Abasto, Logística y

Comercialización de

Hidrocarburos y Petrolíferos

1° Congreso y Exposición Industrial

Nacional e Internacional

Villahermosa, Tabasco

24 al 26 de enero 2018

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MEDICIÓN DE HIDROCARBUROS EN FASE LÍQUIDA

Tema: Medición de flujo de hidrocarburos líquidos en la Subdirección de Proceso de Gas y Petroquímicos.

Parte 2.- Fase Líquida: Apuntes prácticos.

Índice:

a).- Procedimiento de calculo.b).- MPMS: capitulo 11, sección 2, parte 4 (API-11.2.4), Capitulo 11, sección 2, parte 5 (API-11.2.5), y capitulo 11.2.2.c).- Calculo de flujo con medidor tipo Turbina, grafica 3 y 4.d).- Graficas 3 y 4.e).- Caso práctico real (Validación de calculo con Mathcad).f).- Informe de calibración.

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CÁLCULO DE FLUJO DE HIDROCARBUROS EN FASE LÍQUIDA

PROCEDIMIENTOS DE CÁLCULO DE FLUJO DE HIDROCARBUROS EN FASE LÍQUIDA

Consideraciones Generales

Para efectos de transferencia de custodia, los volúmenes de líquidos de gas natural(NGL) y gases licuados del petróleo (LGP) son generalmente declarados a unatemperatura base fija y a la presión de saturación. Como generalmente lastransferencias ocurren a temperaturas y presiones distintas de las condicionesestándar, estos volúmenes deben ajustarse a las condiciones normales a través del usode factores de corrección por presión (CPL) y por temperatura (CTL).

Los datos de entrada para el cálculo de los mencionados factores son la temperatura,presión, densidad (obtenida del densitómetro, cromatógrafo o valor constante paraprueba) o densidad relativa del fluido a condiciones de flujo (Tf, Pf, ρf, γf).

En ésta sección se presentan los diagramas de flujo de los cálculos a realizar, con sucorrespondiente explicación.

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CÁLCULO DE FLUJO DE HIDROCARBUROS EN FASE LÍQUIDA

Gráfica 3. Flujo volumétrico a condiciones de referencia (60oF, Pv) para Medidores tipo Turbina,

Ultrasónico y Coriolis en Medición de Hidrocarburos en Fase Líquida (NGL y LGP).

𝑄𝑣 = 𝐶𝑇𝐿 × 𝐶𝑃𝐿 × 𝑄𝑚𝑒𝑑

Qv

N t K MF

𝑄𝑚𝑒𝑑 =𝑁

𝑡𝐾𝑀𝐹

Tf γf

MPMS 11.2.4 (T23)

γ60

MPMS 11.2.4 (T24)

CTL

MPMS 11.2.5

MPMS 11.2.2

Pv

CPL

Tf

Pf

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CÁLCULO DE FLUJO DE HIDROCARBUROS EN FASE LÍQUIDA

Gráfica 4. Flujo volumétrico a condiciones PEMEX (20oC, Pv) para Medidores tipo Turbina,

Ultrasónico y Coriolis en Medición de Hidrocarburos en Fase Líquida (NGL y LGP).

Tf γf

MPMS 11.2.4 (T59)

γ20

MPMS 11.2.4 (T60)

CTL 𝑄𝑣 = 𝐶𝑇𝐿 × 𝐶𝑃𝐿 × 𝑄𝑚𝑒𝑑

ρ60

MPMS 11.2.5

MPMS 11.2.2

Pv

CPL

Qv

N t K MF

Tf ρf

MPMS 11.2.4 (T23)

𝑄𝑚𝑒𝑑 =𝑁

𝑡𝐾𝑀𝐹

Pf

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MANUAL OF PETROLEUM MEASUREMENT STANDARS (MPMS) CHAPTER 11

API-11.2.4 API-11.2.5 API-11.2.2

TABLA 23E: PAGINA 52 DE 162

TABLA 24E: PAGINA 25 DE 162

TABLA 59E: PAGINA 136 DE 162

TABLA 60E: PAGINA 115 DE 162

PAGINA 13 DE 40

PAGINA 12 DE 162

CPL: PAGINA 7 DE 243

PRESION DE VAPOR

FACTOR DE COMPRESIBILIDAD F: PAGINA 116 DE 243

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MPMS CAPITULO 11, SECCIÓN 2, PARTE 4

“Manual of Petroleum Measurement Standards, Chapter 11-Physical Properties Data Section 2, Part 4-Temperature Correction for the Volume of NGL and LPG,

Tables 23E, 24E, 53E, 54E, 59E, and 60E”.

23E: Se usa para obtener la Densidad Relativa a 60°F teniendo como entradas laDensidad Relativa de flujo (la que mide el Densitómetro) y la Temperatura de flujoen °F.

24E: Se usa para obtener el CTL (ajuste de corrección por temperatura) a 60° Fteniendo como entradas la Densidad Relativa a 60°F que se obtiene de la Tabla 23Ey la Temperatura de flujo en °F.

59E: Se usa para obtener la Densidad a 20°C teniendo como entradas la Densidad acondiciones de flujo(la que mide el Densitómetro) y la Temperatura de flujo en °C.

60E: Se usa para obtener el CTL a 20°C teniendo como entradas la Densidad a 20° Cque se obtiene de la Tabla 59E y la Temperatura de flujo en °C.

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Manual of Petroleum Measurement Standards, Chapter 11-Physical Properties Data Section 2, Part 4-Temperature Correction for the Volume of NGL and LPG, Tables

23E, 24E, 53E, 54E, 59E, and 60E.

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CÁLCULO DE FLUJO DE HIDROCARBUROS EN FASE LÍQUIDA

CÁLCULO DEL FLUJO VOLUMÉTRICO A CONDICIONES DE REFERENCIA PARA MEDIDORES TIPO TURBINA,ULTRASÓNICO Y CORIOLIS EN MEDICIÓN DE HIDROCARBUROS EN FASE LÍQUIDA (NGL y LGP), GRÁFICA 3.

Con los valores de Tf, y γf, se calcula la densidad relativa del fluido a temperatura de 60F (γ60), siguiendo elprocedimiento establecido en la tabla 23E del “Manual of Petroleum Measurement Standards, Chapter 11-Physical Properties Data Section 2, Part 4-Temperature Correction for the Volume of NGL and LPG, Tables23E, 24E, 53E, 54E, 59E, and 60E”. Con los valores de Tf y γ60 se calcula el factor de corrección por temperatura(CTL), siguiendo el procedimiento establecido en la tabla 24E de la norma anteriormente citada.

Teniendo como datos los valores de Tf y γ60 , se calcula la presión de vapor del fluido (Pv), mediante elprocedimiento especificado en el “Manual of Petroleum Measurement Standards, Chapter 11-PhysicalProperties Data, Section 2, Part 5-A Simplified Vapor Pressure Correlation for Commercial NGLs”. Con losvalores de Pv y Pf se calcula el factor de corrección por presión (CPL), siguiendo el procedimiento establecidoen el “Manual of Petroleum Measurement Standards Chapter 11.2.2, “Compressibility Factors forhidrocarbons: 0.350-0.637 Relative Density (60F/60F) and -50F to 140F Metering Temperature”.

Por último, el Flujo volumétrico a condiciones estándar (60F, Pv) se determina multiplicando el flujo acondiciones de flujo (Qmed) por el CTL y el CPL:

𝑄𝑣 = 𝐶𝑇𝐿 × 𝐶𝑃𝐿 × 𝑄𝑚𝑒𝑑

Los valores del CTL, CPL y Pv pueden corroborarse utilizando el software PMT.

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CASO PRACTICO REAL: FQI-2117 A C2+ A ETANODUCTO TREN A DEL CPGNUEVO PEMEX

TEMPERATURA DE FLUJO FRECUENCIA, K-FACTOR Y M-FACTOR

FACTORES DE CORRECCION: CTL Y CPL FLUJO INSTANTANEO A CONDICIONES PEMEX

PRESION DE FLUJO

DENSIDAD DE FLUJO, DENSIDAD A 60 Y DENSIDAD A 20

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MEDIDOR DE FLUJO TIPO TURBINA: FQI-2117A C2+ (ETANO LÍQUIDO) DEL CPG NUEVO PEMEX A CANGREJERA

PMT T23

MATHCAD

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Manual of Petroleum Measurement Standards, Chapter 11-Physical Properties Data Section 2, Part 4-Temperature Correction for the Volume of NGL and LPG, Tables 23E, 24E, 53E, 54E, 59E,

and 60E.

TABLA T23

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MEDIDOR DE FLUJO TIPO TURBINA: FQI-2117A C2+ (ETANO LIQUÍDO) DEL CPG NUEVO PEMEX A CANGREJERA

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MEDIDOR DE FLUJO TIPO TURBINA: FQI-2117A C2+ (ETANO LÍQUIDO) DEL CPG NUEVO PEMEX A CANGREJERA

PMT T59 Y T60

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Manual of Petroleum Measurement Standards, Chapter 11-Physical Properties Data Section 2, Part 4-Temperature Correction for the Volume of NGL and LPG, Tables 23E, 24E, 53E, 54E, 59E,

and 60E.

TABLA T60TABLA T59

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INFORME DE CALIBRACIÓN

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INFORME DE CALIBRACIÓN

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Gracias por su atención