de medición a fondo como el más indicado para

determina el nivel de agua libre utilizando una Cinta de Medición a fondo.

63

Medición a Fondo con cinta de medición a fondo

Consiste en medir la distancia existente desde el plato de medición en el fondo

del tanque hasta que corte la superficie del líquido en la cinta.

FIGURA N° 29: Medición de Producto a Fondo con Plomada de Fondo


El procedimiento que se debe seguir para realizar la medición a fondo es el

siguiente:

Leer y registrar la altura de referencia, ya sea directamente de la tabla de

aforo o de la tablilla informativa localizada en la escotilla de medición del

tanque respectivo.

64

Aplicar pasta para detección de agua sobre la plomada en capas iguales

hasta esconder la superficie sin cubrir la graduación de los números de la

escala.

Hacer la conexión a tierra de la cinta, abrir la escotilla de medición y

bajar la cinta lentamente en el producto hasta que la plomada toque el

fondo del tanque o plato de medición.

Mantenga la cinta firme, el tiempo suficiente para que el líquido produzca

el corte en la cinta.

La plomada debe permanecer en el lugar por lo menos 10 segundos

(para aceites pesados, grasas o de alta viscosidad se requiere una

duración de 1-5 minutos).

Se debe leer la altura de referencia observada en la cinta; si la altura

observada es igual o tiene una diferencia de ± 3mm, respecto al valor del

registro, se debe levantar la cinta lentamente y registrar el corte de

líquido en la cinta.

Recoger la cinta hasta la marca de corte y registre la lectura, siempre

escriba el corte continuo y claro como el nivel oficial de agua medido.

Repetir el procedimiento hasta obtener tres medidas consecutivas, donde la

diferencia entre la mayor y la menor no debe sobrepasar los 3mm.

Si dos de las tres medidas son iguales esta se puede reportar como

válida si la diferencia con respecto a la tercera es de 1mm.

65

Si las tres medidas consecutivas son diferentes y su diferencia una con

respecto a la otra es de 1mm, la medida a tomar es el promedio

aritmético de las tres.

En tanques de crudo con capacidad menor a 1000 Bbls, se acepta el

margen de discrepancia de 5mm.

Medición del Nivel de Producto y Agua

Para realizar la medición manual del volumen de líquido y agua libra

almacenados en tanques se debe tener en cuenta:

El nivel de producto en tanques de almacenamiento atmosféricos, debe

realizarse empleando el método de medición a vacío con una cinta de

medición a vacío ó medición a fondo con cinta de medición a fondo.

El nivel de agua libra almacenada en los tanques de almacenamiento

atmosféricos debe medirse empleando el método de medición a fondo

con cinta de medición a fondo y utilizando pasta indicadora de agua.

Todo equipo es utilizado para medición manual debe estar calibrado y en

buenas condiciones. Los líquidos oscuros como el petróleo y

combustóleos pesados se destacan mejor en una cinta clara o

revestida de cromo, en líquidos claros como querosén, combustibles de

avión, combustibles ligeros, solventes y químicos es mejor una cinta

negra.

66

Antes de tomar medidas de un tanque, todas las válvulas de recibo y

entrega deben estar cerradas para prevenir pases o desplazamientos de

productos desde o hacia otros tanques o sistemas.

En tanques de techo cónico debe evitarse la medición con más de dos

(2) personas sobre el techo para evitar que la altura de referencia cambie

con el peso de las personas. Si ello fuere inevitable, las mismas

personas deben llevar a cabo ambas mediciones.

Antes de medir un tanque de techo flotante debe drenarse totalmente el

agua que este en el techo para que no afecte la exactitud de la medición

al cambiar el peso total del techo.

No es recomendable realizar la medición en la zona crítica del tanque por

tener incertidumbre alta.

Se debe usar la misma cinta y plomada para la medición inicial y final.

Para la medición manual con cinta se debe tener en cuenta que el tiempo

de reposo mínimo requerido por un tanque que almacena productos

refinados es de 30 minutos, mientras que el tiempo mínimo requerido por

un tanque que almacena crudo es de 60 minutos.

Los productos refinados de color claro deben medirse con una cinta

cubierta con una capa delgada de pasta detectora, para poder establecer

con claridad el corte en la plomada y determinar con exactitud la cantidad

de producto en el tanque.

67

FIGURA N° 30: Lectura del Corte de Agua en una Plomada de Fondo


La persona que toma medidas en los tanques, está en la obligación de

informar a su supervisor sobre la pérdida de cualquier objeto en el

interior del tanque.

Es recomendable e importante mantener drenados los tanques, de tal

forma, que la cantidad de agua libre siempre sea mínima (máximo 5cm

de agua).

Para drenar un tanque, se debe abrir la válvula de drenaje lentamente

con el fin de evitar la creación de un vórtice o remolino dentro del tanque

que cause que el producto almacenado se mezcle con el agua.

Para el drenaje de un tanque es recomendable utilizar el tubo que ha

sido especialmente instalado para desagüe, en cual en la parte inferior

68

del tanque tiene un codo y niple conectados que llegan a un pozo

recolector de aguas en el fondo, que permite el drenaje casi total del

agua. Si el tanque no tiene este diseño, es conveniente repararlo para su

instalación tal como indican las normas API.

Medición de Temperatura

Para la determinación de la temperatura se pueden usar termómetros

electrónicos digitales (PET), con una incertidumbre baja y/o termómetros de

mercurio con vidrio (con incertidumbre mayor al electrónico).

Por el impacto que esta variable tiene en la cuantificación del volumen se

recomienda usar PET´s, buscando con ello obtener una incertidumbre

combinada en la operación, dentro del rango tolerable.

Capítulo 7: Determinación de Temperatura

El propósito de esta norma es de describir métodos y prácticas que pueden ser

usadas para obtener mediciones precisas de la temperatura del petróleo y

productos petrolíferos en tuberías, tanques de almacenamiento, tanques de

acopio, barcos, barcazas, carro-tanques, probadores de tubería, probadores de

tanque, y medidas de prueba bajo condiciones estáticas y dinámicas usando

dispositivos electrónicos de medición de temperatura o termómetros de vidrio

de mercurio.

69

Este capítulo describe los métodos, equipo y procedimientos para la

determinación de la temperatura del petróleo y productos petrolíferos bajo

condiciones estáticas y dinámicas.

Este capítulo discute los requerimientos generales en medición de temperatura

para transferencia de custodia, control de inventario, y mediciones marinas. El

actual método y equipo seleccionado para la determinación de la temperatura

es dejado al respectivo acuerdo de las partes envueltas. 1ª Edición – Junio

2001 – Número de Producto: H07001.

Termómetros de Vidrio

Para la determinación de la temperatura existen varios tipos de termómetros.

Básicamente se diferencian entre los termómetros de vidrio y los termómetros

electrónicos.

Dependiendo del tipo de termómetro y de la caracterización del producto varia

el tiempo de inmersión que debe tener el termómetro para la correcta

determinación de la temperatura.

70

FIGURA N° 31: Ensambles Típicos de Termómetros de Vidrio de Mercurio FUENTE: EP PETROECUADOR (2008), Manual del Curso de Medición y


Estos termómetros aprobados por las normas ASTM son dispositivos muy

utilizados en la industria petrolera, los cuales tienen que cumplir con ciertas

especificaciones como resistencia a la corrosión para poder ser utilizados en

ambientes extremos.

El tiempo de inmersión para la correcta determinación de la temperatura

dependerá del tipo de equipo y el tipo de producto.

71

TABLA N° 2: Tiempo de inmersión en termómetros de vidrio

API @ 60° F

MINUTOS

En Movimiento Estacionario

> 50 5 10

40-49 5 15

30-39 12 25

20-29 20 45

> 29 45 80

Termómetros Electrónicos

Los termómetros electrónicos se han ido incursionando con mayor frecuencia

en la industria petrolera, ya que siempre y cuando estén correctamente

calibrados y supervisados por un técnico o responsable del mismo, mostraran

una lectura de temperatura con una muy alta precisión y confiabilidad.

Aun así, siempre va a ser necesaria de la apreciación humana, que será la

única capaz de detectar alguna falla debida a una mala calibración o cualquier

mal funcionamiento del equipo.

72

FIGURA N° 32: Termómetro Electrónico FUENTE: EP PETROECUADOR (2008), Manual del Curso de Medición y


Al igual que con los termómetros de vidrio, el tiempo necesario para determinar

correctamente la temperatura de un fluido dependerá del tiempo de inmersión

del mismo y las condiciones a las cuales se realizara la medición, como

detallamos a continuación:

73

TABLA N° 3: Tiempo de inmersión para termómetros electrónicos

API @ 60° F ESTACIONARIO

< 20 30 Segundos

20 - 40 30 Segundos

> 40 5 Segundos

Medición de Especificaciones de Calidad

El muestreo de producto es el proceso encargado de tomar una muestra o una

determinada cantidad de volumen de determinado producto para determinar

una o varias características del mismo.

Para la toma de muestras, se debe garantizar una muestra representativa y

homogénea, como se determina en el capítulo 8 “Muestreo”.

Para la determinación del API se debe usar la norma ASTM D-1298 por

el método del hidrómetro.

Para la determinación del contenido de agua se debe usar la norma

ASTM D-4377 (Método de Karl Fisher).

Para la determinación de contenido de sedimentos se debe usar la

norma ASTM D-473 (Método de Extracción).

74

Como respaldo y para control de inventarios para transferencia de custodia y/o

fiscalización se puede usar el siguiente método:

ASTM D-4006 Determinación del contenido de agua por destilación.

Sólo para el control de calidad del proceso de deshidratación de crudos, se

pueden utilizar los siguientes métodos:

ASTM D-287 (Termohidrómetro) determinación de la gravedad API.

ASTM D-4007 (Centrífuga) Determinación del contenido de agua y

sedimento.

Capítulo 8: Muestreo

Esta norma cubre los procesos estandarizados para muestreo de petróleo crudo

o sus productos.

Capítulo 8.1: Manual de Muestreo de Petróleo o Productos Petrolíferos

(ANSI/ASTM D 4057)

Este capítulo cubre los procedimientos para obtener muestras representativas

de envíos de productos petrolíferos uniformes, excepto petróleos aislantes

eléctricos fluidos hidráulicos.

También cubre el muestreo de petróleos crudos, productos petrolíferos no

uniformes y envíos. No cubre el muestreo de butano, propano y gases líquidos

75

con una Presión de Vapor Reid mayor a 26. El mayor aporte de la norma es la

sección de muestreo de tubo extendido (extended tuve sampling). 3ª Edición –

Octubre 1995 – Refirmada, Diciembre 2000.

Muestreadores

Existen varios tipos de muestreadores designados específicamente para las

operaciones de tomar muestras del producto para su posterior análisis, los

cuales están debidamente calibrados para dichas operaciones.

Estas operaciones están regidas bajo las siguientes normas para su aplicación

eficiente y confiable.

FIGURA N° 33: Ensamblajes Típicos de Muestreadores de Vaso o Botella FUENTE: EP PETROECUADOR (2008), Manual del Curso de Medición y


76

Tipos de Muestras

Para mejor comprensión de los tipos de muestras se las puede clasificar de la

siguiente manera:

Muestra a Todo Nivel (Una Sola Vía)

Cuando el recipiente muestreador se baja tapado a un nivel inferior, se destapa

y a velocidad constante se saca hasta la escotilla de medición (Muestreador con

las ¾ lleno).

Muestra Corrida (Dos Vías)

Cuando el recipiente muestreador se baja SIN tapa hasta un nivel inferior y

luego se saca hasta la escotilla de medición (Muestreador con las ¾ lleno).

Muestra por Niveles: Superior – Mitad – Fondo (Localizada)

Cuando el recipiente se baja tapado y se destapa sólo en el punto de muestra.

La muestra es tomada en el tercio superior del producto (Superior), en la mitad

del producto (Medio) y en el tercio inferior (Baja).

77

Muestra Compuesta (Varios Puntos)

El recipiente se baja tapado y sólo se destapa en el punto. Es utilizada para

muestras por niveles cuando el tamaño de la muestra supera el recipiente

muestreador.

3.2.3.3 Medición Automática de Nivel de Tanques (Telemetría)

Son las medidas realizadas por medio de dispositivos mecánicos y/o

electrónicos que miden y visualizan en forma continua los niveles de líquido;

estos dispositivos son recomendados para control de inventarios para niveles

de precisión de ± 3mm.

La medición automática de nivel de tanques es un método que, siempre y

cuando este bajo la supervisión de un técnico capacitado, arrojaran datos muy

cercanos al valor real, con una gran rapidez y eficiencia.

Normativa

Para la correcta medición automática de nivel de tanques, los procedimientos y

equipos utilizados se deben regir a las siguientes normas API-MPMS.

78

Capítulo 3.3: Medición de Nivel de Hidrocarburos Líquidos en Tanques de

Almacenamiento Presurizados Estacionarios por Medición de Automática

de Tanques

Provee una guía en la instalación, calibración y verificación de medidores

automáticos de tanques (ATGs) utilizados en transferencia de custodia para

medir el nivel de hidrocarburos líquidos teniendo una presión de vapor Reid de

15 psi (103 kilopascales) o más, almacenados en tanques de almacenamiento

presurizados estacionarios.

Este capítulo también provee una guía de los requerimientos para recolección,

transmisión y recepción de datos. 1ª Edición – Junio 1996 – Reafirmada: Marzo

2001.

Capítulo 3.4: Practica Estándar para Medición de Nivel de Hidrocarburos

Líquidos en Contenedores Marinos por Medición Automática de Tanques

Este capítulo provee una guía en la selección, instalación, calibración y

verificación de medidores automáticos de tanques (ATGs) para medir el nivel de

hidrocarburos líquidos teniendo una presión de vapor Reid menor de 15 libras

sobre pulgada cuadrada absolutas (103 kPa) transportados a bordo de

contenedores marinos (tanqueros y barcazas).

Este capítulo también provee una guía para los requerimientos de recolección,

transmisión y recepción de datos. Este capítulo reemplaza todas las secciones

aplicables de la norma API 25-45. 1ª Edición – Abril 1995 – Reafirmada:

Septiembre 2000.

79

Capítulo 3.5: Practica Estándar para Medición de Nivel de Hidrocarburos

Líquidos Livianos a bordo de Contenedores Marinos por Medición

Automática de Tanques

Cubre la práctica estándar para medición de nivel de hidrocarburos líquidos

livianos a bordo de contenedores marinos por medidores automáticos de

tanques (ATGs).

Este capítulo cubre hidrocarburos líquidos livianos presurizados y refrigerados.

Los hidrocarburos líquidos livianos incluyen: gas licuado de petróleo (GLP), gas

natural líquido (GNL), y otros líquidos petroquímicos y otros líquidos

petroquímicos donde los requerimientos de transporte y almacenamiento y los

métodos de medición son similares a los utilizados en la medición de GLP y

GNL.

Este capítulo también cubre los requerimientos para recolección de datos,

transmisión y recepción. 1ª Edición – Marzo 1997 – Reafirmada: Marzo 2003.

Capítulo 3.6: Medición de Hidrocarburos Líquidos por Sistemas de

Medición de Tanques Híbridos

Cubre la práctica estándar para la medición de nivel de hidrocarburos líquidos

livianos a bordo de contenedores marinos por medidores automáticos de

tanques (ATGs).

Este capítulo cubre hidrocarburos líquidos presurizados y refrigerados. Los

hidrocarburos líquidos livianos incluyen Gas Licuado de Petróleo (GLP), Gas

80

Natural Líquido (GNL) y otros líquidos petroquímicos donde los requerimientos

de transporte y almacenamiento y los métodos de medición son similares a

aquellos para medición de GLP y GNL. Este capítulo también cubre los

requerimientos para recolección, transmisión y recepción de datos. 1ª Edición –

Febrero 2001.

Tipos de Medidores

Los medidores automáticos de nivel en tanques pueden ser de varios tipos,

dependiendo de las capacidades necesarias y la complejidad de la medición.

Flotadores – Electrónico.

Desplazador – Servo.

Hibrido con Servo ó Radar.

Radar.

Ultrasónico.

Másico.

81

Medidor de Burbuja (Tipo de Inmersión)

Los sistemas de burbujeo o de purga continua, realizan la medición de nivel

midiendo la presión requerida para que un flujo constante de aire venza la

presión hidrostática de un líquido, al salir el aire lo hace a manera de burbujeo,

de ahí el nombre del medidor y del sistema.

Se basa en el principio de que la presión en el tubo es igual a la presión

hidrostática causada por el nivel, si se mide la presión dentro del tubo se

obtiene la medición de nivel, este método se puede utilizar en recipientes

abiertos o cerrados, la entrada del manómetro se monta por encima del nivel

máximo del recipiente para que los sedimentos no se acumulen en el tubo de

conexión.

Este sistema de medición de tipo burbuja emplea un tubo sumergido en el

líquido y a través de él, se hace burbujear aire mediante un rotámetro con un

regulador de caudal incorporado, la presión del aire en la tubería equivale a la

presión hidrostática ejercida por la columna del líquido, la presión del aire en la

tubería se mide mediante un transmisor de presión que puede calcularse para

distancias de hasta 200 metros.

82

FIGURA N° 34: Esquema de un Medidor de Burbuja Tipo Inmersión


El sistema puede emplearse también en tanques cerrados con dos juegos

rotámetro-regulador y con las señales de aire conectadas a un transmisor de

presión diferencial.

FIGURA N° 35: Esquema de un Medidor de Burbuja en Tanque Cerrado FUENTE: EP PETROECUADOR (2008), Manual del Curso de Medición y


83

Señalemos que no sólo puede utilizarse aire, sino también otros tipos de gases

e incluso líquido como fluido de purga y que el tubo debe tener una longitud

adecuada para evitar que las variaciones bruscas del nivel introduzcan en su

interior una cierta columna de líquido que retarde el paso del aire y falsee

momentáneamente la lectura.

El método de burbujeo es simple y da buen resultado, en particular, en el caso

de líquidos muy corrosivos o con sólidos en suspensión y en emulsiones. No se

recomienda su uso cuando el fluido de purga perjudica al líquido y para fluidos

altamente viscosos donde las burbujas formadas del aire o del gas de purga

presentan riesgo de no separarse rápidamente del tubo.

Desde el punto de vista de mantenimiento, es muy útil situar una T con un tapón

en la parte superior del tubo para su limpieza periódica.

Medidor de Nivel Tipo Flotador

Este tipo de medidor fue incursionado a la industria petrolera en 1930, fue uno

de los primeros métodos de medición en utilizarse con éxito, utilizado como

referencia para la medición manual con cinta. Es el modelo más antiguo y el

más utilizado en tanques de gran capacidad tales como los de petróleo y

gasolina. Este método de medición utiliza un cuerpo hueco (flotador) el cual

flota sobre la superficie del líquido variando su posición de acuerdo a los

cambios de nivel, el flotador actúa sobre un indicador por medio de palancas,

cables, cintas, etc.; conectado al exterior del tanque indicando directamente el

nivel sobre una escala graduada. Su rango está limitado por la dimensión de

brazo de las palancas.

84

Esta conexión puede ser mecánica o magnética. En el caso de la conexión

mecánica, el flotador está unido a un cable, que desliza por un juego de poleas

a un índice exterior que señala sobre una escala graduada. Se suele usar en

tanques de gran capacidad.

Son adecuados en la medida de niveles en tanques abiertos y cerrados a

presión o al vacío, y son independientes del peso específico del líquido. Una de

sus ventajas es que no requiere energía eléctrica. Aun así, entre sus

desventajas se encuentra que tiene una baja precisión (0.5%), y las partes

móviles están expuestas al líquido y pueden romperse, además el flotador debe

mantenerse limpio.

Al medir con flotador, la medición se puede alterar por la presencia de olas, por

lo que se utiliza un tubo tranquilizador.

El instrumento puede utilizarse también en la medida de interfase entre dos

líquidos inmiscibles de distinta densidad (agua y aceite). En este caso el

flotador es de pequeño diámetro y de gran longitud y está totalmente

sumergido. El peso del volumen desplazado por el flotador, es decir, el empuje,

se compone entonces de dos partes, del líquido más denso en la parte inferior y

del menos denso en la parte superior, con una línea de separación (interfase)

de la que depende la medida.

El cuerpo del medidor puede estar montado directamente en el tanque (montaje

interno) o en tubo vertical al lado del tanque (montaje exterior).

El movimiento del brazo puede transmitirse por medio de un eslabón a un

transmisor neumático o electrónico de equilibrio de fuerzas, o digital.

85

Hay que señalar que en estos instrumentos, el flotador puede tener formas muy

variadas y estar formado por materiales muy diversos según el tipo de fluido.

FIGURA N° 36: Medición de Nivel con Flotador


Por otro lado, el flotador puede agarrotarse en el tubo guía por un eventual

depósito de los sólidos o cristales que el líquido pueda contener y además los

tubos guía muy largos pueden dañarse ante olas bruscas en la superficie del

líquido o ante la caída violenta del líquido en el tanque.

86

FIGURA N° 37: Esquema de un Medidor de Nivel Tipo Flotador FUENTE: EP PETROECUADOR (2008), Manual del Curso de Medición y


Medidor de Nivel Tipo Desplazador (Servo)

Utilizado para el control de inventarios y como respaldo para la medición

manual de nivel de productos con cinta, para transferencia de custodia y

fiscalización.

87

FIGURA N° 38: Medición de Nivel con Desplazador (SERVO)


Se basa en un transmisor de fuerza que mide continuamente la tensión de un

cable del cual está suspendido un flotador. El cable está enrollado en un carrete

instalado en la parte superior del tanque, el cual va acoplado a un servomotor y

al transductor de fuerza. El servomotor se encarga de enrollar y desenrollar el

carrete. Cuando el desplazador toca la superficie del fluido, se sensa el cambio

de tensión y se detiene el movimiento del desplazador. Normalmente sirve para

profundidades de 0 a 25m, y tiene una exactitud del 0.5%. Entre sus

características principales se tienen las siguientes:

Este instrumento tienen versiones capaces de detectar distintas

interfases.

88

Su principal aplicación es la medición de nivel con propósitos de

inventario y fiscalización de productos.

Mediante posición de referencia superior queda automáticamente

calibrada sin abrir el instrumento.

Test remoto de verificación de calibración y repetibilidad, display, LCD

con indicación local.

Se puede utilizar en tanques elevados, subterráneos y presurizados.

FIGURA N° 39: Medidor de Nivel Tipo Desplazamiento con Servomotor FUENTE: ECOPETROL (2008), Manual de Medición de Hidrocarburos

89

Medidor de Nivel Tipo Radar

El sistema de radar de microondas emplea la propagación de una onda

electromagnética que no es influida por la temperatura ni por las variaciones de

densidad que puedan existir sobre el líquido. De este modo, la espuma, que es

transparente a la señal del radar, no es un problema, como en el medidor

ultrasónico. Un oscilador de estado sólido genera una frecuencia de barrido de

10 a 11 GHz y enfoca la señal sobre el líquido por medio de una antena. La

diferencia de señales de transmisión y de retorno es proporcional al tiempo

empleado por las mismas.

Estos pulsos cortos de energía electromagnética transmitidos a través de la

antena contra la superficie de líquido a medir, mismos que son reflejados en

forma de eco, reflejan un tiempo de tránsito de la señal de radar, la cual es

medida con gran exactitud usando las técnicas de procesamiento de eco, y el

nivel del líquido es expresado en milímetros.

Este método es utilizado para el control de inventarios y como respaldo para la

medición manual de nivel de productos con cinta para transferencia de custodia

y fiscalización.

Dependiendo de la aplicación del sistema de medición, la antena presentara

variaciones en su tipo de fabricación y conexión, pero básicamente se

clasificaran de la siguiente manera:

Espacio Libre (Tanque de Techo Fijo).

Tubo de Aquietamiento (Tanque de Techo Flotante o Fijo).

90

Alta Presión (Esferas o Balas).

FIGURA N° 40: Tipos de Antenas de Medidores de Nivel Tipo Radar FUENTE: ECOPETROL (2008), Manual de Medición de Hidrocarburos

Del mismo modo pueden existir antenas de bocina, en tubos de acero,

parabólicas, y unidades complementarias del sistema, como unidades de

comunicación de campo, unidades independientes de adquisición de datos,

sensores de temperatura, sensores de agua de fondo, sensores de presión,

entre otros.

FIGURA N° 41: Dispositivos e Interconexión del Sistema de Medición Tipo Radar


91

Normalmente pueden existir problemas al instalar dispositivos cerca de las

paredes de los tanques, ya que la señal puede presentar desviaciones que

afectaran el tiempo de transmisión de la señal.

Aun así, medidores que emiten microondas con polarización circular pueden ser

instalados cerca de la pared del tanque.

FIGURA N° 42: Medición cerca de la Pared del Tanque FUENTE: ECOPETROL (2008), Manual de Medición de Hidrocarburos

El método FHAST filtra los límites de la región alrededor de la superficie del

líquido a analizar, resultando en un procesamiento de la señal mucho más

eficiente.

92

FIGURA N° 43: Método FHAST de Medición Tipo Radar FUENTE: ECOPETROL (2008), Manual de Medición de Hidrocarburos

Hasta 6 elementos de temperatura (medidores, registradores, termómetros)

pueden ser conectados directamente al medidor de radar.

Cuando el número de elementos de temperatura esta sobre 6, son conectados

mediante una unidad de adquisición de datos. Pueden ser conectados un

máximo de 14 elementos.

FIGURA N° 44: Diferentes Conexiones de Sistemas de Medición Ultrasónica FUENTE: ECOPETROL (2008), Manual de Medición de Hidrocarburos

93

De igual manera, el sistema de medición por rayos gamma consiste en un

emisor de rayos gamma montado verticalmente en un lado del tanque y con un

contador Geiger que transforma la radiación gamma recibida en una señal

eléctrica de corriente continua. Como la transmisión de los rayos es

inversamente proporcional a la masa del líquido del tanque, la radiación

captada por el receptor es inversamente proporcional al nivel de líquido ya que

el material absorbe parte de la energía emitida.

Los rayos emitidos por la fuente son similares a los rayos X, pero de longitud de

onda más corta. La fuente radiactiva pierde igualmente su radiactividad en

función exponencial del tiempo. La vida media (es decir, el tiempo necesario

para que el emisor pierda la mitad de su actividad) varía según la fuente

empleada. En el cobalto 60 es de 5.5 años y en el cesio 137 es de 33 años y en

el americio 241 es de 458 años.

Las paredes del tanque absorben parte de la radiación y al detector llega sólo

un pequeño porcentaje.

Los detectores son, en general, tubos Geiger o detectores de cámara iónica y

utilizan amplificadores de corriente continua o corriente alterna. El instrumento

dispone de compensación de temperatura, de linealización de la señal de

salida, y de reajuste de la pérdida de actividad de la fuente de radiación,

extremo este último a tener en cuenta para conservar la misma precisión de la

puesta en marcha. Como desventajas en su aplicación figuran el blindaje de la

fuente y el cumplimiento de las leyes sobre protección de radiación.

94

FIGURA N° 45: Medidor de Nivel Radiactivo FUENTE: CREUS, A. (1997), Instrumentación Industrial

La precisión en la medida es de ± 0.5 a ± 2%, y el instrumento puede emplearse

para todo tipo de líquidos ya que no está en contacto con el proceso. Su lectura

viene fluida por el aire o por los gases disueltos en el líquido.

El sistema se emplea caso de medida de nivel en tanques de acceso difícil o

peligroso.

Es ventajoso cuando existen presiones elevadas en el interior del tanque que

impiden el empleo de otros sistemas de medición.

Hay que señalar que el sistema es caro y que la instalación no debe ofrecer

peligro alguno de contaminación radiactiva siendo necesario señalar

debidamente las áreas donde están instalados los instrumentos y realizar

inspecciones periódicas de seguridad.

95

Medidor de Tipo Hibrido (Con Servo o Radar y Medidor de Presión)

Utilizado para el control de inventarios (Servo) y para el control de densidad del

producto (Hidrostático).

Estos dispositivos en la práctica son combinados de la siguiente forma:

El Servo es utilizado para determinar el nivel de los líquidos dentro del tanque y

a partir del transmisor indicador de presión se deduce la densidad del fluido

contenido en el tanque.

FIGURA N° 46: Esquema de un Medidor Hibrido FUENTE: ECOPETROL (2008), Manual de Medición de Hidrocarburos

96

Medidores de Nivel Tipo Ultrasónico

El sistema ultrasónico de medición de nivel se basa en la emisión de un impulso

ultrasónico a una superficie reflectante y a la recepción del eco del mismo en un

receptor. El retardo en la captación del eco depende del nivel del tanque.

Los sensores trabajan a una frecuencia de unos 20 kHz. Estas ondas

atraviesan un cierto amortiguamiento o reflexión al medio ambiente de gases o

vapores y se reflejan en la superficie del sólido o del líquido.

A continuación puede observarse varias disposiciones de montaje de los

detectores que se utilizan en los casos de alarmas o de indicación continua de

nivel.

FIGURA N° 47: Tipos de Montaje de los Transductores Ultrasónicos de Nivel FUENTE: CREUS, A. (1997), Instrumentación Industrial

97

En las aplicaciones de alarma de nivel los sensores vibran a una frecuencia de

resonancia determinada, que se amortigua cuando el líquido los moja.

En el segundo caso de indicación continua de nivel, la fuente ultrasónica genera

impulsos que son detectados por el receptor una vez ha transcurrido el tiempo

correspondiente de ida y vuelta de la onda a la superficie del solido o del

líquido.

A continuación puede verse el diagrama de bloques de un sistema de medida

de ultrasonidos.

FIGURA N° 48: Diagrama de Bloques de un Transductor FUENTE: CREUS, A. (1997), Instrumentación Industrial

El sensor emisor dispone de un oscilador excitador para enviar un impulso

ultrasónico a la superficie del fluido y el sensor receptor recibe la señal reflejada

enviando una señal función del tiempo transcurrido, y por lo tanto de nivel, a un

oscilógrafo o a un indicador.

La precisión de estos instrumentos es de ± 1 a 3%. Son adecuados para todos

los tipos de tanques y de líquidos o fangos pudiendo construirse a prueba de

explosión. Presentan el inconveniente de ser sensibles a la densidad de los

fluidos y de dar señales erróneas cuando la superficie del nivel de líquido no es

98

nítida como es el caso de un líquido que forme espuma, ya que se producen

falsos ecos de ultrasonidos.

La utilización del ordenador permite, a través de un programa, almacenar el

perfil ultrasónico de nivel, y así tener en cuenta las características particulares

de la superficie del líquido, tal como la espuma, con lo cual se mejora la

precisión de la medida. Por otro lado, el ordenador facilita la conversión del

nivel a volumen del tanque para usos de inventario, y además proporciona

características de autocomprobación (self-checking) del instrumento.

Normalmente utilizado para el control de inventarios y como respaldo a la

medición manual de nivel de producto con cinta para transferencia de custodia y

fiscalización.

FIGURA N° 49: Medición con Dispositivo Ultrasónico FUENTE: ECOPETROL (2008), Manual de Medición de Hidrocarburos

99

Medición de Nivel con Elementos Magnetostrictivos

Utilizados para el control de inventarios y como respaldo de la medición manual

de nivel de producto y agua libra para transferencia de custodia y fiscalización

de Hidrocarburos.

FIGURA N° 50: Medición de Nivel con Elementos Magnetostrictivos


La sonda magnetostrictiva de nivel es un dispositivo que registra los niveles de

interfase que contienen un tanque de almacenamiento de hidrocarburo, esta

sonda tiene unos puntos de aforo que están definidos en un programa.

En la medición con telemetría es importante tener en cuenta los siguientes

aspectos:

Se debe realizar verificaciones mensuales de los niveles reportados por

telemetría y los reportados por la medición manual con cinta.

Es una buena práctica que cada vez que se realice la medición manual

del tanque se registre en una planilla los datos de la medida con cinta, la

100

señal de telemetría y fecha efectuada, con el fin de determinar las

diferencias en todos los niveles.

Esta planilla de registro será una herramienta muy importante para que el

técnico o ingeniero realice los correspondientes ajustes y calibraciones.

3.2.3.4 Liquidación de Tanques

Se utiliza para determinar los volúmenes reales que tiene un tanque, tomando

las mediciones manuales de nivel de producto, nivel de agua libre, temperatura

y muestra del producto la cual permite determinar la Gravedad API y el

porcentaje de Agua y Sedimento (%BSW), procediendo con esta información a

obtener el Volumen Neto. Para la liquidación de tanques se utilizan las

siguientes normas API – MPMS.

Capítulo 12: Cálculo de Cantidades de Petróleo

Describe los procedimientos estándar para el cálculo de volumen estándar neto,

incluyendo la aplicación de corrección de factores y la importancia de cifras

significativas. El propósito de estandarizar el proceso de cálculo es el de lograr

el mismo resultado sin tener en cuenta la persona o computadora que realice el

cálculo.

101

Capítulo 12.1: Sección 1 – Cálculo de Cantidades de Petróleo Estáticas –

Parte 1 – Tanques Cilíndricos Verticales y Contenedores Marinos

Este capítulo está destinado a guiar al usuario a través de los pasos necesarios

para calcular cantidades estáticas líquidas, a condiciones atmosféricas, en

tanques cilíndricos verticales y contenedores marinos. La norma define términos

empleados en el cálculo de cantidades estáticas de petróleo. La norma también

especifica ecuaciones que permiten calcular los valores de ciertos factores de

corrección.

Para este proceso es fundamental entender que para que ambas partes sean

capaces de conciliar volúmenes, deben empezar con la misma información

básica (tablas de capacidad de tanques, niveles, temperaturas y así

sucesivamente) independientemente de si la información es reunida

automáticamente o manualmente. Esta norma no se dirige al cálculo de

adherencias, materiales no – líquidos, pequeñas cantidades (tales como

cantidades a bordo, cantidades residuales a bordo, y cantidades restantes,

donde el material no está tocando todos los mamparos en contenedores

marinos), y cálculos de espacios de vapor. 2ª Edición – Noviembre 2001 –

Número de Producto: H12112.

Capítulo 12.1: Sección 1 – Cálculo de Cantidades de Petróleo Estáticas –

Parte 2 – Procedimientos de Cálculo para Carro Tanques

Describe el método estandarizado para el cálculo de cantidades de carga

futuras y cantidades de carga actuales de líquidos en carro tanques. También

se explican los factores requeridos para los cálculos. Esta información es

102

aplicable para todos los petróleos crudos, productos petrolíferos y productos

petroquímicos (incluido GLP y otros gases licuados) transportados por vagones

tanque. No cubre productos cargados o medidos como sólidos.

Define los términos requeridos para entender los cálculos, y provee

instrucciones para su uso: incluye 13 ejemplos de aplicación en el Apéndice E.

1ª Edición – Mayo 2003.

Proceso para Determinar el Volumen Neto a Condiciones Estándar

El procedimiento es el siguiente, y se encuentra detallado en el capítulo 12.1 de

la norma API MPMS:

1. Obtenga la medida estática del volumen de crudo y agua libre.

2. Realice la lectura de la Temperatura.

3. Obtenga el volumen Total de Crudo (TOV) con la tabla de aforo.

4. Obtenga el volumen de agua libre de la tabla de aforo (FW).

5. Obtenga los factores de corrección por temperatura de la lámina (CTSh),

luego el factor de corrección por efecto de la temperatura (CTL) y el

Factor de corrección por efecto del techo FRA (en el caso de techo

flotante).

103

a. Para el cálculo del CTSh se puede obtener directamente a través de

la tabla B-1 Apéndice B de la Norma API Cap. 12 Sección 1 Parte 1 o

por la fórmula:

[3.2]

Donde:

TS [3.3]

TL = Temperatura del líquido

∆TS [3.4]

CTSh se debe redondear a 5 cifras decimales.

b. El factor de corrección CTL se puede obtener por formula, con la

siguiente ecuación:

[3.5]

Para crudo: [3.6]

Para Jet 1A: [3.7]

Para ACPM:

[3.8]

104

Para Gasolina:

[3.9]

c. La corrección por techo se hace de la siguiente forma:

Disponer del API a 60°F y la Temperatura del tanque en °F.

Obtener de la tabla 5A el API Observado.

Calcular el ajuste de la siguiente manera:

[3.10]

Donde:

Bbl/°API = constante de corrección por unidad de volumen

suministrada en la tabla de aforo del tanque.

6. Obtenga la calidad del crudo con la muestra analizada en el laboratorio.

7. Liquide el tanque para hallar:

[3.11]

8. Halle el Volumen Bruto Observado [3.12]

9. Halle el Volumen Bruto Estándar [3.13]

105

10. Halle el factor de corrección por agua y sedimento

[3.14]

11. Halle finalmente el Volumen Estándar Neto

[3.15]

FIGURA N° 51: Diagrama de Proceso de Liquidación de Tanque FUENTE: ECOPETROL (2008), Manual de Medición de Hidrocarburos

106

3.2.3.5 Verificaciones Mensuales

Durante los procesos operativos mensuales, se debe comparar las mediciones

por telemetría y las hechas con cinta en el tanque destinado para control de

inventarios en cada uno de los niveles alto, medio y bajo donde aplique de

acuerdo con las condiciones operacionales (el tanque haya registrado

movimientos volumétricos en todos sus niveles) de la siguiente forma:

En cada nivel se deben tomar cinco medidas que se mantengan dentro

de una diferencia máxima de 3 milímetros.

El promedio total ajustable se obtiene del promedio de la diferencia de

los niveles alto, medio y bajo del tanque al cabo de un año de

seguimiento (12 verificaciones evaluadas estadísticamente).

Si se observa que no hay variaciones significativas se sugiere manejar

cuatro verificaciones al año.

3.2.3.6 Medición de Nivel de Producto en Tanques Presurizados

La medición estática en tanques presurizados es un proceso que requiere una

serie de condiciones mínimas para que la incertidumbre sea la menor posible.

Las actividades incluidas en el proceso se detallan a continuación:

El fluido contenido en el tanque, debe encontrarse en condiciones de

quietud y/o reposo total (Estático).

107

El Rotogauge o barra deslizante debe encontrase en buen estado y

contar con certificado de calibración.

Los tanques de almacenamiento deben encontrarse en buen estado y

contar con tablas de aforo vigentes.

Para la determinación de la temperatura se debe utilizar un termómetro

de carátula y/o RTD tanto en la fase líquida como en la fase vapor.

Para las especificaciones de calidad del producto hidrocarburo se debe

tomar una muestra representativa y homogénea del hidrocarburo

contenido en los tanques de almacenamiento, utilizando un termo-

densímetro a presión.

FIGURA N° 52: Termo-Densímetro a Presión FUENTE: EP PETROECUADOR (2008), Manual del Curso de Medición y


108

Para la determinación del contenido volumétrico de hidrocarburo se debe

seguir el procedimiento de liquidación de medición estática detallado en

el capítulo 14 sección 8 de la norma API-MPMS.

Capítulo 14: Medición de Fluidos de Gas Natural

Este capítulo estandariza prácticas para medición, muestreo y pruebas de

fluidos de gas natural.

Capítulo 14.8: Medición de Gas Licuado de Petróleo (GLP)

Describe sistemas de medición estáticos y dinámicos usados para medir Gas

Licuado de Petróleo en un rango de densidad entre 0.30 y 0.70 gr/cm3.

Esta versión revisa la versión de la norma de Febrero de 1983 para incorporar

la versión actual (1992) del capítulo 14.3 ecuación del coeficiente de descarga

del medidor orificio y revisa y simplifica los cálculos de caudal másico de las

muestras. 2ª Edición – Julio 1997 – Reafirmada: Marzo 2002.

Debido a la presión interna de los tanques y sus productos almacenados, los

tanques presurizados tienen un alto grado de condiciones de seguridad en su

medición.

Los aspectos más relevantes en este tipo de medición son:

109

Localización de la Instrumentación

La instrumentación dentro de un tanque de almacenamiento a presión (GLP) se

dispone de la siguiente manera:

FIGURA N° 53: Localización de la Instrumentación


Tecnologías de Medición

Para control de inventarios y/o transferencia de custodia las tecnologías

recomendadas son:

Rotogauge.

Barra Deslizante.

110

Para el control operativo:

Magnetel.

Magnetrón.

FIGURA N° 54: Tecnologías de Medición de Tanques Presurizados FUENTE: EP PETROECUADOR (2008), Manual del Curso de Medición y


Aspectos a tener en cuenta en Medición en Tanques Presurizados

Entre los aspectos que tienen relación a la medición en tanques presurizados,

se encuentran en orden de importancia los siguientes:

111

Error en la medición con Rotogauge

El Rotogauge indica porcentajes de capacidad en galones de agua, pero por lo

general ésta capacidad es la suministrada por el fabricante, pero un aforo real

del tanque dará una ligera variación de ese volumen.

La distancia del tubo curvado hasta el fondo del tanque es del orden de ½ a 2

pulgadas en el momento de la instalación, de manera que un alargamiento u

acortamiento de esa distancia se reflejará en una diferencia en la medición que

se haga, la que puede ser mayor o menor según que el nivel este por encima o

por debajo del 50% de llenado.

El tubo curvado puede sufrir deflexiones físicas, la que se incrementará en

tanques de diámetros grandes.

Hay mucha susceptibilidad de cometer errores de paralaje en la medición.

Medición en Cisternas (Control de la cantidad despachada a granel)

Para la medición de volúmenes despachados (Transferencia de Custodia) en

cisternas las mejores prácticas apuntan a realizarlos con medición dinámica y/o

medición estática por peso (Báscula Camionera), debido a que la medición

estática con Rotogauge obvia la corrección por temperatura y presión del

tanque cisterna.

112

Medición de Temperatura

La temperatura en los tanques se mide con un termómetro de carátula y/o un

transmisor de temperatura, instalados en el fondo y la cima del tanque.

Medición de la Presión

La presión se mide con un manómetro y/o transmisor de presión, instalado en la

cima del tanque.

Procedimiento de liquidación de tanques presurizados

Disponer de la capacidad total del tanque en galones y/o barriles (100%),

medir el nivel de líquido, la temperatura (°F) tanto en la fase líquida como

de la fase de vapor y la presión (psi) de la fase vapor.

Determinar el volumen observado de la fase líquida.

[3.16]

Determinar la gravedad específica y corregir a 60°F con la norma ASTM

Tabla 23-LPG.

113

Se determina el factor de corrección de volumen de la tabla ASTM Tabla

24-LPG, tomando como valores de entrada la gravedad específica a

60°F y la temperatura del líquido en el tanque.

Obtener volumen a 60°F.

[3.17]

El volumen de la fase de vapor se determina por la diferencia entre el

volumen total (100%) menos el volumen de líquido natural.

[3.18]

De la tabla ASTM 23-LPG se obtiene el factor de conversión de volumen

gaseoso a volumen líquido a la presión y gravedad específica

encontrada.

[3.19]

Obtener el volumen a 60°F equivalente a líquido. Use nuevamente la

Tabla ASTM 24-LPG para corregir a la temperatura del vapor en el

tanque convertido a líquido.

[3.20]

114

3.2.3.7 Registros

En los puntos de transferencia de custodia y fiscalización se debe tener registro

de:

Verificación del estado de las cintas de fondo y de vacío.

Tablas de Aforo en los Tanques.

Verificación de comparación de medida manual vs. Medida automática

de nivel en tanques.

Medidas tomadas del nivel de producto y agua libre.

Liquidación del volumen a NSV.

3.3 MEDICIÓN DINÁMICA

La medición dinámica de hidrocarburos se refiere a la medición que se realiza

para determinar el volumen restante y/o transferido con propósitos de cambio

de custodia o simple inventario mientras los fluidos a ser medidos están en un

estado dinámico o en movimiento, lo cual es una operación mucho más difícil,

ya que se tiene que realizar de forma rápida y eficiente, sin lugar a repeticiones

de las medidas en caso de detectarse una falla en los equipos.

115

En si la medición dinámica de hidrocarburos es un método para medir volumen

bruto de líquido (GSV) utilizando equipos de medición con movimiento

alternativo, rotatorio y/o turbina, entre otros, por medio de la medición del

caudal que pasa por determinado punto en la transferencia de custodia.

El flujo (Q) se puede definir como un volumen del fluido que pasa un punto dado

por una unidad de tiempo (t) en un tubo. De esta manera, el caudal puede ser

expresado de la siguiente manera:

[3.21]

Donde:

A = área de la sección del tubo.

V = velocidad promedio del fluido.

De igual manera que el flujo volumétrico (M) existe el flujo másico, en el cual en

lugar de utilizar unidades volumétricas se utilizan unidades másicas, dada la

incertidumbre volumétrica producida por el hecho de que la temperatura afecta

al volumen de un elemento, mismo que se dilata o reduce su tamaño, y en el

caso de líquidos su volumen. Esta es la razón por la que en medición dinámica

de hidrocarburos se prefiere una medición en función del caudal másico, dado

que la masa no es afectada ni por la temperatura ni por la presión que se

encuentre en el sistema. El flujo másico puede ser definido entonces como:

[3.22]

[3.23]

116

Típicamente, las medidas se confían de fórmulas empíricas y en resultados de

prueba, por lo tanto, la aplicación de cualquier medidor debe considerar las

limitaciones y prueba bajo las cuales ciertos medidores se venden. Por ejemplo,

cuando la temperatura cambia, la densidad de un fluido cambiará también,

afectando la precisión de la lectura a menos que se incluya la compensación.

3.3.1 NORMATIVA

La normativa aplicada (API-MPMS) en función de la cual la medición dinámica

de hidrocarburos se basa es la siguiente:

3.3.1.1 Capítulo 5: Medida

Cubre la medición dinámica de hidrocarburos líquidos, por medio de medidores

y accesorios.

3.3.1.2 Capítulo 5.1: Consideración General para Medición por

Medidores

Este capítulo es una introducción general al capítulo 5, “Medida”. 3ª Edición –

Septiembre 1995 – Reafirmada, Marzo 2002.

117

3.3.1.3 Capítulo 5.2: Medición de Hidrocarburos Líquidos por

Medidores de Desplazamiento

Este capítulo describe los métodos de obtención de mediciones precisas y la

vida máxima de servicio cuando los medidores de desplazamiento son usados

para medir hidrocarburos líquidos. 2ª Edición – Noviembre 1987 – Refirmada,

Marzo 2002.

3.3.1.4 Capítulo 5.3: Medición de Hidrocarburos Líquidos por Medio

de Medidores de Turbina

Define el criterio de aplicación para medidores de turbina y discute las

consideraciones apropiadas de acuerdo a los líquidos a ser medidos. Discuta la

instalación de un sistema de medición de turbina, y el rendimiento, operación y

mantenimiento medidores de turbina en servicio de hidrocarburos líquidos.

Incluye “Selección de Medidor y Equipos Accesorios” e información sobre la

localización recomendada para conexiones de probadores. 4ª Edición –

Septiembre 2000.

3.3.1.5 Capítulo 5.4: Equipos Accesorios para Medidores Líquidos

Describe las características de los equipos accesorios usados con medidores

de desplazamiento y turbina en servicio de hidrocarburos líquidos. Incluye una

guía en el uso de computadoras de flujo electrónico. 3ª Edición – Septiembre

1995 – Refirmada, Marzo 2002.

118

3.3.1.6 Capítulo 5.5: Fidelidad y Seguridad de Sistemas de

Transmisión Pulso-Dato de Medición de Flujo

Este capítulo provee una guía para la selección, operación y mantenimiento de

sistemas de transmisión cableados pulso-dato para sistemas de medición de

fluidos para proveer el nivel deseado de fidelidad y seguridad de los datos

transmitidos. 1ª Edición – Junio 1982 – Refirmada: Marzo 2002.

3.3.1.7 Medición de Hidrocarburos Líquidos por medio de Medidor de

Coriolis (Reemplaza los Proyectos de Normas Medición de Fluidos de

Hidrocarburos Monofásicos, Bifásicos y Trifásicos por Medio de

Medidores de Coriolis y Medición de Crudo por Medidores de Coriolis).

(ANSI/API MPMS 5.6-2002)

La norma ANSI/API MPMS 5.6 describe métodos para alcanzar niveles de

transferencia de custodia de precisión cuando un medidor de coriolis es usado

para medir hidrocarburos líquidos.

Los temas cubiertos incluyen: Normas API aplicables usadas en la operación de

medidores de coriolis, prueba y verificación usando métodos másicos y

volumétricos básicos, instalación, operación y mantenimiento. Los

procedimientos de cálculo másicos y volumétricos básicos para determinación

de prueba y cantidad son incluidos en el apéndice E. 1ª Edición – Octubre 2002

119

3.3.1.8 Capítulo 5.7: Protocolo de Prueba para Dispositivos de

Medición de Flujo de Presión Diferencial

Define los protocolos de prueba y reporte para dispositivos de medición de flujo

basado en la detección de una presión diferencial que es creada por el

dispositivo en una corriente fluida. Estos protocolos son diseñados para

suministrar a la industria con una descripción comparable de las capacidades

de estos dispositivos para la medición de fluidos monofásicos cuando son

usados bajo condiciones operacionales similares. 1ª Edición – Febrero 2003.

3.3.1.9 Capítulo 5.8: Medición de Hidrocarburos Líquidos por Medio

de Medidores de Flujo Ultrasónicos usando Tecnología de Tiempo de

Transito

Este proyecto de norma describe métodos para obtener mediciones de nivel de

transferencia de custodia con medidores de flujo ultrasónicos (UFMs) usados

para medir hidrocarburos líquidos. Este documento incluye criterios de

aplicación para UFM e incluye consideraciones con respecto a los líquidos a ser

medidos. Este documento también dirige la instalación, operación, prueba y

mantenimiento de UFMs en servicio de hidrocarburos líquidos. 1ª Edición –

Octubre 2002.

120

3.3.1.10 Tipos de Medidores según la Normativa

Según la normativa correspondiente (API-MPMS y AGA) los tipos de medidores

se pueden clasificar en medidores para líquidos y medidores para gas, como se

demuestra a continuación:

Medidores para Líquidos

Los medidores para líquidos se manejan de la siguiente manera:

Desplazamiento Positivo (API-MPMS 5.2).

Turbina (API-MPMS 5.3).

Coriolis (API-MPMS 5.6).

Ultrasónico – Tiempos de Transito (API-MPMS 5.8).

Medidores para Gas

Los medidores para Gas se clasifican de la siguiente manera:

Platina de Orificio (AGA Report #3).

Turbina (AGA Report #7).

121

Ultrasónico – Tiempos de Tránsito (AGA Report #9).

Coriolis (AGA Report#11).

Desplazamiento Tipo Diafragma (ANSI B – 109.1/.2).

Desplazamiento Tipo Rotámetro (ANSI B – 109.3).

FIGURA N° 55: Esquema de un Medidor de Placa Orificio FUENTE: SAPIENS, Placa Orificio

3.3.2 MEDICIÓN DINÁMICA – CLASIFICACIÓN DE MÉTODOS DE

MEDICIÓN

Generalmente, los tipos de medidores y los tipos de medición dinámica se

clasifican de la siguiente manera:

122

FIGURA N° 56: Clasificación de Métodos de Medición FUENTE: EP PETROECUADOR (2008), Manual del Curso de Medición y


En el gráfico anterior se destacan los instrumentos y/o métodos de medición

más utilizados, mismos aprobados por la norma API. De igual manera, los

medidores se pueden clasificar de la siguiente manera:

123

3.3.2.1 Medidores de Flujo con Partes Móviles Húmedas (el

Desplazamiento tal como Positivo, la Turbina y Área variable)

Ellos utilizan alta tolerancia mecánica de las partes móviles de las que el

desempeño del medidor depende. Estas partes son susceptibles por uso

mecánico, y por ello se aplican solo para fluidos limpios.

3.3.2.2 Medidores de Flujo sin parte Móviles Húmedas (tal como el

Vórtice, la Presión Diferencial, el del Objetivo o “Target”, y el Térmico)

Su carencia de partes móviles da una ventaja; sin embargo, con mucho tiempo

de uso, la tubería tiende a taparse y los fluidos excesivamente sucios pueden

causar problemas.

3.3.2.3 Medidores de Flujo sin Obstrucciones

Tal como Coriolis, magnético y ultrasónico. Estos medidores permiten que el

fluido pase libremente y así mantenga su desempeño cuando manejan fluidos

sucios o abrasivos.

124

3.3.2.4 Medidores de Flujo con Sensores Montados Externamente

Tal como el ultrasónico con abrazadera y los medidores de flujo de vertedero.

Ellos no ofrecen obstrucción al fluido y no tienen partes húmedas. Sin embargo,

ellos no pueden ser utilizados en todas las aplicaciones a sus limitaciones.

3.3.3 MEDICIÓN DINÁMICA – TIPOS

La medición dinámica de fluidos se puede caracterizar de la siguiente manera:

3.3.3.1 Medición Volumétrica

Estos miden el volumen directamente, pero incurren en el error de que los

volúmenes son susceptibles a variaciones en función de la temperatura,

presión, por lo tanto siempre hay que mantener disponibles los factores de

corrección a volúmenes estándar. Medidores como del de desplazamiento

positivo son medidores volumétricos.

3.3.3.2 Medición de Velocidad

Estos medidores determinan la velocidad de los fluidos al pasar por un área

determinada. El flujo total es determinado multiplicando la velocidad por el área

125

por la cual los fluidos pasan. Los medidores que utilizan el principio de

velocidad son el magnético, el de turbina y los medidores ultrasónicos.

3.3.3.3 Medición Inferencial

El flujo es inferido por alguna propiedad física (como la presión diferencial) y

luego puesto en correlación experimentalmente con el fluido. Estos elementos

son el de presión diferencial (dp), el de objetivo y el de área variable.

3.3.3.4 Medición Másica

Estos dispositivos miden masa directamente. La determinación del caudal

puede efectuarse a partir de una medida volumétrica compensándola para las

variaciones de densidad del fluido, o bien determinar directamente el caudal

masa aprovechando las características medibles de la masa del fluido. Un

ejemplo de medidor másico es el medidor másico de coriolis.

3.3.3.5 Aplicación

Dependiendo de qué tipo es escogido, muchos parámetros deben ser

considerados cuándo utilicen medidores de flujo. Ignorar tales parámetros

puede tener como resultado una medida con un error alto o con una vida útil

muy corta. Además de los requisitos típicos comunes a la mayoría de las

126

mediciones tales como las condiciones del proceso, la gama que mide, y la

precisión, la medición de flujo también requiere una mirada más cercana de:

El tipo de fluido y si está sucio o limpio.

El perfil del flujo.

La pérdida de la presión permitida, las consideraciones de tubería, y los

requerimientos de trayecto de tubo recto o el uso de rectificaciones.

El tamaño de la línea.

3.3.4 TIPOS DE FLUJOS

Cuando entre dos partículas en movimiento existe un gradiente de velocidad, o

sea, que una se mueve más rápido que la otra, se desarrollan fuerzas de

fricción que actúan tangencialmente en las mismas. Las fuerzas de fricción

tratan de introducir rotación entre las partículas en movimiento, pero

simultáneamente la viscosidad trata de impedir la rotación. Dependiendo del

valor relativo de estas fuerzas se pueden producir diferentes estados de flujo.

Cuando las fuerzas de inercia del fluido en movimiento son muy bajas, la

viscosidad es la fuerza dominante y el flujo es laminar. Cuando predominan las

fuerzas de inercia el flujo es turbulento. Osborne Reynolds estableció una

relación que permite establecer el tipo de flujo que posee un determinando

problema.

127

3.3.4.1 Flujo Laminar

Cuando el gradiente de velocidad es bajo, la fuerza de inercia es mayor que la

de fricción, las partículas se desplazan pero no rotan, o lo hacen pero con muy

poca energía, el resultado final es un movimiento en el cual las partículas

siguen trayectorias definidas y todas las partículas que pasan por un punto en el

campo del flujo siguen la misma trayectoria. Este tipo de flujo fue identificado

por O. Reynolds y se denomina “laminar”, queriendo significar con ello que las

partículas se desplazan en forma de capas o láminas.

En este flujo laminar, las fuerzas viscosas causan que el fluido vaya más

despacio porque pasa cerca de la pared del tubo. El perfil de flujo es casi

parabólico, con mayor flujo en el centro del tubo que en las paredes del mismo,

donde el flujo se vuelve lento.

FIGURA N° 57: Flujo Laminar en una Tubería FUENTE: NEURO, Flujos Laminares

3.3.4.2 Flujo Turbulento

Al aumentar el gradiente de velocidad se incrementa la fricción entre las

partículas vecinas al flujo, y estas adquieren una energía de rotación apreciable,

128

la viscosidad pierde su efecto y debido a la rotación las partículas cambian de

trayectoria. Al pasar de unas trayectorias a otras, las partículas chocan entre si

y cambian de rumbo en forma errática. Éste tipo de flujo se denomina

“turbulento”.

FIGURA N° 58: Flujo Turbulento

FUENTE: UAM, Flujos Turbulentos

El flujo turbulento se caracteriza porque:

Las partículas del fluido no se mueven siguiendo trayectorias definidas.

La acción de la viscosidad es despreciable.

Las partículas del fluido poseen energía de rotación apreciable, y se

mueven en forma errática chocando unas con otras.

Al entrar las partículas de fluido a capas de diferente velocidad, su

momento lineal aumenta o disminuye, y el de las partículas vecinas lo

hacen en forma contraria.

129

En el flujo turbulento el efecto de la fuerza de inercia es mucho mayor que el

efecto de las fuerzas viscosas, así que el efecto de la pared de tubo se reduce.

El perfil de flujo es por lo tanto más uniforme que el flujo laminar, sin embargo,

la capa de flujo próxima a la pared del flujo permanece laminar.

3.3.4.3 Flujo de Transición

El perfil de transición del flujo está entre el laminar y los perfiles turbulentos del

flujo. Su conducta tiende a ser difícil de predecir y puede oscilar entre los

perfiles laminares y turbulentos del flujo. El paso de flujo laminar a turbulento

es un fenómeno gradual, inicialmente se produce turbulencia en la zona central

del tubo donde la velocidad es mayor, pero queda una corona de flujo laminar

entre las paredes del tubo y el núcleo central turbulento. Al aumentar la

velocidad media, el espesor de la corona laminar disminuye gradualmente hasta

desaparecer totalmente. Esta última condición se consigue a altas velocidades

cuando se obtiene turbulencia total en el flujo.

FIGURA N° 59: Tipos de Flujo FUENTE: SAPIENS, Tipos de Flujo

130

3.3.4.4 Número de Reynolds

Osborne Reynolds mediante un aparato sencillo fue el primero en demostrar

experimentalmente la existencia de estos dos tipos de flujo. Mediante

colorantes agregados al agua en movimiento demostró que el flujo laminar las

partículas de agua y colorante se mueven siguiendo trayectorias definidas sin

mezclarse, en cambio en el flujo turbulento las partículas de tinta se mezclan

rápidamente con el agua.

Cuatro factores afectan el perfil del flujo en la relación llamada “Numero de

Reynolds”. El número (Rd) de Reynolds, es una cantidad adimensional que

indica las condiciones del flujo en un tubo dado; considera los efectos

combinados de la velocidad, la densidad y la viscosidad. Sin embargo, el rd no

tiene en cuenta la rugosidad de la pared del tubo, que puede afectar la

distribución de la velocidad y aplica sólo a fluidos Newtonianos. En tales fluidos,

la viscosidad es independiente de la razón de recorte.

[3.24]

Donde:

= Diámetro del Tubo.

= Velocidad promedio del Líquido.

= Densidad del Fluido.

= Viscosidad Absoluta del Fluido.

131

El flujo se considera laminar si Rd < 2000. Si Rd llega a 4000, comienza a ser

turbulento y en 7000 el perfil del flujo se establece como turbulento

completamente. La gama entre 4000 y 7000, donde el flujo llega a ser

turbulento, es una condición inestable y compleja que es afectada por muchos

parámetros (ya sea si la velocidad aumenta o disminuye).

3.3.5 PRINCIPALES MEDIDORES

Anteriormente revisamos los tipos de medidores que son utilizados en la

medición dinámica de hidrocarburos líquidos, que en realidad es una medición

de flujo. Estos tipos de medidores son los creados y utilizados en la mayoría de

las industrias, sin embargo en la industria petrolera, se utilizan elementos de

alta confiabilidad, que han sido previamente aprobados por la API.

A continuación detallaremos los principales elementos de medición utilizados en

la industria petrolera:

3.3.5.1 Medidores de Turbina

Los medidores de turbina consisten en un medidor que gira al paso del fluido

con una velocidad directamente proporcional al caudal.

La velocidad del fluido ejerce una fuerza de arrastre en el rotor; la diferencia de

presiones debido al cambio de área entre el rotor y el cono posterior ejerce una

fuerza igual y opuesta.

132

De este modo el rotor está equilibrado hidrodinámicamente y gira entre los

conos anterior y posterior sin necesidad de utilizar rodamientos axiales evitando

así un rozamiento que necesariamente se produciría.

FIGURA N° 60: Medidor de Turbina FUENTE: CREUS, A. (1997), Instrumentación Industrial

Existen dos tipos de convertidores para captar la velocidad de la turbina. En el

de reluctancia la velocidad viene determinada por el paso de las palas

individuales de la turbina a través del campo magnético creado por un imán

permanente montado en una bobina captadora exterior. El paso de cada pala

varía la reluctancia del circuito magnético.

133

Esta variación cambia el flujo induciendo en la bobina captadora una corriente

alterna que, por lo tanto, es proporcional al giro de la turbina.

FIGURA N° 61: Medidor de Turbina de Tipo Reluctancia FUENTE: EP PETROECUADOR (2008), Manual del Curso de Medición y


FIGURA N° 62: Partes Importantes de un Medidor de Turbina


134

En el de tipo inductivo el rotor lleva incorporado un imán permanente y el campo

magnético giratorio que origina induce una corriente alterna en una bobina

captadora exterior.

En ambos casos, la frecuencia que genera el rotor de la turbina es proporcional

al caudal siendo del orden de 150 a 1200 ciclos por segundo para el caudal

máximo. Por ejemplo, si un rotor de seis palas gira a 100 revoluciones por

segundo, genera 100 impulsos por segundo. El número de impulsos por unidad

de caudal es constante. La turbina está limitada por la viscosidad del fluido,

debido al cambio que se produce en la velocidad del perfil del líquido a través

de la tubería cuando aumenta la viscosidad. En las paredes, el fluido se mueve

más lentamente que en centro, e modo que, las puntas de las palas no pueden

girar a mayor velocidad. En general, para viscosidades superiores a 3-5

centistokes se reduce considerablemente el intervalo de medida del

instrumento.

FIGURA N° 63: Ensamblaje de un Medidor de Turbina FUENTE: EP PETROECUADOR (2008), Manual del Curso de Medición y


135

La precisión es muy elevada, del orden de ± 0.3%. La máxima precisión se

consigue con un régimen laminar instalando el instrumento en una tubería recta

de longitudes mínimas de 15 diámetros aguas arriba y 6 diámetros aguas abajo.

El campo de medida lega hasta la relación de 15 a 1 entre el caudal máximo y

el mínimo y la escala es lineal. El instrumento es adecuado para la medida de

caudales de líquidos limpios o filtrados. Debe instalarse de tal modo que no se

vacíe cuando cesa el caudal ya que el choque del agua a alta velocidad contra

el medidor vacío lo dañaría seriamente. La sobrevelocidad por exceso de

caudal puede ser también perjudicial para el instrumento. La frecuencia

generada por el medidor de turbina se transmite a un convertidor indicador o

totalizador.

FIGURA N° 64: Tamaños de Medidores de Turbina FUENTE: EP PETROECUADOR (2008), Manual del Curso de Medición y


136

3.3.5.2 Medidores de Desplazamiento Positivo

Los medidores de desplazamiento positivo miden el caudal en volumen

contando o integrando volúmenes separados del líquido. Las partes mecánicas

del instrumento se mueven aprovechando la energía del fluido y dan lugar a una

pérdida de carga. La precisión depende de los huelgos entre las partes móviles

y las fijas y aumenta con la calidad de la mecanización y con el tamaño del

instrumento. Existen varios tipos básicos de medidores:

Disco Oscilante.

Pistón Oscilante.

Pistón Alternativo.

Rotativos.

Diafragma.

Medidor de Disco Oscilante

El instrumento dispone de una cámara circular con un disco plano móvil dotado

de una ranura en la que está intercalada una placa fija.

Esta placa separa la entrada de la salida e impide el giro del disco durante el

paso del fluido. La cara baja del disco está siempre en contacto con la parte

137

inferior de la cámara en el lado opuesto. De este modo la cámara está dividida

en compartimientos separados de volumen conocido.

Cuando pasa el fluido, el disco toma un movimiento parecido al de un trompo

caído de modo que cada punto de su circunferencia exterior sube y baja

alternativamente estableciendo contacto con las paredes de la cámara desde su

parte inferior a la superior.

Este movimiento de balanceo se transmite mediante el eje del disco a un tren

de engranajes. El par disponible es pequeño, lo que pone un límite en la

utilización de accesorios mecánicos. Empleado originalmente en aplicaciones

domesticas para agua, se utiliza industrialmente en la medición de caudales de

agua fría, agua caliente, aceite y líquidos alimenticos.

La precisión es de ± 1-2%. El caudal máximo es de 600l/min y se fabrica para

pequeños tamaños de tubería.

FIGURA N° 65: Medidor de Disco Oscilante FUENTE: CREUS, A. (1997), Instrumentación Industrial

138

Medidor de Pistón Oscilante

El instrumento se compone de una cámara de medida cilíndrica con una capa

divisora que separa los orificios de entrada y de salida.

La única parte móvil es un pistón cilíndrico que oscila suavemente en un

movimiento circular entre las dos caras planas de la cámara, y que está provisto

de una ranura que desliza en la placa divisora fija que hace de guía del

movimiento oscilante.

El eje del pistón al girar, transmite su movimiento a un tren de engranajes y a un

contador. El par disponible es elevado de modo que el instrumento puede

accionar los accesorios mecánicos que sean necesarios.

FIGURA N° 66: Medidor de Pistón Oscilante FUENTE: CREUS, A. (1997), Instrumentación Industrial

139

Los diagramas indican el movimiento del pistón desde que entra el líquido en la

cámara hasta que ha sido medido y descargado.

La precisión normal es de ± 0.5% con pistón sintético, dentro de un margen de

caudal de 5:1. Se fabrican para tamaños de tubería hasta 2” con caudales

máximos de 600 l/min. Se aplican en la medición de agua y líquidos viscosos o

corrosivos.

Medidor de Pistón Alternativo

El medidor de pistón convencional es el más antiguo de los medidores de

desplazamiento positivo. El instrumento se fabrica en muchas formas: de varios

pistones, pistones de doble acción, válvulas rotativas, válvulas deslizantes

horizontales. Estos instrumentos se han empleado mucho en la industria

petroquímica y pueden alcanzar una precisión del orden de ± 0.2%.

FIGURA N° 67: Medidor de Pistón Convencional FUENTE: CREUS, A. (1997), Instrumentación Industrial

140

Su capacidad es pequeña comparada con los tamaños de otros medidores. Su

costo inicial es alto, dan una pérdida de carga alta y son difíciles de reparar.

Medidor Rotativo

Este tipo de instrumento tiene válvulas que giran excéntricamente rozando con

las paredes de una cámara circular y transportan el líquido en forma

incremental de la entrada a la salida.

Se emplean mucho en la industria petroquímica para la medida de crudos y de

gasolina con intervalos de medida que van de unos pocos lts/min de líquidos

limpios de baja viscosidad hasta 64000 lts/min de crudos viscosos.

Hay varios tipos de medidores rotativos, siendo los más empleados, los

cicloidales, los de dos rotores (birrotor) y los ovales.

Medidor Rotativo Cicloidal

Los medidores cicloidales contienen dos lóculos del tipo Root engranados entre

sí que giran en direcciones opuestas manteniendo una posición relativa fija y

desplazando un volumen fijo de fluido líquido o gas en cada revolución.

141

FIGURA N° 68: Medidor Cicloidal FUENTE: CREUS, A. (1997), Instrumentación Industrial

Se fabrican en tamaños que van de 2” a 24” y con caudales de líquidos de 30 a

66500 lts/min y en gas hasta 3Nm3/h. Su precisión es de ± 1% para caudales

de 10 al 100% del intervalo de medida, bajando mucho la precisión en caudales

bajos debido a los huelgos que existen entre los lóbulos.

Medidor Rotativo Birrotor

El sistema birrotor consiste en dos rotores sin contacto mecánico entre sí que

giran como únicos elementos móviles en la cámara de medida. La relación de

giro mutuo se mantiene gracias a un conjunto de engranajes helicoidales

rotalmente cerrado y sin contacto con el líquido. Los rotores están equilibrados

estática y dinámicamente y se apoyan en rodamientos de bolas de acero

inoxidable. Al no existir contacto mecánico entre los rotores, la vida útil es larga

y el mantenimiento es fácil. El instrumento puede trabajar con bajas presiones

diferenciales del orden de 1” c. de a.

142

FIGURA N° 69: Medidor Birrotor FUENTE: CREUS, A. (1997), Instrumentación Industrial

Son reversibles, admiten sobre-velocidades esporádicas sin recibir daño

alguno, no requieren filtros, admiten el paso de partículas extrañas y permiten

desmontar fácilmente la unidad de medida sin necesidad de desmontar el

conjunto completo.

Su ajuste es sencillo y son de fácil calibración mientras el instrumento esta bajo

presión y sin pérdida de líquido.

Se aplican en la medición de caudales de crudos y productos petrolíferos. Su

tamaño varía de 3 a 12”. La precisión es de ± 0.2%, con una pérdida de carga

de 5 psi y con un margen de caudal de 5 a 1. Puede manejar flujos de hasta

12500 GPM, y presiones de hasta 1440 psi.

143

FIGURA N° 70: Medidor Birrotor con Contador de las Revoluciones del Rotor FUENTE: EP PETROECUADOR (2008), Manual del Curso de Medición y


Medidor Rotativo Oval

Los medidores ovales disponen de dos ruedas ovales que engranan entre sí y

tienen un movimiento de giro debido a la presión diferencial creada por el

líquido. La acción del líquido va actuando alternativamente sobre cada una de

las ruedas dando lugar a un giro suave de un par casi constante. La cámara de

medida y las ruedas están mecanizadas con gran precisión para conseguir un

deslizamiento mínimo entre las mismas, sin formación de bolsas o espacios

144

muertos en la cámara de medida y barriendo completamente la misma en cada

rotación.

FIGURA N° 71: Medidor Oval FUENTE: CREUS, A. (1997), Instrumentación Industrial

De este modo, la medida es prácticamente independiente de variaciones en la

densidad y en a viscosidad del líquido. La precisión es de ± 0.5% del caudal

total. Los tamaños varían de ½ a 3”.

3.3.5.3 Medidor de Coriolis

El medidor de Coriolis se basa en el teorema de Coriolis, matemático francés

(1975-1843) que observo que un objeto de masa m que se desplaza a una

velocidad lineal V a través de una superficie giratoria que gira con una velocidad

angular constante w, experimenta una velocidad tangencial (velocidad angular *

radio de giro) tanto mayor cuanto mayor es su alejamiento del centro. Si el móvil

se desplaza del centro hacia la periferia experimentara un aumento gradual de

145

su velocidad tangencial, lo cual indica que se le está aplicando una aceleración,

y por lo tanto, una fuerza sobre la masa del objeto.

Como el radio de giro va aumentando gradualmente, la velocidad tangencial

también varía, con lo que se concluye que una variación de la velocidad

comporta una aceleración, la que a su vez es debida por una fuerza que actúa

sobre la bola. Estas son respectivamente, la aceleración y la fuerza de Coriolis.

FIGURA N° 72: Medidor de Coriolis FUENTE: EP PETROECUADOR (2008), Manual del Curso de Medición y


La generación de la fuerza de Coriolis puede producirse básicamente de dos

formas:

La primera forma es por inversión de las velocidades lineales del fluido

mediante la desviación de un bucle en forma de omega (Ω) en estado de

146

vibración controlada (a la frecuencia de resonancia para reducir la energía

requerida).

La vibración del tubo, perpendicular al sentido de desplazamiento del fluido,

crea una fuerza de aceleración en la tubería de entrada del fluido y una fuerza

de deceleración en la salida, con lo que se genera un par cuyo sentido va

variando de acuerdo con la vibración y con el ángulo de torsión del tubo, que es

directamente proporcional a la masa instantánea de fluido circulante.

FIGURA N° 73: Medidor de Coriolis de Tubo en U FUENTE: CREUS, A. (1997), Instrumentación Industrial

La segunda manera es por inversión de las velocidades angulares del fluido

mediante un tubo recto. Se observa que la velocidad lineal del fluido en los

puntos A y B es la misma, pero que la vibración a la que somete que la

velocidad angular en A es contraria a las agujas del reloj mientras que en B en

el mismo sentido.

147

Esta diferencia de fase es la que miden los sensores y es proporcional al caudal

másico. La ventaja principal del tubo recto con relación con el tubo en Ω es que

su pérdida de carga es muy baja.

FIGURA N° 74: Medidor de Coriolis de Tubo Recto FUENTE: CREUS, A. (1997), Instrumentación Industrial

La medida es independiente de la temperatura, presión y densidad del fluido. Al

estar el tubo libre de obstrucciones, admite la circulación de fluidos con sólidos

en suspensión.

La selección del material del tubo es importante puesto que debe soportar la

fatiga mecánica debida a la vibración a su frecuencia natural, y a la corrosión y

a la erosión del fluido. La precisión es el orden del ± 0.3%. Otros tubos

empleados tienen la forma de S, Z y de hélice.

148

Todos estos instrumentos de caudal pueden disponer de unidades de

transmisión inteligente que les permiten su fácil calibración, el cambio rápido del

campo de medida y la lectura de la variable en cualquier punto de la instalación

donde se hayan previsto tomas, por ejemplo, en el transmisor y en receptor.

3.3.5.4 Medidores Ultrasónicos

Los medidores ultrasónicos son medidores que calculan el flujo midiendo el

tiempo transitorio de pulsos de sonido de alta frecuencia.

Los tiempos transitorios son medidos de pulsos de sonido viajando en diagonal

a través de la tubería, aguas abajo y aguas arriba. La diferencia en esos

tiempos transitorios está relacionada a la velocidad promedio.

Entre sus principales características se encuentran:

De la localización de los transductores depende una óptima precisión en

la medida.

Los transductores actúan alternadamente como emisor y receptor.

Los pulsos que viajan aguas abajo atraviesan más rápido que los que

van aguas arriba.

149

FIGURA N° 75: Medidor Ultrasónico FUENTE: EP PETROECUADOR (2008), Manual del Curso de Medición y


El transductor de aguas abajo responde con otro pulso de ultrasonido, al

recibirlo el transductor aguas arriba se calcula el tiempo de transito, en los dos

sentidos. Se comparan los tiempos. Si son iguales, no hay flujo.

El flujo provoca la transmisión de sonido más rápida en la dirección del flujo, y

más lenta en el sentido opuesto.

3.3.6 MUESTREO AUTOMÁTICO

El muestreo automático es el procedimiento de muestreo de los productos que

están siendo medidos o transportados, que se los debe realizar de manera

automáticamente en las operaciones de medición dinámica o transferencia de

custodia.

150

3.3.6.1 Normativa

La normativa regente del muestreo automático es la siguiente:

Capítulo 8.2: Muestreo Automático de Petróleo o Productos Petrolíferos

(ANSI/ASTM D 4177)

Este capítulo cubre los procedimientos automáticos para la obtención de

muestras representativas de petróleo y stocks o embarcaciones no uniformes, a

excepción de petróleo eléctricamente aislado. 2ª Edición – Octubre 1995 –

Reafirmado: Diciembre 2000.

Capítulo 8.3: Mezcla y Manipulación de Muestras Líquidas de Petróleo o

Productos Petrolíferos (ANSI/ASTM D 5854)

Este capítulo cubre la manipulación, mezcla y procedimientos de

acondicionamientos requeridos para asegurar que una muestra representativa

del petróleo líquido o producto petrolífero es entregada desde el contenedor de

muestras primario hasta el interior del aparato de prueba o al interior de los

contenedores intermedios. Para procedimientos de muestreo, referirse al

capítulo 8.1 y 8.2. Referirse al capítulo 8.4 para la mezcla y manipulación de

combustibles livianos para medición de la volatilidad. Este capítulo fue

desarrollado conjuntamente con la ASTM. 1ª Edición – Octubre 1995 –

Reafirmada: Diciembre 2000.

151

Capítulo 8.4: Manual de Muestreo y Manipulación de Combustibles para

Mediciones de Volatilidad. (ANSI/ASTM D 5482)

Este capítulo cumple los procedimientos y el equipo para la obtención, mezcla y

manipulación de muestras representativas de combustibles volátiles con el

propósito de prueba para el cumplimiento de la norma establecida para

mediciones relacionadas a volatilidad aplicable a combustibles livianos. El rango

equivalente de presión de vapor seco aplicable de esta norma es de 13 a 105

kilopascales (2 a 16 psia). También aplicable para la mezcla, muestreo y

manipulación de combustibles reformulados, incluyendo aquellos contenedores

oxigenados. Desarrollada en conjunto con la ASTM. 1ª Edición – Octubre 1995

– Reafirmada: Diciembre 2000.

3.4 TRANSFERENCIA DE CUSTODIA

Estos procedimientos están organizados en una secuencia recomendad de

pasos para determinar la cantidad y calidad de petróleo crudo que se transfiere

en condiciones de campo. Estas mediciones son realizadas por los

responsables de la transferencia de custodia y de registro de los resultados de

las mediciones. Todas las mediciones se realizaran con cuidado para la plena

satisfacción de todas las partes o representantes autorizados.

La transferencia de custodia se produce cuando hay un cambio de propietarios

de un producto petrolero. Las mediciones exactas de volumen son esenciales

para asegurar la satisfacción tanto del comprador como del vendedor del

producto. Las medidas de volumen estándar neto son la base para las

transacciones entre las partes interesadas.

152

Un cambio debido a un error en la medición de volúmenes transportados de un

propietario hacia otro puede terminar en discusiones sobre el verdadero valor

monetario a intercambiarse, que en el peor de los casos podría llegar a la salida

u expulsión del convenio de una de las partes.

Cabe recalcar que al ser un proceso que se realiza diariamente, en el que se

manejan grandes cantidades de productos y por lo tanto dinero, se debe

mantener un nivel de incertidumbre prácticamente de cero, para lo cual se

necesita una constante evaluación y calibración de los equipos del sistema.

Cuando la propiedad del Petróleo es transferida desde una compañía a otra,

ocurre una transacción fiscal. Es crítico que la medición sea exacta para

asegurar la transacción del petróleo por el dinero sea equitativa. El equipo de

medición de flujo sirve como “caja registradora” de este intercambio.

Los productos petroleros se originan al borde del pozo. Después, estos son

transportados, procesados y almacenados un número de veces hasta llegar a

los consumidores. Durante este trayecto desde la cabeza del pozo al cliente, el

propietario del producto puede cambiar. Sin embargo, en ciertas situaciones de

transporte y almacenamiento, el propietario del producto sigue siendo el mismo:

solo cambia la responsabilidad por el producto. Se dice que tiene la “custodia”

de ese producto quienquiera que sea el propietario o responsable de dicho

producto. La transferencia de custodia sucede cuando la custodia del producto

pasa de una entidad a otra.

Entonces, la transferencia de custodia puede describirse como el traspaso de

responsabilidad durante el almacenamiento y transporte de un volumen

determinado o medido de petróleo líquido. Cualquier pérdida o ganancia que

resulte de una medición errónea es la responsabilidad de la compañía

operadora del oleoducto.

153

La transferencia de custodia se da en varios puntos de la trayectoria del

producto desde el borde del pozo hasta el usuario final. Algunos de los puntos

de transferencia de custodia son:

Inyección del crudo al oleoducto (de propiedad del transportador) por el

productor (despachador).

Recepción del crudo en una instalación de almacenamiento de refinería.

Inyección de un producto refinado al oleoducto.

Movimiento de un producto al oleoducto a través de un límite

jurisdiccional.

Entrega del producto refinado en la instalación de almacenamiento para

venta.

3.4.1 MEDICIÓN EN LA TRANSFERENCIA DE CUSTODIA

Se conoce como medición al conjunto de operaciones que tienen por finalidad

determinar el valor de una magnitud bajo una óptica integral.

La transferencia de custodia es la base para una amplia gama de transacciones

comerciales en la industria petrolera. Es esencial tomar medidas exactas en el

punto de la transferencia.

154

La medición de crudo, gases licuados de petróleo (GLP) y productos refinados

en oleoductos y tanques de almacenamiento es una parte sumamente

importante de la operación del oleoducto.

Las compañías operadoras de oleoductos (transportadoras) deben conocer los

volúmenes de petróleo crudo, GLP y otros líquidos que manejan, ya que estos

volúmenes determinan la cantidad que se les paga.

El líquido se mide tanto en el oleoducto durante la transferencia de custodia

(cuando el líquido cambia de propietario) y en las instalaciones de

almacenamiento.

La densidad del líquido, presión de vapor, temperatura y presión influyen en el

volumen. Por lo tanto, también deben medirse estos factores ajustándose el

volumen de acuerdo a estos.

El costo potencial de mediciones inexactas es alto. Un terminal de cargas típico

puede cargar 100 millones de producto por año. Un error de tan solo 0.25%

significa una posible pérdida anual al operador del oleoducto de $250000.

Desde este punto de vista económico es recomendable asegurar que los

errores en medición sean lo más bajos como sea posible.

155

FIGURA N° 76: Impacto Económico por Bajas Exactitudes FUENTE: EP PETROECUADOR (2008), Manual del Curso de Medición y


Las mediciones precisas en el volumen deben hacerse bien en el oleoducto o

en las instalaciones de almacenamiento para asegurar que el volumen

transferido sea exacto. Para que se produzca esta transición de responsabilidad

las mediciones deben ser absolutas.

Las mediciones exactas de la cantidad del producto deben hacerse durante el

proceso de transferencia de custodia.

Por ejemplo, el petróleo crudo contiene agua y sedimentos (BSW). El volumen

de agua y sedimentos debe sustraerse del volumen total del crudo.

Asimismo, se aplican factores de corrección para convertir las medidas de

volumen medido a volumen estándar neto.

156

3.4.2 NORMATIVA

Esta es la normativa regente de los sistemas de transferencia de custodia.

3.4.2.1 Capítulo 4: Sistemas de Probadores

Este capítulo sirve como una guía para el diseño, instalación, calibración y

operación de los sistemas de medición de prueba.

3.4.2.2 Capítulo 4.1: Introducción

Una introducción general al tema de probadores, el procedimiento usado para

determinar el meter factor. 2ª Edición – Mayo 1998.

3.4.2.3 Capítulo 4.2: Probadores de Desplazamiento

Este documento esboza elementos esenciales de probadores que comprenden

medidores como elementos de desplazamiento dentro de la cámara del

probador junto a los switches de detección. Provee detalles de diseño e

instalación para los tipos de probadores de desplazamiento que están

actualmente en uso. Los probadores discutidos son diseñados por instrumentos

de medición de prueba bajo condiciones operativas dinámicas con

hidrocarburos líquidos monofásicos. 3ª Edición – Septiembre 2003.

157

3.4.2.4 Capítulo 4.3: Probadores para Volúmenes Pequeños

Este capítulo esboza las los elementos esenciales de un probador para

volúmenes pequeños y provee descripciones y detalles operacionales para los

varios tipos de probadores para volúmenes pequeños que cumplan los

estándares aceptables de repetibilidad y exactitud. 1ª Edición – Julio 1998 –

Reafirmado, Marzo 2002.

3.4.2.5 Capítulo 4.4: Probadores de Tanques

Este capítulo especifica las características de probadores de tanques que son

usados en general y los procedimientos para su calibración. Este capítulo no se

aplica a probadores de tipo vertedero, condensación de vapores,

desplazamiento de agua de tanques duales o desplazamiento de gas. 2ª

Edición – Mayo 1998 – Fecha Efectiva: Mayo 1998.

3.4.2.6 Capítulo 4.5 Medidores de Prueba Master

Este capítulo cubre el uso de medidores de desplazamiento y turbina como

medidores master. 2ª Edición – Mayo 2000.

158

3.4.2.7 Interpolación de Pulsos

Este capítulo describe como el método de doble cronometría de interpolación

de pulsos, incluyendo los requerimientos del sistema operativo y equipos de

prueba. Son aplicados a medidores de prueba. 2ª Edición – Mayo 1999 –

Refirmada: Noviembre 2003.

3.4.2.8 Medición de Prueba de Campo Normadas de Campo

Esboza los elementos esenciales de Mediciones de Prueba Normadas de

Campo y provee descripciones y detalles operacionales. El rango volumétrico

para mediciones en este capítulo es de 1 a 1500 galones. 2ª Edición –

Diciembre 1998 – Reafirmada: Noviembre 2003.

3.4.2.9 Operación de Sistemas de Prueba

Cubre la operación de varios sistemas de medición de prueba usados en la

industria petrolífera. Medidores de petróleos líquidos usados para medición de

transferencia de custodia requieren pruebas periódicas para verificar la

exactitud y la repetibilidad y exactitud y para establecer factores de medición

validos. 1ª Edición – Noviembre 1995 – Reafirmada: Maro 2002.

159

3.4.3 EQUIPOS

En la transferencia de custodia podemos dividir a los equipos básicamente en

dos partes. Los probadores (provers) y los medidores (Unidades Lact). Estos

elementos en conjunto brindaran a las partes la confiabilidad de que el producto

transferido beneficia a ambas de igual manera.

3.4.3.1 Probadores

Los probadores (provers o patrones) se utilizan para calibrar los medidores de

flujo. Dado que un error en un medidor de inferencia (turbina) es muy difícil de

detectar, la norma API para la venta, custodia o transferencia de crudo

establece que estos medidores deben calibrarse por lo menos cada 24 horas.

Por medio de este equipo se determina si la lectura de los medidores es

correcta o si está arrojando datos con error.

Existen varios tipos de probadores:

Probadores volumétricos o Serafines (Tank Provers).

Probadores de desplazamiento mecánico o probadores convencionales

para líquidos (Pipe Provers).

Medidores Maestros (Master Meter).

Probadores de Volumen pequeño (Small Volume Provers).

160

FIGURA N° 77: Probador Bidireccional FUENTE: EP PETROECUADOR (2008), Manual del Curso de Medición y


FIGURA N° 78: Esquema de un Probador Típico


161

3.4.3.2 Unidades LACT

Las unidades LACT (LEASE AUTOMATIC CUSTOM TRANSFER), Unidades

Automáticas de Carga, Custodia y Transferencia, es un instrumento para medir

la cantidad y calidad de crudo que se transfiere. La API define al sistema LACT

como un arreglo de equipos diseñados para la transferencia de hidrocarburos

líquidos durante la producción del pozo a una estación de almacenamiento.

Estas unidades LACT incluyen instrumentos que miden la calidad y cantidad del

aceite transportado.

El crudo vendido o transportado, será solo recibido por el destinatario con

pequeñas cantidades de impurezas (normadas) como arcilla, arena, etc., que es

lo que conocemos como BSW.

FIGURA N° 79: Diagrama de una Unidad LACT Típica FUENTE: EP PETROECUADOR (2008), Manual del Curso de Medición y


162

Una unidad LACT cuenta con los siguientes dispositivos:

Una bomba para desplazar al aceite de un lugar a otro.

Medidor de flujo para cuantificar el volumen de aceite entregado.

Conexiones para la instalación de manómetros que permitan verificar la

presión de flujo continuamente.

Dispositivos para hacer un muestreo o colectar continuamente el aceite

que fluye a través de la unidad.

Dispositivos automáticos para detener el flujo cuando la cantidad de

impurezas es alta. En este caso el aceite es desviado a un depósito o

tanque de aceite contaminando a una unidad de tratamiento.

Adicionalmente estas unidades cuentan con los siguientes dispositivos:

Extractor de gas que está contenido en el aceite.

Filtro para remover basura y partículas sólidas que arrastra el aceite.

Bomba para inyectar inhibidor de corrosión en el aceite.

Reguladora de presión para tener presión constante en la unidad.

Instrumentos para medir la presión y temperatura (manómetros y

termómetros).

163

Normativa

La normativa con la que rigen las unidades LACT es la siguiente:

Capítulo 6: Ensamblajes de Medición

Discusión del diseño, instalación y operación de sistemas de medición para

hacerle frente a situaciones especiales en medición de hidrocarburos.

Capítulo 6.1: Unidad Automática de Carga, Custodia y Transferencia

(LACT)

Este capítulo ha sido preparado como una guía para el diseño, instalación,

calibración y operación de un sistema LACT.

Aplica a las mediciones no atendidas y automáticas por medidores de

hidrocarburos líquidos producidos en el campo y transferidos a una tubería en

una operación fechada o no fechada. 2ª Edición – Mayo 1991 – Reafirmada:

Marzo 2002.

164

Sistema de Medición de Rack de Carga y Camión Cisterna para Productos

excepto GPL

Una guía en la selección e instalación de sistemas de medición de Rack de

Carga y Camión Cisterna para la mayoría de productos petrolíferos con

excepción de GLP.

Este capítulo también ofrece una guía en el diseño, selección y operación de

estos sistemas de medición equipos asociados donde hidrocarburos líquidos

(excepto GLP) son cargados o descargados de estos vehículos.

Capítulo 6.4: Sistemas de Medición para Facilidades de Abastecimiento de

Combustible de Aviación

Este capítulo es una guía para la selección, instalación, rendimiento y

mantenimiento de sistemas de medición para sistemas de abastecimiento de

combustible. 1ª Edición – Junio 1984 – Reafirmada: Octubre 2001.

Capítulo 6.5: Sistemas de Medición para Carga y Descarga para

Transportistas de Volúmenes Marinos

Esta capítulo trata con la operación y los arreglos especiales de medidores,

probadores, manifolds, instrumentación y equipos accesorios usados para

medición durante carga y descarga de transportistas de volúmenes marinos. 2ª

Edición – Mayo 1991 – Reafirmada; Marzo 2002.

165

Sistemas de Medición de Tuberías

Este capítulo provee guías para la selección del tamaño de medidores a ser

usados para medición de movimientos de aceites en tuberías, así como las

relativas ventajas y desventajas de los métodos de medidores de prueba por

medio de por medio de probadores de tanque, probadores de tuberías

convencionales, probadores de volúmenes pequeños y medidores master.

También incluye una discusión sobre la obtención de los mejores resultados

operacionales de una estación de medidor de tubería. 2ª Edición – Mayo 1991 –

Reafirmada: Marzo 2002.

Medición de Hidrocarburos Viscosos

Este capítulo sirve como una guía para el diseño, instalación y pruebas de

medidores y equipos auxiliares usados en la medición de hidrocarburos

viscosos.

Define los hidrocarburos viscosos y describe la dificultad que surge cuando

hidrocarburos viscosos se someten a altas temperaturas.

Los efectos de dichas temperaturas en medidores, equipos auxiliares y

guarniciones son discutidos, y avisos y precauciones para sobreponerse o

mitigar dificultades son incluidos. 2ª Edición – Mayo 1991 – Reafirmado: Marzo

2002.

166

3.4.3.3 Bombas

Son utilizadas para conducir el petróleo del tanque a través de la unidad y

finalmente hacia el ducto que lo transporte.

Esta puede ser centrifuga o de desplazamiento positivo, siendo más comunes

las primeras, debido a que vibran menos y logran un flujo más uniforme para la

prueba del medidor.

Su operación se lleva a cabo desde el tablero de control, puede programarse su

encendido y apagado automático después de un volumen determinado de fluido

desplazado o puede hacerse manualmente.

3.4.3.4 Filtros

Son dispositivos que eliminan partículas sólidas tales como costras de la

tubería, esquirlas de soldadura, arena, etc., las cuales pueden causar

muestreos y aforos inexactos.

También existen filtros eliminadores de gas, que además de la respectiva

eliminación de impurezas realiza la eliminación de las burbujas de gas.

167

FIGURA N° 80: Filtro – Eliminador de Gas FUENTE: EP PETROECUADOR (2008), Manual del Curso de Medición y


3.4.3.5 Detector de BSW

Consta de una sonda de BSW y un monitor de BSW. La sonda de BSW detecta

impurezas (sedimentos y agua), mientras que el monitor de BSW es un

dispositivo de control que interpreta señales, las cuales son enviadas hacia la

válvula de derivación.

Cuando el BSW es mayor que lo permitido o programado, el monitor interrumpe

la entrega y automáticamente dirige el flujo a la planta purificadora.

3.4.3.6 Sistema de Muestreo

Consta de una Sonda de Muestreo y un Receptáculo de Muestras. Una Sonda

de Muestreo es un dispositivo que toma muestras de petróleo para determinar

el BSW y °API.

168

El Receptáculo de Muestras colecta y almacena las muestras tomadas por la

sonda. Compradores y vendedores toman muestras de este recipiente.

3.4.3.7 Válvula de Derivación

Es una válvula de 3 vías que permite el paso del fluido hacia el sistema de

tratamiento o hacia el medidor. Opera de acuerdo a señales recibidas desde el

monitor.

3.4.3.8 Medidor

Es un dispositivo con una buena exactitud, que mide el volumen de fluido que

se está transfiriendo, como lo vimos anteriormente.

Los medidores más utilizados en este país son los de desplazamiento positivo y

los de turbina.

3.4.3.9 Conexiones en Circuito para el Probador

Es un sistema de válvulas y accesorios que facilitan la verificación de la

precisión del medidor, por medio del probador.

169

3.4.3.10 Válvula de Contrapresión y Tablero de Control

La Válvula de Contrapresión es una Válvula colocada aguas abajo del medidor.

El Tablero de Control es el centro de comando de la unidad. Desde allí se

enciende, controla y apaga la unidad.

CAPÍTULO IV

ANÁLISIS DE

RESULTADOS

170

CAPÍTULO IV

4. ANALISIS DE RESULTADOS

En el presente capitulo se realizara un análisis de lo expuesto en el capítulo que

antecede, guardando una estricta concordancia y secuencia con el mismo.

4.1 TIPOS DE MEDICIÒN DE HIDROCARBUROS LÌQUIDOS

En esta sección se analizan los aspectos más relevantes dentro de cada uno de

los tipos de medición de hidrocarburos líquidos, como se detalla a continuación.

4.1.1 MEDICIÒN ESTÀTICA

Al término de la elaboración del capítulo anterior, se obtiene una mayor

comprensión del significado de la medición estática de hidrocarburos líquidos,

realizando profundas referencias a los tanques de almacenamiento, incluyendo

clasificaciones, determinaciones teóricas y formas de calibración de los mismos,

así como las normas aplicables y correspondientes a la medición estática de

hidrocarburos líquidos.

171

La descripción de estos dispositivos de almacenamiento es muy importante,

dado que la medición estática de hidrocarburos líquidos se lo realiza en el lugar

en el que se está almacenando el producto.

De igual manera hay que tener por sentado la normativa regente por la cual se

utilizan dichos procedimientos de medición estática, mismos que son detallados

en el transcurso de la sección.

Se determinan entonces, los diferentes tipos de medición estática, tanto manual

como automática, incluyendo aspectos importantes como los instrumentos y

procedimientos utilizados para este tipo de mediciones, verificaciones

mensuales, registros y liquidación de tanques.

De este modo se logra un entendimiento completo de la medición estática de

hidrocarburos líquidos, su función, procedimientos, y bases teóricas y normativa

justificativa del proceder de los mismos.

4.1.2 MEDICIÓN DINÁMICA

Después de la descripción ya realizada anteriormente de los aspectos teóricos

indispensables en la medición de hidrocarburos, se realiza una descripción para

la comprensión de la medición dinámica, y se introduce la normativa regente de

los procedimientos e instrumentos aplicados en dichas prácticas.

Describimos entonces, las consideraciones generales en la medición dinámica

de hidrocarburos líquidos, y la utilización normada de diferentes tipos de

medidores, accesorios, indispensables para este tipo de medición.

172

Conociendo ya, la normativa establecida para estos procedimientos,

determinamos la clasificación de los métodos de medición, para lo cual es

indispensable también una descripción de los tipos de medidores de flujo

clasificados en su agrupación general. Y así, profundizando en lo indispensable

de esta sección, definimos los tipos de medición dinámica, su aplicación.

Es indispensable realizar una descripción de los tipos de flujos y sus procederes

teóricos, así como un análisis profundo de los tipos de medidores, para una

mayor comprensión de los procedimientos principios utilizados en la medición

dinámica de hidrocarburos líquidos.

4.1.3 TRANSFERENCIA DE CUSTODIA

Ya que la transferencia de custodia de hidrocarburos líquidos es un

procedimiento en el cual, para la determinación de la cantidad exacta del

producto a transferir, se utilizan los procedimientos estáticos y dinámicos,

reduciendo la incertidumbre y el posible error en la cuantificación de estas

cantidades, es necesario realizar una descripción de los aspectos

indispensables dentro de las operaciones de transferencia de custodia.

De este modo, y como es acostumbrado dejar por sentado la normativa regente

de estos procedimientos, determinamos en la misma los sistemas de

probadores, medidores de prueba.

Para una mayor comprensión de los sistemas de transferencia de custodia,

complementada ya, con las secciones anteriores, realizamos una descripción

de los equipos utilizados en estos sistemas.

173

De esta manera, se presenta por este compendio, un profundo análisis de los

tipos de medición de hidrocarburos líquidos y los sistemas de transferencia de

custodia en base a la aplicación de las normas correspondientes, para inducir

una política de auditoría que facilite la determinación de problemas latentes o

potenciales en los sistemas de medición, creando un gran banco de

conocimientos, con énfasis en la normativa aplicable para estos procedimientos.

CAPÍTULO V

CONCLUSIONES Y

RECOMENDACIONES

174

CAPÍTULO V

5. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES

A continuación se detallan conclusiones y recomendaciones del trabajo de

investigación previamente realizado.

5.1 CONCLUSIONES

La medición de hidrocarburos, al igual que la medición de cantidades de

productos en toda clase de industria, es una parte imprescindible de los

procesos industriales para determinar los beneficios o perdidas que sus

empresas recibirán. Sin el conocimiento de estos volúmenes, siempre

existirá la incertidumbre de si la ganancia de la empresa es

completamente justa o se está perdiendo parte de ella por malas

prácticas de medición de volúmenes.

En la mediciones manuales estáticas de hidrocarburos líquidos lo más

importante es la utilización de los procedimientos adecuados tal y como

lo indican las normas correspondientes, ya que sin el seguimiento

estricto de los mismos el buen o mal estado de los instrumentos queda

en segundo lugar.

El buen estado de los equipos e instrumentos es muy importante en

todos los tipos de medición, principalmente en la medición dinámica y en

175

transferencia de custodia, donde la mano operador no interviene

directamente en la toma de la medida. Un mal mantenimiento de estos

instrumentos crearan incertidumbre en la toma de las medidas.

Los métodos manuales de medición de hidrocarburos (cinta y plomada)

siguen siendo muy utilizados en la industria petrolera, por la confiabilidad

que han brindado a través de los años y su bajo costo, especialmente en

operaciones de inventario o medición de stocks de productos.

Los métodos dinámicos de medición y de transferencia de custodia

brindan una mayor confiabilidad, menor incertidumbre y facilidad en la

medición en tiempo presente de los hidrocarburos que están siendo

movilizados, que de otra manera serian muy difíciles de medir.

Normalmente utilizan sistemas automatizados para determinar

automáticamente los volúmenes estándar mediante corrección de

presiones y temperaturas.

5.2 RECOMENDACIONES

Los métodos de medición deben ser elegidos correctamente de acuerdo

a la necesidad de la industria, la complejidad de las mediciones y el

costo que estos sistemas determinaran.

Toda industria hidrocarburífera debe apuntar sus esfuerzos hacia la

automatización de los sistemas de medición de hidrocarburos líquidos y

transferencia de custodia, minimizando de esta manera la incertidumbre

176

en sus mediciones pudiendo resultar en mayores beneficios para la

empresa.

La medición de hidrocarburos líquidos debe ser realizada de acuerdo a

los procedimientos establecidos por la normativa y la propia empresa,

para asegurar la confiable medición de volúmenes de producto.

Los instrumentos de medición deben ser evaluados periódicamente con

sistemas de mantenimiento preventivo y predictivo, para asegurar su

correcto funcionamiento siempre que se vaya a tomar la medida.

Los operadores deben ser capacitados constantemente en los tipos y

procedimientos de medición de hidrocarburos y transferencia de

custodia, para reducir la incertidumbre en la determinación de estas

cantidades.

Se debe crear un sistema de auditoría interna que evalúe el correcto

procedimiento e instrumentación utilizado en mediciones de

hidrocarburos líquidos en transferencia de custodia, creando una

costumbre labora de realizar las mediciones y las evaluaciones de la

instrumentación de forma correcta. De igual manera incitara al personal a

la mejora de los procedimientos existentes por medio del estudio

profundo de los sistemas y procedimientos de medición.

Los alumnos universitarios deben ser instruidos más profundamente en

estos sistemas y procedimientos de medición, para establecer bases

solidas que permitan una comprensión más rápida de la práctica de

estas mediciones dentro del medio laboral en la industria petrolera.

177

BIBLIOGRAFÍA

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Institucional.

Pedrola, j., & subirá, f. (1999). El Inventariado en Tanques.

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Editorial Institucional.

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Hidrocarburos Líquidos para Transferencia y Custodia, Editorial

Institucional.

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Hidrocarburos, Editorial Institucional.

EP Petroecuador, (2010) Curso de Interpretación, Manejo y

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ANEXOS

179

ANEXO Nº 1

DIAGRAMA DE FLUJO DE LA ESTACIÓN DE BOMBEO NUMERO UNO DE

LAGO AGRIO

180

ANEXO N° 2

UNIDAD LACT DE LOS CAMPOS HACIA LA ESTACIÓN NUMERO UNO EN

LAGO AGRIO

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