Manual de Normas de Medición de Petróleo

Capítulo 5 Medición

Sección 1 Consideraciones general para medición por Medidores

Coordinación de Medición

TERCERA EDICIÓN, septiembre 1995

NOTAS ESPECIALES

1. Publicaciones api necesariamente abordar los problemas de una general naturaleza con respecto a las circunstancias particulares, local, estatal, leyes y reglamentos federales debe ser revisados.

2. Api no es empresa para satisfacer las obligaciones de los empleadores, fabricantes, o proveedores que advierten o bien entrenar y equipar sus empleados y otros sanitarias aplicables a la vista y riesgos de seguridad y precauciones, ni el desempeño de sus obligaciones bajo local, estatal o leyes federales.

3. Información relativa a la seguridad y salud riesgos y las debidas precauciones con respecto a los materiales y condiciones particulares se deben obtener del empleador, el fabricante o proveedor de ese material, o de la hoja de seguridad.

4. Nada de lo contenido en cualquier publicación del api debe ser interpretado como una concesión de derecho por implicación o de otro modo, para la fabricación, venta o uso de cualquier método, aparato o producto cubierto por cartas patentes. Tampoco debe cualquier cosa contenida en la publicación interpretado como asegurar cualquier persona contra responsabilidad por infracción de cartas patentes.

5. En general, las normas api revisando y corrigiendo, reafirmó o retirado por lo menos cada cinco años. Algún tiempo de extensión de hasta dos años se añadirá a esta revisión ciclo. esta publicación ya no estar en efecto cinco años después de su fecha de publicacion como api operativo estándar o, en su una extensión ha concedido, en re publicación. estado de la publicación puede determinarse del departamento de autoría api [telefono (202) 682-8000]. un catálogo de publicaciones y api materiales se publica anualmente y actualizada trimestralmente por api, 1220 l street, n.w., washington, dc 2005.

Capítulo 5 Medición

Sección 1 Consideraciones general para medición por Medidores

5.1 .Introducción

API Capítulo 5 del Manual de Normas de Medición de Petróleo ("MPMS) se ocupa de la medición de transferencias de custodia de hidrocarburos líquidos por medio de un metro y Los equipos accesorios capítulo trata de los dos principales tipos de medidores actualmente en uso: medidores de desplazamiento y medidores de turbina. Si otros tipos de medidores de ganar una amplia aceptación para la medición de las transferencias de custodia de hidrocarburos líquidos, que se incluirán en las secciones posteriores de este capítulo. API MPMS Capítulo 5 cubre la instalación general y el funcionamiento de los contadores y equipos accesorios, sin respecto a las medidas necesarias para cumplir con problemas especiales. Las directrices son comunes a todos los sistemas de medición, pero las precauciones apropiadas se

deben tomar cuando están utilizado para los sistemas de medición especializados, como se discute en API MPMS Capítulo 6, "Asambleas de medición", y para la masa medición, como se discute en API MPMS Capítulo 14.8, " Medición de Gas Licuado de Petróleo "

Algunas de las ventajas de la medición son como sigue:

a. Midiendo puede aumentar la disponibilidad de los tanques, ya que ningún tanque necesita ser aislado para el único propósito de medición

b. Medición presta para el cálculo, la indicación, y visualización de caudal instantáneo y volumen.

c. Los volúmenes medidos se pueden imprimir ya sea en el medidor o en una distancia desde el medidor, y la identidad codificada del medidor puede ser parte de la copia impresa en un billete de medición.

d. La medición es el ahorro de mano de obra.

e. Medición puede entregar un volumen medido tomado de varias fuentes al mismo tiempo en un único receptor, o puede ofrecer un volumen medido tomado de una sola fuente en varios receptores.

f. Exactitud de medición se puede comprobar fácilmente por el uso de referencias estándar.

g. Medición permite promedio dinámico de temperaturas y muestras que han de aplicarse a los volúmenes.

5.1.2 Alcance

API MPMS Capítulo 5 pretende ser una guía para la correcta especificación, instalación y operación de estaciones de medidor diseñados para medir dinámicamente hidrocarburos líquidos para que una precisión aceptable, servicio a Mí, la seguridad, la fiabilidad y el control de calidad se puede lograr. API MPMS Capítulo 5 también incluye información que ayudará a solucionar problemas y mejorar el rendimiento de medidores.

5.1.3 Campo de aplicación

El campo de aplicación de API MPMS Capítulo 5 es la medida del volumen de crudos líquidos y productos refinados, que están normalmente en la fase líquida a presión atmosférica y temperatura ambiente o en las condiciones de temperatura y presión que prevalecen dentro de un medidor mientras se está midiendo. API MPMS Capítulo 5 también se refiere a la medición de hidrocarburos que pueden, por calentamiento, enfriamiento y / o compresión, pueden hacer y se mantiene líquido manteniendo la temperatura y la presión adecuada. El capítulo no se aplica a la dosificación de fluidos bifásicos.

La aplicación de API MPMS Capítulo 5 de medición de la masa de fluidos de alta presión de vapor debe ser cuidadosamente revisado y debe considerarse junto con otros aspectos que son fundamentales para el desempeño exitoso.

5.1.4 Publicaciones referenciadas

Como se afirma en el prólogo, esta edición de API MPMS Capítulo 5 contiene cinco secciones principales; othexs pueden añadir en caso de necesidad. Las ediciones actuales de las siguientes normas se citan en este capítulo:

API

Manual de Normas de Medición de Petróleo

Capítulo 1, "Vocabulario ''

Capítulo 6, "ensambles de Medición"

Capítulo 7, la determinación de la temperatura”

Capítulo 8, "Muestreo"

Capítulo 9, "Determinación de densidad"

Capítulo 11, "Propiedades físicas de datos"

Capítulo 12, "el cálculo de las cantidades de Petróleo"

Capítulo 13, "Aplicación de métodos estadísticos"

Capítulo 14, "Medición de Fluidos de gas natural"

Capítulo 20.1, "Medición de asignación"

El índice del MPMS enumera otros capítulos que pueden contener información útil. Todas las referencias deben estar a la última edición publicada.

5.1.5 Directrices para la selección del tipo de medidor

Desplazamiento de alto rendimiento o medidores de turbina se utilizan normalmente para las transferencias de custodia medidor de líquidos derivados del petróleo. En muchas situaciones, se prefiere un tipo de medidor, pero en algunos casos, ya sea tipo es satisfactorio.

Aunque los factores tales como la presión, temperatura, rango de flujo, y la contaminación del fluido puede influir en el tipo de medidor seleccionados, la viscosidad y la velocidad de flujo debe ser considerado primero

La viscosidad del líquido dosificado afecta si un medidor de desplazamiento o un medidor de turbina será mejor para el rendimiento general de una aplicación de transferencia de custodia particular. La Figura 1 presenta directrices para la selección metros en términos de viscosidad y velocidad de flujo. Esta figura ilustra que los medidores de desplazamiento funcionan mejor con líquidos de alta viscosidad y que los medidores de turbina funcionan mejor con líquidos de baja viscosidad. Los medidores de turbina realizan mejor en flujo turbulento completamente desarrollado (es decir, cuando el número de Reynolds está por encima de 10.000). Por lo tanto, medidores de turbina se pueden utilizar en líquidos de alta viscosidad a velocidades de flujo más altas. Medidores de turbina pueden experimentar variaciones de rendimiento cuando se utiliza con líquidos que han cambiantes viscosidades. Medidores de turbina se utilizan namally a los productos metro de baja viscosidad refinados, tales como propano, gasolina, queroseno o diesel. En términos de funcionamiento continuo, tienen una vida útil más larga que medidores de desplazamiento, y son tan precisos o más preciso en la medición de este tipo de productos.

Medidores de turbina no se deben utilizar en líquidos que contienen sustancias que pueden recoger en las superficies del metro y afectan a su área de flujo transversal y posiblemente algunos de sus otros factores de rendimiento. Demostrando frecuencia y procederes de

operación y mantenimiento también deben tenerse en cuenta cuando se evalúan las solicitudes de este tipo.

Después se ha seleccionado un medidor, sistema adecuado diseño, operación y mantenimiento deben ser proporcionados para obtener mediciones precisas.

5,1 5,1 MEDIDORES DE DESPLAZAMIENTO

Medidores de desplazamiento tienen las siguientes ventajas:

a. Exactitud.

b. Capacidad de medir líquidos viscosos.

c. Capacidad para funcionar sin alimentación externa.

d. Capacidad para registrar caudal cercano a cero.

e. Simplicidad conceptual de diseño y operación.

Medidores de desplazamiento tienen las siguientes debilidades:

a. Susceptibilidad al daño por las oleadas de flujo y slugging de gas.

b. Susceptibilidad a la corrosión y la erosión.

c. Reducción severa de flujo si medidor está atascado.

d. El aumento de los requisitos de mantenimiento.

5,1 5,2 MEDIDORES DE TURBINA

Medidores de turbina tienen las siguientes ventajas:

a. Exactitud.

b. Amplia gama de flujo.

c. Pequeño tamaño y peso.

d. Largo vida de los rodamientos.

e. Amplio rango de presión y temperatura.

Turbine meters have the following weaknesses:

a. Necesidad de flujo acondicionado.

b. Posible necesidad de control de presión de retorno para evitar parpadear y / o cavitación y error.

c. Dificultad en la medición de líquidos de alta viscosidad.

d. Necesidad de la electrónica en la mayoría de los medidores.

e. Susceptibilidad al ensuciamiento o depósitos.

f. Sensibilidad a la viscosidad cambia a altas viscosidades.

g. Susceptibilidad al daño por slugging de gas.

Figura 1 Guía de selección para el desplazamiento y Medidores de turbina