Medicion de Hidrocarburos Liquidos_team

MEDICIÓN DE HIDROCARBUROS

MEDICIÓN DE HIDROCARBUROS Objetivos: Mejorar

las

competencias

del

talento

humano

responsable de la medición de cantidad y calidad para transferencia de custodia. Actualizar, concientizar y motivar a los profesionales participantes sobre la importancia de mejorar la confiabilidad de los Sistemas de Medición.

MEDICIÓN DE HIDROCARBUROS Objetivos: Presentar las mejores prácticas y los diferentes sistemas de medición de cantidad y calidad empleados por la industria nacional e internacional. Plantear el control de pérdidas y las auditorías de medición como herramientas que facilitan el diagnóstico, seguimiento, monitoreo y control a los sistemas de medición de cantidad y calidad para transferencia de custodia.

MEDICIÓN DE HIDROCARBUROS Contenido:

MÓDULO 1: Conceptos Básicos. Estándares Nacionales e Internacionales.

MÓDULO 2: Medición Estática.

MÓDULO 3: Medición Dinámica.

MÓDULO 4: Balances y Conciliaciones. Control de Pérdidas y Auditorías de Medición.

MEDICIÓN DE HIDROCARBUROS Alcance: UNIFICAR LOS CRITERIOS DEL PERSONAL RESPONSABLE DEL SEGUIMIENTO, MONITOREO Y CONTROL DE LA MEDICIÓN DE HIDROCARBUROS. Y DOTARLOS CON LAS HERRAMIENTAS ACADÉMICAS NECESARIAS PARA SOPORTAR INTEGRALMENTE LAS DECISIONES QUE IMPACTAN LOS SISTEMAS DE MEDICIÓN DE CANTIDAD Y CALIDAD PARA TRANSFERENCIA DE CUSTODIA E INVITARLOS A GESTIONAR Y ASEGURAR LA CONFIABILIDAD EN LOS SISTEMAS DE MEDICIÓN DE SUS ORGANIZACIONES.

CONCEPTOS BASICOS Vocabulario: Medición: Conjunto de operaciones que tienen por finalidad determinar el valor de una magnitud. Sistema de medición: Conjunto de instrumentos de medición y otros dispositivos que interactúan para efectuar mediciones especificas de hidrocarburos Transferencia de Custodia: Es el hecho a través del cual se traslada a otra área o 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 titulo de tenencia o a titulo de propiedad. Equipo de medición: Instrumento de medición, software, patrón de medición, material de referencia o equipos auxiliares o combinación de ellos necesarios para llevar a cabo un proceso de medición. Calibración: Conjunto de operaciones que establecen, en condiciones especificas, 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 los patrones.

CONCEPTOS BASICOS Vocabulario: Cadena de Suministro: Serie de procesos de extracción, producción, refinación y transporte entrelazados entre si, que tiene como objeto que un producto llegue a su cliente final, agregándole valor en cada enlace de la cadena Conciliación: Acuerdo de cantidad de un producto en unidades volumétricas o masicas, entre dos partes de la cadena de suministros donde se espera que la cantidad entregada por una parte sea la cantidad recibida por la otra. Balance en línea: Operación que se realiza para determinar y controlar; las entradas, salidas y pérdidas identificables de un producto en una determinada línea de transporte de la cadena de suministros. Se determina por: Pérdidas / ganancias = Entradas – Salidas – Pérdidas Identificables Balance en planta: Operación que se realiza para determinar y controlar; las entradas, salidas, cambios de inventario, consumo, pérdidas, etc. de un producto, en una determinada planta de almacenamiento de productos de la cadena de suministros. Se determina por : Pérdidas / ganancias = Inv. Inicial +Entradas – Salidas – Pérdidas Identificables- Inv. final

CONCEPTOS BASICOS Vocabulario: Gravedad específica: Referida a una sustancia, es la relación entre su peso y el peso de un volumen igual de otra sustancia tomada como patrón. La gravedad específica de los sólidos y líquidos se toma normalmente respecto al agua, Para los gases el patrón es el aire. Hidrocarburo: Compuesto orgánico integrado principalmente por carbono e hidrógeno. Todos los derivados del petróleo son hidrocarburos. Indicador de nivel de líquido: Cualquier tipo de aparato que indica lo cantidad o el nivel de líquido en un tanque. Los más comunes son el magnético, el fijo, el de tubo deslizante y el rotatorio (rotogauge). .

CONCEPTOS BASICOS Vocabulario: Volumen específico: Volumen ocupado por unidad de masa de una sustancia. Su recíproco es la densidad Medidor de desplazamiento positivo: Aparato que mide la cantidad de gas que pasa a través de él, midiendo un volumen determinado por cada revolución de sus partes mecánicas Medidor de tubo deslizante: Tubo que puede deslizarse a través de una unión especial para medir la cantidad de líquido en un tanque bajo presión. Esencialmente es un tubo hueco abierto en el extremo que queda en el interior del tanque y cerrado por una válvula de venteo en el otro extremo.

CONCEPTOS BASICOS Vocabulario: Metano (CH4): Hidrocarburo gaseoso, principal componente del gas natural. Mezcla pobre: Mezcla de gas y aire que contiene más aire que el requerido o deseado. No necesariamente se refiere o una mezcla de combustible considerada correcta. Presión de vapor: Presión que ejerce el vapor sobre el líquido en un recipiente cerrado, La presión de vapor del depende de la temperatura del líquido y de su composición.

CONCEPTOS BASICOS Vocabulario: Regulador: Aparato destinado a reducir de manera controlada la presión de un fluido. Regulador de alta presión: Aparato que recibe GLP en estado de vapor a altas presiones y lo entrega a una presión constante superior a 14" de agua o 1/2 psi. Resistente a la corrosión: Término relativo aplicado a los materiales que tienen mayor resistencia a la corrosión que otros. Tara: Peso del tanque o cilindro vacío Tolerancia para corrosión: Espesor del metal adicional que debe agregarse al espesor de pared calculado de un recipiente a presión con el fin de compensar las pérdidas de metal ocasionadas por la corrosión,

CONCEPTOS BASICOS ¿ QUÉ ES MEDIR... ?: MEDIR: Es comparar una magnitud con otra llamada patrón con el fin de establecer su exactitud o diferencia. La comparación se puede hacer en masa o en volumen. El cálculo habitual para la cuantificación del petróleo y sus derivados se efectúa en VOLUMEN. Dado que el volumen depende de varios factores físicos como son la temperatura, la presión, la naturaleza del fluido medido, del material que la contiene, es necesario corregir o tener en cuenta todos y cada uno de los factores para obtener una buena medición.

CONCEPTOS BASICOS ¿BAJO QUÉ CONDICIONES SE MIDE. ?: MEDIR INTERNACIONALMENTE ES: Establecer condiciones bases para la medición del petróleo y sus derivados ya que como se mencionó anteriormente el volumen depende de variables físicas. La temperatura tomada como base es 60 °F y la presión es 0 PSIG. Estos valores son denominados condiciones de referencia ó condiciones bases ó CONDICIONES ESTÁNDAR.

CONCEPTOS BASICOS ¿ QUÉ ES LA MASA ? LA MASA ES Una medida absoluta de una cantidad particular de materia MASA APARENTE ES El peso de un objeto en el aire, comparado con una masa estándar. MASA ESTÁNDAR ES Una norma precisa cuyo volumen, densidad, coeficiente cubico de expansion termal y la masa, ha sido determinada por NIST (national institute of standard technology).

¿ QUÉ ES EL VOLUMÉN ? EL VOLUMEN ES El espacio que ocupa un fluido. LOS FLUÍDOS TOMAN la forma del recipiente, container, recipiente, vasija ó envase, que los contiene.

CONCEPTOS BASICOS ESTADOS DE LA MATERIA: Evaporación

Fusión

Condensación

Solidificación

Sublimación

CONCEPTOS BASICOS CARACTERÍSTICAS DE LA MATERIA: Conocidos como fluidos

Las moléculas en el estado sólido tienen un lugar definido y no entran en movimiento.

Las moléculas en el estado líquido se caracterizan por tener entre sí un movimiento más libre, manteniendo la tendencia a no separase una de otras. Son ligeramente compresibles y tienen un volumen propio a una temperatura y presión dadas.

Las moléculas en el estado gaseoso tienen entre sí un movimiento libre, manteniendo la tendencia a separase una de otras.

Son compresibles y tienen un volumen propio a una temperatura y presión dadas.

Los líquidos al ser calentados aumentan su volumen, el parámetro que relaciona este incremento de volumen con la temperatura es conocido como Coeficiente de Dilatación Térmica.

CONCEPTOS BASICOS ¿ CÓMO INFLUYE LA TEMPERATURA EN EL Para las transacciones del comercio nacional e internacional

VOLUMEN ? V = V’ x (1 + A(T-T’))

Donde: A: es el Coeficiente de Dilatación Térmica V’: es el volumen a una temperatura de referencia T’ V: es el volumen a una nueva temperatura

Temperatura @ 60 °F Presión @ 0 PSIG

Los modelos de dilatación de los crudos y productos derivados del petróleo se han desarrollado en función de la GRAVEDAD API y se presenta en forma de tablas: PRODUCTO …………………. Crudo Diesel Gasolina GLP

CORRECCION VOLUMEN …..@ 60 °F….. Tabla 6A Tabla 6B Tabla 6B Tabla 6B

CORRECCION GRAVEDAD API @ 60 °F Tabla 5A Tabla 5B Tabla 5B Tabla 5B

CONCEPTOS BASICOS CONVERSIÓN UNIDADES DE TEMPERATURA:

°C = (°F - 32) / 1,8

°F =°C x 1,8 + 32

CONCEPTOS BASICOS TEMPERATURA: La temperatura afecta muchas de las propiedades de los líquidos, tales como gravedad, presión de vapor, compresibilidad y volumen. El efecto que la temperatura tiene en las propiedades de los líquidos puede predecirse de la siguiente forma:

Propiedad Presión de vapor Viscosidad Gravedad específica observada Gravedad APl observada Volumen

Temperatura Aumenta Disminuye Incrementa Decrece Decrece Incrementa Decrece Incrementa Incrementa Decrece Incrementa Decrece

La temperatura no cambia el peso de un líquido en un recipiente, pero si cambia su volumen.

CONCEPTOS BASICOS ¿ QUÉ ES LA DENSIDAD ?:

D=M/V DENSIDAD: Es la relación de MASA dividida en el VOLUMEN. GRAVEDAD ESPECIFICA: Se define como la relación que existe entre el peso de un volumen de fluido al peso de un volumen igual de agua destilada, a la misma temperatura. Ambos pesos corregidos por la flotación del aire. GRAVEDAD API: La gravedad API del petróleo es una escala que se relaciona en el hidrómetro con la gravedad específica. La gravedad API es inversamente proporcional a la gravedad específica.

CONCEPTOS BASICOS LA DENSIDAD: La densidad de una sustancia es su masa por unidad de volumen. La unidad de densidad en el sistema internacional (SI) es el Kilogramo por Metro cúbico y se denota por Rho (Kg/m3). La gravedad API del petróleo es basada en una escala escogida por el American Petroleum Institute, la cual es relacionada con la gravedad específica de acuerdo a la siguiente formula:

Gravedad API =

141.5 − 131.5 SGU60 / 60°F

La gravedad específica del agua pura es de 1.00000, la cual es equivalente a una gravedad API de 10. La gravedad API es una forma de expresar la densidad de un líquido en una escala de 0-100 para una fácil comparación.

CONCEPTOS BASICOS ¿ QUÉ ES LA VISCOSIDAD ?: FLUIDEZ: Es una característica de los líquidos que permite a sus capas deslizarse una sobre la otra linealmente al ser sometido a una fuerza por pequeña que ésta sea (Presión). VISCOSIDAD: Se determina viscosidad de un fluido a la propiedad de ésta que determina la resistencia al flujo. En los líquidos la viscosidad disminuye al aumentar la temperatura, mientras que en los gases aumenta al aumentar la temperatura. Existen dos formas de expresar la viscosidad: 1. Viscosidad Dinámica ó Absoluta 2. Viscosidad Cinemática.

CONCEPTOS BASICOS CLASES DE VISCOSIDAD: Viscosidad Dinámica: La viscosidad, por su parte, tiene su origen en el rozamiento interno que se produce durante el movimiento de las moléculas, por lo que se podría considerar como la resistencia que los líquidos presentan a fluir. Las unidades son Poise y Centipoise (dinas seg/m2). Viscosidad Cinemática: Es la viscosidad en centipoise dividida por la gravedad específica a la misma temperatura.

Las unidades son stokes y centistokes (m2/seg).

CONCEPTOS BASICOS ¿ QUÉ ES LA PRESIÓN ? PRESIÓN: Es la fuerza aplicada o distribuida en una superficie.

P=F/A Donde: P: es la presión F: es la fuerza aplicada A: es el área donde se aplica

CONCEPTOS BASICOS CLASES DE PRESIONES:

P R E S IO N M A N O M E T R IC A P O S IT IV A P R E S IO N A B S O L U T A P O S IT IV A

0 p s ig = 1 4 .7 p s ia

P R E S IO N A T M O S F E R IC A A N IV E L D E L M A R

V A C IO P R E S IO N M A N O M E T R IC A N E G A T IV A P R E S IO N A B S O L U T A P O S IT IVA

0 p s ia

V A C IO P E R F E C T O - C E R O P R E S IO N A B S O L U T A

M a n u a l.p p t

CONCEPTOS BASICOS CLASES DE PRESIONES: Presión atmosférica: Es el peso que ejerce una columna de atmósfera sobre una superficie transversal extendida hacia arriba. Esta superficie transversal es una (1) pulgada cuadrada. El valor de la presión atmosférica varía con el sitio donde se esté a nivel del mar el valor es 14,7 (libras/pulgada2) equivalente a PSI. Presión manométrica: Es la presión local que se genera por la acción de una fuerza distinta de la atmósfera. Esta presión puede ser negativa o positiva dependiendo si es mayor o menor a la presión atmosférica. Para indicar cuando una presión es manométrica se le coloca la letra G quedando PSIG.

PREGUNTAS ??? La presión ejercida en la línea de un Oleoducto?

La presión ejercida en un separador de prueba?

La presión ejercida almacenamiento?

en

un

tanque

de

CONCEPTOS BASICOS CLASES DE PRESIONES: Presión absoluta: Es la suma de la presión atmosférica más la presión manométrica. Nunca es negativa. Presión de vapor: Es la presión que ejerce sobre las paredes de un recipiente cerrado un vapor que está en equilibrio con su líquido.

CONCEPTOS BASICOS ¿ QUÉ SON LA RATA DE FLUJO Y EL RANGO DE FLUJO ? LA RATA DE FLUJO ES La cantidad de volumen o masa de un fluido que pasa por un punto sobre una línea por unidad de tiempo. EL RANGO DE FLUJO SON Los máximos y mínimos de la rata de flujo entre los cuales un medidor mantiene un error aceptable (precisión).

CONCEPTOS BASICOS ¿QUE SON LA LINEALIDAD, REPRODUCIBILIDAD ?:

REPETIBILIDAD

Y

LINEALIDAD: Es la capacidad que posee un equipo de medición para mantener su factor de calibración casi constante para un flujo específico constante. REPETIBILIDAD: Es el proceso de evaluación de la desviación de un número sucesivo de lecturas repetidas en una medición o determinación directa. La repetibilidad se asocia con la comparación de dos mediciones sucesivas llevadas a cabo con el mismo aparato y por el mismo operador durante un corto intervalo de tiempo. Para obtener una buena Repetibilidad es necesario mantener condiciones estáticas ó el flujo constante (dinámicas). REPRODUCIBILIDAD: Este término se refiere a la diferencia entre las mediciones hechas por dos operadores diferentes sobre dos instrumentos diferentes (del mismo tipo) en períodos diferentes.

CONCEPTOS BASICOS A TENER EN CUENTA EN LA MEDICIÓN:

CONDICIONES DE LA MEDICION: Son las condiciones de temperatura, presión, viscosidad, fluidez, rata de flujo, que imperan en el momento de la medición. Cualquier cambio en estas condiciones puede afectar la precisión y repetibilidad de la medición, debido a que tanto los materiales de los equipos de medición como las características de los fluidos pueden experimentar variaciones con los cambios en las condiciones.

CONCEPTOS BASICOS Estándares NACIONALES E INTERNACIONES: REGULACIONES MANEJO H.C. MIN-MINAS. REGULACIONES DE LA CREG. DIRECTRICES Y MANUAL DE MEDICIÓN ECP. NORMAS API MPMS. NORMAS ASTM. NORMAS ISO. NORMAS DE AUDITORÍA.

CONCEPTOS BASICOS Estándares

ISO-9000 International Organization for Standardization.

EMPRESA COLOMBIANA DE PETROLEOS

HISTORIA EN COLOMBIA

• Concesión Barco

1905

Catatumbo

• Concesión de Mares

1905

Barrancabermeja

• Ministerio Minas y Petróleos • Concesión Casabe Yondó

Creación de la Empresa Colombiana de Petróleos

1939 1945 1951

HISTORIA EN COLOMBIA LA CONCESION BARCO

HISTORIA EN COLOMBIA 1905 Se firma el contrato entre el General Virgilio Barco y el Ministerio de Obras Públicas y Fomento (Presidente el Gral. Rafael Reyes – Oct 16) 1917 Solicitud de traspaso del Contrato a la Compañía Colombiana de Petróleos 1920 Perforación del primer pozo RIO DE ORO 1922 La Compañía Colombiana de Petróleos suspende operaciones debido a la prohibición del paso de materiales y equipos por el Lago de Maracaibo 1926 Decreto de caducidad otorgada al General Barco por la suspensión de actividades de la Compañía Colombiana de Petróleos 1928 Agosto 22: se confirma la caducidad de la Concesión, pero inicia demanda contra la nación, logrando la nulidad de la caducidad. 1931 LEY 80 Contrato CHAUX-FOLSON con Colpet (Consorcio Texas – Mobil)

HISTORIA EN COLOMBIA 1933 1936 1938

PERFORACION POZO PETROLEA No.1 COLPET ES ADQUIRIDA POR MOBIL Y TEXAS POR SIGNOS CLAROS DE AGOTAMIENTO SE TRASLADAN LAS INTALACIONES DE PETROLEA A TIBU 1938 CONSTRUCCION DEL OLEODUCTO PETROLEA COVEÑAS 410 KMS. 12”. FINALIZADO EN AGOSTO DE 1939 1938 PERFORACION DEL POZO CARBONERA 1 1939 PERFORACION DEL POZO TIBU 1 EN OCTUBRE (511 POZOS) 1941 SE INICIA PERFORACION DEL POZO SARDINATA SUR No.1 (32 POZOS) 1954 INICIA OPERACI0NES REFINERIA Y PLANTA DE GAS DE TIBU CONSTRUIDA POR LA FLUOR CORPORATION LTDA. Y LA CHICAGO BRIDGE IRON 1953 SE INICIA EL PROYECTO DE RECUPERACION SECUNDARIA POR INYECCION CON AGUA EN EL CAMPO TIBU

HISTORIA EN COLOMBIA 1956 SE OTORGA LA CONCESION CICUCO-VIOLO A LA COLPET SEGUN ESCRITURA PUBLICA No. 2975 1956 JULIO 7. SE INICIA LA PERFORACION DEL POZO CICUCO No.1 COMPLETADO EL 12 DE SEPTIEMBRE A 8273’. PRUEBAS 760 BPPD FLUJO NATURAL. 43.3 API (28 POZOS) 1956 BALANCE POSITIVO INDUSTRIALMENTE PARA LA COMPAÑIA, PERO HUMANAMENTE DOLOROSO: PIERDEN LA VIDA 31 HOMBRES Y OTROS 110 FUERON HERIDOS POR LAS FLECHAS DE LOS INDIOS MOTILONES 1960 AL ESTABLECER LA EXISTENCIA DE UNA APRECIABLE RESERVA DE GAS NATURAL, SE DECIDE EL MONTAJE DE UNA PLANTA Y LA DISEÑA LA PHONA ENGINEERS 1961 INICIA PRODUCCION EL CAMPO BOQUETE CON LA PERFORACION DEL POZO BOQUETE No.1 160 BPPD FLUJO NATURAL

HISTORIA EN COLOMBIA 1962 SE INAUGURA EL GASODUCTO CICUCO-B/QUILLA Y LA PLANTA DE GAS 1963 SIDELCA, SINDICATO DE BASE DE COLPET, DECRETA UNA HUELGA QUE DURO 40 DIAS 1971 COLPET VENDE A ECOPETROL EL 49% DE SUS ACCIONES PERTENECIENTES A LA MOBIL. ESTE MISMO AÑO SIDELCA REALIZA UNA HUELGA DE 45 DIAS 1975 SE INTEGRA EL DISTRITO NORTE DE PRODUCCION, INCLUYENDO ADICIONALMENTE LOS CAMPOS DE CICUCO, BOQUETE Y ZENON, Y LAS OPERACIONES DE LOS OLEODUCTOS 1976 COLPET VENDE A ECOPETROL EL 49% DE SUS ACCIONES PERTENECIENTES A TEXAS


LA CONCESION DE MARES

INFANTAS 1922


Concesión De Mares 1916

(Mayo) Se constituye la Tropical Oil Co.

1916

Primeros pozos. Acta de San Vicente

1918

Abril: Pozos Infantas No. 2 y No. 1

1919

Traspaso de los derechos de concesión

1921

Inicio del período de la Concesión

1922

Operación de la refinería en Barranca

1923

Construcción del Oleoducto de Andian

Concesión De Mares

Construcción del ferrocarril. 1923

Campamentos en “ El Centro”. 1925

La Concesión de Mares 1924 Descubrimiento del Campo La Cira 1925 Construcción de los campamentos en El Centro 1926 Se completa el primer pozo en La Cira 1926 (marzo) Se termina el oleoducto a Mamonal 1926 (Julio): zarpa el primer buque con crudo de exportación 1941 Se aumenta la capacidad de la refinería a 17.000 b. 1949

Se constituye la Esso Colombiana

CONCEPTOS BASICOS Marco Legal: CODIGO DE PETROLEOS

Decreto legislativo 1056 de 1953 Decreto 1348 de 1961 Decreto 1895 de 1973 Resolución Minminas 2021 de 1986 Ley 26 de 1989 Decreto 0283 de 1990 Decreto 0501 de 1990 Decreto 070 de 2001

CONCEPTOS BASICOS Marco Legal: Decreto 1348 de 1961 (junio 20) Por el cual se reglamenta la Ley 10 de 16 de marzo de 1961 (la cual dicta disposiciones en el ramo de petróleos).

Articulo 29 Los hidrocarburos líquidos y gaseosos deberán separarse y medirse de acuerdo con los métodos que al efecto prescriba el Ministerio o, en su defecto, por los de uso corriente en la industria del petróleo.

CONCEPTOS BASICOS Marco Legal: Decreto 1895 de 1973 (Septiembre 15) Articulo 97 Cuando se considere necesario proteger la vida, salud, o la propiedad de las personas, el Ministerio podrá ordenar la construcción de un muro de tierra apropiado que circunde el área de los tanques de almacenamiento de petróleo o gas y que forme un recinto cerrado, cuya capacidad deberá ser igual a una y media (1 ½ ) veces la capacidad del tanque o tanques circundados por tal muro. Este recinto deberá conservarse en buen estado para asegurar la impermeabilidad de las paredes y no deberá dejarse acumular en su interior vegetación, agua o petróleo.

CONCEPTOS BASICOS Marco Legal: Resolución Minminas 2021

(Diciembre 9 de 1986) Por la cual se establece el procedimiento de liquidación volumétrica de productos derivados del petróleo para las entregas a carro tanques, vagón-tanques y botes en refinerías, terminales y plantas de abasto en el país.


(Diciembre 9 de 1986) Articulo 1 Para los efectos de liquidación volumétrica de las entregas de productos derivados del petróleo a carro tanques, vagón-tanques y botes en las refinerías, terminales y plantas de abasto en el país, se deberá aplicar el siguiente procedimiento:


(Diciembre 9 de 1986) Articulo 1 a)

El volumen de entregas deberá ser corregido por el factor de calibración de los equipos de medición utilizados para determinar el volumen de los productos derivados del petróleo.

b)

El volumen determinado de acuerdo con el literal a) será entregado a la presión de tubería y temperatura del producto en el sitio de suministro o venta.

CONCEPTOS BASICOS Marco Legal:

LEY 26 DE 1989

Articulo 1 En razón de la naturaleza del servicio público de la distribución de combustibles líquidos derivados del petróleo, fijado por la Ley 39 de 1987, el gobierno podrá determinar: horarios, precios, márgenes de comercialización, calidad, calibraciones, condiciones de seguridad, relaciones contractuales y demás condiciones que influyen en la mejor prestación de ese servicio público.


DECRETO 0283 DE 1990

Articulo 1 El almacenamiento, manejo, transporte y distribución de los combustibles líquidos derivados del petróleo, es un servicio público que se prestará conforme a lo establecido en la ley, en el presente Decreto y en las resoluciones del Ministerio de Minas y Energía. Las plantas de abastecimiento, estaciones de servicio plantas de llenado y depósitos de GLP y demás establecimientos dedicados a la distribución de productos derivados del petróleo, prestarán el servicio en forma regular, adecuada y eficiente, de acuerdo con las características propias de este servicio público



Artículo 44 Es responsabilidad de las plantas de abastecimiento mayoristas de combustibles líquidos derivados del petróleo, mantener en todo tiempo debidamente calibradas las unidades de medida de sus equipos de entrega de combustibles. Para este fin el recipiente utilizado en la calibración deberá estar debidamente certificado por el Centro de Control y Calidad y Metrología de la Superintendencia de industria y Comercio u otra entidad debidamente acreditada ante el Ministerio de Minas y Energía. Este verificará periódicamente por medio de sus funcionarios o de quien delegue, que dicha calibración se ajuste a los parámetros del presente Decreto.



Artículo 45 Cuando la autoridad competente verifique la calibración y el funcionamiento de las unidades de medida y los equipos de entrega de combustibles en las plantas de abastecimiento se procederá así:

A). Se levantará un acta en la que se dejará constancia de todas las circunstancias observadas en la diligencia. la cual será suscrita por el respectivo funcionario y el distribuidor o el representante del propietario y servirá de base para la apertura de la investigación por eventuales Infracciones, si fuere procedente;



Artículo 45 B). Se entenderá que una unidad de medida se encuentra descalibrada si al momento de verificar la calibración, el nivel de entrega está por encima o por debajo de la línea cero (0) de la escala de medida del calibrador. caso en el cual se procederá a realizar los ajustes correctivos de las fallas encontradas para que la unidad pueda seguir funcionando correctamente; C). Si en el curso de la diligencia no fuere posible hacer los ajustes necesarios, se procederá por parte del funcionario a condenar la unidad y ésta no podrá entrar a funcionar hasta tanto se hayan hecho las reparaciones correspondientes, se realice una nueva calibración y se envíe el acta correspondiente al Ministerio de Minas y Energía. Parágrafo. Si durante la calibración de cualquier unidad de medida de entrega se encuentra una diferencia mayor de uno (1) por mil (1000), por debajo de la línea de referencia del calibrador, se impondrá la sanción correspondiente



Artículo 80 Todo transportador de petróleo crudo y combustibles líquidos derivados del petróleo, deberá estar registrado y autorizado en el Ministerio de Minas y Energía, para ejercer tal actividad.

Artículo 81 d) El tanque deberá tener una placa con el nombre del fabricante, la norma o código de construcción, la fecha de fabricación, capacidad y número de compartimentos



Artículo 90 Para cada combustible líquido derivado del petróleo, la capacidad de almacenamiento disponible de los distribuidores mayoristas debe corresponder por lo menos, a quince (15) días de la demanda atendida con base en el promedio de consumo en el año inmediatamente anterior,

Parágrafo 5° El Gran Distribuidor debe mantener un almacenamiento en sus refinerías y terminales adecuado para proveer satisfactoriamente el almacenamiento mínimo de los distribuidores mayoristas.



Artículo 103.

La Empresa Colombiana de Petróleos, Ecopetrol, estará obligada a colaborar con el Ministerio de Minas y Energía, en todo lo relacionado con la adecuada distribución, almacenamiento, calibración, manejo y transporte de los combustibles líquidos derivados del petróleo y transporte de petróleo crudo por carrotanques, en las campañas tendientes a evitar el acaparamiento, especulación, hurto o adulteración de los productos a que se refiere el presente Decreto, y en sus laboratorios e instalaciones se podrán adelantar los análisis requeridos.


DECRETO 070 DE 2001

Articulo 12

Son funciones de la dirección de hidrocarburos entre otras: ejercer el control y vigilancia técnica sobre la aditivación, calidad y cantidad de los combustibles líquidos derivados del petróleo producidos, importados, almacenados, transportados, comercializados y distribuidos en el país. Autorizar en los contratos de asociación la iniciación de exploración de hidrocarburos, previos análisis de los informes que los interesados presenten.


RESOLUCIÓ RESOLUCIÓN N° N 009 -2000

ARTICULO 12º. Obligaciones Especiales de los GC's. (Grandes Comercializadores). a) Mantener debidamente calibrados los medidores de flujo para la correcta entrega de los volúmenes de GLP, y obtener por lo menos una vez al año cuando se distribuya en fase líquida, una certificación de calibración expedida por una empresa especializada. b) Odorizar el GLP, antes de comercializarlo. c) Cumplir con los requisitos de calidad del GLP que fije la CREG.



CAPITULO IV - DE LA ACTIVIDAD DE COMERCIALIZACION MAYORISTA (CM’s) ARTICULO 16º. Obligaciones Generales de los CM's. a) Realizar la entrega de GLP a los Distribuidores mediante la utilización de sistemas de medición confiables, que garanticen la corrección volumétrica por temperatura y presión.



ARTICULO 16º. Obligaciones Generales de los CM's b) Mantener debidamente calibradas las básculas y las unidades de medición de los equipos para entrega de GLP, y obtener por lo menos cada año, una certificación de calibración expedida por una empresa especializada; así mismo, mantener debidamente calibrados los medidores de flujo para la correcta entrega de los volúmenes de GLP, y obtener cada dos (2) años, cuando se distribuya en fase líquida, una certificación de calibración expedida por una empresa especializada.



ARTICULO 17º . Obligaciones Especiales de los CM´s. Los CM's sólo podrán proveer GLP a Empresas de Servicios Públicos cuyo objeto sea la Distribución.

ARTICULO 18º . Suministro de GLP por CM's. En los contratos que suscriban los CM's con los D's (Distribuidores) se deben pactar la calidad, volúmenes mínimos de suministro, responsable de la medición y sitios y períodos de entrega del GLP.



CAPITULO V - DE LA ACTIVIDAD DE DISTRIBUCION ARTICULO 21º. Obligaciones Generales de los Distribuidores. a) Realizar la entrega de GLP a sus usuarios mediante la utilización de sistemas de medición confiables, que garanticen la corrección volumétrica por temperatura y presión.



ARTICULO 21º. Distribuidores.

Obligaciones

Generales

b) Mantener debidamente calibradas .. básculas y las unidades de medición de los equipos para entrega de GLP, .. obtener por lo menos cada año, una certificación de calibración expedida por una empresa especializada; ... mantener debidamente calibrados los medidores de flujo para la correcta entrega de los volúmenes de GLP

de

los



ARTICULO 21º. Obligaciones Generales de los Distribuidores.

...obtener cada dos (2) años cuando se distribuya en fase líquida, una certificación de calibración expedida por una empresa especializada.



ARTICULO 23º. Obligaciones Especiales de los Distribuidores cuando realizan la Distribución a través de tanques estacionarios. c) El Distribuidor está obligado a inspeccionar los tanques, otros recipientes e instalaciones de los usuarios periódicamente y con intervalos no superiores a cinco (5) años o a solicitud del usuario, aplicando las normas técnicas y de seguridad, y si es del caso, solicitar el mantenimiento, la reparación o la reposición de los mismos.



ARTICULO 25º. Vehículos Utilizados en la Actividad de los Distribuidores. c) El vehículo utilizado para el suministro de GLP a instalaciones con tanques estacionarios, debe disponer de medidor para entrega de líquido, con el fin de garantizar entregas correctas al usuario.

CONCEPTOS BASICOS RESOLUCIÓ RESOLUCIÓN N° N 009 -2000 ARTICULO 28º. Oficina de Peticiones, Quejas y Recursos. Los Distribuidores deberán tener una Oficina de Peticiones, Quejas y Recursos, diferente del servicio de atención de emergencias, tal como está establecido en las Circulares 001 y 002 de 1995 de la Superintendencia de Servicios Públicos, en el Estatuto Nacional de Usuarios de los Servicios Públicos Domiciliarios (Decreto 1842 de 1991), y en la Resolución CREG-067 de 1995.

Agencia Nacional de Hidrocarburos Con la reestructuración del sector de Hidrocarburos llevada a cabo en 2003, se creó la Agencia Nacional de Hidrocarburos, entidad oficial adscrita al Ministerio de Minas y Energía. Con cerca de seis años de existencia, la ANH tiene a su cargo promover el aprovechamiento óptimo y sostenible de los recursos de petróleo y gas del país, administrándolos integralmente y armonizando los intereses de la sociedad, el Estado y las empresas del sector.

Agencia Nacional de Hidrocarburos Entre sus funciones más importantes se destacan: •Administrar las áreas hidrocarburíferas de la Nación y asignarlas, mediante contratos, para su exploración y explotación. • Evaluar el potencial de petróleo y gas del país. • Impulsar estrategias de promoción de las áreas hidrocarburíferas. • Manejar y preservar la información técnica existente y la que se adquiera en el futuro. •Recaudar las regalías y compensaciones que correspondan al Estado por la explotación de tales recursos y girar a las entidades beneficiarias.

Producción crudo país

CONCEPTOS BASICOS

Cadena de Suministro: ¿ QUE COMPRENDE LA INDUSTRIA PETROLERA?: PRODUCCIÓN (CRUDOS). REFINACIÓN (-> CRUDOS -> REFINADOS). TRANSPORTE (OLEODUCTOS & POLIDUCTOS). COMERCIALIZACIÓN NACIONAL COMERCIALIZACIÓN INTERNACIONAL).

CONCEPTOS BASICOS

Producció Producción:

CONCEPTOS BASICOS

Refinació Refinación:

CONCEPTOS BASICOS

Transporte:

CONCEPTOS BASICOS

Comercializació Comercialización Nacional:

CONCEPTOS BASICOS

Comercializació Comercialización Internacional:

MEDICION ESTATICA

La medición estática es aquella en la cual la cuantificación de las cantidades se realizan midiendo el nivel de liquido contenido en los tanques de almacenamiento mediante medición manual con cinta, y sin necesidad del uso de dispositivos medidores de líquidos. La medida del nivel de liquido puede también obtenerse con medición automática, mediante telemetría u otros sistemas, en la que se tiene un conocimiento casi instantáneo del nivel de líquido.

DESCRIPCION

Describe los procedimientos estándares para medición de petróleo líquido y sus derivados en diferentes tipos de tanques, contenedores y recipientes de transporte. Presenta además las técnicas y procedimientos estandarizados para los procesos de medición estática, sus rutinas de campo y cálculo, el origen y uso de los factores de corrección aplicables. Presenta la interpretación y uso correcto de las tablas de aforo, para cualquier tipo de tanques.

NORMAS Y FUNDAMENTOS API Chapter 3.1.A “Standard Practice for the Manual Gauging of Petroleum and Petroleum Products” API Chapter 12 – Calculation of Petroleum Quantities Section 1 – Calculation of Static Petroleum Quantities Part 1 – Upright Cylindrical Tanks and Marine vessels. ASTM American Society for testing and material – Designation D-1085 Standard Practice for Gauging Petroleum and Petroleum Products API Chapter 7.1. Static Temperature determination Using Mercury In-glass Tank Thermometers API Chapter 7.2. Dynamic Temperature Determination API Chapter 7.3. Static Temperature Determination Using Portable Electronic Thermometers API Chapter 7.4. Static Temperature Determination Using Fixed Automatic Tank Thermometers Textos varios sobre el tema Experiencias de los expositores

CLASIFICACION DE LOS TANQUES

POR SU FORMA Cilíndrico con techo cónico Cilíndrico con fondo y tapa cóncava Cilíndrico con techo flotante Cilíndrico con membrana flotante Esféricos


POR EL PRODUCTO ALMACENADO Para Crudos Para Derivados o Refinados Para Residuos


TANQUES CILINDRICOS CON TECHO CONICO: Se usan generalmente para almacenar productos que tengan una presión de vapor baja, es decir aquellos que no tienen tendencia a producir vapores a la temperatura ambiente

CLASIFICACION DE LOS TANQUES TANQUES CILINDRICOS CONCAVOS :

CON

FONDO

Y

TAPA

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

CLASIFICACION DE LOS TANQUES TANQUES CILINDRICOS CON TECHO FLOTANTE: Se asemeja en su construcción a los tanques cilíndricos de techo cónico con la diferencia que su tapa superior o techo, flota sobre el producto que se almacena ; es decir, se desplaza verticalmente de acuerdo al nivel, la presión dentro de estos tanques corresponde a la atmosférica Disminuye las pérdidas por evaporación

CLASIFICACION DE LOS TANQUES TANQUES CILINDRICOS CON MEMBRANA FLOTANTE: Con el objeto de minimizar las perdidas por evaporación, en tanques de techo cónico y que estén en servicio de almacenamiento de productos livianos, se coloca una membrana en la parte interior del tanque, diseñada y construida de tal forma que flote sobre el producto almacenado. Así se disminuye la formación de gases disminuyendo la evaporación del producto.


TANQUES ESFERICOS: se utilizan para productos que tienen una presión de vapor bastante alta entre 25 a 100 PSI

USO DE LOS TANQUES SEGUN EL PRODUCTO

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 ejemplo para propano y butano es una esfera, Gasolina Liviana es cilíndrico con techo flotante, gasolina pesada es cilíndrico de techo cónico etc.

CARACTERISTICAS MAS IMPORTANTES DE LOS TANQUES • Se construyen de planchas de Acero • Deben ser calibrados antes de ponerse en servicios para obtener las tablas de aforo. • Deben tener una escotilla de Medición • Deben tener sistemas de Venteos • Deben tener líneas de entrada y salida del producto • Deben tener líneas de Drenajes • Deben tener agitadores dependiendo del producto que se va almacenar

Terminología de Medición Estática • Escotilla de Medición: es la abertura en la tapa del tanque por medio de la cual se efectúan las mediciones • Punto de Referencia: Es un punto en la escotilla de medición que indique la posición desde donde se medirá • Punto de Medición: Es un punto en o cerca al fondo del tanque hasta el cual llegara la cinta durante la medición y desde donde se tomaran las distancias. • Plato de Medición: Un plato localizado bajo la escotilla de medición y donde se encuentra el punto de medición. • Altura de Referencia: Es la distancia desde el fondo del tanque hasta la marca de referencia • Corte: es la línea de demarcación sobre la escala de la pesa o cinta de medición, hecha por el material que se esta midiendo

Terminología de Medición Estática • Cinta de Medición: es la cinta de acero, graduada, usada para la medición de un producto en un tanque • Pesa: es la pesa ( Plomada) adjunta a la cinta de medición, de suficiente peso para mantener la cinta tensa de tal forma que facilite la penetración • Zona Crítica: Es la distancia entre el punto donde el techo flotante esta apoyado en sus soportes normales y el punto donde el techo esta flotando libremente • Medida a Fondo: Es la profundidad del líquido en un tanque. Medida desde la superficie del líquido hasta el punto de medición. • Medición en Vació: Es la distancia desde el punto de referencia hasta la superficie del líquido en un tanque

Terminología de Medición Estática • Regla de medición: Es la regla graduada unida a la cinta de medición que facilita la medida • Pasta indicadora de producto: Es la pasta que contiene un producto químico, el cual cambia de color cuando se pone en contacto un producto especifico • Agua en suspensión: Es el agua dentro del petróleo o derivado que esta finamente dispersa como pequeñas góticas. • Agua Libre: es el agua que existe como capa separada del hidrocarburo ( típicamente abajo del petróleo, en el fondo del tanque) • Agua disuelta: Es el agua contenida dentro del petróleo o derivado formando una solución a una temperatura determinada

Terminología de Medición Estática • Sedimentos suspendidos: Son los sólidos no hidrocarburos presentes dentro del petróleo pero no en solución • Sedimento de fondo: Son los sólidos no hidrocarburos presente en el tanque como capa separada en el fondo. • Volumen total observado: es el volumen de petróleo o producto incluyendo agua total y sedimento total, medido a la temperatura y presión presentes en el crudo o refinado • Volumen bruto observado: Es el volumen de petróleo o producto incluyendo agua disuelta, en suspensión y sedimento suspendido pero excluyendo agua libre y sedimento de fondo, medido a la temperatura y presión presente en el crudo • Volumen neto observado: Es el volumen de petróleo o producto excluyendo agua total y sedimento total, medido a la temperatura y presión presente en el crudo o refinado

Terminología de Medición Estática • Volumen estándar bruto: Es el volumen del petróleo o producto refinado incluyendo agua disuelta, agua suspendida y sedimento suspendido pero excluyendo el agua libre y sedimento de fondo, calculados a condiciones estándar ( 15 °C y 1.01325 bares) • Volumen estándar neto: es el volumen del petróleo excluyendo agua total y sedimento total, calculados a condiciones estándar (15 °C y 1.01325 bares ) • Volumen total Calculado: Es el volumen estándar bruto más el agua libre medida a la temperatura y presión presente (este concepto es particularmente útil cuando se comparan cifras de buques después del cargue • Densidad de petróleo seco: Es la densidad a condiciones estándar del volumen total de petróleo transferido o medido excluyendo agua total y sedimento total.

PROCEDIMIENTO DE MEDICIÓN ESTATICA Existen dos métodos de medición para tanques Estacionarios: Medición a Vacío. Determina la altura de vacío e indirectamente la altura ocupada del líquido Medición a Fondo. Determina directamente la altura del líquido

EQUIPOS DE MEDICION • Cinta para Medición a Vacío: Esta tiene el “ cero “ de la escala en el gancho de unión entre la cinta y la plomada. La escala para la cinta se inicia en forma ascendente desde el cero de referencia y para la plomada en forma descendente desde el mismo punto, la plomada debe tener forma rectangular • 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

CINTAS DE MEDICION

CHECK LIST!!! Para realizar la medición manual del volumen de líquido y agua libre almacenados en tanques se debe tener en cuenta: Verificar que las válvulas de recibo y entrega se encuentren 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. Evitar realizar la medición en la zona crítica del tanque por tener incertidumbre alta.

CHECK LIST!!! Usar la misma cinta y plomada para la medición inicial y final. En tanques de techo flotante debe drenarse totalmente el agua encima del techo para que no afecte la exactitud de la medición al cambiar el peso total del techo. Se debe usar la misma cinta y plomada para la medición inicial y final. No deben usarse cintas con la escala numérica deteriorada como resultado del desgaste y la corrosión. Se debe cambiar la plomada y las cintas 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. Cuando un tanque deja de recibir producto debe dejarse transcurrir tiempo suficiente para que los gases y aire disueltos se liberen y así poderlo medir correctamente.

REFERENCE GAUGE POINT

ULLAGE

Oil Layer

REFERENCE GAUGE HEIGHT INNAGE

(TOV)

GOV

FREE WATER LAYER

TANK BOTTOM OR DATUM PLATE

MEDICION AL VACIO Consiste en medir la distancia vertical existente desde la superficie del líquido hasta la marca de referencia. La deducción de esta medida de la altura de referencia, dará la altura del líquido en el tanque, por lo que la medida del volumen se tiene en forma indirecta.

Nivel = Alt. de ref. (BM) – corte de la cinta – Corte en la Plomada

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 ultima, un dato fundamental en la operación matemática.

PROCEDIMIENTO DE MEDICION AL VACIO Localizar el tanque a ser medido, se sugiere leer y tomar el nivel del producto utilizando telemetría, para usar esta información como dato guía. (Registrar dicha información en la libreta). Lea en la tabla de aforo la altura de referencia y anótela en su libreta Baje la cinta cuidadosamente dentro del tanque moviendo muy despacio la plomada cuando esté próximo a la superficie del líquido Cuando la plomada toque el líquido y deje de oscilar baje lentamente 5 o 8 cm más haciendo coincidir una lectura entera de la cinta con el punto de referencia del tanque Registre la lectura de la cinta en el punto de referencia de medición

PROCEDIMIENTO DE MEDICION AL VACIO Extraiga la cinta del tanque y lea el corte del líquido sobre la plomada. Repetir este procedimiento hasta obtener tres medidas consecutivas, donde la diferencia entre la mayor y la menor no debe sobrepasar los 3 mm. Si dos de las tres medidas son iguales esta se puede reportar como valida, teniendo en cuenta que la diferencia con respecto a la tercera no sobrepase 1 mm. Si las tres medidas consecutivas son diferentes y su diferencia una con respecto a la otra es de 3 mm, la medida a tomar es el promedio de las tres. En caso que las 3 lecturas arrojen diferencias superiores a 3 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.

MEDICION AL VACIO

MEDICION A FONDO Consiste en medir la distancia existente desde la platina de medición en el fondo del tanque hasta la altura libre del liquido, donde se producirá la marca o corte sobre la cinta de medición. La medida a fondo se obtiene la altura del liquido en forma directa. En la medición de crudos livianos puede ser necesario el uso de crema o pasta indicadora para detectar el sitio exacto de corte por la detección de un cambio de coloración en la interfase.

PROCEDIMIENTO DE MEDICION A FONDO 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. Aplicar pasta para detección de agua sobre la plomada en capas iguales hasta esconder la superficie sin cubrir la graduación de los numero de la escala. Abrir la boquilla de medición y bajar la cinta lentamente en el producto hasta que la plomada toque el fondo del tanque o plato de medición. La plomada debe permanecer en el lugar por lo menos durante 10 segundos ( Para aceites pesados, grasas o de alta viscosidad se requiere una duración de 1 – 5 minutos).

PROCEDIMIENTO DE MEDICION A FONDO 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 de registro, se debe levantar la cinta lentamente y registrar el corte del liquido 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 3 mm.

PROCEDIMIENTO DE MEDICION A FONDO Si dos de las tres medidas son iguales esta se puede reportar como

valida si la diferencia con respecto a la tercera es un 1 mm. Si las tres medidas consecutivas son diferentes y su diferencia una con respecto a la otra es de 1 mm, la medida a tomar es el promedio de las tres. En tanques de crudo con capacidad menor a 1000 Bbls, se acepta el margen de discrepancia de 5 mm.

MEDICION A FONDO

MEDICION DE AGUA LIBRE • Se utiliza el mismo procedimiento de la medición a fondo. • Cuando la altura de agua excede la altura de la plomada, el agua libre puede ser medida aplicando en la cinta una capa de pasta de agua.

MEDIDA DE AGUA LIBRE Reading Free Water Cut 5 4 3

Height of Spotted Area about 1-1/2 inches

Water Paste Applied

2 1

Water Cut 2-1/2 inches

MEDIDA DE LA TEMPERATURA Para determinar la temperatura en un tanque se deben utilizar termómetros con columnas de mercurio de inmersión total con escala graduada en 1 °F y con precisión de -/+ 0.5 ° F grabada en la columna de vidrio Equipos totalmente electrónicos como es el Termoprober, con estos equipos se obtienen aproximaciones de 0.1 ° F y repetibilidad de mas o menos 0.1 ° F

PROCEDIMIENTO DE LECTURA DE TEMPERATURA CON TERMOMETROS DE MERCURIO

Termómetros de mercurio en vidrio Deben graduarse en incrementos de 1 °F (0.5 °C): • • • •

Se debe inspeccionar el termómetro para verificar que la columna de mercurio no se ha separado Ajustar la cajuela con el termómetro a una cinta de medición y baje la unidad al nivel deseado según la tabla No 1 El tiempo de inmersión será según la tabla No 2 Después de alcanzar el tiempo de inmersión suba el termómetro y léalo lo mas rápidamente posible con aproximación del 1 °F.

PROCEDIMIENTO DE LA LECTURA DE LA TEMPERATURA

• Introduzca el termómetro a los niveles indicados en la tabla No.2 • Deje el tiempo indicado en la Tabla No 3 para alcanzar el equilibrio de la temperatura del sistema • Cuando saque el termómetro, la copa debe estar completamente llena y así debe mantenerse durante la lectura. • La lectura debe hacerse dentro de la escotilla de medición para evitar el efecto de las corrientes de aire • Lea la temperatura lo mas preciso posible, según la aproximación dada por el termómetro

PROCEDIMIENTO DE LA LECTURA DE LA TEMPERATURA 7.

6.

20'-05" UPPER

U P PE R

47'06"

45'10"

41'-05-1/2"

36'-03"

30'-06" M IDD LE

M ID D LE

25'-05" LO W E R

LO W ER

6'00-1/2"

8.

U PP E R

29'-04-1/2"

47'06" 36'-03" M ID D LE

18'-01-1/2" LO W E R

MEDIDA DE LA TEMPERATURA

TABLA No. 1

PROFUNDIDAD DEL LIQUIDO

NUMERO MINIMO DE MEDIDAS

NIVELES DE MEDICION

> 3 m (10 Pie)

3

Alto, medio y bajo

≤ 3 m (10 Pie)

1

Mitad de la profundidad del liquido

TABLA No. 2 INMERSIÓ INMERSIÓN RECOMENDADA (MINUTOS) API @ 60º 60ºF

En movimiento

Estacionario

>50

5

10

40-49

5

15

30-39

12

25

20-29

20

45

<20

45

80

MEDIDA DE LA TEMPERATURA CON TERMOMETROS ELECTRONICOS

Los termómetros electrónicos deben graduarse en incrementos mínimos de 0.1 °F o 0.1 °C • Se debe verificar la exactitud del termómetro frente a uno de mercurio o frente a la Temp. ambiente. • Verifique el exterior de la sonda para asegurarse que esté limpia y no contamine el producto • Ajuste firmemente el cable de tierra del PET a la compuerta del tanque • Baje la sonda del PET al nivel deseado según la tabla No 1

MEDIDA DE LA TEMPERATURA CON TERMOMETROS ELECTRONICOS Levantar y bajar el probador lentamente aproximadamente 1 pies por encima y por debajo del nivel deseado durante el tiempo de inmersión. Tabla No 3 Cuando la lectura de temperatura se haya estabilizado y permanezca dentro de +- 0.2 °F ( 0.1 °C) durante 30 s léala y registre la temperatura con aproximación de 0.5 °F. si se toman temperaturas a diferentes niveles, registre la lectura de cada una y promedie redondeando el resultado final con aproximación de 0.5 °F

TERMOMETRO ELECTRONICO

TABLA No 3

API@ 60ºF

EN MOVIMIENTO

ESTACIONARIO

< 20

75 Segundos

30 Segundos

20-40

45 Segundos

30 Segundos

>40

30 Segundos

5 Segundos

TOMA DE MUESTRA

Definición de Muestra: Es aquel en el cual las muestras puntuales en la superficie, superior, mitad y fondo tienen valores similares de acuerdo con la precisión utilizada en los ensayos de laboratorio correspondiente.

TIPO DE MUESTREO

Existen dos tipos de muestreo • Muestreo Automático o Dinámico • Muestreo Manual

TIPO DE MUESTREO MUESTREO MANUAL EN TANQUE

ACEITE

INTERFASE AGUA

COMO MUESTREA USTED?...

MUESTREO AUTOMATICO Es un dispositivo que se utiliza para extraer una muestra representativa del líquido que fluye por una tubería, este equipo consta de una sonda, un extractor de muestras, un medidor de flujo, un controlador y un recipiente de muestras.

MUESTREO MANUAL Dependiendo del tipo de producto existen varios tipos de Muestreos. • Muestra de Nivel • Muestra Corrida

EQUIPOS DE MUESTREO DE NIVEL

EQUIPOS DE MUESTREO DE NIVEL TOMAMUESTRAS TIPO BEAKER Usados para tomar muestras puntuales, corridas y a todos los niveles. Deben ser pesados para facilitar la inmersión

TOMAMUESTRAS DE ZONA Exclusivos para tomar muestras puntuales, pues son recipientes cilíndricos que facilitan su cierre en el sitio escogido. Ejemplos son el muestreador tipo ladrón y el de flotador.

TOMAMUESTRAS DE FONDO Exclusivo para tomar muestras desde 1.25 cm del fondo

MUESTRA A TODO NIVEL UNA VÍA Baje la botella taponada, o recipiente hasta un nivel tan cerca posible al nivel de extracción Retire el tapón de la línea y levante la botella a una rata uniforme de tal manera que ésta se encuentre aproximadamente 3/4 llena después que emerge del líquido. Para productos livianos o tanques profundos, se pueden necesitar una abertura restringida, que evite el llenado de la botella.

MUESTRA CORRIDA DOS VÍAS Baje la botella sin tapón, o el recipiente hasta un nivel tan cerca posible al nivel del fondo de la conexión de salida, o sección de línea flexible. Levante la botella o el recipiente hacia la parte superior del aceite a una rata de velocidad uniforme de tal manera que se encuentre aproximadamente 3/4 llena cuando se extraiga del aceite.

MUESTRA SUPERIOR, MEDIA Y FONDO Una muestra superior es una muestra localizada tomada en el punto medio del contenido del tercio superior del tanque. Una muestra intermedia es una muestra localizada tomada en la mitad del contenido del tanque (un punto situado a la mitad entre los tercios superior e inferior del tanque) Una muestra inferior es una muestra localizada tomada en el punto medio del contenido del tercio inferior del tanque Muestra aleatoria.Es la que se toma en un cabezal en un momento determinado durante la operación de bombeo

MUESTRA DE TODOS LOS NIVELES Es aquélla que se obtiene bajando una botella o un recipiente tarado y tapado para muestra corrida, a una profundidad de 1 pie ( 0.3 m ) sobre el nivel de agua libre, A continuación se sacude bruscamente la cuerda abriéndose así el recipiente de la muestra y subiéndose el mismo a una velocidad tal que se logra que el recipiente se llene en un 75 % aproximadamente (un máximo de 85 % ) cuando se retira.

PRECAUCION DEL MUESTREO Asegurarse que la muestra sea representativa

Seguir precauciones para cada productos (crudo, gasolinas, alcohol, etc ) Evitar inhalar vapores situándose de espaldas a la corrientes de aire No usar objeto metálico capaz de generar chispas Agitar la muestra antes de transvasar Al trasvasar muestras volátiles se invertirá el toma muestras sobre el portamuestras

CONCIDERACION DEL MUESTREO

La clase de análisis indicará el cuidado del muestreo Al tomar varios tipos de muestra siga la secuencia: superficie, tope, cima, medio, inferior, todos los niveles, fondo, corrida Asegurarse de la limpieza del muestreador Minimizar la operación de trasvasado El muestreo será previo a la medición de crudo, agua libre y temperatura.

MANEJO DE MUESTRAS

Al muestrear productos volátiles, el muestreador será el mismo portamuestras. Inmediatamente la muestra debe refrigerarse. Muestras sensibles a la luz usaran portamuestras oscuros Se dejará suficiente espacio libre en el portamuestras Rotular siempre la muestra incluyendo: producto, propietario, sitio donde se tomó, fecha, hora, tipo de muestra El portamuestras se mantendrá bien tapado y alejado de la luz y calor

TOMA DE MUESTRAS PUNTUALES

CAPACIDAD DEL TANQUE O NIVEL DE LIQUIDO

NUMERO DE MUESTRAS REQUERIDAS CIMA

MEDIO

FONDO

MENOS DE 1000 Bbls

-

Si

-

Menos de 3 m

-

Si

-

De 3 a 4.5 m

Si

Mas de 4.5 m

Si

Si Si

Si

PROCEDIMIENTO DE LIQUIDACION DE TANQUES Datos

Nivel de líquido

Observada

Nivel de agua libre

Observada

Temperatura

del líquido ºF

Observada

Temperatura

ambiente ºF

Observada

Temperatura

de la lámina del tanque ºF

Por cálculo

Gravedad

API @ 60ºF

Porcentaje

de agua y sedimento(%BS&W)

Análisis Análisis

PROCEDIMIENTO DE LIQUIDACION DE TANQUES Datos Volumen total observado (TOV) Tabla de aforo Agua libre (FW) Tabla de aforo Volumen bruto observado (GOV) = (TOV-FW) Cálculo Factor de corrección por la temperatura de la pared (CTSh) Cálculo Ajuste del techo flotante (FRA) Cálculo Factor de Corrección por Temperatura en el Líquido (CTL ó VCF) tabla 6A/6B

PROCEDIMIENTO DE LIQUIDACION DE TANQUES Datos Volumen Bruto Estándar (GSV) = (GOV*CTSh±FRA)*CTL Factor de Corrección por Agua y Sedimento(CS&W) = (1-%BSW/100) Volumen Estándar Neto(NSV) = GSV*CS&W

FACTOR DE CORRECION Factor de corrección por efecto de la Temperatura en el producto ( CTL o VCF) •

Variables Temperatura en °F Gravedad API 60 °F Este factor se puede obtener directamente a traves a de las tablas 6A/6B ( ASTM D-1250)

FACTOR DE CORRECCION POR FORMULA El Factor de corrección se puede obtener por formula, con la siguiente ecuación: CTL = EXP [-K*(T-60)*(1 + 0.8*K*(T-60)] Para crudo : K=341.0957/(Gravedad Esp. 60°F*Dens H2O a 60°F)2 Para JET 1A: K=330.301/(Gravedad Esp. 60°F*Dens H2O a 60°F)2 Para ACPM: K= (103.8720+(0.2701/(Gravedad Espec. @6ºF * Densidad del Agua @ 60ºF))/ (Gravedad Espec. @6ºF * Densidad del Agua @ 60ºF)^2 Para Gasolina: K= (192.4571+(0.2438/(Gravedad Espec. @6ºF * Densidad del Agua @ 60ºF))/ (Gravedad Espec. @6ºF * Densidad del Agua @ 60ºF)^2

AJUSTE POR EL TECHO FLOTANTE (FRA) Procedimiento Obtener de la tabla 5A el API Observado, con la información de API a 60°F y la Temperatura del tanque °F Calcular la diferencia entre el API observado y el API de referencia que aparece en la tabla de aforo La diferencia anterior se multiplica por una constante de corrección por unidad de volumen (Cv) suministrada en la tabla de aforo, que puede ser negativo o positivo según el API de referencia Corrección por techo = (API referencia – API observado) * Cv

FACTOR DE CORRECCION POR LA TEMPERATURA EN LA LAMINA

Se puede obtener directamente a través de la la tabla B-1 Apéndice B de la Norma API Cap. 12 Sección 1 Parte 1 o por la formula: CTSh = 1 + 12.4E-06*∆TS+4.0E-09* ∆2TS TS TL ∆TS

= ((7*TL)+Ta)/8 = Temperatura de la lamina = (TS-60) °F

CTSh se debe redondear a 5 cifras decimales

LIQUIDACION DE TANQUES

ANALISIS DE PARETO DE LA MEDICION ESTATICA SEVERIDAD RELATIVA DE LAS VARIABLES DE MEDICION ESTATICA IMPACTO

DEFINICION

% Error en la variable ⇒ % Error en la medición

Análisis Pareto

Condiciones supuestas

Severidad Relativa

[ TOV

Volúmen total observado a las condiciones del producto.

1%

≈ 0,98%

100º F, 30º API

24

82%

FWV ]

Volúmen del agua libre que se encuentra en una fase distinta a la fase del crudo.

1%

0,10%

FWV < 10% TOV

2

8%

1% en T 1% en Densidad

0,04%

100º F, 30º API

1

3%

0,08%

100º F, 30º API

2

7%

x VCF Ó CTL NSV

Factor de corrección de volúmen por temperatura

Volúmen neto de petróleo crudo a 60º F y 0º PSI.

100%

CAUSAS POTENCIALES DE PERDIDAS EN MEDICION ESTATICA PERDIDAS EN MEDICION ESTATICA CAUSAS POTENCIALES DE PERDIDAS EN MEDICION ESTATICA - ANALISIS DE PARETO PERDIDAS DE MEDICION

PERDIDAS FISICAS 1. Evaporación. 2. Mezclas de productos. 3. Fugas por roturas de tanques y/o líneas. 4. Robos.

1. Cambio de producto 2. Cambio de producto -

agua por operación. agua por robos.

FWV, 8%

1. Fuga de

livianos por calentamiento

TOV, 78%

1. Referencias volumétricas: Aforo de tanques y líneas. 2. Equipos de medición. 3. Procedimientos

1. Referencias volumétricas: Aforo de tanques y líneas. 2. Equipos de medición. 3. Procedimientos 4. Práctica metrológica. 4. Operación.

CTL Ó VCF, 3%

1. Toma de temperatura: Procedimiento, Equipo, Práctica metrológica, Operación.

1. Fuga de

livianos por calentamiento

Densidad, 7 %

1. Muestreo: Procedimiento, Equipo, Práctica metrológica, Operación. 2. Ensayo analítico: Procedimiento, Equipo, Práctica metrológica, Operación.

EJERCICIOS….!!!!

MEDICION ESTATICA

CALIBRACION DE EQUIPO DE INSPECCION INFORMACION GENERAL Verificar las cintas de calibración antes de cada uso y verificar que estén en buen estado. Realizar verificación a la cinta de campo y a los termómetros. Todas las cintas de trabajo debe verificarse antes de cada uso inicial y por lo menos una vez cada año. Esto se hace por comparación frente a una cinta master, utilizando el método horizontal o vertical, de acuerdo al API MPMS Capitulo 3.1 A. Todas las cintas de trabajo deben verificarse antes de cada uso para determinar que sean legibles y estén libres de anillos, curvaturas o empalmes.

CALIBRACION DE EQUIPO DE INSPECCION Existen dos métodos para la calibración de cinta: 1. Procedimiento por el método de comparación horizontal con una cinta Master. 2. Procedimiento por el método de comparación vertical con una cinta Master.

CALIBRACION DE EQUIPO DE INSPECCION Procedimiento de comparación de una cinta horizontal

El método de comparación horizontal se lleva a cabo siguiendo el siguiente procedimiento:

CALIBRACION DE EQUIPO DE INSPECCION El método de comparación horizontal se lleva a cabo siguiendo el siguiente procedimiento - El equipo consta de los siguientes elementos: - Plataforma con sujetador para cinta y plomada. - Escuadra. - Escala de acero ( en milímetros) soportada en un tablero. - Dos tensiómetros. - Dos tensores roscados para permitir tensionamiento. - Enganche giratorio.

CALIBRACION DE EQUIPO DE INSPECCION El método de comparación horizontal se lleva a cabo siguiendo el siguiente procedimiento -

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La cinta de trabajo y la cinta master deben estar libres de torceduras, dobleces y uniones. Se confirma el certificado y el número de serie de la cinta master. La plomada y la cinta se comparan directamente, a lo largo de sus respectivas extensiones, haciendo que tanto la cinta de trabajo como la cinta master vayan fijadas a sus correspondientes plomadas. Se lleva a cabo el chequeo de la cinta y la plomada por daños, números repetidos o ilegibles, enroscaduras, plomadas desgastadas. El tensiómetro utilizado debe tener una exactitud de +/- 0.1 Psi.


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Las cintas se remueven completamente de sus carretes y se colocan sobre una superficie plana como un corredor, parqueadero, etc. La superficie de prueba debe estar completamente al sol o completamente a la sombra. La cinta a calibrar debe ser hecha del mismo material de la Cinta master y debe tener la misma sección transversal. La cinta master se coloca paralela a la cinta de trabajo separada por una distancia constante de 1” a 1 1/4” a lo largo de su longitud total. Es muy importante el paralelismo de las cintas. Se aseguran las dos plomadas de la cinta en la plataforma con el sujetador.


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Se asegura la parte final de las cintas a sus respectivos tensiómetros y éstos a su vez a los tensores roscados. Estos últimos se fijan a un soporte. Se mueve la plataforma de tal manera que las cintas queden completamente extendidas. Se tensionan los tornillos tensores para aplicar 10 libras de presión, las cuales se observan en los dos tensiómetros. Igual tensión a ambas cintas, es más importante que la cantidad de tensión aplicada.

CALIBRACION DE EQUIPO DE INSPECCION Elmétodo métodode decomparación comparaciónhorizontal horizontalse selleva llevaaacabo cabo El siguiendoel elsiguiente siguienteprocedimiento procedimiento siguiendo

Se ajustan ajustan las las cintas, cintas, aa lala escala escala milimétrica milimétrica yy alal tablero, tablero, -- Se de tal tal manera manera que que estén estén exactamente exactamente paralelas paralelas en en elel de primerpunto puntode deprueba. prueba. primer Se registra registra elel espacio espacio entre entre las las dos dos cintas cintas para para que que elel -- Se espacioen enlos losotros otrospuntos puntosde deprueba pruebasea seaelelmismo. mismo. espacio Se rechequean rechequean las las presiones presiones en en los los tensiómetros tensiómetros yy se se -- Se ajustan,sisies esnecesario necesarioantes antesde detomar tomarlas laslecturas. lecturas. ajustan, No se se deben deben mover mover oo alterar alterar las las cintas cintas oo lala escala escala -- No milimétricadurante durantelas lasoperaciones. operaciones. milimétrica


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-

Se asegura la parte final de las cintas a sus respectivos tensiómetros y éstos a su vez a los tensores roscados. Estos últimos se fijan a un soporte. Se mueve la plataforma de tal manera que las cintas queden completamente extendidas. Se tensionan los tornillos tensores para aplicar 10 libras de presión, las cuales se observan en los dos tensiómetros. Igual tensión a ambas cintas es más importante que la cantidad de tensión aplicada.


Mueva la escala en unos pocos milímetros en ambas direcciones y repita la rutina de medición detallada antes. Registre estas lecturas como la segunda prueba. Repita la rutina de medición de nuevo y registre las lecturas como la tercera prueba. Libere la tensión en ambas cintas y repita la tensión a ambas cintas.


Calcule la longitud real de la cinta de trabajo en el punto de prueba usando la siguiente ecuación:

L= S + K* [ (Sumatoria B- Sumatoria A)/3] L= S + (K/3) * (Sumatoria B-Sumatoria A) Donde: L= Longitud real de la cinta de trabajo en el punto de prueba. S= Longitud certificada de la Cinta Patrón en el punto de prueba. K=Factor de conversión: Unidades de la Cinta/ unidades de la escala; K= 0.001m / mm K/3= 0.00033333 (Este factor se usa para las tres lecturas). Sumatoria de A= Suma de las lecturas de la escala para la cinta Patrón. Sumatoria de B= Suma de las lecturas de la escala para la cinta de trabajo.


Cuatro puntos de prueba se deben comparar en cada cinta. Se verifica la longitud total, más tres puntos adicionales a lo largo de ellas. Las variaciones en las cintas usadas para transferencias de custodia deben estar dentro de los siguientes límites:

CALIBRACION DE EQUIPO DE INSPECCION El método de comparación horizontal se lleva a cabo siguiendo el siguiente procedimiento

Longitud de la cinta

Exactitud

8 Metros-25 Pies

0

mm-1/32” - 0.0025 Pies - 0.01 %

15 Metros-50 Pies

1.5 mm-1/6” - 0.005 Pies - 0.01%

20 Metros-66 Pies

2.0 mm-5/64” - 0.0066 Pies - 0.01%

23 Metros-75 Pies

2.3 mm –3/32”- 0.0075 Pies - 0.01%

30 Metros-100 Pies

3.0 mm- 1/8

- 0.01 Pies

- 0.01%

CALIBRACION DE EQUIPO DE INSPECCION El método de comparación horizontal se lleva a cabo siguiendo el siguiente procedimiento Calcule y registre B-A para cada prueba. Entonces registre el rango R de Valores (Del más alto al más bajo), por ejemplo: Longitud certificada de la Cinta Master (S) = 100.001 ft. Lectura A Rango(R) Prueba 1: Prueba 2: Prueba 3:

Lectura B

25.5 mm 27.0 mm 29.0 mm

28.0 mm 29.0 mm 32.0 mm

(B-A) 2.5mm 2.0mm 3.0mm

1mm

Sumatoria de A=81.5 mm Sumatoria de B=89.0 mm L= S+ 0.0010936* (Suma B-Suma A) = 100.0092 ft.

CALIBRACION DE EQUIPO DE INSPECCION El método de comparación vertical se lleva a cabo siguiendo el siguiente procedimiento - Sujete los extremos superiores de ambos lados de la cintas asegurándose que el incremento de la medida de las cintas esté separada por 4 a 5 mm. La tensión es suministrada por las plomadas. - Use la escala milimétrica y la escuadra, utilizando el mismo procedimiento de comparación horizontal. Sólo una prueba se necesita en este método. - La misma ecuación anterior se utiliza para calcular la verdadera longitud de la cinta de trabajo.

CALIBRACION DE EQUIPO DE INSPECCION El método de comparación vertical se lleva a cabo siguiendo el siguiente procedimiento

- La comparación de la cinta master con la cinta de trabajo puede ser realizada en posición vertical. Ambas cintas deberán sujetarse en condiciones similares a aquellas normales de operación. - Suspenda ambas cintas del lado de un tanque o de otro sitio en donde las cintas puedan colocarse por lado y lado. - El sitio seleccionado debe estar libre de viento, ya que podría descalibrar la cinta con el movimiento. - Sujete los extremos superiores de ambos lados de la cintas asegurándose que el incremento de la medida de las cintas esté separado por 4 a 5 mm. La tensión es suministrada por las plomadas.

CALIBRACION DE EQUIPO DE INSPECCION El método de comparación vertical se lleva a cabo siguiendo el siguiente procedimiento - Use la escala milimétrica y la escuadra, utilizando el mismo procedimiento de comparación horizontal. Sólo una prueba se necesita en este método. - La misma ecuación anterior se utiliza para calcular la verdadera longitud de la cinta de trabajo.

CALIBRACION DE EQUIPO DE INSPECCION Verificación de la Electrónico Portátil

Exactitud

de

Termómetro

Procedimiento en laboratorio. Una vez por año . Compare los termómetros y realice de tres lecturas, a tres o más temperaturas, utilizando un termómetro máster certificado. La variación debe estar +/-0.5ºF en cada temperatura. Registre los termómetros, el numero de serie y todos los otros datos requeridos en el registro de calibración de equipos.


Exactitud

de

Termómetro

Procedimiento en laboratorio. Una vez cada mes. Compare las lecturas de los termómetros a 5 ºF debajo de la posible lectura más alta (Max. 212ºF) y el punto de hielo de un termómetro de vidrio máster certificado. La variación debe ser < 0.5ºF a cada temperatura.


Exactitud

de

Termómetro

Procedimiento de campo. Antes de cada uso. Compare la lectura del termómetro de trabajo con un termómetro de mercurio-vidrio master certificado en un baño a temperatura constante. Si la lectura varia en 1ºF o más, ajuste el equipo de acuerdo a las instrucciones del fabricante y recalíbrelo siguiendo el procedimiento de laboratorio descrito anteriormente.

CALIBRACION DE EQUIPO DE INSPECCION Verificación de la Exactitud de Termómetro de MercurioVidrio

- Los termómetros de mercurio-vidrio deben chequearse antes de su uso inicial, o por lo menos una vez cada año en el laboratorio. - Los termómetros de campo deben verificarse ante de cada uso y por lo menos una vez al mes. - Si la columna de mercurio está fraccionada o se sospecha otro daño en el termómetro, éste debe recalibrarse en el laboratorio antes de ser usado en el campo.

CALIBRACION DE EQUIPO DE INSPECCION Verificación de la Exactitud de Termómetro de MercurioVidrio Procedimiento de laboratorio - Compare los termómetros frente a las lecturas de los termómetros master certificados en tres temperaturas diferentes: una en el tercio más bajo, otra en el tercio medio y la ultima en el tercio superior del rango del termómetro. - Rechace el termómetro si la variación termómetro es +/- 0.5ºC.

en cualquier tercio del

CALIBRACION DE EQUIPO DE INSPECCION Verificación de la Exactitud de Termómetro de MercurioVidrio Prueba de campo antes de cada uso Examine el termómetro antes de cada uso. No use cualquier termómetro que tenga la columna de mercurio separada, ó grabaciones ilegibles y/ó rotura del vidrio. Prueba de campo una vez por mes Coloque los termómetros de trabajo de lado a lado de un termómetro master certificado. Déjelo quieto por lo menos durante 30 minutos. Tome lecturas y rechace el termómetro si la variación es superior a 0.5°C.

ERRORES DE MEDICION INHERENTES AL TANQUE A medida que el tanque se llena, el peso del producto causa que el fondo se deforme o deflecte. Si la deformación o deflección es constante, es posible corregir el error Si el fondo se deforma elásticamente con cada ciclo de llenadovaciado, el error será significativo, del orden de 0.1% o más. Dependiendo del grado de comprensibilidad del terreno, el tiempo de estabilización del terreno es mas largo Este error aumenta la capacidad del tanque.

ERRORES DE MEDICION INHERENTES AL TANQUE

H1

H X Y

Vt = Vi + Vx1Y Vx1Y --> f(H) ---> Funsión de compresibilidad

H2


Este error ocurre cuando productos viscosos o sedimentos se adhieren a las paredes internas del tanque. Este error disminuye la capacidad del tanque La tabla de aforo no tiene en cuenta este error

ERRORES DE MEDICION INHERENTES AL TANQUE Errores de calibración dependiendo del método utilizado CINTEO: (STRAPPING ) Consiste en medir la circunferencia del tanque a diferentes alturas con una cinta metálica OPTICO: Consiste en utilizar un sistema de radar óptico con relación a una línea vertical de referencia VOLUMETRICO: Consiste en el llenado del tanque con producto, utilizando un medidor y un probador volumétrico Precisión aproximadamente calibraciones recientes

del

+/-

0.1%

para

tanques

con

Hay que aplicar las correcciones para la expansión del casco por efecto del peso del producto

ERRORES DE MEDICION INHERENTES AL TANQUE Para la calibración del tanque no se tiene en cuenta el coeficiente de expansión térmica del material Dependiendo de la distribución de calor, la expansión es aleatoria a lo largo del perímetro del tanque Si la temperatura es mayor a 60 °F se tendrá una mayor capacidad Si la temperatura es menor a 60 °F se tendrá una menor capacidad

ERRORES DE MEDICION INHERENTES AL TANQUE Los mayores errores de medición se deben al movimiento de los dispositivos de medida • • • • • •

Movimiento de la referencia por efecto del llenado A medida que el tanque se llena, las paredes tienden a tomar la forma del barril. La parte superior del tanque puede descender hasta en 1/2 pulgada. Las tablas de aforo no compensan por esta deformación. Este error causa una mayor capacidad y una alinealidad en la tabla de aforo Para evitar esto, es necesario que el dispositivo de medida no este colocado sobre la pared o techo del tanque.


Punto de referencia

Punto de referencia

Debe estar alejado entre 18/24 pulg. De la pared

ERRORES DE MEDICION INHERENTES AL TANQUE Es necesario el uso de soportes, tubos o pozos de medición Debe ser anclado al fondo del tanque. Debe estar separado entre 18 a 24 pulgadas de la pared

ERRORES DE MEDICION INHERENTES AL TANQUE Cuando se llena un tanque, las paredes de la parte sumergida quedan a una temperatura entre la ambiente y la del producto Si la temperatura es mayor que 60 °F la altura del tanque aumenta Si la temperatura es menor que 60 °F la altura del tanque disminuye El error introducido es diferente para los tipos de tanques: techo Cónico, Flotante y esféricos

CALIBRACION DE TANQUES

CALIBRACION DE TANQUES ALCANCE Estudiar los procedimientos normativos existentes para la determinación de las dimensiones físicas de un tanque, a fin de obtener una relación o tabla indicadora del volumen contenido en el mismo, a diferentes alturas de líquido en su interior.

Igualmente, estudiar los procedimientos generación de las tablas de aforo.

para

la


API MPMS Capítulo 2 “Sección 2A y ASTM D-1220 Método convencional para calibración y aforo de tanques. API MPMS Capítulo 2 “Sección 2B y ASTM D-4738 Método óptico para calibración y aforo de tanques. API STANDARD 2555 y ASTM D-1406 Calibración líquida de tanques. API STANDARD 2551 método para aforo de tanques cilíndricos horizontales. API STANDARD 2552 método para aforo de tanques esféricos. API MPMS Capítulo 2 sección 7 – Calibración de tanques de barcazas. API MPMS Capítulo 2 sección 8A – Calibración de tanques de buques. Experiencias de los expositores

CALIBRACION DE TANQUES El aforo de tanques es el término comúnmente aplicado a los procedimientos para la calibración de tanques, consistente en determinar las dimensiones necesarias para el cálculo de las tablas de capacidad. Las tablas de aforo muestran la cantidad de producto líquido a una determinada altura del mismo en el tanque ya sea por medición manual o automática. La exacta calibración de los tanques es un requisito esencial en la valoración de cantidades de crudo para fines de transferencia en custodia y regalías. La cantidad de crudo en un tanque cilíndrico vertical no puede ser medida exactamente debido al problema de la determinación de la forma del fondo que, con frecuencia se mueve bajo la presión de la altura del nivel del líquido. Sin embargo, en la mayor parte de las operaciones de transferencia de custodia, la cantidad trasferida es medida entre dos niveles de líquido con un sistema de confirmación metrológica confiable.

CALIBRACION 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 período 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:

1.Método de “STRAPPING”. 2. Método de CALIBRACIÓN LÍQUIDA. 3. Método OPTICO.

CALIBRACION DE TANQUES PRINCIPIOS GENERALES DE CALIBRACIÓN DE TANQUES Las transferencias bajo custodia de los productos (petróleo o químicos), desde el punto de vista inicial de suministro hasta el recibidor final, pasan por un número de puntos en el cual se mide la cantidad de producto. No se necesita hacer énfasis en la importancia de la exactitud de la medición para recibos y entregas, pero la exactitud de mediciones intermedias no es menos importante porque ellas fijan un límite sobre el tamaño de las pérdidas debido a fuga o robo las cuales pueden pasar inadvertidas. La cuantificación de lo anterior se determina al momento de a medición estática en los tanques de almacenamiento o en la medición dinámica en las líneas.

CALIBRACION DE TANQUES PRINCIPIOS GENERALES DE CALIBRACIÓN DE TANQUES Es importante saber cuando debemos tener como referencia de la medición dinámica la medición estática debido a que en cualquier momento el contador puede fallar creando un problema legal. Las bases de todas las mediciones estáticas de productos de petróleo es la calibración de los tanques en los cuales son almacenados. Ninguna cantidad de producto a granel puede ser determinada con precisión si el contenedor no está aforado.

CALIBRACION DE TANQUES PRINCIPIOS GENERALES DE CALIBRACIÓN DE TANQUES El aforo de tanque es el término comúnmente aplicado a los procedimientos para la calibración de tanques para proveer las dimensiones necesarias para el cálculo de las tablas de capacidad. Las tablas de aforo muestran la cantidad de producto líquido a una determinada altura del mismo en el tanque ya sea por medición manual o automática. La exactitud en la calibración de un tanque es un factor importante en la determinación del volumen, puesto que dimensiones incorrectas producen tablas de capacidad erróneas. El uso de tablas de aforo erróneas por un largo periodo pueden causar pérdidas de miles de dólares, debido que la cuantificación del contenido del tanque es inexacta.

CALIBRACION DE TANQUES PRINCIPIOS GENERALES DE CALIBRACIÓN DE TANQUES Los errores que se cometen en la calibración actuarán sistemáticamente en una dirección y corregir los errores es muy difícil y algunas veces imposible sin que una de las partes involucradas (comprador o vendedor) pierda. Este seminario revisará las técnicas disponibles para calibración de tanques e indica sus méritos relativos y desventajas. No obstante, que los tanques pueden ser calibrados por mediciones internas o externas se presentarán solamente las más usadas recientemente.

CALIBRACION DE TANQUES METODO DE STRAPPING Medir las circunferencias externas en cada anillo Establecer la altura de referencia Medir espesor de las láminas en los anillos Medir altura de los anillos Medir los volúmenes muertos Medir la pendiente del tanque Hacer mediciones en el fondo


METODO DE CALIBRACION LIQUIDA El tanque es llenado con cantidades conocidas de agua o cualquier otro líquido no volátil, y medido con: Serafín Medidor dinámico En el procedimiento se hacen llenados y paradas sucesivas para establecer la altura de nivel correspondiente al volumen transferido.

CALIBRACION DE TANQUES METODO OPTICO (OPTISTRAP) Medir la circunferencia del anillo de referencia Dividir el tanque en estaciones horizontales Medir los offsets al 20% y 80% de cada anillo en cada estación Establecer el nivel del líquido y gravedad API Medir la temperatura ambiente adyacente al casco Medir la altura total del casco del tanque Medir las alturas individuales de cada anillo Medir la altura de referencia Ubicación de la altura de medición tanto vertical como horizontal

MÉTODO STRAPPING VOCABULARIO TERMINOS USADOS EN CALIBRACION DE TANQUES CILINDRICOS VERTICALES. “METODO CONVENCIONAL O DE STRAPPING” TANQUE DE ALMACENAMIENTO: Un recipiente utilizado para almacenar líquidos. TANQUE CONVENCIONAL: Un tanque de forma comúnmente usada en la industria del petróleo y que no está construido para soportar altas presiones o vacíos en su espacio libre. STRAPPING DEL TANQUE: Medición de las circunferencias externas de un tanque cilíndrico vertical u horizontal, por zunchamiento con una cinta alrededor de cada anillo del tanque. TABLA DE CAPACIDAD DEL TANQUE: Tabla de aforo o tabla de calibración. TABLA DE AFORO DE UN TANQUE: Una tabla referida como una tabla de medida o una tabla de capacidad de un tanque que muestra la capacidad o volumen a diferentes niveles médicos desde el punto de Medición o Puntos de Referencia.

MÉTODO STRAPPING VOCABULARIO “METODO CONVENCIONAL O DE STRAPPING” CALIBRACION DEL FONDO: – Determinación del volumen del tanque bajo el plato de medición que es el punto cero en la tabla de aforo. – Determinar la cantidad de líquido contenido en un tanque cuando el fondo esta totalmente cubierto. METODO DE AFORO POR MEDICIONES: El método de calibración del tanque en el cual la capacidad es calculada por mediciones externas y/o internas del mismo. PLATO DE MEDICION: Una lámina metálica anexa a la pared del tanque o al fondo se fija directamente bajo el punto de referencia y donde se mide la profundidad del producto. PUNTO DE MEDICION: Es el punto que se toma como referencia para la tabla de aforo y a partir del cual se realizan las mediciones.

MÉTODO STRAPPING VOCABULARIO TÉRMINOS UTILIZADOS EN EL MÉTODO DE AFORO DE LÍNEA DE REFERENCIA ÓPTICA OFFSET DE REFERENCIA : Es la medida observada a través del aparato óptico en la escala horizontal de la reglilla del carro magnético en la estación vertical de referencia en el primer anillo. CIRCUNFERENCIA DE REFERENCIA : Es la circunferencia de un tanque medido por el método de Strapping convencional en el primer anillo. APARATO OPTICO: Es un teodolito equipado con un nivel de precisión.

MÉTODO STRAPPING NORMAS Y PROCEDIMIENTOS PARA CALIBRACION DE TANQUES CILINDRICOS VERTICALES METODO STRAPPING API MPMS CAPITULO 2 SECCION 2A Y ASTM – 1220 EQUIPOS UTILIZADOS PARA STRAPPING DEL TANQUE

CINTA DE MEDICION CON PLOMADA PARA SONDEO: Se utiliza para tomar alturas, profundidad de producto, altura de los anillos y altura de la carcaza del tanque. CINTA DE STRAPPING :Para medir las circunferencias (En décimas y centésimas de pies). TENSIOMETRO :Para aplicar a la cinta de strapping una tensión medible y constante.

MÉTODO STRAPPING NORMAS Y PROCEDIMIENTOS PARA TANQUES CILINDRICOS VERTICALES

CALIBRACION

DE

METODO STRAPPING API MPMS CAPITULO 2 SECCION 2A Y ASTM – 1220 EQUIPOS UTILIZADOS PARA STRAPPING DEL TANQUE

SUJETADORES DE CINTA DE STRAPPING: Para ubicar la cinta en la correcta posición alrededor del tanque. COMPAS DE CALIBRES: Para medir pequeñas obstrucciones. POSICIONADOR DE CINTA DE STRAPPING: Para ubicar la cinta en la correcta posición alrededor del tanque. CINTURON Y SILLA DE SEGURIDAD TERMOMETRO DE COCA :Para obtener las temperaturas del producto y del ambiente.

MÉTODO STRAPPING NORMAS Y PROCEDIMIENTOS PARA TANQUES CILINDRICOS VERTICALES

CALIBRACION

DE

METODO STRAPPING API MPMS CAPITULO 2 SECCION 2A Y ASTM – 1220 EQUIPOS UTILIZADOS PARA STRAPPING DEL TANQUE

MÉTODO STRAPPING NORMAS Y PROCEDIMIENTOS PARA CALIBRACION DE TANQUES CILINDRICOS VERTICALES METODO STRAPPING API MPMS CAPITULO 2 SECCION 2A Y ASTM – 1220

PRÁCTICAS GENERALES • Para tanques de un anillo, dos circunferencias serán tomadas al 20 y 80 % hacia abajo del tope del anillo. Para tanques de más de un anillo, si las obstrucciones bloquean el paso de la cinta en el 20 %, la medición puede realizarse en un punto al 80 % más abajo. Si la circunferencia tomada en sucesivos anillos muestran variaciones inusuales o distorsiones, deben realizarse adicionalmente un número suficiente de mediciones que satisfagan los requerimientos mencionados. • Cuando el ángulo del fondo es soldado tome la circunferencia 30 cms sobre el fondo del primer anillo. Cuando los tanques son de construcción compuesta, se toman las mediciones de acuerdo con las instrucciones sobre cada tipo de construcción

MÉTODO STRAPPING La parte cilíndrica del tanque consiste de varios anillos. En cada anillo se miden las circunferencias por medio de una cinta metálica graduada y certificada. El número de circunferencias por anillo depende de las uniones y arreglo de las láminas de las paredes del tanque Las siguientes medidas son requeridas para el procesamiento de la tabla de calibración: 1. Altura de referencia (BM). 2. Espesor de las láminas de los anillos. 3. Altura de los anillos. 4. Volúmenes muertos (DEADWOODS), estos volúmenes muertos disminuyen la capacidad del tanque (Columnas, Mezcladores, Bases, Estructuras internas) o aumentan la capacidad del tanque (Manholes, Tuberías, Mangueras). 5. Pendiente (TILT), cuando el tanque pierde verticalidad, la pendiente o “Tilt” es el ángulo de desviación de la línea media del tanque respecto a la vertical imaginaria. 6. Fondo del tanque se calibra generalmente con el método de calibración líquida.

MÉTODO STRAPPING NORMAS Y PROCEDIMIENTOS PARA CALIBRACION DE CILINDRICOS VERTICALES METODO STRAPPING API MPMS CAPITULO 2 SECCION 2A Y ASTM – 1220

TANQUES

MÉTODO STRAPPING PROCESO DE CALCULO SEGÚN API MPMS CAPITULO 2 SECCION 2A Y ASTM –1220. El siguiente es el proceso de cálculo que conduce a las tablas de aforo finales: CONVERSION DE CIRCUNFERENCIAS EXTERNAS A INTERNAS. 1. Las circunferencias externas tomadas a los tanques deben ser convertidas a sus equivalentes internas, deduciendo el espesor de lámina correspondiente a cada anillo, el ensanche causado por la columna interna de líquido y cualquier elevación de la cinta de aforo por la existencia de refuerzos exteriores en el tanque. 2. Estas correcciones se obtienen a través de los procedimientos descritos en la Norma API MPME Cap.2.2A numeral 19.4.3 19.4.4 Ec. 3 y 5. Las circunferencias tomadas, deben ser previamente convertidas a circunferencias equivalentes a la temperatura de calibración de la cinta.( 68ºF). De acuerdo a la Ec. 1 del numeral 19.2.2. Correction Factor = 1 + [(Ts - Tc) * C]

MÉTODO STRAPPING

PROCESO DE CALCULO SEGÚN API MPMS CAPITULO 2 SECCION 2A Y ASTM –1220. El siguiente es el proceso de cálculo que conduce a las tablas de aforo finales:

CONVERSION DE CIRCUNFERENCIAS EXTERNAS A INTERNAS. 3. Formas significativas Todos los cálculos para el volumen incremental o total deben ser llevados a siete dígitos significativos. Las correcciones para los cálculos del volumen incremental o total necesitan ser llevadas únicamente al número de dígitos significativos consistentes con el séptimo en la cantidad corregida. 4. Interpolaciones Las interpolaciones para las determinaciones del volumen del tanque deben ser hechas preferiblemente sobre la circunferencia (o diámetro) más que sobre la capacidad.

MÉTODO STRAPPING

PROCESO DE CALCULO SEGÚN API MPMS CAPITULO 2 SECCION 2A Y ASTM –1220.

El siguiente es el proceso de cálculo que conduce a las tablas de aforo finales:

CONVERSION DE CIRCUNFERENCIAS EXTERNAS A INTERNAS. 5. Extrapolaciones Las extrapolaciones deben ser prevenidas si es posible. Si es requerido, deben ser logradas por medio de la gráfica o el procedimiento algebraico. 6. Promedios de peso Los promedios de peso, donde sea aplicable, deben ser usados en la interpolación de la circunferencia más que en promedios simples. 7. Tolerancias Las tolerancias para mediciones y cálculos incluidos en este estándar se esperan aplicar al desarrollo del control operacional y las tablas de aforo de medición crítica.

MÉTODO STRAPPING

PROCESO DE CALCULO SEGÚN API MPMS CAPITULO 2 SECCION 2A Y ASTM –1220. El siguiente es el proceso de cálculo que conduce a las tablas de aforo finales:

CONVERSION DE CIRCUNFERENCIAS EXTERNAS A INTERNAS. 8. Ajustes para variables Los ajustes para el efecto de algunas variables pueden ser incorporados en las tablas de aforo para los tanques de control operativo. Es recomendado que las tablas de aforo sean marcadas para mostrar los ajustes que han sido incorporados. 9. Descuentos de volúmenes muertos Todos los volúmenes muertos deben reportarse en volumen y ubicación, con el fin de proveer tolerancia adecuada para el volumen del líquido desplazado por las diferentes partes y para proveer la distribución de los efectos de varias elevaciones dentro del tanque.

MÉTODO STRAPPING El siguiente es el proceso de cálculo que conduce a las tablas de aforo finales: CONVERSION DE CIRCUNFERENCIAS EXTERNAS A INTERNAS. 10. Bases de la capacidad de la altura incremental Las capacidades para alturas incrementales de tanques cilíndricos horizontales deben ser calculadas como un porcentaje del total de la capacidad del tanque. La capacidad total del tanque debe estar basada en cálculos considerando cada anillo como un cilindro horizontal. Circunferencia Interna = π *(D-2t) t : Espesor del material. D: Diámetro exterior en unidades consistente Deducción de la circunferencia para el espesor de la pared = π*t/6

MÉTODO STRAPPING • CALCULO DE LOS VOLUMENES DE ELEMENTOS INTERNOS. Es el cálculo de los incrementos adicionales de volumen de cada anillo debido a volúmenes externos, y del cálculo de las reducciones de volumen en cada anillo debido a la existencia de soportes y refuerzos interiores. Se aplican los criterios dados en el numeral 49 de la norma. • RESUMEN DE CORRECCIONES Y CALCULO DE VOLUMEN POR ANILLO La tabla resume todas las correcciones calculadas e incorpora dos correcciones adicionales. - Inclinación del tanque (Tilt factor) (numeral 55 de la norma). -Temperatura normal de servicio del tanque (thermal factor numeral 54 de la norma).

MÉTODO STRAPPING • RESUMEN DE CORRECCIONES Y CALCULO DE VOLUMEN POR ANILLO El resumen es como sigue: - Se calcula un incremento bruto por anillo como: -Volumen del anillo lleno + Delta V –Volúmenes elementos internos - A este incremento bruto se le incluye la acción de las dos correcciones adicionales por inclinación y temperatura normal sobre el metal, y se obtiene el incremento neto por anillo. Este incremento en las unidades (Volumen/altura) multiplicado por la altura en las unidades de altura de cada anillo produce el volumen total por anillo. •TABLA DE AFORO - Los incrementos netos por anillo calculados en el punto 3.1.3.5 se desarrollan en secuencia acumulativa para producir la tabla de aforo

.

MÉTODO STRAPPING • DEDUCCION DE VOLUMEN DESPLAZADO EN TANQUES

CON TECHO O MEMBRANA FLOTANTE La corrección debe calcularse como sigue: Corrección (galón) = W *(1/ρ1- 1/ρO) W = Peso del techo flotante en libra ρ1= libra por galón del líquido de calibración ρo = libra por galón del líquido, teniendo la gravedad API sobre la cual

se basa a la tabla

MÉTODO STRAPPING

• DEDUCCION DE VOLUMEN DESPLAZADO EN TANQUES

CON TECHO O MEMBRANA FLOTANTE •También se hace necesario incluir una corrección suplementaria, La corrección debe calcarse como sigue: •Corrección (galón) = W/50 *(1/ρ60- 1/ρ10) •W = Peso del techo flotante en libra •ρ60= libra por galón del líquido pesado a 60° F a °API

ρ10 = libra por galón del líquido pesado a 10°F a °API La corrección de la gravedad API debe ser manejado por una nota en la tabla de aforo que requiere la deducción o suma de un volumen constante por cada grado API entre la diferencia de la gravedad API observada a la temperatura del tanque y la gravedad API de referencia. Esta nota debe contener la información siguiente:

MÉTODO OPTISTRAP AFORO

POR EL METODO OPTISTRAP O LINEA DE REFERENCIA OPTICA (ORLM) – API MPMS CAPITULO 2 SECCION 2 B Y ASTM – 4738. El método de línea de referencia óptica (ORLM) es un método alternativo al método de strapping convencional (CTSM) para determinar el diámetro del tanque. La diferencia primaria entre ORLM y CSTM, es el procedimiento para determinar el diámetro de los anillos del tanque diferentes al anillo del fondo. El método de la línea de referencia óptica proporciona para la medición un diámetro de referencia en el anillo del fondo que se determina por el strapping convencional y midiendo la desviación en el diámetro del tanque en otra predeterminada estación horizontal y vertical usando, un aparato de nivel óptico y un carro magnético provisto de una reglilla.

MÉTODO OPTISTRAP

– API MPMS CAPITULO 2 SECCION 2 B Y ASTM – 4738. EQUIPOS • Equipos y aparatos para realizar strapping convencional. • Un aparato óptico montado sobre un trípode ó un soporte equivalente. El aparato tendrá una línea de visión perpendicular ( a 90 º con la línea de vista ) y se nivelará con tres diferentes ejes. La perpendicular del rayo óptico (línea de referencia vertical) estará dentro de 1 en 20,000 sobre la altura del tanque que tiene la capacidad de señalar una línea vertical imaginaria. • Un carro magnético con una reglilla horizontal graduada (con incrementos de 0.01 pies), que se usa para medir los offsets en diferentes estaciones verticales. El cero de la escala estará cerca de la pared del tanque.

MÉTODO OPTISTRAP

PROCEDIMIENTOS (Tabla 1 de la Norma API MPMS 2.2B) Circunferencia de referencia ( en pies)

Diámetro ( en pies)

Diámetro ( en metros)

Mínimo número de Estaciones

157.00

50

15

8

314.16

100

30

12

471.24

150

50

16

628.32

200

70

20

785.40

250

85

24

942.48

300

100

30

1099.56

350

120

36

MÉTODO OPTISTRAP PROCEDIMIENTOS • Siempre

se determinará el número de estaciones. Estaciones adicionales más allá del mínimo especificado en la anterior lista se pueden seleccionar si el tanque se encuentra abollado o deformado. Las estaciones horizontales serán localizadas equidistantemente una de otra alrededor de la circunferencia del tanque. Las estaciones horizontales serán escogidas para asegurar que la travesía vertical del carro magnético a lo largo de la lámina del tanque en alguna estación dada estará al menos 12” distante de la soldadura vertical.

.

MÉTODO OPTISTRAP PROCEDIMIENTOS

MÉTODO OPTISTRAP PROCEDIMIENTOS • La

primera estación debe establecerse lo más cerca posible del punto de medición en el tanque. Esta se llamará estación número uno. • El aparato óptico sería nivelado sobre tres ejes en cada estación horizontal y colocado a una distancia apropiada de la pared del tanque de tal manera que las lecturas se puedan tomar en reglilla horizontal móvil a través del casco del tanque. • El carro portador de la reglilla se coloca contra la pared del tanque y se hala hacia arriba hasta que la regla graduada esté en el mismo nivel donde la circunferencia de referencia fue medida. Registre esta medición como su offset de referencia. .

MÉTODO OPTISTRAP PROCEDIMIENTOS • Mueva

el carro verticalmente a la siguiente predeterminada estación vertical en cada anillo. Lea y registre sus offsets. Las predeterminadas estaciones verticales serían localizadas al 20 y 80 % de la altura del anillo debajo de la soldadura superior del anillo. • Después que se han leído todos los offsets de una misma estación vertical, baje el carro al primer anillo y repita la lectura del offset de referencia. Las dos medidas no deben diferir en más de 0.005 pies. Si sus offsets no tiene repetibilidad, chequee el nivel de su aparato óptico y repita la medida de los offsets para esta estación. • Repita los dos pasos anteriores hasta completar todas las estaciones verticales .

MÉTODO OPTISTRAP PROCEDIMIENTOS •Después de completar las mediciones ópticas alrededor del tanque, repita la medida de la circunferencia de referencia usando la misma cinta de strapping. La medida inicial y final debe estar dentro de 0.005 pies de diferencia. • Si un anillo no se puede medir por ORLM, entonces mida la circunferencia con una cinta usando el método convencional de strapping. • Todos los pasos anteriores son de un método alterno para determinar las mediciones de las circunferencias. Los demás datos, necesarios para completar la calibración de un tanque de almacenamiento se presentaron en el método convencional de strapping.

.

MÉTODO OPTISTRAP PROCEDIMIENTOS • A continuación presenta una lista de las mediciones adicionales necesarias: Nivel del líquido al momento del strapping. Gravedad API del líquido en el tanque al momento del strapping. Temperatura promedio del líquido en el tanque al momento del strapping. Temperatura del aire adyacente al casco del tanque. Altura total del casco. Alturas individuales de cada anillo. Medida altura de referencia. Ubicación de la altura de medición tanto vertical como horizontal.

.

MÉTODO OPTISTRAP PROCEDIMIENTOS Altura de llenado seguro. Entrada al tanque y todas las tuberías externas. Obtenga planos para deadwood internos si el tanque está en servicio. Forma del fondo del tanque y sus dimensiones. Firma del supervisor, si lo hay. Fecha de strapped y por quién. Peso del techo flotante, dimensiones y su altura de operación. Si es membrana, lo mismo. Instrucciones y tipo de formato de las tablas de aforo o satisfacción del requerimiento del cliente. Espesor de láminas de todos los anillos .

MÉTODO CALIBRACIÓN LIQUIDA El tanque es llenado con cantidades conocidas de agua y otro líquido no volátil hasta que quede totalmente aforado. El líquido es medido con: 1. SERAFIN: Un serafín es un tanque aforado previamente con una gran precisión. 2. MEDIDOR DINÁMICO: Este método consume mucho tiempo y por lo tanto se utiliza para tanques pequeños, tanques horizontales o para el aforo de los fondos de los tanques grandes únicamente.

MÉTODO CALIBRACIÓN LIQUIDA NORMAS Y PROCEDIMIENTOS PARA AFORO DE TANQUES POR EL METODO LIQUIDO API STANDARD 2555/ASTM – 1406 PROCEDIMIENTOS DE AFORO - Una vez que se inicie el flujo se seleccionarán varias paradas para calcular los incrementos de volumen en la tabla de aforo. En cada parada se tomará la lectura del contador contra la lectura de nivel de producto en el tanque que se está calibrando. Se debe tomar la temperatura del líquido que pasa por el medidor y la temperatura en el tanque en cada parada. AFORO CON TANQUE ESTACIONARIO - Consiste en transferir un líquido, preferiblemente no volátil, del tanque estacionario que previamente ha sido aforado por procedimientos de medición crítica (strapping) hacia el tanque a ser calibrado.

MÉTODO CALIBRACIÓN LIQUIDA NORMAS Y PROCEDIMIENTOS PARA AFORO DE TANQUES POR EL METODO LIQUIDO API STANDARD 2555/ASTM – 1406 • PROCEDIMIENTOS DE AFORO

- Se deben realizar paradas sucesivas determinando el nivel de producto tanto del tanque despachador como del recibidor. - Antes de iniciar esta operación se debe confirmar el estado de las líneas o tuberías que comunican los tanques entre sí. - Es preferible que el diámetro del tanque de servicio sea más pequeño que el diámetro del tanque a ser calibrado para suministrar mayor grado de exactitud.

CRITERIOS DE CALIBRACION

1. Cuando un tanque entran en operación. 2. Por Mantenimiento 3 Cuando varia algunos de estos parámetros. • Altura de Referencia • Verticalidad • Excentricidad

TELEMETRIA

TELEMETRIA

TIPOS 1.

FLOTADORES-ELECTRÓNICO.

2.

DESPLAZADOR-SERVO.

3.

HÍBRIDO CON SERVO ó RADAR.

4.

RADAR.

TELEMETRIA B). FLOTADOR

Contador

Rueda Dentada

Tambor

Características - No requiere energía eléctrica - Baja precisión (± 4 mm)

Cinta Perforada Flotador

- Fácil chequeo y calibración Cabezal de medición

TELEMETRIA

B). FLOTADOR

Componentes Flotador Cables guías Cinta perforada Contador (rueda dentada) Polea Tambor con resorte Indicador de nivel

Componentes Flotador Cables guías Cinta perforada Contador (rueda dentada) Polea Tambor con resorte Indicador de nivel

TELEMETRIA C). DESPLAZADOR (SERVO) Tambor con Alambre

Magneto

Elementos Hall

Señal de Dato del Peso Peso Engranaje

Alambre de Medición

Dato Posición Desplazador

CPU

Codificador Motor

Desplazador

Señal de conducción del motor

TELEMETRIA C). DESPLAZADOR (SERVO)

Componentes Desplazador Cables guías Tambor giratorio Mecanismo de servo-balance

Factores que afectan la exactitud Montaje Ondulación de la cinta Tolerancia del cable y tambor Peso del cable de medición Variación de la densidad del líquido

TELEMETRIA D). HIBRIDO CON SERVO O RADAR

ρ = Presión Nivel Volumen = V (l) Masa = Presión * AE (l) Medidor de Presión

TELEMETRIA E). RADAR - Tipo de Antena según aplicación

Espacio Libre

Tubo de Aquietamiento

Tanque de Techo Fijo

Tanque de Techo Flotante o Fijo

Alta Presión

Esfera o Bala

TELEMETRIA E). RADAR


TELEMETRIA E). RADAR -


Componentes Emisor de ondas Antena Receptor Procesador

Factores que afectan la exactitud Perturbación del líquido Espumas sobre el liquido Humedad Presión del tanque Estructura del tanque

PREGUNTAS

MEDICIÓN DINÁMICA

El flujo [Q] se puede definir como un volumen del fluido que pasa un punto dado por la unidad de tiempo [t] en un tubo. Esto puede ser expresado por:

Q=AxV Dónde A es el área de la sección del tubo y V es la velocidad promedio del fluido. El flujo másico [M] puede ser entonces definido como:

M= Flujo x Densidad

M = Q x Densidad Típicamente, las medidas se confían de fórmulas empíricas y en resultados de prueba; por lo tanto, la aplicación de cualquier medidor de flujo 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.

MEDICIÓN DINÁMICA

PRINCIPIO DE MEDICIÓN CON TURBINA: Rata de flujo = Velocidad x Area Transversal

PRINCIPIO DE MEDICIÓN CON DESPLAZAMIENTO POSITIVO:

Slippage (q) = K (Constante) x Aspas deslizantes

Xc3 ∆P (Caudal de Presión) Lc µ(Viscocidad)

PRINCIPIO DE MEDICIÓN CON MÁSICOS: Fuerza Coriolis Fc= 2M(Flojo masico) x W(Velocidad angular del Tubo).

PRINCIPIO DE MEDICIÓN CON ULTRASÓNICOS:

MEDICIÓN DINÁMICA

SELECCIÓN DEL MEDIDOR El mejor medidor es aquel que proporciona la mayor exactitud global en grandes sistemas de medición de transferencias, pues el sistema de medición mas preciso es el mas económico a largo plazo. Se tendrán en cuentas los siguientes factores en su selección: Viscosidad del fluido Rata de flujo Presión máxima Contrapresión Temperatura del fluido Contaminantes del fluido Parafinas en el fluido

MEDICIÓN DINÁMICA

MEDICIÓN DINÁMICA

Los medidores de turbina tienen mejor rendimiento en flujo turbulento, pudiendo se usados con líquidos de alta viscosidad pero a altas ratas de flujo. Las turbinas requieren que la viscosidad sea estable Las turbinas tienen mas larga vida de servicio que los de desplazamiento positivo Las turbinas necesitan que el fluido no lleve aglomerados.

MEDICIÓN DINÁMICA

COSTO: Las turbinas cuestan menos que un medidor de DP. MANTENIMIENTO: El de turbina es supremamente bajo con respecto al DP TAMAÑO Y PESO: Las turbinas pueden instalarse donde tal vez no se pudiera considerar los medidores PD. EXACTITUD: Las turbinas tienen una precisión de 0.25% y los medidores de DP tienen una precisión de 0.30%

MEDICIÓN DINÁMICA

SELECCIÓN DEL MEDIDOR Curva Típica de Exactitud

TIPOS DE MEDIDORES

LÍQUIDOS:

• Desplazamiento Positivo (API MPMS 5.2). • Turbina (API MPMS 5.3). • Coriolis (API MPMS 5.6). • Ultrasónico – Tiempos de Tránsito (API MPMS 5.8).

PERFILES DE FLUJO

Flujo laminar : (1) Flujo que tiene un número de Reynolds inferior a 4000. (2) Corriente de flujo uniforme en la cual no ocurren cruces de partículas de flujo entre las líneas de corrientes adyacentes. La transición de flujo laminar uniforme a flujo turbulento generalmente ocurre cuando el número de Reynolds se incrementa de 2300 a 4000 o mas.

Flujo turbulento: En el flujo turbulento, existen patrones de flujo con remolinos aleatorios que se superponen al flujo general en una dirección determinada. La transición de flujo laminar uniforme a flujo turbulento generalmente ocurre cuando el número de Reynolds se incrementa de aproximadamente 2300 a 4000 o mas.

PERFILES DE FLUJO

Fluido: Gas, líquido o mezcla de gas y liquido. Fluido newtoniano: Líquido cuya viscosidad no se afecta por el tipo de movimiento o agitación a la cual puede estar sujeto, siempre y cuando la temperatura permanezca constante.

PERFILES DE FLUJO Número de Reynolds: (abreviado Re). Relación entre las fuerzas inerciales y las fuerzas por viscosidad, medida de la turbulencia. Parámetro que correlaciona el perfil actual del flujo con el perfil de flujo totalmente desarrollado bajo condiciones de flujo estable de un fluido newtoniano, homogéneo. Numero adimensional definido como: Re = Dup/µ Donde: D = diámetro interno de la tubería, u = Velocidad de flujo promedio, p = densidad del fluido, µ = viscosidad del fluido, todas en unidades inconsistentes.

PERFILES DE FLUJO

PERFILES DE FLUJO

Flujo Laminar

Flujo Turbulento

Perfiles de los regímenes de flujo

Laminar

Transición

Turbulento

DESPLAZAMIENTO POSITIVO

Los P.D. dispositivos que miden el flujo volumétrico directamente, contándolo a su paso través de una cámara que lo divide en segmentos discretos.

Características del medidor

Linealidad: + 0.3% Repetibilidad + 0.025%


MEDIDOR PD DE ALABES GIRATORIOS Con el flujo de líquido a través del medidor, el rotor y los alabes giran alrededor de una leva fija, haciendo que los alabes se muevan hacia afuera. Los movimientos sucesivos de los alabes forman una cámara medidora de un volumen preciso entre los alabes, por cada revolución del rotor. Ni los alabes ni el rotor hacen contacto con las paredes estacionarias de la cámara medidora. En los medidores el flujo del líquido no es alterado en ninguna forma mientras es medido; en consecuencia, alta precisión y eficiencia son características de éstos medidores.

DESPLAZAMIENTO POSITIVO SAH Calibrador Engranaje del Calibrador Piñones intermedios Unidad de empaque Engranaje del rotor

SAH

Piñón del eje Eje principal y Engranaje

SH

SAH

SH

Unidad interna de medición. La unidad de medición también sirve como motor hidráulico, que absorbe la energía que origina el flujo, para producir el torque necesario para vencer la fricción interna, y opera el contador y demás accesorios que requieren fuerza. Tren de Engranajes: Consta de tres elementos - Tren de Engranaje. - Eje principal y unidad de empaque. - Calibrador.


DISPOSITIVOS DE PROTECCION Y ACCESORIOS. DESAIREADORES. La presencia de aire o vapor en la corriente del líquido, causará medidas inexactas. Normalmente antes de un medidor se instala un desaireador para evitar que el aire o vapor llegue hasta el medidor. La función del desaireador es separar y ventear hacia la atmósfera los vapores o gases contenidos en la corriente. VALVULAS DE CONTROL DE FLUJO.

Cuando existe la posibilidad de que el flujo en un sistema de medición se incremente hasta valores por encima del valor de diseño del medidor, es necesaria la instalación de válvulas reguladoras de flujo y/o de presión con el fin de obtener una buena medición y proteger el medidor de posibles daños en sus partes internas.


DISPOSITIVOS DE PROTECCION Y ACCESORIOS. FILTROS.

Uno de los elementos de protección más importantes en un sistema de medición es el filtro, el cual se instala antes del medidor y tiene como objeto impedir que elementos sólidos lleguen hasta el medidor lo que causaría severos daños en los interiores.

PD Meters


FACTORES QUE AFECTAN LA PRECISION Un contador de medidor simplemente cuenta el número de revoluciones del elemento interno de medición (rotor), multiplicada por una relación fija de engranajes para obtener así un registro de volumen. La precisión del volumen registrado depende de la validez de tres (3) suposiciones básicas: 1.

El volumen desplazado por cada cámara de medición, en la cual cada segmento consecutivo de fluido permanece aislado, es siempre constante.

2.

Todo el fluido que pasa a través del medidor lo hace a través de las cámaras de medición (no hay "By-pass).

3.

Todo el fluido pasa solo por una vez a través del medidor (no hay retroflujo).


Existen dos áreas básicas donde pueden ocurrir errores en la medición : El volumen de la cámara de medición puede cambiar debido a : • Depósito de cera o adherencia viscosa. • Desgaste que causa un cambio en el volumen El porcentaje de perdida a través de la cámara de medición puede cambiar debido a: • Cambio en la viscosidad del liquido. • Desgaste que agranda o reduce las áreas de espacios libres.


FACTORES QUE AFECTAN LA PRECISION Temperatura, causa expansión del volumen de la cámara Presión, no afecta si tiene doble carcaza Viscosidad, el producto se adhiere a las paredes de la cámara de medición causando reducción de esta. Desgaste del medidor, produce aumento de la cámara. Depósitos en la cámara de medición, como parafina, disminuyen el volumen de esta.


Las "pérdidas" de líquido a través de los espacios libres entre las partes estacionarias y movibles del elemento de medición, se pueden calcular con la siguiente ecuación

1 Xc 3 × × ∆P q= 12 µLc

q Xc Lc DP m

= Tasa de flujo de las pérdidas. = Ancho del espacio libre. = Longitud del espacio libre. = Diferencial de presión a través del espacio libre. = Viscosidad absoluta, en centipois (cp)



VENTAJAS Y DESVENTAJAS VENTAJAS Exactitud Capacidad de medir líquidos viscosos Opera sin energía externa Opera con flujos cercanos a cero Operación y diseños simples

DESVENTAJAS No resiste flujo en avalancha Susceptible a corrosión y erosión Reducción del flujo por atascamiento Mayor necesidad de mantenimiento Susceptible a daños por flujos bruscos

DISEÑO TURBINAS

DISEÑO TURBINAS Características

REPETIBILIDAD Se refiere a la capacidad de un medidor y sistema de prueba para repetir los volúmenes registrados durante una serie de corridas de pruebas consecutivas bajo condiciones constantes de operación. Es necesario mantener un flujo constante. Para turbinas es + 0.05 % LINEALIDAD Es la capacidad de un medidor para mantener su factor de calibración casi constante en un rango de flujo específico.. La linealidad es expresada como el rango total de desviación de su curva de exactitud de línea recta entre los flujos mínimos y los máximos recomendados. Para turbina es + 0.15 – 0.25%.

DISEÑO TURBINAS

DISEÑO TURBINAS

INSTALACION DE TURBINAS (Alineadores de Flujo)

Acondicionamiento de flujo. Los medidores de turbinas necesitan de una corriente de flujo lo suficientemente acondicionada para eliminar remolinos y la deformación del perfil de la velocidad causada por filtros, codos, válvulas y otros accesorios. Si no existen limitaciones de espacio, el medidor puede ser instalado con una tubería recta de por lo menos 20 diámetros del tubo, aguas arriba de medidor y 5 diámetros aguas abajo del medidor. La instalación aguas arriba puede reducirse a un mínimo de 10 diámetros si se utiliza enderezador de flujo.

DISEÑO TURBINAS

Turbine Meters

DISEÑO TURBINAS

SECCION TIPICA INHERENTE A UN MEDIDOR DE TURBINA 20 Diámetros de tubo

DISEÑO TURBINAS PRINCIPIO DE MEDICION Se basa en dos suposiciones o hipótesis básicas: 1. La velocidad de rotación del rotor está relacionada con la velocidad del líquido Vr = K . Vf Pero la velocidad del rotor puede alterarse por:

Angulo del alabe Fricción viscosa Fricción de rodamientos Acondicionamiento del flujo

DISEÑO TURBINAS PRINCIPIO DE MEDICION 2.

La velocidad del liquido está relacionada con el flujo volumétrico Q =V . A Pero el área transversal, A, puede verse afectada por:

Viscosidad del líquido Cavitación Depósitos en el rotor Desechos filamentosos

DISEÑO TURBINAS

FACTORES QUE AFECTAN EL AREA DE FLUJO a. CAVITACION

Es el fenómeno que se presenta cuando la presión de operación llega a ser menor que la presión de vapor del fluido, produciéndose una vaporización del líquido que está fluyendo Cavitación disminuye el área efectiva de flujo aumenta la velocidad del fluido al pasar por la turbina incrementándose bruscamente el K-factor El área efectiva de flujo disminuye ya que las burbujas que se forman ocupan gran espacio, y el líquido es obligado a aumentar la velocidad. Esto corroe el eje longitudinal de las aspas del rotor. El diseño helicoidal de las aspas es una buena medida para contrarrestar este fenómeno.

DISEÑO TURBINAS

Curva de cavitación

DISEÑO TURBINAS

CONTRAPRESION MINIMA PARA EVITAR LA CAVITACION:

Pb = 2 ∆P + 1.25 Pv Pb = Presión mínima en el medidor. ∆P = Caída de presión a través del medidor (psig) Pv = Presión de vapor del líquido (psi).

b. DEPOSITOS Si los depósitos como ceras o parafinas se adhieren a las superficies interiores de la turbina causan disminución del área de flujo. Los depósitos causan sobre-registro del flujo. Ejemplo: Turbina 4”

Depósito 0.001”

Cambio de Precisión 0.5%

DISEÑO TURBINAS c. INCRUSTACIONES O FILAMENTOS Cualquier material que se adhiera al rotor causará el efecto de retardar su rotación en comparación con la velocidad del líquido. Las incrustaciones causan un error de subregistro del flujo. d. VISCOSIDAD DEL LIQUIDO Al aumentar la viscosidad, se aumenta la velocidad del rotor, para una misma rata de flujo produciéndose un sobreregistro, explicado por las fuerzas de torsión de impulso y de resistencia, ocurriendo que las fuerzas de impulso debidas a la velocidad vencerán a las fuerzas de resistencia viscosa : FUERZAS QUE CAUSAN LA ROTACION DEL ROTOR: Td = V2dk Td = Torsión de impulso V = Velocidad del líquido d = Densidad del líquido k = Factores geométricos

FUERZAS QUE RESISTEN A LA ROTACION DEL ROTOR: Tr = VUK Tr = Torsión de resistencia V = Velocidad del líquido U = Viscosidad del liquido k = Factores geométricos

DISEÑO TURBINAS FACTORES QUE AFECTAN LA VELOCIDAD ANGULAR DEL ROTOR 1 Angulo del alabe Puede erosionarse por golpes de objetos extraños, adherencia de basuras, o el material de construcción puede deflexionar (poco común) 2 Fricción viscosa La resistencia por fricción permanecerá igual, pero el movimiento de torsión desciende cuando baja la rata de flujo, haciendo que la relación de velocidades sea menos lineal

DISEÑO TURBINAS FACTORES QUE AFECTAN LA VELOCIDAD ANGULAR DEL ROTOR 3 Fricción

de los rodamientos Se altera la fricción por formación de depósitos en la chumacera (en gasolinas) o en los rodamientos (en GLP)

4 Acondicionamiento del flujo El acondicionamiento busca que los remolinos no alteren la velocidad angular del rotor.

DISEÑO TURBINAS

RENDIMIENTO

DISEÑO TURBINAS

VENTAJAS Y DESVENTAJAS

VENTAJAS

Exactitud Manejo de un amplio rango de flujo Tamaño pequeño y peso liviano Larga vida de los cojinetes Aplicación a un amplio rango de T yP

DESVENTAJAS Necesidad de acondicionar flujo Control de contrapresión Dificultad de medir flujos viscosos Necesita accesorios electrónicos Susceptibles a sucios y depósitos en el rotor Sensible a cambios de viscosidad Susceptible a daños por flujos bruscos

CORIOLIS

Diseño Coriolis Miden la rata de flujo másico y la densidad. El flujo que pasa por unos tubos especialmente diseñados genera una fuerza, igual pero de sentido opuesto en cada mitad, haciéndolos vibrar, y cuya magnitud es proporcional a la rata de flujo másico. Esta fuerza y las vibraciones son detectadas por unos sensores y convertidas a rata de flujo másico mediante un transmisor.

Analogí Analogía Resorte y Masa Tubos Vibrantes

Fuerza Coriolis = Masa del fluido x Aceleración lateral del fluido

Fc = 2m x ω Fc =Fuerza Coriolis m =Flujo Másico ω =Velocidad Angular del tubo

Sistema Resorte y Masa

Diseño Coriolis

Amplitud

La combinación de las fuerzas opuestas en ambas secciones del tubo causa una torsión del mismo, produciéndose en cada sección una oscilación de igual frecuencia pero desplazada en fase. Esta diferencia de fase es directamente proporcional a la rata de flujo.

m = k x Dt donde:

k = Constante Dt = Ángulo de Fase

Salida A Salida B

Tiempo Diferencia de fase (Dt)

Diseño Coriolis

Diseño Coriolis

Coriolis Meters

Diseño Coriolis

ASPECTOS CRITICOS DE INSTALACION Vibración en el montaje del sistema de medición (externa o de múltiples

medidores) Flujo pulsante, si es cercano a la frecuencia de vibración del sensor Tensión mecánica (axial, radial, torsional) presente en la instalación Perfiles de velocidad no uniforme y remolinos en el flujo Interferencias por frecuencias de radio o electromagnéticas Verificación periódica de valor de cero almacenado

Diseño Coriolis

CARACTERISTICAS DE LOS CORIOLIS

Su exactitud es de + 0.10% en medición de flujo Repetibilidad de + 0.005% Rangeabilidad de 20:1 hasta 80:1 Sin partes móviles propensas a desgaste Son de bajo mantenimiento Son de fácil instalación No requiere acondicionamiento de la tubería El sensor es no intrusivo

Diseño Coriolis

FACTORES QUE AFECTAN SU DESEMPEÑO

Cambios significativos en la densidad afectan la exactitud Variaciones en la rata de flujo afecta la medición de densidad Cambios en temperatura del fluido afectan la elasticidad de los tubos Cambios en la presión afecta las características de vibración de los tubos Corrientes en múltiples fases (liquido/gas/sólidos) Cavitación, por baja contrapresión aguas abajo Depósitos dentro del sensor de flujo Corrosión y erosión del tubo sensor de flujo

Diseño Ultrasónico

Miden el tiempo de viaje de un pulso sonoro entre un transmisor y un receptor, montados en extremos opuestos y externos a la tubería en ángulos de 45° (ultrasónicos de tiempo transiente), o montados en el mismo lado (ultrasónicos Doopler) .

Vm = K

(tBA - tAB) (tAb x tBA)

Vm = Velocidad de la corriente K = Constante de calibración tAB = tiempo aguas abajo tBA = tiempo aguas arriba

Diseño Ultrasónico MEDIDOR DE TIEMPO DE TRANSITO Estos medidores utilizan un par de traductores que envían y reciben alternadamente señales ultrasónicas codificadas a través del fluido. Cuando la señal sonora va en la misma dirección del flujo el tiempo de tránsito es menor que cuando va en la dirección opuesta. El medidor tiene la habilidad de medir esta pequeña diferencia de tiempo que es proporcional a la velocidad de flujo. Es apto para medir líquidos limpios o con sólidos y burbujas de gas. Los traductores pueden estar montados linealmente o en lados opuestos de la tubería insertados radialmente e inclinados en ángulos de 45º.


MEDIDOR DE TIEMPO DE TRANSITO La medición de la diferencia de tiempo usa varias técnicas de procesamiento de señales digitales, combinadas con ciertos parametros programados de la tubería. La ecuación siguiente permite evaluar la distancia de separación:

D = diámetro interno de la tubería Wt = espesor de la tubería

φ = inclinación de los traductores o de las señales L = (D + 2 Wt) + 2 (Cl - Fd) Cosφ

Cl = Longitud instalada de acoplamiento Fd = profundidad de la cara del traductor

Diseño Ultrasónico MEDIDOR DE EFECTO DOPPLER Los medidores Doppler detectan el cambio de frecuencia debido al movimiento de las partículas o burbujas dentro de la corriente de flujo. Una ves que se asume que la velocidad de las partículas en el fluido es igual a la velocidad del fluido, la velocidad de éste puede ser inferida. Apto para medir flujos en multiples fases como residuos materiales, fondos residuales, lodos, etc.

EFECTO DOPPLER Existe un cambio en la frecuencia de las ondas de luz, sonoras o de radio como una función del movimiento relativo entre el transmisor y el receptor

Diseño Ultrasónico MEDIDOR DE EFECTO DOPPLER Usan un emisor y un receptor. Los pulso del emisor rebotan en las burbujas, sólidos o gotas de líquidos y son reflejados hacia el receptor que interpretará los pulsos recibidos como flujos instantáneos, los cuales son comparados para distinguir las partículas que están en movimiento y los estacionarios en el fluido y determinar la rata de flujo y su dirección. La instalación de los traductores requiere de una sección de tubería recta de 10 diámetros corriente arriba y de 5 diámetros corriente abajo, que disipen las turbulencias de flujo.


Ultrasonic Meters

Platina de Orificios Basado en el principio del teorema de Bernoulli, para lo cual aplica una restricción en el área transversal de flujo reduciendo la velocidad, y midiendo luego la diferencia de presión a ambos lados de la restricción. El flujo másico es proporcional a la raíz cuadrada de ∆P Qm = K Cd d2 (ρ ∆P)0.5 Qm = K= Cd = d= ρ= ∆P =

Flujo Másico Constante Coeficiente de Descarga Diámetro del Orificio Densidad del Fluido Presión Diferencial a través del orificio

Las platinas de orificios son ampliamente usadas en la industria del gas natural para mediciones de transferencia de custodia.

Platina de Orificios El área del orificio es más pequeña que el área de la tubería, por lo que al pasar el fluido a través del orificio se aumenta su velocidad y disminuye la presión, formando una descarga con área mínima (vena contracta)

La máxima recuperación de la presión ocurre una longitud equivalente a 8 diámetros de tubería. Generalmente se usan tomas a la brida de la platina para medir el diferencial de presión del orificio. La precisión es de ± 1,5 a 2,0 %.

Platina de Orificios LA RELACION BETA β Un parámetro muy importante en las especificaciones de diseño, y en la operación misma de los medidores de platinas de orificio es la llamada relación Beta, definida por las relaciones de diámetros del orificio al diámetro de la tubería.

β = Diámetro del orificio / Diámetro de tubería

Las restricciones son: 1 Para tomas a la brida: 0.15 < β < 0.70 2 Para tomas a la tubería: 0.20 < β < 0.67

Platina de Orificios

Ecuación Básica de Flujo Qv = C” * (Pf * hw)1/2 C” = Fb * Ftf * Fpb * Fgr * Fr * Y * Ftb *Fpv * Fa

Fb = Factor básico de orificio Ftf = Factor de temperatura de flujo Fpb = Factor de presión base Fg = Factor de gravedad específica Fr = Factor del Número de Reynolds Y = Factor de expansión Ftb = Factor de temperatura base Fpv = Factor de supercompresibilidad

Qv = Flujo volumétrico, pies cúbicos C = constante Fa = Factor de expansión térmica del orificio hw =Presión diferencial a través del orificio, medida en pulgadas de agua a 60 ºF Pf = Presión estática, en psia


Medidor de Orificios


Dimensiones de Instalación de un Medidor de Orificio

FACTOR DEL MEDIDOR

Exactitud Medidores

TURBINA DESPLAZAMIENTO POSITIVO CORIOLIS

10

20

30

40

50

60

70

% TASA DE FLUJO DEL MEDIDOR

80

90

100

Cuadro Comparativo Tipos de Medidores Desplazamiento positivo Parámetro Valor Valor Referencia Costo pequeños 3 Mercado 1 Costo en grandes 2 1 Mercado Costo instalación 3 Mercado 2 Costo de mantenim iento 4 Mercado 3 3 Recuperación de la inversión Tecnología desde > 100 años Tipo de m edidor Directo API MPMS 5.2 Inferido Rangeabilidad 5-1 20-1 Paper 2180 Precisión 0.3 Experiencia 0.15-0.25 Reynolds No afecta API MPMS 5.2 / E & H cap 3 >10.000 Viscosidades * Mejor en > 50 cp Mejor en < 50 cp 5.1 / E & H cap. 7 Mantenimiento Alto E & H cap.3 Medio Rango temperatura, °F < 480 Mercado - 150 a 390 Rango presión, psig < 3000 < 5700 Mercado Fluidos sucios NO API MPMS 5.2 (6.2) NO Diámetro, in 0.125-16 Mercado 0.1875-24 Distancias NO SI API MPMS 5.2 (FIG 1) Flujos pulsantes NO E & H cap. 3 PAG 85 NO Vibración En algún grado API MPMS 5.2 (5.2.7) NO Dos fases NO NO API MPMS 5.2 (5.2.3) Sentido de flujo Unidireccional + API MPMS 5.2 (5.2.9.1.3) Unidireccional + Sólidos en suspensión NO API MPMS 5.2 (5.2.5) NO Tipo de salida Lineal Mercado Lineal Medición Volumen API MPMS 5.2 (5.2.1) Volumen Medida de densidad NO NO Tecnología Acondicionador De flujo NO API MPMS 5.2 (FIG 1) SI Bajos flujos (< 2 gal/ m in) SI E & H cap. 7 SI Caída de presión 3 2 E & H cap 10 Calibración Conocida Experiencia Conocida Repetibilidad 0.025 Experiencia 0.05 Partes móviles SI SI Tecnología Transferencia de Custodia SI API MPMS 5.2 SI ácidos NO E & H cap. 7 NO Criogénicos NO SI E & H cap. 7 Orientación Horizontal API MPMS 5.2 (5.2.7.2) Horizontal Altos flujos ( > 5280 gal / min) Revisar E & H cap. 7 SI

Turbina Referencia Mercado Mercado Mercado Mercado

2 1940 ´s

Coriolis Valor 2 3 4 2

Referencia Mercado Mercado Mercado

4 1977

Ultrasónico Valor 4 4 1 1

Referencia Mercado Mercado Mercado Mercado

1 1970

API MPMS 5.3 Inferido API MPMS 5.6 Inferido API MPMS 5.8 60-1 30-1 Paper 2180 Tecnología Tecnología Experiencia 0.15 Experiencia 0.50 Experiencia API MPMS 5.3 No afecta API MPMS 5.6 = 10000 E & H (pag 408) NO NO 5.1 / E & H cap. 7 API MPMS 5.6 (8.2.1) API MPMS 5.8 (10) E & H cap.3 Medio Experiencia Bajo E & H cap. 2 Mercado < 480 Mercado 0 a 480 Mercado < 1500 < 1000 ** Mercado Mercado Mercado API MPMS 5.3 SI Mercado NO API MPMS 5.8 Mercado .25-8 Mercado 0.50-160 E & H cap. 3 NO SI API MPMS 5.3 (FIG 3) API MPMS 5.6 (FIG 2) API MPMS 5.8 (FIG 1) E & H cap. 3 PAG 93 SI API MPMS 5.6 SI API MPMS 5.8 (anexo a) API MPMS 5.3 SI API MPMS 5.6 (8.2.4) NO API MPMS 5.8 NO Posible API MPMS 5.3 (5.3.2) API MPMS 5.6 (6.3.1) API MPMS 5.8 (2) API MPMS 5.3 (5.3.8.1.3) Bidireccional API MPMS 5.6 (6.1.7) Bidireccional API MPMS 5.8 (7) API MPMS 5.3 SI API MPMS 5.6 NO API MPMS 5.8 (anexo a) Mercado Lineal Mercado Lineal Mercado API MPMS 5.3 Masa API MPMS 5.6 (6) Volum en API MPMS 5.8 (1) SI NO Tecnología API MPMS 5.6 (6) Tecnología API MPMS 5.3 (5.3.6.1) NO API MPMS 5.6 (FIG 2) SI API MPMS 5.8 (9.1) E & H cap. 7 SI E & H cap. 7 Revisar E & H cap. 7 4 Ninguna Tecnología E & H cap 10 Tecnología Experiencia Conocida Experiencia Conocida Experiencia Experiencia 0.04 Experiencia 0.05 API MPMS 5.8 (11.2.2) SI NO Tecnología Tecnología Tecnología API MPMS 5.3 SI API MPMS 5.6 SI API MPMS 5.8 E & H cap. 7 SI E & H cap. 7 SI E & H cap. 7 SI SI E & H cap. 7 E & H cap. 7 E & H cap. 7 API MPMS 5.3 (5.3.6.3.2) Vertical, API bandera MPMS 5.6 (6.1.8) / E & H cap. 7 pág. Vendor 295 API MPMS 5.8 (6.5) E & H cap. 7 NO E & H cap. 7 SI E & H cap. 7

MEDICIÓN LÍQUIDOS

Lease Automatic Custody Transfer • • • • • • • • • •

Analiza el producto y lo acepta solo si está en especificación El dueño es el comprador y la alquila al vendedor Transfiere producto (camión, oleoducto, etc.) Generalmente de pequeño tamaño Generalmente sin probador Mide el volumen, totaliza Registra los eventos Concepto surgido en los EE.UU. Muestrea el producto Opera en forma automática

MEDICIÓN LÍQUIDOS Carrotanques

MEDICIÓN LÍQUIDOS

MEDICIÓN LÍQUIDOS

MEDICIÓN DINAMICA

ERRORES EN EL SISTEMA DE MEDICION

Incertidumbre de la Medición La incertidumbre en el volumen bruto estandarizado se atribuye al sistema electrónico de medición y depende de la incertidumbre combinada de las partes, entre las cuales se incluye, pero no se limita a, lo siguiente:

MEDICIÓN DINAMICA

ERRORES EN EL SISTEMA DE MEDICION DINAMICA

El desempeño de los dispositivos de compresión Conformidad de requerimientos de instalación El método utilizado para transmisión de datos ( análoga, frecuencia o digital ) La integridad del medio por el cual viaja la señal en su recorrido desde el sensor hasta el computado de flujo El método de cálculo Muestras y frecuencias de cálculo.

MEDICIÓN DINAMICA ERRORES EN EL SISTEMA DE MEDICION DINAMICA

Un sistema electrónico de medición de líquidos se diseña para tener una incertidumbre de + 0 – 0.25% de flujo con un 95% de nivel de confiabilidad en el rango de operación esperado. La incertidumbre de los sistemas electrónicos de medición de líquidos está basada en que la frecuencia de muestreo de las señales de los instrumentos de medición secundaria, sea por lo menos de 1 muestra cada 5 segundos. Para el cálculo de incertidumbre, los instrumentos de medición secundarias se mantendrán dentro de las siguientes tolerancias:

MEDICIÓN DINAMICA

Incertidumbre en Medición Dinámica MEDIDA Tm RHObm Pm Tp RHObp Pp N

DESCRIPCIÓN Temperatura del líquido Densidad Base en el medidor Presión del Líquido en el medidor Temperatura del líquido en el probador Densidad Base en el Probador Presión del líquido en el probador Ultimo incremento discernible

TOLERANCIA 0.5°F ( 0,25°C ) 0.5API ( 1kg/m3 ) 3 psig ( 20 kPag)

FUENTE API Cap 7 Cap 14.6 Cap 21.2

0.2°F ( 0.1°C )

Cap 7

0.5 API ( 1kg/m3 ) 3 psig ( 20 K Pag ) 1 part en 10000

Cap. 14.6 Cap 21.1 Cap. 4.8

MEDICIÓN DINAMICA

Incertidumbre en Medición Dinámica La exactitud de los cálculos de CTL y CPL es afectada por la exactitud de las mediciones de temperatura, presión y densidad. Las Tablas F-1 hasta F.-32 de la norma API MPMS Capitulo 21 Sección 2 establecen la tabulación de la exactitud requerida de las mediciones de temperatura, presión y densidad para lograr la exactitud deseada en los cálculos de CTL y CPL. El objetivo de exactitud de CTL y CPL es de 0,02%, con la excepción de las tablas para hidrocarburos ligeros que utilizan el Reporte de Investigación 148 GPA.

MEDICIÓN DINAMICA

Incertidumbre en Medición Dinámica Las Tablas para hidrocarburos ligeros fueron fijadas en 0,05% debido a su gran volatilidad. Un análisis individual debe ser elaborado cuando la operación está cerca de una región crítica, puesto que la sensibilidad a la presión, temperatura o densidad puede cambiar dramáticamente. La interpolación lineal puede ser usada para diferentes escalas en las mediciones de temperatura, presión, y o densidad para diferentes objetivos de tolerancia de CTL y CPL.

MEDICIÓN DINAMICA Incertidumbre en Medición V a ria b le V a r ia b le C o n s id e r a d a d e n t r o del 0 .0 2 %

D e n s id a d o D e n s id a d R e la t iv a

Te m p e ra t u ra

D e n s id a d T e m p e r a tu ra T e m p e r a tu ra D e n s id a d P re s ió n h a s ta 3 5 0 0 kPa ( 507 PSI ) T e m p e r a tu ra ( con p re s io n e s h a s ta 5 0 0 p s i ) D e n s id a d ( p a ra p re s io n e s h a s ta d e 3500 kPa o 507 PSI )

CTL CTL CTL CTL CPL

8 0 0 k g /m 3 0 .8 8 0 0 k g ./m 3 8 0 0 k g /m 3 8 0 0 k g /m 3

0 – 50 0 – 150 0 – 50 0 – 50 0 – 60

CPL

8 0 0 k g /m 3

0 – 60 ° C

7 .2

CPL

8 0 0 k g /m 3

0 – 60 ° C

11

° ° ° ° °

C F C C C

T o le r a n c ia

54A 24B 24B 54B 1 1 .2 .1 M

T a b la d e donde se e x tr a jo la in fo rm a c i ón del C a p 2 1 .2 F6 F8 F9 F12 F22

° C

1 1 .2 .1

F24

Kg / mt 3

1 1 .1 .2 M

F26

U n id a d e s

2 .3 K g /m 3 0 .3 8 ° F 0 .2 1 ° C 2 .4 Kg. / m 3 1 7 1 ( 2 4 .8 K P a ( P S I ) )

T a b la u t iliz a d del Cap 1 1 .1

Medición Dinámica GLP

Puede necesitar eliminadores de aire GSV = IV * MF * Ctl * Cpl En donde GSV = volumen medido, a las condiciones base o estándar IV = volumen a las condiciones de flujo, indicado por el dispositivo de medición MF = factor del medidor de turbina IV = MRc - MRo

Medición Dinámica GLP

Liquidación de Tiquetes DATOS DEL PRODUCTO P ro ducto : G ravedad espec. O bservad o : T em peratura O bservada ºF : D A T O S D E L M E D ID O R Lectura F inal (M R C ) : Lectura In icial (M R o ): F actor del M edidor(M F ) : T em pera tura P rom edio ºF : P resión P rom edio P sig : C A LC U LO S 1 2 3 4 5 6 7

G ravedad E sp. @ 60 ºF : C T L F actor : F - F actor : CPL : C C F = (C T L*C P L*M F ) : V olum en Indicado IV = (M R C - M R O ): V olum en G ross E standar : G S V = (IV *C C F ):

GAS PROPANO

TIPOS DE MEDIDORES GAS: • Platina de Orificio (AGA Report #3). • Turbina (AGA Report # 7). • Ultrasónico – Tiempos de Tránsito (AGA Report # 9). • Coriolis (AGA Report # 11). • Desplazamiento: Tipo Diafragma (ANSI B-109.1/.2) Y Tipo Rotámetro (ANSI B-109.3).

MEDICIÓN GAS

MEDICIÓN GAS

MEDICIÓN GAS

MEDICIÓN GAS INCERTIDUMBRE EN PLATINAS DE ORIFICIOS Incertidumbre

Efectos del factor

Variable

Símbolo

%

Exponente

Cuadrado

Factor básico del orificio

Fb

0.5

1

0.25

Factor del número de Reynolds

Fr

0.1

1

0.01

Factor de expansión

Y

0.25

1

0.0625

Factor de temperatura

Ftf

0.25

0.5

0.0156

Factor d de densidad relativa

Fgr

0.6

0.5

0.09

Factor de supercompresibilidad

Fpv

0.25

0.5

0.0156

Presión diferencial

Hw

0.5

0.5

0.0625

Presión estática absoluta

Pf

0.5

0.5

0.0625

Suma de los cuadrados

0.5678

Rais cuadrada de la suma

0.7541

Skid Package Single U-bend

Double Folded

Tipos de Probadores

Tipos de Probadores

Probadores Volumétricos o Tanques Calibradores: Son recipientes de volumen conocido que pueden ser cerrados o abiertos. Estos deben tener un corte de sección horizontal circular y están diseñados para permitir un vaciado completo a través de un drenaje.

..

Tipos de Probadores

Tipos de Probadores

Tipos de Probadores

Tipos de Probadores Probadores Bidireccionales de Pistón: Este tipo de probador opera en forma similar, al de esfera y los cálculos de velocidad, longitud previa, sección de tubería de volumen calibrado, son las mismas. Las partes de tubería con volumen calibrado (entre switches), es un tramo recto, debido a que el pistón no tiene la facilidad que sí tiene la esfera, para desplazarse en tuberías curvas debido a su rigidez, por lo tanto, este tipo de probador ocupa más espacio que el de esfera y necesita dos chequeos adicionales para poder invertir la dirección del pistón. Necesita de tramos de tubería mucho más largos, para acoplar a la válvula de 4 vías.

Tipos de Probadores

Probadores de Tubería Unidireccional: Básicamente consta de: - 1 válvula de transferencia. - 2 cámaras de lanzamiento. - Tuberías de carrera previa. - La sección de tubería de volumen calibrado. - 2 switches detectores de paso de esfera.

CALIBRACION DE PROBADORES

Método Waterdraw (Método de extracción de agua) EL método consiste, en hacer pasar agua por el probador para recibirla en una o más medidas volumétricas de tipo patrón. El probador y sus tuberías conexión están completamente llenos al inicio y a la terminación de la prueba; y la recolección del agua en los tanques volumétricos se sincronizan con el paso del desplazador del probador entre los detectores. En consecuencia, el volumen del probador entre los detectores es igual al volumen recolectado en los tanques volumétricos, después de aplicar correcciones pequeñas por los efectos de la presión y la temperatura.

Tipos de Probadores

Desplazador Tipo Esfera: La mayoría de los probadores (ya sean uni ó bidireccionales) emplean una esfera de caucho sintético como desplazador. Esta toma la forma de una bola de paredes gruesas y hundidas. El espesor de las paredes varia de 3.5 a 10.5 cm, dependiendo del tamaño y el fabricante. Los materiales de fabricación incluye neopreno y poliuretano.

Tipos de Probadores

Tipos de Probadores

Básicamente el probador consiste de un tramo de tubería en el cual se encuentra el émbolo de medición de libre desplazamiento que contiene la válvula de disco (Válvula Poppet). Para la operación, en el probador se utilizan tres interruptores: uno para determinar la posición inicial del émbolo y los dos restantes, para definir el volumen desplazado.

Tipos de Probadores

Calibración Seis consideraciones determinan que tan frecuentemente se debe recalibrar un probador: Uso Tiempo Historia de calibración

Costo beneficio de la calibración Requerimientos contractuales Valor de los líquidos medidos

La recalibración de un probador se debe efectuar cuando se presenten alguna (s) de las siguientes condiciones: • Alteraciones o reparaciones hechas al probador que afecten su volumen certificado. • Cambios en el volumen del probador detectados en la carta de control de los medidores. • Cuando se cumplen los máximos intervalos que a continuación se describen: CALIBRACIÓN DE LOS PROBADORES TIPO DE PROBADOR TIEMPO Tipo tanque 5 años Fijos tipo tubería 5 años Medidor Maestro 3 meses Volumen pequeño 3 años Probadores móviles 2 años

Calibración

CALIBRACION DE MEDIDORES

Las lecturas de los medidores no son exactas, debido a desajustes normales en sus mecanismos, originados por : • Fabricación, • Instalación, • Operación misma de los medidores. En consecuencia : EL VOLUMEN REGISTRADO SERA DIFERENTE AL VOLUMEN QUE REALMENTE CIRCULA POR EL MEDIDOR.

Normas sobre Calibración: API MPMS Chap. 12.2.3 Prueba del medidor


La calibración consiste en comparar las lecturas originadas por el medidor frente a un volumen conocido de un dispositivo llamado probador. Todo medidor debe ser calibrado para verificar si los volúmenes medidos y registrados por este son correctos. Los probadores pueden ser: Recipientes Volumétricos (serafines). Dispositivos de desplazamiento mecánico. Probadores de volumen pequeño o compactos. Todos los probadores poseen una sección de volumen conocido la cual a sido calibrada con gran precisión. En los probadores de desplazamiento mecánico y compactos esta sección de volumen calibrado se encuentra entre los dos Switchs detectores.

CALIBRACION DE MEDIDORES La calibración de un medidor determina un factor que ajusta el volumen registrado por este. Factor Medidor = Volumen corregido del probador Volumen corregido del medidor

MF =

Vb * CTS * CPS * CTLP * CPLP Pulsos * CTLM * CPLM K _ Factor

Los Factores de corrección son: Corrección por efecto de la temperatura en el acero - CTSP Corrección por efecto de la temperatura en el liquido - CTLP Corrección por efecto de la presión en el acero – CPSP Corrección por efecto de la presión en el liquido – CPLP Corrección por efecto de la presión en el liquido – CPLM Corrección por efecto de la temperatura en el líquido - CTLM


SIGNIFICADO DELFACTOR DEL MEDIDOR RESPONDE A CAMBIOS EN

REPRESENTA CAMBIOS EN • Desempeño del probador

• Rata de flujo • Condición mecánica • Propiedades del fluido • Contaminantes en el fluido • Incrustaciones de parafina • Grado de orden del fluido (Remolinos

• Válvulas de interconexión • Switches detectores • Esfera o desplazador del probador • Recubrimiento del probador • Contador y Generador de pulsos • Transmisores y Sensores de T y P

CALIBRACION DE MEDIDORES ANALISIS DE PARETO AL FACTOR DEL MEDIDOR

Muestreo Automático OBJETO DEL MUESTREO Disponer de una muestra representativa, requerida para la determinación de las propiedades físicas y químicas del fluido, crudo de petróleo, o refinado, usadas en el cálculo de las cantidades volumétricas, el establecimiento de precios, y la verificación del cumplimiento de las especificaciones comerciales. MUESTRA REPRESENTATIVA Es una porción pequeña extraída del volumen total transferido, que contiene sus mismos componentes en la misma proporción. Debe cumplir los requisitos: • • • • •

El agua estará uniformemente dispersa en el crudo Extraída proporcionalmente al flujo Las extracciones serán de un volumen consistente. La muestra se mantendrá en el recipiente colector sin alterar su composición La muestra deberá ser mezclada antes de transvasarla

Normas Aplicables API MPMS Chap. 8.2 Muestreo Automático de Petróleo e Hidrocarburos

Muestreo Automático Mezclador Estático. Dispositivo de mezclado que no tiene partes móviles, que aprovecha la energía cinética del fluido para el mezclado mediante algún arreglo particular de la tubería. Frecuencia de Muestreo. Número máximo de extracciones (grabs) que pueden obtenerse de cualquier bache, operando dentro de las limitaciones de frecuencia y volumen de extracción inherentes al equipo. Se calcula teniendo en cuenta la señal de entrada al controlador: B = Ve η Donde Ve = volumen programado del batche η = número de muestras esperadas del batch Controlador del Muestreador. Un dispositivo que gobierna la operación de extracción, bien sea con respecto al flujo o al tiempo.

Muestreo Automático

Extractor

Dispositivo encargado de extraer la muestra en forma de grabs y en un volumen consistente con una repetibilidad dentro del  5 % sobre el rango de condiciones de operación y la rata de flujo. El tamaño de cada extracción se puede afectar por la viscosidad, presión, frecuencia de muestreo, y la contrapresión en el extractor.

Controlador. Dispositivo que gobierna la operación del extractor y permite la selección de la frecuencia de muestreo, B = Ve η En donde B es la frecuencia de muestreo, barriles/grab, y η el número de muestras (grabs) esperados, calculado de η = Vt b Ve = Volumen total de la parcela , en barriles; Vt = el volumen teórico de muestra esperado, ml. (Normalmente se toma el 80 % de la capacidad del recipiente portamuestras); b = tamaño de la extracción, mililitros.


LOCALIZACION Y MEZCLADO

Muestreo Automático VELOCIDAD Y ELEMENTOS DE MEZCLADO

Elemento de Mezclado

Tubería

Velocidad mínima en el oleoducto, metros / segundos 0 .305 .60 .91 1.22 1.52 1.83 2.13 2.44

Mezclador de potencia Horizontal o vertical

Adecuada a cualquier velocidad

Mezclador estático Mezclador estático Elementos de tubería Elementos de tubería Ninguno

Estrat Adecuadamente disperso . Estratificado No predecible Adecuadamente disperso Estratificado No predecible Adecuadamente disperso Estratificado No predecible Adec. disperso Estratificado o no predecible 0 1 2 3 4 5 6 7 8

Vertical Horizontal Vertical Horizontal Horizontal o vertical

Velocidad mínima en el oleoducto, pies / segundos

Muestreo Automático DISEÑO E INSTALACION DE LA SONDA

Tuberías con diámetros estándar

tubería de

final del probe

1/4" - 1"

1/4" - 1" orificio cerrado Al receptor

Al receptor

Al receptor

o muestreador

o muestreador

45 ° corte

E

L

L" ES LA DIMENSION CALCULADA.

o muestreador

Muestreo Automático DESEMPEÑO DE LOS TOMAMUESTRAS Pretende confirmar el desempeño del sistema de muestreo Aplicable generalmente en transferencias grandes como en las operaciones de embarques marinas a buque tanques.

Factor de desempeño.

Es el criterio de aceptación de una muestra representativa. Este factor es una relación del volumen real de muestra recolectada (en mililitros), al volumen de muestra esperado o calculado (en mililitros), así: Pf = Vr / Vt En donde, Pf = Factor de desempeño Vr = volumen real recolectado de muestra, mililitros Vt = volumen teórico esperado de muestra, mililitros

Muestreo Automático DESEMPEÑO DE LOS TOMAMUESTRAS El volumen teórico puede calcularse como, Vt = Vm * b B En donde, Vm = volumen del batche, medido por el dispositivo sensor de flujo, barriles B = frecuencia de muestreo, o ajuste del controlador, Bbls/grab b = tamaño del grab esperado, mililitros El factor de desempeño deberá estar entre 0.9 y 1.1 para la aceptación de la muestra y del desempeño del sistema de muestreo. Si está por fuera de estos valores la muestra no es representativa, y debe desecharse por mal funcionamiento mecánico de alguno de los componente del sistema (dispositivo sensor de flujo, controlador, válvula de muestreo, extractor)

Muestreo Automático DESEMPEÑO DE LOS TOMAMUESTRAS Para obtener un buen factor de desempeño proceda de la siguiente manera: Programar en el computador de flujo la cantidad de muestra a recolectar, con el número de span Determinar el volumen teórico a recolectar. Suspender el muestreo generalmente al 80% de bache transferido y reportar la lectura de corte Retirar el recipiente tomamuestras y medir su volumen recolectado, usando una varilla previamente calibrada Calcular el factor de desempeño


Sistema Típico Medición Electrónica

Dispositivo Primario: Dispositivo de medición de flujo que convierte el caudal del líquido que pasa a través de él, en una señal medible, como es el caso de los pulsos eléctricos generados por un medidor de turbina o de desplazamiento positivo. Dispositivos Secundarios: Los dispositivos secundarios de un sistemas ELM, corresponde a las señales de entrada de presión, temperatura, densidad y otras variables, que son procesados por el sistema. Normalmente llamados transmisores, son diseñados para enviar información de una localización a otra por medio de la adición de un circuito electrónico que convierte la salida del dispositivo a una señal estándar. Dispositivos Terciarios: Los dispositivos terciarios son conocidos como computadores de flujo, estos reciben información de los dispositivos primarios y secundarios, y usan instrucciones programadas para calcular las cantidades transferidas del líquido que fluye a través del dispositivo primario.



Dispositivos Secundarios

Los dispositivos secundarios suministran información al loop de datos en tiempo real, excluyendo los datos de flujo de los dispositivos primarios que son transmitidos a dispositivos terciarios. Los dispositivos secundarios pueden ser divididos en cinco clases: Sensores Transmisores Convertidores a señal digital Aisladores Acondicionadores de señal Los conversores de señal digital leen la salida, de un sensor o una señal análoga y la convierten a un valor digital, preparada para su procesamiento. Un convertidor de señal puede ser contenido dentro de un transmisor, un computador de flujo o algún otro dispositivo intermedio.

Dispositivos Secundarios Un dispositivo terciarios reciben datos de los dispositivos primarios y secundarios para computar el flujo. Los dispositivos terciarios son programados o configurados para recolectar datos, calcular flujo y volumen y proveer información para la auditoria de rastreo. Lo siguiente debe ser considerado para escoger un dispositivo terciario: • Grado de configurabilidad. • Numero y tipo de entradas y salidas de proceso. • Requerimientos eléctricos. • Requerimientos ambientales. • Frecuencia de muestreo. • Habilidad para generar reporte para auditoria y reportes relacionados con el sistema. • Seguridad de los datos y algoritmos.

Dispositivos Terciarios Computador de Flujo: Requerimientos de Almacenamiento y formato de los Datos, tales como longitud del registro, número de registros periódicos y diarios, alarmas y eventos. Necesidades para Monitoreo/Control de puntos tales como control de presión o flujo, control de odorización, apertura y cierre de válvulas de control, manejo de secuencias para calibración con Provers, etc. Integración a Sistemas existentes. Restricciones o metas financieras. Número y Tipo de Estaciones de Medición y medidores asociados donde serán instalados los computadores de flujo. Necesidades para proveer salidas locales al cliente.

Dispositivos Terciarios Computador de Flujo: Precisión General Requerida del Sistema. Disponibilidad y Confiabilidad Requeridas por el Sistema. Frecuencia de Recolección de Datos, Requerimientos de Tiempo. Requerimientos de cálculos de Flujo, Volumen y Supercompresibilidad Aplicación de valores de calidad de gas. Necesidades por demanda o definidas por el usuario.

Computador de Flujo:

Dispositivos Terciarios Control y Automatización

P.L.C.: D.C.S.: S.C.A.D.A.: HMI: HOST: PID: CONTROLADOR: I/Os: RTU: GATEWAY: FIELD BUS: NODE BUS: MODEM: MODBUS: HART:

Programmable Logic Controller Distributed Control System Supervisory Control And Data Acquisition Human Machine Interface Sistema de Computación Central Algoritmo de Control Proporcional, Integral y Derivativo Estacion de procesamiento de algoritmos de Control (Ejm: PID) Señales de Entrada y Salida Remote Terminal Unit Dispositivos de Comunicaciones para diferentes Protocolos Bus de Campo para conectar las I/Os con los Controladores Bus de Nodo para conectar los Controladores con las HMI (Ejm: Pantallas de Proceso) Modulador/De modulador. Equipo utilizado para alcanzar mayores distancias de comunicación. Protocolo de comunicaciones utilizado para intercambiar información entre equipos. Protocolo de comunicaciones utilizado para enlazar instrumentos con PLCs y DCSs.

Dispositivos Terciarios ARQUITECTURA TIPICA DCS

Modem

MODBUS

PLC

Serial o F.O.

MONITOREO DE TANQUES MODBUS O PROPIETARIO

Modem

Enlace para Configuración y Soporte

MODBUS

Computador de Servicio

B.D.T.R.

Modem

UNIDAD DE CAMPO

UNIDAD DE CONEXIÓN RS-232/485

RS-232/485 UNIDAD DE CAMPO

Modem Data

Bus de Campo

Data

Data

PATIO DE TANQUES PRINCIPAL

Data

PATIO DE TANQUES REMOTO

TIQUETES Un tiquete de medición es un registro escrito del reconocimiento de la transferencia de un hidrocarburo, y es un documento legal de consentimiento entre las partes. Información requerida: Lecturas inicial y final del medidor ó Pulsos generados. Presión y Temperatura del líquido, oF Gravedad API a 60 oF del líquido. Factor del medidor FM. Contenido de agua y sedimento BSW. (Solo para petróleo crudo) Normas Aplicables API MPMS Chap. 12.2.1 Cálculo de Cantidades en Medición Dinámica API MPMS Chap. 12.2.2 Tiquetes de Medición

TIQUETES

Factor de Compresibilidad del Liquido

TIQUETES (Factor del Medidor ó Factor Compuesto de Medición)

Factor Compuesto de Corrección Volumétrico

Volumen Indicado

Volumen Bruto Estándar

Contenido de Agua y Sedimento

Volumen Neto Estándar

TIQUETES. EJEMPLO DE LIQUIDACIÓN

TIQUETES. EJEMPLO DE LIQUIDACIÓN

TIQUETES. Niveles de Discriminación

Variable

Niveles

Unidades

Variable

Niveles

Unidades

CTL

X.Xxxx

Adimensional

IV

XX.Xx

Bbls

CPL

X.Xxxx

Adimensional

GOV

XX.Xx

Bbls

MF

X.Xxxx

Adimensional

GSV

XX.Xx

Bbls

CMF

X.Xxxx

Adimensional

NSV

XX.Xx

Bbls

CCF

X.Xxxx

Adimensional

SWV

XX.Xx

Bbls

% BSW

XX.Xxx

Adimensional

P

XX.0

Psi

CSW

X.xxxxx

Adimensional

T

XX.x

F

API

XX.x

Gravedad

MEDICIÓN DINÁMICA

MEDICIÓN DINÁMICA

OPERACIONES MARINAS

Definición de términos Inspector independiente: Persona u organización, que actúa independientemente pero a nombre de una o mas partes involucradas en una transferencia, almacenamiento, inventario o análisis de un producto, así como la calibración de naves marítimas o terrestres, con el propósito de determinar la cantidad, capacidad y/o la calidad de un producto. (Véase también Medidor comercial). Medición de transferencia de custodia: Proporciona información sobre la cantidad y calidad que se utilizan para la documentación física y fiscal de un cambio de propiedad y/o un cambio en la responsabilidad sobre las mercancías o productos.

¿ PORQUÉ EL CONTROL VOLUMÉTRICO? Toda Industria debe realizar un Balance Volumétrico ó de materia para controlar las pérdidas/ganancias del sistema que opera.

Con el establecimiento de

parámetros de control se logra identificar y/o detectar problemas en la planta. Herramienta vital en la toma de acciones correctivas y preventivas En la Industria del petróleo y en general de los hidrocarburos, los balances se realizan en Volumen básicamente. El no control volumétrico de una planta ú Oleoducto genera pérdidas económicas. Dar una base sólida para planificar inversiones tendientes a disminuir pérdidas.

TÉRMINOS USADOS EN LA CONTABILIZACIÓN DE HIDROCARBUROS UNIDAD : BARRIL Es la medida internacionalmente reconocida para realizar balances volumétricos de petróleo.

G.S.V. Volumen de crudo a condiciones estándar incluyendo agua en Suspensión. Se utiliza para presentar la operación de transporte del Oleoducto, informes operacionales diarios.

N.S.V. Volumen de crudo a condiciones estándar descontada el agua en suspensión. Se utiliza para realizar Balances oficiales.

PLANTAS Y/O ESTACIONES:

? Pérdidas/Ganancias : Inv. Inicial + Entradas – Salidas – Pérdidas Identificables – Inv. Final Estaciones

Inv. Final Calculado

LINEAS:

?

En líneas : Inv. Final = Inv. Inicial

Pérdidas/Ganancias : Entradas – Salidas – Pérdidas Identificables En líneas

E + Io - RComb - R - Desp. - P.I. - If - Pérdidas/ganancias = 0

h

E : Entregas

h

R : Retiros por solicitudes especiales.

h

RCOMB: Tomas de crudo para uso como combustible.

h

Desp: Despachos

h

PI : Pérdidas Identificables.

h

Pérdidas/ganancias desbalance.

h

Io : Inventario Inicial.

h

If : Invetnario Final.

??? MANEJO VOLUMETRICO PARA ESTACIONES CON DOS PRODUCTOS (PETROLEO)

Pérdidas/Ganancias Producto 1. = Inv. Inicial1 + Entradas1 – Salidas1 – Pérdidas Identificables1 – Interfase1 - Inv. Final1 Pérdidas/Ganancias Producto 2. = Inv. Inicial2 + Entradas2 – Salidas2 – Pérdidas Identificables2 + Interfase2 - Inv. Final2 Pérdidas/Ganancias Total. = Pérdidas/Ganancias Producto 1 + Pérdidas/Ganancias Producto 2. = Inv. Inicialtotal + Entradastotal – Salidastotal – Pérdidas Identificablestotal - Inv. Finaltotal

No es posible realizar balance por punto ó segmento ó tipo de crudo porque existen dos variables desconocidas ---> Balance Global.

Pér/gan 1 = E

1

+ Io

=E

2

+ Io

Pér/gan

2

Pér/gan

TOTAL

=E

TOTA L

1

2

-R

–R

+ Io

-D

1

2

TOTAL

- If

1

-D

2

–R

1

- If TOTAL

- P.I 2

-D

1

- P.I. TOTAL

. - Interfase 2

- If

+ Interfase TOTAL

- P.I.

TOTAL

MANEJO VOLUMETRICO PARA ESTACIONES CON DOS PRODUCTOS (PETROLEO) .....

PASOS COMUNES EN LA INDUSTRIA PETROLERA - COLOMBIA

1. Calculo de Pérdidas/ganancias Totales (elimina la Variable desconocida, Interfase) 2. Distribución de Pérdidas/ganancias por producto. (Criterio de Distribución Entregas) 3.

Calculo de Interfase. Por balance de producto.

LAS PRINCIPALES CAUSAS DE GANANCIAS/PERDIDAS SON:

1.

ERRORES EN MEDICION DINAMICA

2.

ERRORES EN MEDICION ESTATICA

3.

ERRORES ENMEDICION DE TEMPERATURA Y PRESION

4.

VARIACIONES AMPLIAS DE FLUJO

5.

CONDICIONES DE PRESION Y TEMPERATURA

6.

ERRORES SISTEMÁTICOS.

PRINCIPALES CAUSAS DE PERDIDAS/GANACIAS

Recurso Humano

Método Normas Internacionales

Entrenamiento

Omisión pasos estándar

Formación

EXACTITUD MEDICION

Medio Ambiente Adecuado Calibrado

Equipos

Apropiados Calidad Lab. (almacenamiento react.)

Reactivos

SI EN LA PLANTA EXISTE UN DESBALANCE, PREGÚNTESE: Están calibrados los equipos (lab. y campo) ? Las frecuencias de calibración son adecuadas? Hay pases en válvulas? Las condiciones operacionales han cambiado, P,T, Flujos? Las condiciones de calidad han cambiado? El personal esta entrenado adecuadamente? Las tablas de aforo utilizadas están actualizadas? El Equipo de muestreo Utilizado es el adecuado? Los estándares de medición son los adecuados y están actualizados?.

LAS PRINCIPALES CAUSAS DE PERDIDAS IDENTIFICABLES SON:

1.

PERDIDAS POR EVAPORACION

2.

PERDIDAS POR ERRORES OPERACIONALES

3.

PERDIDAS POR ATENTADOS TERCEROS

4.

PERDIDAS POR HURTOS

CLASIFICACION DE LAS PÉRDIDAS

PERDIDAS PERDIDAS TOTALES TOTALES

PERDIDAS PERDIDAS IDENTIFICADAS IDENTIFICADAS

PERDIDAS PERDIDAS NO IDENTIFICADAS NO IDENTIFICADAS

PERDIDAS PERDIDAS RECUPERABLES RECUPERABLES

PERDIDAS PERDIDAS NO RECUPERABLES NO RECUPERABLES

- -Mantenimiento Mantenimientopreventivo preventivo - -Inversiones en mejoras Inversiones en mejoras - -Optimización OptimizaciónOperación Operación

-Por -Poratentados/derrames atentados/derrames

medio medioambiente ambiente -Por Tecnología -Por Tecnología -No -Noesesrentable rentableinvertir invertir

Calida d

> Cantidad. < Calidad.

< Cantidad. > Calidad

Promedio Calidad Transporte

Auditoría e Inspección Conceptos Básicos DEFINICION Es un examen sistemático e independiente, que tiene como fin determinar si las actividades y los resultados relativos a la calidad satisfacen las disposiciones previamente establecidas, y si éstas se han implementado efectivamente y son adecuadas para el logro de los objetivos propuestos. OBJETIVOS Determinar si las actividades realizadas están acorde con los estándares o normas establecidas para tal fin. Verificar que las normas no han sido alteradas ni modificadas en sus interpretación. Verificación de implementación de acciones correctivas. Retroalimentar a la gerencia y/o socios

Auditoría e Inspección Conceptos Básicos IMPORTANCIA Verificar e implantar controles en puntos adecuados. Identificar puntos críticos de los procesos auditados Evaluar la capacidad técnica del personal auditado Detectar y Prevenir posibles fallas. LAS AUDITORIAS NO SON Supervisión de procesos para controlar únicamente conformidad de producto. Dirigidas a encontrar únicamente Errores.

Auditoría e Inspección

Conceptos Básicos

ISO 10012 REQUISITOS S.G.M.

ISO 9000 FUNDAMENTOS Y VOCABULARIO

Herramientas y modelos para la gestión de la calidad en las organizaciones de bienes y servicios.

ISO 19011 DIRECTRICES DE AUDITORIA

ISO ISO 9001 9001 REQUISITOS REQUISITOS DEL S.G.C. DEL S.G.C.

Auditoría e Inspección

Conceptos Básicos QUÉ AUDITAR? Todas las actividades que afecten la calidad del proceso auditado y/o el área auditada. Que los lineamentos establecidos en los procesos se sigan y se cumplan. Que la documentación critica en los procesos exista. Que las personas involucradas en un proceso estén capacitadas para realizar las actividades. Que existan canales de comunicación adecuados.

Auditoría e Inspección Conceptos Básicos – Auditoria de Medición Auditorias técnica Se aplica para saber si un procedimiento técnico y de operación tales como pruebas de laboratorio, pruebas no destructivas, etc., cumplen una norma. Auditorias Gerencial Planteada por la alta gerencia Debe incluir las actividades criticas en el proceso. Se realiza para crear planteamientos estratégicos a futuro de mejora. Auditoria de seguimiento Se efectúa para verificar si una acción correctiva ha sido efectiva y se eliminó la deficiencia encontrada.

Auditoría e Inspección AUDITORÍAS – Tipos Auditorias internas Es muy importante y se requiere que existan en todas organizaciones Se planean en una organización para verificar el cumplimiento de procedimientos establecidos. Son preparadas y vigiladas por las áreas responsables de control de procesos y/o control de calidad. Se utilizan para medir la efectividad de los procedimientos escritos y para detectar puntos de mejora. Auditorias Externas Generalmente es una auditoria que realiza una empresa a sus proveedores y/o contratistas. Es de segunda parte si se realiza por personal propio de la empresa ó de Tercera parte cuando la auditoria la realiza un organismo independiente a las empresas.

Auditoría e Inspección 1. OBJETIVOS Prestar un servicio estratégico enfocado a ayudar a identificar los riesgos propios del negocio. Orientar y guiar para establecer políticas y sistemas de control apropiados a fin de manejar el riesgo efectivamente. Ejercer una función evaluadora independiente, velar por el cumplimiento de disposiciones internas y externas. Concentrar la acción en los objetivos del negocio y en la percepción gerencial de los factores críticos de éxito. Determinar la conformidad de los Sistemas de Calidad y Cantidad de acuerdo con las disposiciones y políticas establecidas. Proporcionar elementos críticos para introducir el concepto de mejoramiento continuo (Ciclo PHVA).

MEDICIÓN DE HIDROCARBUROS Bibliografía: • Chemical Engineers´ Handbook . • Petroleum Enginering Handbook . •API STD 2551. Método para medición y calibración de tanques cilíndricos horizontales. •API STD 2552: Método para medición y calibración de tanques esféricos y esferoides. •API STD 2554: Método de medición y calibración de carrotanques y cisternas. •API STD 2555: Método de calibración de tanques “Waterdraw Méthod”.

PREGUNTAS

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