26 medición de flujo de aceite (ujat)

Foro de Lineamientos de Medición México 2012

Medición de Flujo de Aceite

Ing. José González Valero

Consultor


1. Normatividad Internacional para la medición de producción de aceite.

2. Estándares Internacionales para la medición de aceite.

3. Normatividad Internacional para la medición de aceite.

4. Exactitud, incertidumbre y tipos de medición de aceite.

5. Selección del tipo de medidor.

6. Medición de flujo de aceite.

7. Medidores tipo Turbina.

8. Medidores tipo Desplazamiento.

9. Medidores tipo Ultrasónico.

10.Medidores tipo Coriolis.

11.Determinación de la calidad del aceite.

12.Cálculos del volumen de aceite diario.

13.Distribución pro-rateo de la producción.

14.Evaluación de sistemas de medición y diferencias.

Índice.


• American Petroleum Institute, API, U.S.A.

• International Standard Organization, ISO, Europa.

• Organización Internacional de Metrología Legal, OIML, Francia.

• Energy Institute, U.K.

Estándares Internacionales para la medición de aceite.


Regulaciones Internacionales

para la Medición de Aceite

Documentos – Guías internacionales para la medición de Aceite y Gas,

desde el pozo hasta los puntos de venta

• Guidance Notes for Petroleum Measurement, Department of Trade and

Industry, U.K.

• Measurement Requirements for Upstream Oil and Gas Operations,

Energy Utilities Board, Alberta, Canada

• Onshore Oil and Gas Leases, Order 4 and 5, Bureau of Land

Management, U.S.A.


Normatividad Internacional

para la Medición de Aceite

Regulaciones Internacionales para Médición de Hidrocarburos

• Estados Unidos de Norteamérica: Bureau of Land Management.

• Inglaterra: Department of Business Enterprise & Regulatory Reform.

• Noruega: Norwegian Petroleum Directorate.

• Canada: Energy Utilities Board.

• Venezuela: Ministerio de Energía y Minas.

• Colombia: Ministerio de Minas y Energía.

Regulaciones de Medición en México

• Lineamiento técnicos de medición de hidrocarburos, CNH

• Normas y Directivas de gas natural, CRE

Ministerio de Minas y Energía República de Colombia


Guías de Medición, DTI, U.K.,

Incertidumbre en la Medición

Tipo de Medición

Aceite Gas

Transferencia de Custodia 0.25 1

Transferencia de Custodia (no fiscal) 0.25 - 1.0 n/a

Asignación-Distribución 0.5 - 5 2 - 5

Prueba de Pozos

Medición Multifásica

Incertidumbre típica en la Medición %

10

10 - 20

Fuente:


OIML Tipos de Sistemas de

Medición y Exactitud por Clase

CLASE

0.3

0.5 Todos los Sistemas de Medición que se indican:

1

Sistemas de Medición * empleados en líquidos con alta viscosidad

* en los que el máximo flujo es menor de 20 l/h

o 20 Kg/h

1.5

Sistemas de Medición para carga de barcosBombas para carga de gasolina para automóviles

Sistemas de Medición para gases licuados bajo presión medios a una

temperatura igual o mayor a -10 C

Bombas para carga de LPG para automóviles

Sistemas de Medición para bióxido de carbono licuadoSistemas de Medición para gases licuados (no LPG) bajo presión medidos a

una temperatura menor a -10 C

TIPO DE SISTEMA DE MEDICIÓN

Sistemas de Medición en Ductos

Medición en carros-tanque para líquidos de baja viscosidad

Bombas para carga de gasolina para automóviles

Sistemas de Medición para la descarga de buque-tanques, carros-tanque en

tierra o ferrocarril

Sistemas de Medición para leche, cerveza, y otros líquidos espumantes.

Fuente: R-117


Medición de Flujo de Aceite

Los equipos empleados a nivel internacional para medición de aceite son:

Turbina, el más comúnmente usado, normalmente se encuentran instalados con un

probador en sitio o un medidor maestro tipo turbina. API MPMS 5.3.

Ultrasónicos, actualmente aceptados internacionalmente para transferencia de custodia.

API MPMS 5.8.

Coriolis, nueva tecnología que se está empleando, como medidor o medidor maestro.

Particularmente especificados para medir condensado y LPG. API MPMS 5.6.

Desplazamiento, especificado principalmente para fluidos con alta viscosidad. API MPMS

5.2.

Vortex, API acaba de publicar un estándar Draft para

el empleo de estos medidores en transferencia de

custodia, enero 2007.

Fuente:


Selección del Tipo de Medidor

Diagrama para selección de medidores basándose en la viscosidad y el flujo Tomada del API MPMS Capítulo 5.1


Selección del Tipo de Medidor


Medidor Tipo Turbina

API MPMS 5.3 Medidores Tipo Turbina. Exactitud ±0.25

Los medidores tipo turbina son usados mas ampliamente en

fluidos con baja y mediana viscosidad, mientras que los medidores

de desplazamiento positivo son mas ampliamente usados en

fluidos con alta viscosidad.

El desempeño de una turbina es afectado por el flujo turbulento y

perfiles no uniformes de la velocidad del fluido, los cuales son

introducidos por las secciones de tubería corriente arriba y

corriente abajo del medidor.

La turbina cuenta con un factor K que define la cantidad de pulsos

por unidad de volumen que genera.

Las variables que tienen mayor efecto sobre el factor de medidor

MF son el flujo, la viscosidad, temperatura, depósitos o material

extraño.


Medidor Tipo Desplazamiento

API MPMS 5.2 Medidores Tipo Desplazamiento.

Existen varios tipos de medidores de desplazamiento positivo. Los

mas usados son los de paletas giratorias y tipo bi-rotor.

El Factor de Medidor se obtiene durante la calibración del medidor

con un probador tubular.

Las variables que más afectan el factor del medidor son el flujo, la

viscosidad y la temperatura.

Los medidores de desplazamiento son exactos, capaces de medir

fluidos viscosos, pueden registrar flujos muy pequeños y pueden

operar sin necesidad de energía eléctrica.


API MPMS 5.8 Medidores Tipo Ultrasónico.

Los medidores tipo ultrasónico tienen una relación de rango alta, se

construyen en diámetros grandes, tienen bajo costo de

mantenimiento, se emplean con fluidos de baja y mediana viscosidad.

El desempeño de un medidor ultrasónico es afectado por el flujo

turbulento, partículas en el fluido, contenido de agua mayor al 20%.

El factor del medidor se obtiene mediante la calibración con un

probador tubular, se aplica en el computador de flujo.

La electrónica del equipo incluye una microcomputadora,

componentes de procesamiento de señal y circuitos de excitación

ultrasónica. Tienen herramientas para auto-diagnóstico de las

condiciones de operación del medidor.

Procesador de

control del

medidor

ultrasónico

Medidor

ultrasónico

Computador

de flujo

Medidor Tipo Ultrasónico


API MPMS 5.6 Medidores Tipo Coriolis.

Los medidores tipo Coriolis tienen una relación de rango alta, se

construyen en diámetros hasta de 10”D.N., tienen bajo costo de

mantenimiento, no tiene limitaciones por viscosidad, auto-diagnóstico.

El desempeño de un medidor Coriolis es afectado por vibración,

contenido de gas y partículas sólidas en el fluido, requiere cuidados

en el montaje y en la orientación.

El factor del medidor se obtiene mediante la calibración con un

probador tubular, se aplica en el computador de flujo.

Estos equipos tienen la capacidad de medir la densidad del fluido,

miden masa directamente, pueden estimar el contenido de agua

(Altus-Noc).

Medidor Tipo Coriolis

Procesador-

Computador

Medidor Coriolis

Computador

de flujo


Calibración de Medidores de Flujo

Calibración de Medidores de Flujo de Aceite API MPMS 4.8:

Verificar en los certificados de calibración del medidor, API MPMS 4.8, noviembre 1995,

reafirmada 2007:

Calibración y certificación de medidores.

Repetibilidad, 4 corridas con una diferencia menor al

0.00027% en el porcentaje promedio del factor.

Rango de operación y rango calibrado.

Exportación de crudo, K nominal, rango lineal, diferencias.

Frecuencias y factores K de la curva dinámica calibrada.

Fechas de calibración del medidor, fechas y programa de

re calibración.

Control de Factores.

Certificación de probadores.

Válvulas de doble sello y sangrado.


Calibración de Medidores de Flujo

DPI PI

TI

DPI PI

TI

Probador


Muestreo de Aceite

• API MPMS 8.1 Muestreo manual.

• API MPMS 8.2 Muestreo automático.

• Localización horaria del punto de muestreo: 3 o 9 hrs.

• Localización después de un elemento de tubería: 3-10 D.

• Velocidad del fluido, de acuerdo a la tabla anexa.

Velocidad mínima en la tubería (pies/s), calidad Internacional para ventas, máximo 1% Agua


Muestreo de Aceite

Requerimientos de Mezclado

• API MPMS 8.1 1995 reafirmada 2000

• API MPMS 8.2 1995 reafirmada 2000

• ISO 3171 1988

• IP 6.2 1987

0 1 2 3 4 5 6

miles

Gasto (M3/Hr)

0

0.2

0.4

0.6

0.8

1

C1/C

2 R

Ela

cio

n d

e P

erf

il

0

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

Tam

año d

e g

ota

(m

m)

Straight

Pipe

DropletSize

For adequate Sampling C1/C2 >0.9

Pipe size 19.25 ins, Density 811 Kg/m3, Viscosity 2.0 cSt.

Petroleo CrudoRelacion de perfil vs Gasto C1/C2 por ISO 3171 Anexo A

Cuando el gasto baja,

los tamanos de las gotas crecen y existe un

mezclado pobre

(estratificacion)


Determinación de la Calidad del Aceite

Los estándares empleados para la determinación de la densidad del aceite son los siguientes:

ASTM D 1298 Determinación de densidad a 60°F con hidrómetro.

ASTM D 287 Determinación de densidad API a 60°F con hidrómetro.

Los estándares empleados para la determinación de la viscosidad del aceite son:

ASTM D 88 Determinación de viscosidad del crudo con viscosímetro Saybolt.

Los estándares empleados para la determinación del contenido de agua en el aceite son:

ASTM D 4007 Determinación de agua y sedimentos por centrifugación

ASTM D 4006 Determinación de contenido de agua por destilación.

ASTM D 4928 Determinación de contenido de agua por método coulométrico.

Los estándares empleados para determinar el contenido de sal en el aceite son:

ASTM D 3230 Determinación del contenido de sal con salinómetro.

Los estándares empleados para determinar los sedimentos por extracción son:

ASTM D 473 Determinación de sedimentos por extracción.

Adicionalmente se determina el contenido de metales, carbón, azufre,

PVR presión de vapor Reid, temperatura de escurrimiento, entre otros.


Analizadores de Corte de Agua

Fabricantes: Phase Dynamics, Roxar, Agar, Invalco, Fluenta, Eesiflo, Schlumberger, Red Eye,

Kam Control.

La Sociedad Noruega para la Medición de Aceite y Gas, NFOGM, recomienda, en su Manual

para Medición de la Fracción de Agua, métodos para instalación de analizadores de corte de

agua, métodos de muestreo, métodos analíticos, velocidad y geometría requerida para

medición de contenidos de agua en crudo hasta el 25%.

• Se recomienda instalar analizadores de corte de agua de paso completo y mezcladores.

Roxar Phase Dynamics

Invalco

Agar Eesiflo


Cálculo de Volúmen de Aceite

API MPMS 12.2.2

• En el API MPMS 12.2.2 se indica el procedimiento para cálculo del volumen de aceite.

• El factor del medidor MF se obtiene calibrando el medidor con un probador tubular.

• El volumen grueso estándar se obtiene multiplicando el volumen totalizado, en un periodo de 24 horas,

por el factor del medidor, el CTL y el CPL. Para obtener el volumen neto estándar se multiplica el

volumen grueso estándar por el factor del contenido de agua CSW.

• Para obtener el volumen a condiciones base Pemex, se divide por el volumen neto a condiciones

estándar entre el CTL a 68°F.

CPLCTLMFIVGSV

bb TTCTL 1

FPbPePCPL aa 1/1

MMM

ppppp

CPLCTLV

CTSCPSCPLCTLVMF

CSWGSVNSV

F

FCTL

NSVV

68

68

Condiciones estándar API MPMS: 60°F y 0 psi

Condiciones Base Pemex

20°C (68°F), 0 kg/cm2


Cálculo de Volúmen de Aceite

Medidores tipo Coriolis

Los medidores tipo Coriolis miden flujo másico, para obtener el volumen a condiciones de

flujo, se divide la masa medida entre la densidad del aceite a las condiciones de flujo.

En aplicaciones de transferencia de custodia en que el crudo tiene calidad para ventas

(<0.5% agua), la densidad debe medirse con un densitómetro en línea.

Cuando se tienen aplicaciones de medición que no son para transferencia de custodia, en las

cuáles el porcentaje de agua es mayor al 1%, el volumen a condiciones de flujo se obtiene

dividiendo la masa medida entre la densidad medida por el medidor tipo Coriolis.


Distribución / pro-rateo de la Producción

Directiva 017, Junio 2011, ERCB Canadá

• Las pruebas de pozos sirven para estimar la producción de aceite y gas del pozo.

• La producción estimada por batería es la suma de las producciones estimadas por pozo.

• La producción oficial por batería se determina en base a los medidores de entrega de

aceite y gas, para el aceite se debe considerar el movimiento de inventarios en tanques o

ductos.

• Para cada producto el factor de pro-rateo = producción medida / producción estimada

• Para cada pozo, la producción oficial = producción estimada x factor de pro-rateo

Batería de Aceite

Separadorde Prueba

f-p-t-a

Medición de entrega de Aceite

Medición de entrega de Gas

Agua

Gas

Aceite


Evaluación Formal

de los Sistemas de Medición

Condiciones de operación

Control de factores

Censo e Inventario

Dimensionamiento , equipo instalado

Punto de muestreo

Diagramas del SM

Certificados de calibración

Configuración de computadores

Procedimientos y programas de mantenimiento

Procedimientos de operación

Procedimientos de análisis de calidad

Verificación en campo

Verificación de Cálculos y reportes

Verificación de Computadores

Trazabilidad de datos de reportes

Emitir Reporte y observaciones

Metodologíapara

Revisión

Censo e

Inventario

Diseño y

Configuración

Procedimientos

y su

Aplicación

Informes

Cálculos

Incertidumbre


Análisis de las Diferencias de Medición

• Las siguientes son algunas de las inexactitudes e incertidumbres que contribuyen a

estas diferencias:

Medidores.- Los medidores sensibles a cambios en las condiciones de

operación, los cambios en el flujo, temperatura, densidad, contenido de agua,

entre otros ocasionan cambios en el factor del medidor.

Tanques.- Se pueden tener errores por malas mediciones de nivel en tanques,

determinación de la calidad del aceite almacenado, no tener tablas de

calibración o no actualizadas, medición de temperatura, tubos de medición

defectuosos, exceso de sedimentos, entre otros.

Sistema en general.- Termómetros, hidrómetros o manómetros descalibrados,

cintas de medición dañadas. Uno de los errores más comunes son errores

aritméticos o de procedimiento en el cálculo de volumen.

Calidad del aceite.- Puntos de muestreo mal localizados, no aplicación de

métodos ASTM.


Solución de las Diferencias de Medición

• Las diferencias de medición involucran el entendimiento del proceso de

pérdidas/ganancias, balances, y requieren la recolección y análisis de datos,

entrevistas con el personal, visitas de inspección a las instalaciones para determinar

el desempeño de los medidores y de las actividades del proceso de medición.

• Se deben generar reportes con las conclusiones y recomendaciones para corregir

las desviaciones, áreas de oportunidad y mejoras que se pueden implementar.

• El proceso de identificar y solucionar las causas y causas raíz que ocasionan las

diferencias de medición, en ocasiones puede ser bastante rápido, cuestión de

minutos; en otras ocasiones el proceso toma más tiempo, semanas, meses o más

• .Analizar los datos de medición, revisar que los datos reportados son correctos,

verificar la trazabilidad de estos hasta el computador. La fidelidad de los reportes

generados por los computadores depende de los datos que se alimenten “garbage in

- garbage out”.


Solución de las Diferencias de Medición

Verificar las cuestiones obvias, documentos del SM como tickets o reportes

generados, reportes de prueba, reportes de calibración y desempeño de los

medidores. Revisar históricos, gráficas de comportamiento anualizadas,

cálculos de volumen. Buscar patrones como cambios de personal, equipo,

procedimientos, instalaciones, ductos.

Entrevistar al personal involucrado en todo el proceso de medición,

supervisores, con la finalidad de obtener información para identificar las

causas del problema.

Verificar en campo las instalaciones de proceso y medición, aplicación de

procedimientos, detalles de tubería, instalación, variables operativas, calidad

del producto, bitácoras, descontroles, corrientes fuera de calidad.

Adicionalmente, se pueden generar listas de verificación (cuando los

problemas son repetitivos o diferencias excesivas de medición), que

incluyan la revisión general del sistema, medidores, puntos de muestreo,

tanques y al personal involucrado.


GRACIAS


Análisis de las Diferencias de Medición

• Se debe llevar un seguimiento a las diferencias de medición en los sistemas de

manejo de aceite y analizar las causas que las originan.

• En el caso de exportación de crudo se tiene un margen de ±0.3% de diferencia

entre el sistema de medición dinámico, tanques y barco, cuando se rebase este

límite se procede a generar un reclamo.

• El control de pérdidas y ganancias en los sistemas nos da un indicador de la

calidad de todas la mediciones de un sistema. Estas se calculan con base en la

mediciones de envío, las mediciones de recibo y el ajuste por las diferencias de

existencias en áreas de almacenamiento.

• Las pérdidas pueden ser reales (evaporación, fugas, robo) y las ganancias

pueden ser reales cuando se inyectan corrientes que no se miden al sistema.

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