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PROPIEDAD DE PROASEM S.A.S. - PROHIBIDA SU REPRODUCCIÓN TOTAL O PARCIAL

MEDICIÓN ESTÁTICA Y DINÁMICA

EN CAMPOS DE PRODUCCIÓN DE

HIDROCARBUROS

Ing. Qco. Oscar Soto

PROPIEDAD DE PROASEM S.A.S. - PROHIBIDA SU REPRODUCCIÓN TOTAL O PARCIAL 2

Introducción

La incertidumbre en la medición cuesta dinero, ya que se puede perder

el valor del volumen de producto que no se puede medir con precisión.

El aumento de la precisión de la medición reduce el margen de error, lo

que su a vez disminuye la incertidumbre durante la medición y el control

de transferencia, la gestión del inventario y el control de pérdidas.

En el caso de los campos de producción de hidrocarburos de grandes y

pequeñas cantidades que se encuentran en movimiento que producen y

despachan volúmenes todos los días, pequeños errores en la medición

pueden provocar grandes pérdidas, o ganancias financieras.

El éxito se logra mejorando los procedimientos y las practicas de

medición en los campos de producción de hidrocarburos.

La confiabilidad de los datos de liquidación de cantidades depende de

la adecuada aplicación de conceptos y métodos de cálculo de los

factores de corrección volumétrica asociados a los procedimientos que

describen las normas nacionales e internacionales.


Terminología Medición Estática

Punto de Referencia: Es un punto en la escotilla de

medición que indique la posición desde donde se medirá.

Altura de Referencia: Es la distancia desde el fondo del

tanque hasta el punto de referencia.

Plato de Medición: Un plato localizado bajo la escotilla de

medición y donde se encuentra el punto de medición.

Cinta de Medición: Es la cinta de acero, graduada, usada

para la medición de un producto en un tanque.

Corte: La línea de demarcación sobre la escala de medida

en la cinta de medición o plomada, hecha por el material

que está siendo medido.

Plomada: 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.

Punto de medición

referencia

Cinta de

medición

Escotilla

Altura de

referencia

Plomada

de fondo

Plato de

Medición

A fondo

Lamina

Tanque

Corte

en cinta Nivel del

Líquido



Volumen total observado (TOV): Es el volumen total medido de todo el petróleo líquido,

sedimento y agua suspendida, agua libre y sedimento de fondo a la temperatura observada.

El TOV es el volumen tomado de la tabla de capacidad del tanque antes de cualquier

corrección.

Crudo

Sedimento

de fondo

Agua libre

Sedimento

& Agua T

O

V

Temperatura

Observada



Volumen bruto observado (GOV): Es el volumen total de todo el petróleo liquido y

sedimento y agua suspendida, excluyendo el agua libre, a la temperatura y presión

observada.

Temperatura Observada

Temperatura

y Presión Observada

Crudo

Sedimento

& Agua

G

O

V



Volumen total estándar (GSV): Es el volumen total de todo el petróleo líquido y sedimento

y agua suspendida, excluyendo el agua libre, corregido por el adecuado factor de corrección

de volumen (CTL) para la temperatura observada del crudo y gravedad API a la temperatura

estándar.


Temperatura


Temperatura

y Presión Estándar

Crudo

Sedimento

& Agua

G

S

V

60 °F

0 psig



Volumen estándar neto (NSV): Es el volumen total de todo el petróleo líquido excluyendo

el agua libre y el sedimento y agua suspendida, corregido por el adecuado factor de

corrección de volumen (CTL) para la temperatura observada del crudo y gravedad API a la

temperatura estándar.


Temperatura

y Presión Observada Temperatura

y Presión Estándar

60 °F

0 psig

60 °F

0 psig

CRUDO N

S

V


Equipos de Medición Estática

• Cinta de medición

• Plomada de medición

• Termómetro Electrónico Portátil

• Tomamuestras

• Pasta Indicadora de Agua

• Pasta Indicadora de Gasolina


Temperatura




Cinta y Plomada de medición

Las cintas nuevas deberán inspeccionarse en toda su

longitud para determinar que los números y los incrementos

entre los números han sido ubicados correctamente en la

cinta. La precisión de la cinta de trabajo y su plomada

adjunta debe verificarse mediante la comparación con un

dispositivo de medición de referencia.

El conjunto cinta y plomada deberá inspeccionarse

diariamente, o antes de cada uso para asegurarse que el

desgaste en el gancho de la cinta, el ojo de la plomada, o la

punta de la plomada no introduce errores cuando se lee la

escala de la cinta. La cinta también debe inspeccionarse en

busca de dobleces. No deberán utilizarse cintas con

dobleces o uniones, en aplicaciones de transferencia de

custodia.

Se debe verificar la precisión de la cinta de trabajo con la

plomada sujeta cuando es nueva y, al menos, una vez por

año a partir de ese momento siguiendo el procedimiento del

Apéndice A (norma API MPMS 3.1A.



Termómetro Electrónico Portátil

Los termómetros electrónicos portátiles usados para transferencia en custodia deben tener

los requerimientos de exactitud de la siguiente tabla.

Tabla 1




Las especificaciones en esta tabla representan la mínimo exactitud aceptabilidad para

Termómetro electrónicos portátiles usados transferencia en custodia. Termómetros con mejor

exactitud son disponible y pueden ser especificados por mutuo acuerdo.

Los PET´s deben estar provistos de una pantalla que suministren una resolución de 0.1 °C o

0.1 °F o mejor

Los PET´s deben mantener las especificaciones de exactitud y la pantalla será legible sobre

el ambiente y temperatura de operación en los rangos esperados en la locación de uso.

http://www.google.com.co/url?sa=i&rct=j&q=&esrc=s&frm=1&source=images&cd=&cad=rja&uact=8&docid=8SyRKegaZc_s0M&tbnid=NjjQmAWdlD12AM:&ved=0CAUQjRw&url=http://www.hdcontrolsac.com/4851/termometro-digital-intrinsecamente-seguro2/&ei=SjlYU6TjHay_sQSCioHwAw&psig=AFQjCNH7mX6dEr3hOAb0DfCtVTB8h792Xg&ust=1398377155596003




Tabla 2. Comparativo tiempo de inmersión



Tomamuestras

Los hay Tomamuestras tipo Beaker, de Zona y de Fondo.



Pasta Indicadora de Agua y Pasta Indicadora de Gasolina

Puesto que hay diferentes marcas para pastas de agua, antes de utilizar una de ellas se

debe conocer las siguientes cualidades:

- Claridad en el cambio de color, en contacto con agua libre.

- Capacidad para “dispersar” el crudo en la pasta utilizada.

- Tiempo de vida útil (algunas tienden a endurecerse muy pronto después de abiertas).

- Tiempo aceptable de reacción bajo condiciones de operación.

- De fácil aplicación a la barra y habilidad para “adherirse” a la barra.

- Suficiente densidad para no deslizarse mal durante la corrida a través del crudo.


Modelo para el calculo de Cantidades en Medición Estática

El modelo de cálculo que se muestra norma API MPMS 12.1.1. son específicos para la

cantidad de producto almacenado en un tanque que no está en movimiento.

El cálculo de los volúmenes transferidos en una facilidad de producción normalmente

conlleva la realizar el mismo cálculo antes y después de una transferencia y la determinación

de la diferencia.

Si están involucrados múltiples tanques en este proceso se repite para cada tanque y la

suma de la cantidad transferida de cada tanque es la cantidad total transferida. Sin embargo

cuando múltiples tanques están involucrados, hay numerosas variaciones sobre cómo se

puede calcular la cantidad total transferida.

http://www.google.com.co/url?sa=i&rct=j&q=&esrc=s&frm=1&source=images&cd=&cad=rja&uact=8&docid=wUudnRznSPAJwM&tbnid=Uz4qbz_iPvp5SM:&ved=0CAUQjRw&url=http://www.vitonica.com/dietas/cuantas-calorias-necesito-calculo-del-gasto-energetico-total&ei=adNWU9aSIougsQTK9YDQDw&psig=AFQjCNEvXm_jLxPsrEIo1tE5G12P-MEHQA&ust=1398285468232976



Redondeo y discriminación



Datos Observados



Datos calculados (Indirectos o Secundarios)



Cálculo del Volumen Bruto Observado (GOV)

GOV = [(TOV - FW) × CTSh] ± FRA

• El TOV se obtiene de la tabla de calibración del tanque de tierra, a la cual se ingresa con

la medición a fondo o la medición a vacío observado.

• Es necesario determinar la cantidad de FW y de sedimentos en el fondo, si existen, antes

y después de cada movimiento de entrada o de salida de producto en un tanque, de

manera que se puedan hacer las correcciones apropiadas. Este ajuste (FW) siempre será

en forma de una deducción volumétrica. La cantidad de la deducción puede ser

determinada convirtiendo la medición de agua libre a volumen a través del uso de las

tablas de calibración.

• Corrección por efecto de la Temperatura de la Pared de Acero del Tanque (CTSh).

CTSh = 1 + 2αΔT + α2ΔT2 Donde:

α = Coeficiente de expansión lineal del material de la pared del tanque

ΔT = Temperatura de la pared del tanque (TSh) – Temperatura de referencia de la pared del tanque (TShREF)







TSh = [(7 × TL) + Ta]÷ 8 Donde :

TL : Temperatura del líquido

Ta : Temperatura ambiente

• Ajuste del techo flotante (FRA)

Este método se utiliza cuando una corrección para el techo se ha calculado en la tabla de

calibración del tanque usando una densidad de referencia. Por lo tanto, una corrección

secundaria (o ajuste) debe calcularse para cualquier diferencia entre la densidad de

referencia y la densidad observada en la temperatura del tanque del producto en contacto

con el techo. Esta corrección puede ser positiva o negativa.

FRA = (°API referencia – °API observado a Temp TQ) * bbl/API



Volumen bruto estándar (GSV)

El GSV se calcula multiplicando el GOV por la corrección por el efecto de la temperatura en

el líquido. (o sea el factor de corrección de volumen).

GSV = GOV x CTL

• Corrección por el efecto de la temperatura en un líquido (CTL) o factor de corrección de

volumen (VCF)

Si un volumen de líquido de petróleo esta sujeto a cambios de temperatura, su densidad

disminuirá al elevarse su temperatura o aumentará al bajar su temperatura. Este cambio en

la densidad es proporcional al coeficiente térmico de expansión del líquido y a la temperatura.

El factor de corrección por efecto de la temperatura en la densidad de un líquido se llama

CTL o VCF. El factor CTL es una función de la Densidad Base del líquido y de su

temperatura. La función de este factor de corrección es la de ajustar el volumen de un líquido

a una temperatura observada hasta su volumen a una temperatura estándar. Las

temperaturas estándares más comunes son 60°F, 15°C, y 20°C (68°F).



Volumen neto estándar (NSV)

El NSV se calcula multiplicando el GSV por el factor de corrección de Sedimento y Agua

(CSW)

NSV = GSV x CSW

Lo cual puede ser desglosado de la siguiente manera:

NSV = GSV x [(100 – S&W%) ÷ 100]

Cálculo de la corrección de los sedimentos y el agua (CSW)

Para calcular el valor de CSW, el % S&W debe ser conocido. Restar el valor del % S&W de

100, dividir esta por 100.

CSW = (100 – S&W %) ÷ 100


Terminología Medición Dinámica

Volumen indicado (IV): El cambio en el volumen del registro del cabezal del medidor que

ocurre durante una corrida de prueba (MRo – MRc). Alternativamente, el volumen indicado

(IV) puede ser también determinado por la división por la salida del pulso del medidor, N o Ni,

durante el paso de una prueba, por el K factor del medidor (NKF).

K Factor (KF): El número de pulsos generado por el medidor por unidad de volumen. Un

nuevo K factor puede ser determinado durante cada prueba para corregir el volumen indicado

a volumen bruto. Si no se utiliza un nuevo factor-K , entonces el K factor nominal puede ser

utilizado para generar un nuevo factor del medidor, el cual corregirá el volumen indicado del

medidor a volumen bruto.

Medidor maestro: Un dispositivo de transferencia (medidor) que es probado usando un

probador certificado (llamado el probador maestro) y es usado entonces para calibrar otros

medidores.



Aparatos Primarios: El aparato primario o medidor convierte el

flujo de fluido a una señal que se puede medir, tal como un pulso

eléctrico generado por un medidor de desplazamiento positivo o

turbina.

Aparatos Secundarios: Los aparatos secundarios responden a

entradas de presión, temperatura, densidad, y otras variables con

sus correspondientes cambios en los valores de energía de salida.

Estos aparatos son referidos como transmisores cuando han sido

específicamente designados para transmitir información procedente

de una localización a otra por la adición de un circuito electrónico

que convierte la energía de salida del aparato a una señal estándar.

Esta señal puede ser una señal analógica, digital o de frecuencia.

Aparatos terciarios: Un aparato terciario es en ocasiones referido

como un aparato de cálculo de flujo, de computación de flujo, o

computador de flujo. Este recibe información procedente de los

aparatos primarios y secundarios y usando instrucciones

programadas, calcula en la transferencia de custodia la cantidad de

líquido que fluye a través del aparato primario.



Factor del medidor maestro (MF): Un termino adimensional obtenido por la división

del volumen estándar bruto del líquido pasado a través del probador maestro durante la

prueba por el volumen estándar indicado, el registrado por el medidor maestro.

Probador maestro: Un estándar volumétrico (un probador de desplazamiento o tanque

probador abierto), que fue calibrado por el método de waterdraw, con los medidores de

prueba trazables a la organización de estándares nacionales o internacionales, usado

entonces para calibrar un medidor maestro.

Lectura del medidor (MRo, MRc): El pantallazo instantáneo de la registradora del

cabezal del medidor. Cuando la diferencia entre la lectura de cierre y de apertura se

está examinando, tal diferencia se debe llamar volumen indicado.



Elemento de Medición: Parte del sistema de medición que

interpreta las variaciones generadas por el elemento primario y

proporciona una lectura asociada a la variable que se desea

medir.

Compresibilidad: Relación entre el volumen de petróleo y la

presión.

Computador de Flujo: Equipo usado para el cálculo de

volumen a partir de señales provenientes de los sensores de

flujo, y compensado por temperatura, presión y densidad.

Factor del Medidor (MF): Factor para compensar la desviación

de medición ocasionada por desgastes y variaciones de

condiciones operacionales.

Densitómetro: Es un traductor asociado a un equipo que

acondiciona una señal para convertir la densidad de un fluido en

una señal electrónica.


Clasificación de los medidores de flujo



• Medidores de Desplazamiento Positivo (Volumétricos Directos)

• Medidores Coriolis y Térmicos (Másicos)



• Medidores Platina Orificio, Tobera, Venturi y Tubo Pitot (Volumétricos Indirectos de

Presión Diferencial)

• Medidores de Área Variable, Turbina y Vórtice (Volumétricos Indirectos)



• Medidores Ultrasónicos Efecto Doppler y Tiempo de Transito (Volumétricos

Indirectos)

• Medidores de canal abierto (Vertedero y Canaleta) y Electromagnético

(Volumétricos Indirectos)


Sistema Automático de Muestreo

El sistema de muestreo de fluido que consiste de:

• Acondicionamiento de la corriente del fluido que fluye, si es necesario;

• Un medio de extracción automática de una muestra representativa;

• Ajuste de la frecuencia de extracción de la muestra de manera proporcional al flujo

o al tiempo; y

• La entrega de cada muestra extraída a un recipiente de muestra o un analizador.


Sistema Automático de Muestreo

Factor de desempeño del Muestreador

El desempeño total del sistema de muestreo para un bache dado, puede ser determinado

de la siguiente manera:

𝑃𝐹 =(𝑆𝑉 × 𝐵)

(𝑃𝑉 × 𝑏)

Donde:

PV: Volumen bruto del bache medido por el sistema de transferencia de custodia (Bbls).

SV: Volumen de muestra recolectado en el recipiente primario (mL).

b: tamaño del grab del extractor y determinado con anterioridad (mL).

B: Frecuencia de muestreo configurada dentro del controlador.(Bbls/grab).

El aceptable si PF se encuentra dentro de 0,90 y 1,10.


Modelo para el calculo de Cantidades en Medición Dinámica

El modelo de cálculo que se muestra norma API MPMS 12.2.2. son específicos para la

cantidad de producto liquido en Medición Dinámica.

El registro de datos de campo deben estar en acuerdo con los niveles de discriminación

especificados en la norma API MPMS 12.2.2.

Tabla 1. Niveles de discriminación de la temperatura

Tabla 2. Niveles de discriminación de la presión



Determinación de RHOb

Usando la densidad observada (RHOobs) y la temperatura observada (Tobs), calcule la

densidad base (RHOb), obtenida por el estándar técnico apropiado o, por las correlaciones

apropiadas o ecuaciones de estado. Redondear el valor RHOb de acuerdo con las

especificaciones de la Tabla 2.

Para algunos líquidos (tales como solventes), la densidad base es constante como resultado

de las especificaciones estricta. Este valor de RHOb deberá ser establecido en acuerdo con

los requisitos especificados en la Tabla 3.

Tabla 3. Nivel de discriminación de la densidad del liquido



Determinación de CTL

Usando el RHOb y TWA, calcular el valor de CTL usando un estándar apropiado. Redondear

este valor para los requerimientos especificados en la Tabla 4.

Nota: cuando se usa lecturas de temperatura compensadas del medidor (MRo, MRc), el valor de CTL deberá ser fijado en

1.0000 para cálculo de tiquetes de medición.

Tabla 4. Niveles de discriminación del factor de corrección



Determinación de F

Usando RHOb y TWA, calcular el valor de F usando un estándar apropiado. Redondear este

valor para los requisitos especificados en la Tabla 5.

Nota. Cuando se usa un CMF, o las lecturas del medidor son de presión compensada, el valor CPL deberá estar fijo en

1.0000 para cálculo de tiquetes de medición de CCF.

Tabla 5. Niveles de discriminación del factor de compresibilidad

Determine el CLP

Usando F, PWA, Pe, Pb, calcule el CPL usando la siguiente expresión.

CPL = 1 / (1- [PWA - (Pe - Pb)] x [F])



Determinación del CCF

Calcular el CCF por la ecuación apropiada mostrada abajo. Redondear este valor para los

requisitos especificados en la Tabla 4.

Para facilidades que utilizan el MFs,

CCF = CTL x CPL x MF

Para facilidades que utilizan el CMFs,

CCF = CTL x CPL x CMF

Nota: cuando se usa un CMF, el valor de CPL deberá ser fijado a 1.0000 para cálculo de tiquetes de medición de CCF

Nota: Cuando se usa lecturas de temperatura compensadas del medidor (MRo, MRc, IVm), el valor de CTL deberá estar

fijado en 1.0000 para cálculo de tiquetes de medición de CCF



Determinación de IV

Calcular el IV por sustracción de la Lectura de apertura del Medidor (MRo) de la Lectura de

Cierre del Medidor (MRc).

Redondear el valor IV para los requisitos especificados en la Tabla 6.

Tabla 6. Niveles de discriminación de Volumen



Determinación de GSV

El GSV está correlacionado por la siguiente ecuación. Redondear el valor de GSV para los

requisitos especificados en la Tabla 6.

GSV = IV x CCF

Determinación de CSW

Calcular el CSW por sustracción del porcentaje total combinado de agua y sedimento.

Redondear el valor de CSW para los requisitos especificados en la Tabla 4.

CSW = (100 – S&W %) ÷ 100

Determinar NSV

El NSV es el volumen equivalente de un líquido en sus condiciones base, los cuales no

incluyen los ítems no comerciales tales como sedimentos y agua., la formula para calcular el

NSV es la siguiente.

NSV = GSV x CSW

Redondear el valor de NSV para los requisitos especificados en la Tabla 6.



El diagrama de Flujo del Tiquete de Medición (Ver figura 1) y las subsecciones que siguen

especifican rigurosamente el redondeo, secuencia de cálculo, y niveles de discriminación

requeridos para los cálculos de los tiquetes de medición.

El redondeo, secuencia de cálculo, y niveles de discriminación para RHOb, y CTL son

términos, contenido en las referencias enlistadas en API MPMS Capitulo 12.2, Parte 1,

Apéndice B – Correlación de Densidad de Líquido. Si una referencia no contiene un

procedimiento de implementación, referirse al Apéndice B, el cual contiene un método

sugerido para resolver este problema.



Figura 1.


Gracias por su atención!!!

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Gracias!!!

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