UNIVERSIDAD TECNOLÓGICA EQUINOCCIAL
FACULTAD DE CIENCIAS DE LA INGENIERÍA
CARRERA DE TECNOLOGÍA DE PETRÓLEOS
TEMA:
“DESCRIPCIÓN DE LOS TIPOS DE MEDICIÓN ESTÁTICA Y
DINÁMICA DE HIDROCARBUROS LÍQUIDOS Y SISTEMAS DE
TRANSFERENCIA DE CUSTODIA”
TESIS DE GRADO PREVIA LA OBTENCIÓN DEL TÍTULO DE
TECNÓLOGO DE PETRÓLEOS
ELABORADO POR: CARLOS CÉSAR ALMENDÁRIZ VELÁSQUEZ
TUTOR DE TESIS: ING. RAÚL BALDEÓN LÓPEZ
Quito, Febrero, 2012
© Universidad Tecnológica Equinoccial. 2012
Reservados todos los derechos de reproducción
DECLARACIÓN
Yo, CARLOS CÉSAR ALMENDÁRIZ VELÁSQUEZ, declaro que el trabajo aquí
descrito es de mi autoría; que no ha sido previamente presentado para ningún
grado o calificación profesional; y, que he consultado las referencias
bibliográficas que se incluyen en este documento.
La Universidad Tecnológica Equinoccial puede hacer uso de los derechos
correspondientes a este trabajo, según lo establecido por la Ley de Propiedad
Intelectual, por su Reglamento y por la normativa institucional vigente.
_________________________
Carlos Almendáriz
C.I. 171611935-7
AGRADECIMIENTO
A Dios, por ser ese apoyo, omnipotente y siempre
presente en cada etapa de mi vida, dándome la fuerza
para sobresalir en los momentos más difíciles y estando
presente en las épocas de abundancia de mi existencia.
A mi familia por creer siempre en mí, dándome la
confianza necesaria para llegar hacia donde debo llegar,
pacientes y perseverantes, empujándome siempre hacia el
éxito.
A mi tutor de proyecto, Ing. Raúl Baldeón López, por ser la
guía en la elaboración de mi tesis de grado, brindando sus
conocimientos, con la paciencia adecuada para facilitarme
la culminación del mismo.
A los profesores de mi carrera de Tecnología de Petróleos
y en especial a la UNIVERSIDAD TECNOLÓGICA
EQUINOCCIAL, que día a día nos dieron de sus
conocimientos, y de la misma manera su apoyo para llegar
a cumplir este logro.
A mis amigos, que con las incansables aventuras y las
interminables noches de estudios hicieron que este viaje
sea menos pesado, agradable, gratificante y perdurable.
Carlos César
DEDICATORIA
Dedico esta tesis:
A mi madre, por ser la absoluta responsable de todas mis
grandezas, lo mejor de mi vida y la razón de mi existencia,
siempre paciente y amorosa, nunca rindiéndose ante las
adversidades, y demostrándome que con esfuerzo y
dedicación, todo es posible.
Carlos César
i
ÍNDICE DE CONTENIDOS
RESUMEN .................................................................................................................... xiii
ABSTRACT ................................................................................................................... xiv
CAPÍTULO I ..................................................................................................................... 1
1. INTRODUCCIÓN ..................................................................................................... 1
1.1 OBJETIVO GENERAL ......................................................................................... 1
1.2 OBJETIVOS ESPECÍFICOS .............................................................................. 2
1.3 JUSTIFICACIÓN .................................................................................................. 2
1.4 IDEA A DEFENDER ............................................................................................ 3
1.4.1 IDENTIFICACIÓN DE VARIABLES ............................................................... 4
1.4.1.1 Variables Independientes ............................................................................ 4
1.4.1.2 Variables Dependientes ............................................................................... 4
1.5 MARCO DE REFERENCIA ................................................................................ 5
1.5.1 MARCO TEÓRICO ........................................................................................... 5
1.5.1.1 Antecedentes ................................................................................................. 5
1.5.2 BASES TEÓRICAS .......................................................................................... 6
1.5.3 MARCO CONCEPTUAL .................................................................................. 7
1.6 METODOLOGÍA ................................................................................................... 8
1.6.1 DISEÑO O TIPO DE INVESTIGACIÓN ........................................................ 9
1.6.2 MÉTODOS DE INVESTIGACIÓN .................................................................. 9
1.6.2.1 Método Inductivo ........................................................................................... 9
1.6.2.2 Método Analítico ............................................................................................ 9
1.6.3 TÉCNICAS DE INVESTIGACIÓN ................................................................ 10
CAPÍTULO II .................................................................................................................. 11
2. MARCO TEÓRICO ................................................................................................ 11
2.1 TRANSFERENCIA DE CUSTODIA ................................................................ 11
2.1.1 CONCILIACIÓN .............................................................................................. 12
ii
2.1.2 MEDICIÓN DE CALIDAD .............................................................................. 12
2.1.3 LIQUIDACIÓN DE HIDROCARBUROS ...................................................... 13
2.1.4 CADENA DE SUMINISTRO ......................................................................... 13
2.1.5 FACTORES A CONSIDERAR ...................................................................... 14
2.1.5.1 Factores de proceso ................................................................................... 14
2.1.5.2 Factores de Diseño ..................................................................................... 15
2.1.5.3 Factores Humanos ...................................................................................... 15
2.2 CONCEPTOS BÁSICOS................................................................................... 15
2.2.1 SEDIMENTOS ................................................................................................. 16
2.2.2 ESTADO DEL AGUA EN EL CRUDO ......................................................... 16
2.2.3 VOLUMEN TOTAL OBSERVADO (TOV) ................................................... 18
2.2.4 VOLUMEN BRUTO OBSERVADO (GOV) ................................................. 19
2.2.5 VOLUMEN NETO OBSERVADO (NOV) .................................................... 19
2.2.6 VOLUMEN BRUTO ESTÁNDAR (GSV) ..................................................... 19
2.2.7 VOLUMEN ESTÁNDAR NETO(NSV) ......................................................... 19
2.2.8 PRESIÓN DE VAPOR ................................................................................... 20
2.3 MEDICIONES ..................................................................................................... 20
2.3.1 EFECTOS DE LA TEMPERATURA Y LA PRESIÓN ............................... 21
2.3.1.1 Corrección del volumen para efectos de la temperatura ...................... 23
2.3.1.2 Corrección del volumen para efectos de la presión .............................. 24
2.3.2 TIPOS DE MEDICIÓN DE MATERIALES .................................................. 25
2.3.2.1 Medición de sólidos .................................................................................... 25
2.3.2.2 Medición de líquidos ................................................................................... 26
2.3.2.3 Medición de gases ...................................................................................... 27
CAPÍTULO III ................................................................................................................. 28
3. METODOLOGÍA .................................................................................................... 28
3.2 MEDICIÓN ESTÁTICA ...................................................................................... 30
3.2.1 TANQUES DE ALMACENAMIENTO .......................................................... 31
3.2.1.1 POR SU FORMA......................................................................................... 32
iii
3.2.1.2 Por el Producto Almacenado .................................................................... 39
3.2.1.3 Características y recomendaciones de los Tanques ............................ 40
3.2.1.4 Observaciones de seguridad en los Tanques ........................................ 41
3.2.2 CALIBRACIÓN DE TANQUES ..................................................................... 42
3.2.2.1 Capítulo 2: Calibración de Tanques ......................................................... 43
3.2.2.2 Capítulo 2.2A: Medida y Calibración de Tanques Cilíndricos
Verticales por el Método Manual Strapping .............................................................. 43
3.2.2.3 Capítulo 2.2B: Calibración de Tanques Cilíndricos Verticales usando
el Método de Línea de Referencia Óptica ................................................................. 44
3.2.2.4 Capítulo 2.2C: Calibración de Tanques Cilíndricos Verticales usando
el Método de Triangulación Óptica. (ANSI-API MPMS 2.2C-2002) ...................... 44
3.2.2.5 Capítulo 2.2D: Calibración de Tanques Cilíndricos Verticales usando
el Método Electro Óptico Interno de Medida de Distancia (ANSI/API 2.2D-2003)
45
3.2.2.6 Capítulo 2.2E: Petróleo y Productos Líquidos Petrolíferos -
Calibración de Tanques Cilíndricos Horizontales – Parte 1: Métodos Manuales
(ANSI/API MPMS 2.2E) ................................................................................................ 45
3.2.2.7 Capítulo 2.2F: Petróleo y Productos Líquidos Petrolíferos -
Calibración de Tanques Cilíndricos Horizontales – Parte 2: Método Electro
Óptico Interno de Medida de Distancia (ANSI/API MPMS 2.2F) ......................... 45
3.2.2.8 Norma 2551: Medición y Calibración de Tanques Horizontales ......... 46
3.2.2.9 Norma 2552: Medición y Calibración de Esferas y Esferoides ............ 46
3.2.2.10 Norma 2554: Medición y Calibración de Carro-Tanques ..................... 46
3.2.2.11 Norma 2555: Calibración Lìquida de Tanques ....................................... 47
3.2.2.12 RP 2556: Tabla de Corrección de Calibración por Incrustación ......... 47
3.2.2.13 Capítulo 2.7: Calibración de Tanques Barcazas .................................... 48
3.2.2.14 Capítulo 2.8A: Calibración de Tanques en Barcos y Barcazas de Alta
Mar 49
3.2.2.15 Capítulo 2.8B: Establecimiento de la Locación del Punto de
Calibración de Referencia y la Altura de Calibración de Referencia de Tanques
en Recipientes de Tanques Marino ............................................................................ 49
3.2.3 MEDICIÓN ESTÁTICA DE HIDROCARBUROS LÍQUIDOS ................... 50
iv
3.2.3.1 Medición Estática Manual .......................................................................... 52
3.2.3.2 Medición Manual de Nivel (Cinta) ............................................................ 53
3.2.3.3 Medición Automática de Nivel de Tanques (Telemetría) ...................... 77
3.2.3.4 Liquidación de Tanques ........................................................................... 100
3.2.3.5 Verificaciones Mensuales ........................................................................ 106
3.2.3.6 Medición de Nivel de Producto en Tanques Presurizados ................ 106
3.2.3.7 Registros..................................................................................................... 114
3.3 MEDICIÓN DINÁMICA .................................................................................... 114
3.3.1 NORMATIVA ................................................................................................. 116
3.3.1.1 Capítulo 5: Medida .................................................................................... 116
3.3.1.2 Capítulo 5.1: Consideración General para Medición por Medidores 116
3.3.1.3 Capítulo 5.2: Medición de Hidrocarburos Líquidos por Medidores de
Desplazamiento ........................................................................................................... 117
3.3.1.4 Capítulo 5.3: Medición de Hidrocarburos Líquidos por Medio de
Medidores de Turbina ................................................................................................. 117
3.3.1.5 Capítulo 5.4: Equipos Accesorios para Medidores Líquidos ............. 117
3.3.1.6 Capítulo 5.5: Fidelidad y Seguridad de Sistemas de Transmisión
Pulso-Dato de Medición de Flujo .............................................................................. 118
3.3.1.8 Capítulo 5.7: Protocolo de Prueba para Dispositivos de Medición de
Flujo de Presión Diferencial ....................................................................................... 119
3.3.1.9 Capítulo 5.8: Medición de Hidrocarburos Líquidos por Medio de
Medidores de Flujo Ultrasónicos usando Tecnología de Tiempo de Transito .. 119
3.3.1.10 Tipos de Medidores según la Normativa ............................................... 120
3.3.2 MEDICIÓN DINÁMICA – CLASIFICACIÓN DE MÉTODOS DE
MEDICIÓN .................................................................................................................... 121
3.3.2.1 Medidores de Flujo con Partes Móviles Húmedas (el Desplazamiento
tal como Positivo, la Turbina y Área variable) ........................................................ 123
3.3.2.2 Medidores de Flujo sin parte Móviles Húmedas (tal como el Vórtice, la
Presión Diferencial, el del Objetivo o “Target”, y el Térmico)............................... 123
3.3.2.3 Medidores de Flujo sin Obstrucciones .................................................. 123
3.3.2.4 Medidores de Flujo con Sensores Montados Externamente ............. 124
v
3.3.3 MEDICIÓN DINÁMICA – TIPOS ................................................................ 124
3.3.3.1 Medición Volumétrica ............................................................................... 124
3.3.3.2 Medición de Velocidad ............................................................................. 124
3.3.3.3 Medición Inferencial .................................................................................. 125
3.3.3.4 Medición Másica ........................................................................................ 125
3.3.3.5 Aplicación ................................................................................................... 125
3.3.4 TIPOS DE FLUJOS ...................................................................................... 126
3.3.4.1 Flujo Laminar ............................................................................................. 127
3.3.4.2 Flujo Turbulento ........................................................................................ 127
3.3.4.3 Flujo de Transición .................................................................................... 129
3.3.4.4 Número de Reynolds ................................................................................ 130
3.3.5 PRINCIPALES MEDIDORES ..................................................................... 131
3.3.5.1 Medidores de Turbina .............................................................................. 131
3.3.5.2 Medidores de Desplazamiento Positivo ................................................ 136
3.3.5.3 Medidor de Coriolis ................................................................................... 144
3.3.5.4 Medidores Ultrasónicos ............................................................................ 148
3.3.6 MUESTREO AUTOMÁTICO ....................................................................... 149
3.3.6.1 Normativa ................................................................................................... 150
3.4 TRANSFERENCIA DE CUSTODIA .............................................................. 151
3.4.1 MEDICIÓN EN LA TRANSFERENCIA DE CUSTODIA ......................... 153
3.4.2 NORMATIVA ................................................................................................. 156
3.4.2.1 Capítulo 4: Sistemas de Probadores ..................................................... 156
3.4.2.2 Capítulo 4.1: Introducción ........................................................................ 156
3.4.2.3 Capítulo 4.2: Probadores de Desplazamiento ...................................... 156
3.4.2.4 Capítulo 4.3: Probadores para Volúmenes Pequeños ........................ 157
3.4.2.5 Capítulo 4.4: Probadores de Tanques ................................................... 157
3.4.2.6 Capítulo 4.5 Medidores de Prueba Master ........................................... 157
3.4.2.7 Interpolación de Pulsos ............................................................................ 158
3.4.2.8 Medición de Prueba de Campo Normadas de Campo ....................... 158
vi
3.4.2.9 Operación de Sistemas de Prueba ........................................................ 158
3.4.3 EQUIPOS ....................................................................................................... 159
3.4.3.1 Probadores ................................................................................................. 159
3.4.3.2 Unidades LACT ......................................................................................... 161
3.4.3.3 Bombas ....................................................................................................... 166
3.4.3.4 Filtros........................................................................................................... 166
3.4.3.5 Detector de BSW ...................................................................................... 167
3.4.3.6 Sistema de Muestreo ................................................................................ 167
3.4.3.7 Válvula de Derivación ............................................................................... 168
3.4.3.8 Medidor ....................................................................................................... 168
3.4.3.9 Conexiones en Circuito para el Probador ............................................. 168
3.4.3.10 Válvula de Contrapresión y Tablero de Control ................................... 169
CAPÍTULO IV .............................................................................................................. 170
4. ANALISIS DE RESULTADOS .......................................................................... 170
4.1 TIPOS DE MEDICIÒN DE HIDROCARBUROS LÌQUIDOS ..................... 170
4.1.1 MEDICIÒN ESTÀTICA ................................................................................ 170
4.1.2 MEDICIÓN DINÁMICA ................................................................................ 171
4.1.3 TRANSFERENCIA DE CUSTODIA ........................................................... 172
CAPÍTULO V ............................................................................................................... 174
5. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES .................................................. 174
5.1 CONCLUSIONES ............................................................................................. 174
5.2 RECOMENDACIONES ................................................................................... 175
BIBLIOGRAFÍA ............................................................................................................ 177
ANEXO Nº 1 ................................................................................................................. 179
ANEXO N° 2 ................................................................................................................. 180
vii
ÍNDICE DE FIGURAS
FIGURA N° 1: Medidor Ultrasónico para Transferencia de Custodia de Petróleo
y Derivados ....................................................................................................... 11
FIGURA N° 2: Hidrómetros .............................................................................. 13
FIGURA N° 3: Tipos de sedimentos ................................................................. 16
FIGURA N° 4: Agua Disuelta ............................................................................ 17
FIGURA N° 5: Agua suspendida ...................................................................... 17
FIGURA N° 6: Agua libre .................................................................................. 18
FIGURA N° 7: Cinta y Plomada para Medición de Nivel de Fluido en Tanques 21
FIGURA N° 8: Efecto de la Temperatura sobre el Volumen ............................. 23
FIGURA N° 9: Aplicación de Factores de Corrección de Volumen para efectos
de Presión y Temperatura ................................................................................ 24
FIGURA N° 10: Sensor Acústico de Nivel y de Volumen para Sólidos ............. 25
FIGURA N° 11: Medidor de Desplazamiento Positivo Rotativo de Aspa
Deslizante ......................................................................................................... 26
FIGURA N° 12: Contador de Gas de Pistón Rotativo ....................................... 27
FIGURA N° 13: Esquema de un Fluido en Reposo .......................................... 29
FIGURA N° 14: Perfil de las Velocidades de un Fluido en una Tubería ........... 29
FIGURA N° 15: Tipos de Tanques ................................................................... 33
FIGURA N° 16: Tanque de Techo Cónico ........................................................ 34
FIGURA N° 17: Tanque de Techo Flotante ...................................................... 35
FIGURA N° 18: Tanque Vertical con Techo Geodésico ................................... 36
FIGURA N° 19: Tanque Horizontal a Presión ................................................... 37
FIGURA N° 20: Tanque Esférico a Presión ...................................................... 38
FIGURA N° 21: Carro – Tanque ....................................................................... 47
FIGURA N° 22: Tanque – Barcaza ................................................................... 48
FIGURA N° 23: Cinta y Plomada ...................................................................... 55
viii
FIGURA N° 24: Cinta para Medición a Fondo .................................................. 56
FIGURA N° 25: Cinta para Medición a Vacío ................................................... 57
FIGURA N° 26: Medición a Fondo con Plomada de Fondo .............................. 58
FIGURA N° 27: Medición a Vacío con Plomada de Vacío ................................ 59
FIGURA N° 28: Medición de Producto a Vacío con Plomada de Vacío ........... 60
FIGURA N° 29: Medición de Producto a Fondo con Plomada de Fondo ......... 63
FIGURA N° 30: Lectura del Corte de Agua en una Plomada de Fondo ........... 67
FIGURA N° 31: Ensambles Típicos de Termómetros de Vidrio de Mercurio .... 70
FIGURA N° 32: Termómetro Electrónico .......................................................... 72
FIGURA N° 33: Ensamblajes Típicos de Muestreadores de Vaso o Botella .... 75
FIGURA N° 34: Esquema de un Medidor de Burbuja Tipo Inmersión .............. 82
FIGURA N° 35: Esquema de un Medidor de Burbuja en Tanque Cerrado ....... 82
FIGURA N° 36: Medición de Nivel con Flotador ............................................... 85
FIGURA N° 37: Esquema de un Medidor de Nivel Tipo Flotador ..................... 86
FIGURA N° 38: Medición de Nivel con Desplazador (SERVO) ........................ 87
FIGURA N° 39: Medidor de Nivel Tipo Desplazamiento con Servomotor ........ 88
FIGURA N° 40: Tipos de Antenas de Medidores de Nivel Tipo Radar ............. 90
FIGURA N° 41: Dispositivos e Interconexión del Sistema de Medición Tipo
Radar ................................................................................................................ 90
FIGURA N° 42: Medición cerca de la Pared del Tanque .................................. 91
FIGURA N° 43: Método FHAST de Medición Tipo Radar ................................ 92
FIGURA N° 44: Diferentes Conexiones de Sistemas de Medición Ultrasónica 92
FIGURA N° 45: Medidor de Nivel Radiactivo ................................................... 94
FIGURA N° 46: Esquema de un Medidor Hibrido ............................................. 95
FIGURA N° 47: Tipos de Montaje de los Transductores Ultrasónicos de Nivel 96
FIGURA N° 48: Diagrama de Bloques de un Transductor ................................ 97
FIGURA N° 49: Medición con Dispositivo Ultrasónico ...................................... 98
FIGURA N° 50: Medición de Nivel con Elementos Magnetostrictivos .............. 99
FIGURA N° 51: Diagrama de Proceso de Liquidación de Tanque ................. 105
FIGURA N° 52: Termo-Densímetro a Presión ................................................ 107
ix
FIGURA N° 53: Localización de la Instrumentación ....................................... 109
FIGURA N° 54: Tecnologías de Medición de Tanques Presurizados............. 110
FIGURA N° 55: Esquema de un Medidor de Placa Orificio ............................ 121
FIGURA N° 56: Clasificación de Métodos de Medición .................................. 122
FIGURA N° 57: Flujo Laminar en una Tubería ............................................... 127
FIGURA N° 58: Flujo Turbulento .................................................................... 128
FIGURA N° 59: Tipos de Flujo ....................................................................... 129
FIGURA N° 60: Medidor de Turbina ............................................................... 132
FIGURA N° 61: Medidor de Turbina de Tipo Reluctancia .............................. 133
FIGURA N° 62: Partes Importantes de un Medidor de Turbina ...................... 133
FIGURA N° 63: Ensamblaje de un Medidor de Turbina ................................. 134
FIGURA N° 64: Tamaños de Medidores de Turbina ...................................... 135
FIGURA N° 65: Medidor de Disco Oscilante .................................................. 137
FIGURA N° 66: Medidor de Pistón Oscilante ................................................. 138
FIGURA N° 67: Medidor de Pistón Convencional........................................... 139
FIGURA N° 68: Medidor Cicloidal................................................................... 141
FIGURA N° 69: Medidor Birrotor .................................................................... 142
FIGURA N° 70: Medidor Birrotor con Contador de las Revoluciones del Rotor
........................................................................................................................ 143
FIGURA N° 71: Medidor Oval ......................................................................... 144
FIGURA N° 72: Medidor de Coriolis ............................................................... 145
FIGURA N° 73: Medidor de Coriolis de Tubo en U......................................... 146
FIGURA N° 74: Medidor de Coriolis de Tubo Recto ....................................... 147
FIGURA N° 75: Medidor Ultrasónico .............................................................. 149
FIGURA N° 76: Impacto Económico por Bajas Exactitudes ........................... 155
FIGURA N° 77: Probador Bidireccional .......................................................... 160
FIGURA N° 78: Esquema de un Probador Típico........................................... 160
FIGURA N° 79: Diagrama de una Unidad LACT Típica ................................. 161
FIGURA N° 80: Filtro – Eliminador de Gas ..................................................... 167
x
ÍNDICE DE TABLAS
TABLA N° 1: Presión de vapor del agua en función de la temperatura .......... 20
TABLA N° 2: Tiempo de inmersión en termómetros de vidrio ......................... 71
TABLA N° 3: Tiempo de inmersión para termómetros electrónicos ................ 73
xi
ÍNDICE DE ECUACIONES
ECUACIÓN 2.1………………………………………………..................................22
ECUACIÓN 3.1………………………………………………..................................62
ECUACIÓN 3.2………………………………………………................................103
ECUACIÓN 3.3………………………………………………................................103
ECUACIÓN 3.4………………………………………………................................103
ECUACIÓN 3.5………………………………………………................................103
ECUACIÓN 3.6………………………………………………................................103
ECUACIÓN 3.7………………………………………………................................103
ECUACIÓN 3.8………………………………………………................................103
ECUACIÓN 3.9………………………………………………................................104
ECUACIÓN 3.10…………………………………………….................................104
ECUACIÓN 3.11…………………………………………….................................104
ECUACIÓN 3.12…………………………………………….................................104
ECUACIÓN 3.13…………………………………………….................................104
ECUACIÓN 3.14…………………………………………….................................105
ECUACIÓN 3.15…………………………………………….................................105
ECUACIÓN 3.16…………………………………………….................................112
ECUACIÓN 3.17…………………………………………….................................113
ECUACIÓN 3.18…………………………………………….................................113
ECUACIÓN 3.19…………………………………………….................................113
ECUACIÓN 3.20…………………………………………….................................113
ECUACIÓN 3.21…………………………………………….................................115
ECUACIÓN 3.22…………………………………………….................................115
ECUACIÓN 3.23…………………………………………….................................115
ECUACIÓN 3.24…………………………………………….................................130
xii
ÍNDICE DE ANEXOS
ANEXO N° 1
DIAGRAMA DE FLUJO DE LA ESTACIÓN DE BOMBEO NÚMERO UNO DE
LAGO AGRIO .............................................................................................. 179
ANEXO N° 2
UNIDAD LACT DE LOS CAMPOS HACIA LA ESTACIÓN NÚMERO UNO EN
LAGO AGRIO ............................................................................................... 180
xiii
RESUMEN
El presente trabajo tiene como objetivo principal describir los tipos de medición
estática y dinámica de hidrocarburos líquidos, así como de los sistemas de
transferencia de custodia usados en la industria petrolera, el cual consta de 4
capítulos que harán referencia a:
En el primer CAPÍTULO (I) se define los objetivos, justificación del tema e
introducción al presente trabajo, para una mayor comprensión de los futuros
usuarios de esta información.
El segundo CAPÍTULO (II) se hace una breve revisión de los conceptos básicos
hidrocarburíferos, medición de volúmenes y transferencia de custodia, para, de
este modo, poder entender la importancia de las mediciones de hidrocarburos
líquidos así como del conocimiento de los métodos de medición y transferencia
de custodia utilizados.
En el tercer CAPÍTULO (III) se exponen los tipos de medición de hidrocarburos
líquidos y los métodos de transferencia de custodia usados en la industria
petrolífera.
Finalmente, en el cuarto CAPÍTULO (IV) y de acuerdo al trabajo de
investigación desarrollado, se enumeran algunas conclusiones y
recomendaciones, anexos y fotografías, determinando así la importancia de
este compendio.
xiv
ABSTRACT
The present thesis has as principal aim to describe the types of static and
dynamic measurement of liquids hydrocarbons as well as custody transfer
systems used in petroleum industries, which consist of four chapters that shall
contain a reference to:
In the first CHAPTER (I) it is defined the aims, justification of the topic and the
introduction to this assignment, for a better understanding of the future users of
this information.
In the second CHAPTER (II) it is mentioned a brief description of the basics
petroleum concepts, volume measurement and custody transfer, to understand
the importance of liquid hydrocarbons measurement as well as the knowledge of
the measurement and custody transfer used methods.
In the third CHAPTER (III) it is exposed the types of liquid hydrocarbons
measurement and the custody transfer methods used in petroleum industry.
Finally, in the fourth CHAPTER (IV) and according to the research work carried
out, it is enumerated some conclusions and recommendations, annexes and
photographs, determining the importance of this compendium.
CAPÍTULO I
INTRODUCCIÓN
1
CAPÍTULO I
1. INTRODUCCIÓN
Las organizaciones dedicadas a la producción de crudo, refinación, transporte,
comercialización y distribución de productos refinados, GLP y gas natural,
deben prepararse para hacer un seguimiento, monitoreo y control de cantidad y
calidad de sus hidrocarburos en los procesos de transferencia de custodia,
compra o venta; pues es allí en las cajas registradoras donde las economías
pueden verse afectadas por falta de gestión, prácticas de medición
desactualizadas, procedimientos y competencias inapropiados tanto en
operación como en el mantenimiento.
Por ello, es necesario disponer de una herramienta adicional que nos ayude a
detectar oportunidades de mejoramiento de la medición de cantidad y calidad
para transferencia de custodia. Esta herramienta apoyada en los estándares
nacionales e internacionales y las mejores prácticas en medición nos da como
resultado confiabilidad, confianza y satisfacción de nuestros clientes. Esta
herramienta es la implementación de un Sistema de Gestión de Mediciones.
1.1 OBJETIVO GENERAL
Analizar los tipos de medición de hidrocarburos líquidos y los sistemas de
transferencia de custodia en base a la aplicación de las normas
correspondientes, para inducir una política de auditoría que facilite la
2
determinación de problemas latentes o potenciales en los sistemas de
medición.
1.2 OBJETIVOS ESPECÍFICOS
Dar a conocer el espíritu, la estructura y la aplicación de las normas, API
MPMS, ASTM, y su aporte en procesos de seguimiento, monitoreo y
control de medición.
Analizar los tipos de medición de hidrocarburos líquidos creando un
banco de conocimientos que ayude a la implementación o el
mejoramiento de métodos ya establecidos dentro de la industria
petrolera.
Inducir una política de auditoría interna dentro de la industria petrolera, la
cual facilite la determinación de problemas latentes o potenciales en los
sistemas de medición de hidrocarburos líquidos, para así poderlos
corregir antes que representen una amenaza a la rentabilidad de la
organización.
1.3 JUSTIFICACIÓN
La transferencia de custodia es una operación es muy importante en toda
industria que tenga que realizar trabajos de almacenamiento y transporte de
3
hidrocarburos, ya que en algún momento este fluido tendrá que ser
transportado hacia otra empresa por diferentes razones, lo cual puede causar
problemas en los posteriores pagos que tengan que realizarse entre dichas
organizaciones.
Es muy importante utilizar un método confiable de medición, que nos brinde
datos de incertidumbre aproximados a cero, generando una seguridad en el
posterior intercambio económico que deberá realizarse.
Del mismo modo que todos los equipos de cualquier tipo de sistema industrial,
estos sistemas de medición tenderán a descalibrarse, aumentando la
incertidumbre, pudiendo provocar pérdidas en el momento de los pagos que
con el paso del tiempo llegan a ser muy significativas.
Por estos motivos, es muy importante elaborar un compendio que describa los
tipos de medición de hidrocarburos líquidos, (estáticos y dinámicos), y los
sistemas de transferencia de custodia, para reducir el índice de
desconocimiento de estos instrumentos, ayudando a generar una política de
auditoría interna, que gestione la autoevaluación para la constante mejora de
los procesos de medición.
1.4 IDEA A DEFENDER
Si se realiza una descripción de las normas aplicables, los tipos de medición
estática y dinámica de hidrocarburos líquidos y los sistemas de transferencia de
custodia se crearía un compendio que ayude a determinar problemas
potenciales o latentes, induciendo una política de auditoría interna.
4
1.4.1 IDENTIFICACIÓN DE VARIABLES
Las variables a ser consideradas son:
1.4.1.1 Variables Independientes
Desconocimiento de las normas y procedimientos de medición de
hidrocarburos líquidos.
Desconocimiento de los Sistemas de Transferencia de Custodia.
Falta de calibración constante de estos instrumentos.
1.4.1.2 Variables Dependientes
Problemas en el manejo de los procesos de medición.
Incertidumbre del volumen real de hidrocarburos que se están
transportando.
Reacciones tardías o inexistentes a problemas que se pudieren
ocasionar en el sistema de medición.
5
1.5 MARCO DE REFERENCIA
El marco de referencia se describe a continuación, de la siguiente manera:
1.5.1 MARCO TEÓRICO
Para definir el marco teórico, es necesario definir antecedentes, bases teóricas
y marco conceptual.
1.5.1.1 Antecedentes
Desde los inicios de los negocios y pequeñas industrias en la antigüedad, ha
sido necesario conocer las cantidades exactas de los productos que se
comercializa, para tener una satisfacción total en la remuneración que se
recibirá por los mismos.
De este modo, con el inicio de la era industrial, y la era petrolífera
específicamente, esta necesidad se volvió imprescindible, debido a la gran
rentabilidad que representan los hidrocarburos. Hay que tener en cuenta que
esta necesidad no solo parte de la parte productora o propietaria de los
hidrocarburos, sino de la parte que por motivos industrialización,
comercialización, transporte o almacenamiento va a recibir estos hidrocarburos,
6
para llevar un inventario de los volúmenes de producto correcto y que satisfaga
a las dos partes por igual.
Desde ese entonces, se han realizado esfuerzos por desarrollar dispositivos y
métodos de medición de hidrocarburos que sean confiables, para reducir la
incertidumbre de las medidas al mínimo, en todos los inventarios llevados a
cabo por todas las partes. De esta manera las relaciones entre los involucrados
se llevaran con normalidad y cordialidad.
Así pues, una correcta medición de hidrocarburos representa el éxito o declive
de la economía de una industria, de las partes involucradas en su manipulación,
y del estado o país del cual se extraen dichos productos, así como de los
habitantes del mismo.
1.5.2 BASES TEÓRICAS
Los sistemas de medición de hidrocarburos líquidos son muy importantes en la
industria petrolera, ya que es indispensable conocer la cantidad de producto
con la que se está trabajando, desde su extracción hasta su transporte,
tomando en cuenta que estos volúmenes son los responsables de los ingresos
monetarios de la empresa, y por lo tanto, de los trabajadores.
La medición de hidrocarburos líquidos puede ser estática (medición de
volúmenes) y dinámica (medición de caudales), cuya utilización dependerá del
tipo de proceso que se esté manejando y de la efectividad del instrumento o
sistema a disponer.
7
En la medición de caudales es recomendable utilizar en lo posible medidores de
caudal másico, ya que la masa no es afectada por presiones o temperaturas, a
diferencia de los volúmenes, por lo cual los medidores volumétricos siempre
necesitaran de una corrección en su medida.
En operaciones de transferencia de custodia, netamente dinámicas, se utilizan
los instrumentos de medición de caudales más un sinnúmero de elementos
necesarios para la determinación de estos flujos, su cantidad y su calidad, los
cuales deben estar íntimamente relacionados para lograr así la seguridad, tanto
como del emisor y del receptor, de que las cantidades transportadas favorecen
de igual manera a ambas partes.
1.5.3 MARCO CONCEPTUAL
Transferencia de Custodia: es el hecho a través del cual se traslada a
otra área o a 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 título de tenencia o a título de propiedad.
Calibración: Conjunto de operaciones que establecen, en condiciones
específicas, 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
patrones.
8
Equipo de medición: Instrumento de medición, patrón de medición,
material de referencia o equipos auxiliares, o combinación de ellos,
necesarios para llevar a cabo un proceso de medición.
Sistema de Medición: Conjunto de instrumentos de medición y otros
dispositivos que interactúan para efectuar mediciones específicas de
hidrocarburos.
Medición Dinámica: Método para medir volumen bruto de líquido (GSV)
utilizando equipos de medición con movimiento alternativo, rotatorio y/o
turbina, entre otros.
Medición Estática: Método para medir volumen bruto de líquido (GSV)
almacenado en tanques utilizando sistemas manuales con cinta o
automáticos como: gravimetría, flotadores servo activados e infrarrojos.
1.6 METODOLOGÍA
A continuación se define la metodología utilizada en la elaboración de este
trabajo:
9
1.6.1 DISEÑO O TIPO DE INVESTIGACIÓN
Se realizara investigación de tipo correlacional y explicativo, ya que se basa en
el estudio de las relaciones entre las variables dependientes e independientes,
buscando el porqué de los hechos, estableciendo relaciones causa-efecto.
1.6.2 MÉTODOS DE INVESTIGACIÓN
Para la elaboración de este trabajo se utiliza el método inductivo y el método
analítico.
1.6.2.1 Método Inductivo
Se utilizara el método inductivo, ya que se partirá de la observación directa de
datos, para proceder al análisis macro de procedimientos.
1.6.2.2 Método Analítico
Se utilizara el método analítico para relacionar correctamente la información, de
una manera metódica y sistemática.
10
1.6.3 TÉCNICAS DE INVESTIGACIÓN
Investigación bibliográfica, que consistirá en análisis de documentos.
Entrevistas con personal técnico experimentado, especializado en
procesos transferencia de custodia.
CAPÍTULO II
MARCO TEÓRICO
11
CAPÍTULO II
2. MARCO TEÓRICO
Antes de desarrollar los objetivos de este compendio, se debe incurrir en
conceptos básicos que ayudaran al entendimiento del mismo.
2.1 TRANSFERENCIA DE CUSTODIA
Una de las operaciones más delicadas de realizar en la transferencia de
custodia, y al mismo tiempo más importantes es la medición de los
hidrocarburos, para lo cual se debe medir internacionalmente.
FIGURA N° 1: Medidor Ultrasónico para Transferencia de Custodia de Petróleo y Derivados
FUENTE: IMCO, Medidores Ultrasonicos para Lìquidos
12
Medir internacionalmente es establecer condiciones bases para la medición de
petróleo y sus derivados, ya que el volumen de estos depende de las
propiedades físicas.
La temperatura tomada como base es 60º F y la presión es 0 PSIG.
Estos valores son denominados condiciones de referencia o condiciones bases
o condiciones ESTANDAR.
2.1.1 CONCILIACIÓN
Acuerdo de cantidad de un producto en unidades volumétricas o másicas, entre
dos partes de la cadena de suministro donde se espera que la cantidad
entregada por una parte sea la cantidad recibida por la otra.
2.1.2 MEDICIÓN DE CALIDAD
Las mediciones de calidad son aquellas referentes al conjunto de
características químicas y fisicoquímicas inherentes al hidrocarburo y que
cumplen con los requisitos especificados por el cliente o por la organización.
13
FIGURA N° 2: Hidrómetros FUENTE: YOTTA, Tipos de Hidrómetros
2.1.3 LIQUIDACIÓN DE HIDROCARBUROS
Es un procedimiento estándar normativo que emplea los datos de medición de
cantidad y de calidad (Gravedad Especifica, entre otras características
fisicoquímicas) para obtener un volumen neto a condiciones estándar (NSV) de
cualquier producto y/o hidrocarburo.
No se debe separar la cantidad y calidad para efectos de emitir conceptos sobre
liquidación de hidrocarburos.
2.1.4 CADENA DE SUMINISTRO
Se conoce como cadena de suministro a la serie de procesos de extracción,
producción, refinación y transporte entrelazados entre sí, que tiene como objeto
14
que un producto llegue a su cliente final, agregándole valor en cada enlace de
la cadena.
2.1.5 FACTORES A CONSIDERAR
Para la correcta operación de transferencia de custodia, una empresa debe
considerar los siguientes factores:
2.1.5.1 Factores de proceso
Los factores de proceso son:
Características del fluido a ser medido.
Rata de flujo.
Régimen de Flujo (Turbulento y Laminar).
Viscosidad.
Temperatura.
Presión.
Ventanas operativas de equipos e instrumentación asociada.
15
2.1.5.2 Factores de Diseño
Los factores de diseño se clasifican en:
Aplicación.
Localización.
Tipo de Medidores.
Material de Tubería y Procesos.
2.1.5.3 Factores Humanos
Los factores humanos dependen básicamente de la competencia, el
entrenamiento y las habilidades del operador o recurso humano.
2.2 CONCEPTOS BÁSICOS
Para la total comprensión de los temarios propuestos en los objetivos, es
necesario conocer conceptos muy importantes.
16
2.2.1 SEDIMENTOS
Son los residuos sólidos que pueden estar en suspensión (flotando dentro de un
fluido y bien esparcidos) o pueden estar decantados en el fondo del recipiente.
Existen dos tipos de sedimentos:
Sólidos en Suspensión.
Sólidos en el Fondo.
FIGURA N° 3: Tipos de sedimentos FUENTE: ECOPETROL (2008), Manual de Medición de Hidrocarburos
2.2.2 ESTADO DEL AGUA EN EL CRUDO
El agua en el crudo se puede encontrar en varios estados:
17
Agua disuelta: Forma una solución con el crudo (es una mezcla, donde el
agua está bien revuelta y no se aprecia a simple vista).
FIGURA N° 4: Agua Disuelta FUENTE: ECOPETROL (2008), Manual de Medición de Hidrocarburos
Agua Suspendida: Gotas o pequeñas cantidades de agua flotan en el
crudo (están bien distribuidos).
FIGURA N° 5: Agua suspendida FUENTE: ECOPETROL (2008), Manual de Medición de Hidrocarburos
18
Agua libre: El agua forma una capa por debajo del crudo. Si el tiempo de
decantación es muy grande, el agua suspendida llega a ser parte del
agua libre.
FIGURA N° 6: Agua libre FUENTE: ECOPETROL (2008), Manual de Medición de Hidrocarburos
Agua Total: Es la suma de todos los estados en el crudo (disuelta, libre y
suspendida).
2.2.3 VOLUMEN TOTAL OBSERVADO (TOV)
Es el volumen medido que incluye crudo, agua y sedimentos a temperatura y
presión del ambiente en ese momento.
19
2.2.4 VOLUMEN BRUTO OBSERVADO (GOV)
Es el volumen de crudo y sedimentos, sin incluir el agua libre. Hay que recalcar
que el agua disuelta y el agua en suspensión si están incluidas.
2.2.5 VOLUMEN NETO OBSERVADO (NOV)
Volumen de crudo a temperatura y presión del ambiente en ese momento. Aquí
no se tiene en cuenta el agua total ni los sedimentos.
2.2.6 VOLUMEN BRUTO ESTÁNDAR (GSV)
Es el mismo Volumen Bruto Observado (GOV), volumen total sin tener en
cuenta el agua libre, corregido a condiciones estándar de temperatura y presión
(60°F y 14.7 psi).
2.2.7 VOLUMEN ESTÁNDAR NETO(NSV)
El volumen estándar neto es el mismo Volumen Neto Observado (NOV)
volumen del crudo medido sin agua ni sedimentos, ajustado a condiciones de
temperatura y presión estándar. El volumen estándar neto es el volumen de
un producto a 60°F (15°C) y 14.7 psi (101.3 kPa) después de sustraer el BSW.
20
2.2.8 PRESIÓN DE VAPOR
Es la mínima presión que requiere una sustancia para comenzar a evaporarse.
La presión de vapor depende de la temperatura, ya que los fluidos tienen una
presión de vapor dependiendo de la temperatura a la que estén sometidos.
Por ejemplo, para el agua:
TABLA N° 1: Presión de vapor del agua en función de la temperatura
Temperatura Presión de
Vapor
°C °F Kpa PSI
0 32 0.611 0.09
10 50 1.228 0.18
20 68 2.338 0.34
30 86 4.245 0.62
40 104 7.381 1.07
50 122 12.34 1.79
60 140 19.93 2.89
2.3 MEDICIONES
La medición es el proceso utilizado para medir el volumen de un producto al
moverse pasando por un punto específico o al encontrarse en reposo como en
el interior de un tanque. El volumen es una medida de cantidad referida al
espacio que ocupa una sustancia. En la actividad petrolera, los volúmenes de
21
miden en barriles (bbl) o metros cúbicos (m3), Los volúmenes de gas se miden
en miles de pies cúbicos (Mcf) o metros cúbicos (m3).
El primer paso para determinar el volumen estándar neto de un producto es la
medición de su volumen. La precisión en este punto es esencial ya que los
ajustes posteriores se basan en la información de la medición.
FIGURA N° 7: Cinta y Plomada para Medición de Nivel de Fluido en Tanques FUENTE: DISVECAZULIA, Cinta y Plomada
2.3.1 EFECTOS DE LA TEMPERATURA Y LA PRESIÓN
En muchos medidores (como el de turbina y el de desplazamiento positivo), la
medición de volumen está influenciada por la temperatura y presión del líquido
que se mide.
22
El volumen de líquido cambia al variar su temperatura o presión, cuando sube la
temperatura, un determinado volumen de líquido ocupa más espacio debido a
que las moléculas están mucho menos espaciadas.
Normalmente la corrección del volumen por la temperatura se puede dar de la
siguiente manera:
[2.1]
Donde:
A = Coeficiente de Dilatación Térmica.
V´ = Volumen a Temperatura de Referencia T´.
V = Volumen a nueva Temperatura.
Para las transacciones internacionales, el volumen debe estar corregido a una
temperatura de 60°F y una presión de 0 PSIG.
Conforme se incrementa la presión, el volumen decrece. Por ejemple, un líquido
en una tubería bajo presión ocupa menos espacio debido a que sus moléculas
se han unido a la fuerza.
23
2.3.1.1 Corrección del volumen para efectos de la temperatura
Para corregir los efectos de a temperatura sobre líquidos como GLP, el crudo
generalizado, o los volúmenes generalizados de productos refinados, se obtiene
el factor CTL de la siguiente manera:
Manualmente, mediante el uso de tablas apropiadas que incorporan
densidad y temperaturas de flujo.
Como una salida desde una computadora local, alimentada con datos de
densidad y temperatura.
FIGURA N° 8: Efecto de la Temperatura sobre el Volumen FUENTE: EP PETROECUADOR ( 2010), Curso de Interpretación, Manejo y
Cumplimiento de las Normas API-ASTM
24
2.3.1.2 Corrección del volumen para efectos de la presión
Para corregir los efectos de la presión en el GLP, crudo generalizado o
volúmenes de generalizados de productos refinados, se obtiene el factor CPL
de la siguiente manera:
Manualmente, mediante el uso de tablas apropiadas y computaciones
que consideran densidad, presión y compresibilidad.
Como una salida desde una computadora local que es alimentada con
los datos necesarios.
FIGURA N° 9: Aplicación de Factores de Corrección de Volumen para efectos de Presión y Temperatura
FUENTE: ECOPETROL (2008), Manual de Medición de Hidrocarburos
25
2.3.2 TIPOS DE MEDICIÓN DE MATERIALES
Las maneras de cuantificar materiales se definen de acuerdo al estado de dicho
material.
2.3.2.1 Medición de sólidos
La medición de sólidos se realiza por medio de las siguientes formas:
Medición por medio de básculas
Medición de la masa del compuesto (másico)
FIGURA N° 10: Sensor Acústico de Nivel y de Volumen para Sólidos FUENTE: BINMASTER, Sensores Acusticos
26
2.3.2.2 Medición de líquidos
La medición de materiales en estado líquido, se utilizan diferentes procesos y
equipos detallados a continuación:
PDM.
Medición por medidor de turbina.
Medición por medidor coriolis.
Medición por medidores ultrasónicos.
FIGURA N° 11: Medidor de Desplazamiento Positivo Rotativo de Aspa Deslizante
FUENTE: EP PETROECUADOR (2008), Manual del Curso de Medición y Custodia de Hidrocarburos
27
2.3.2.3 Medición de gases
La medición de gases se la realiza de la misma manera que la medición de
líquidos, facilitando el diseño de la infraestructura de un sistema de medición de
hidrocarburos.
FIGURA N° 12: Contador de Gas de Pistón Rotativo FUENTE: AERZENER, Contadores de Gas de Pistones Rotativos
CAPÍTULO III
METODOLOGÍA
28
CAPÍTULO III
3. METODOLOGÍA
A continuación se describe o elabora el trabajo en sí determinando los tipos de
medición estática y dinámica de hidrocarburos líquidos así como los sistemas
de transferencia de custodia.
3.1 TIPOS DE MEDICIÓN DE HIDROCARBUROS LÍQUIDOS
La medición de hidrocarburos líquidos puede darse de varias maneras, de tal
manera que, para motivos de estudio, se los ha dividido en dos tipos:
Medición Estática.
Medición Dinámica.
La medición estática es la que se realiza cuando el fluido que se va a medir se
encuentra en reposo, comúnmente dado en los tanques de almacenamiento de
productos y/o hidrocarburos.
29
FIGURA N° 13: Esquema de un Fluido en Reposo FUENTE: EHU, Fluidos en Reposo
La medición dinámica se da cuando se efectúa una medición de algún fluido
encontrándose éste en movimiento, como se realiza durante el procedimiento
de transferencia de custodia de hidrocarburos y/o productos.
FIGURA N° 14: Perfil de las Velocidades de un Fluido en una Tubería FUENTE: URIEL, Resistencias de Fluidos en Tubería
La medición estática se la realiza como un proceso diario de cualquier industria
petrolera que realice operaciones de recepción, almacenamiento y transporte
30
de hidrocarburos, para determinar el volumen de fluido que se encuentra en el
sitio.
La medición dinámica se realiza cada vez que se transporta un producto, sin
importar que se transporte de una estación a subestación o se realice la
transferencia de custodia.
Estos dos tipos de medición están íntimamente relacionados, ya que de la
correlación de los datos determinaremos que la transferencia de custodia se
está realizando eficientemente.
3.2 MEDICIÓN ESTÁTICA
La medición estática de hidrocarburos líquidos es la determinación del volumen
de líquido en el tanque de almacenamiento. Para la determinación de esta
medición hay que considerar los siguientes conceptos:
MEDIDA: Es la determinación exacta del nivel del líquido en el tanque de
almacenamiento.
TEMPERATURA: Es la determinación exacta del promedio de
temperatura del líquido en la unidad de almacenamiento.
DENSIDAD RELATIVA: Es la densidad del líquido que se mide referida a
la densidad del agua.
31
TABLA DE CALIBRACIÓN: Es la tabla de aforo de la unidad de
almacenamiento. Esta tabla es previamente determinada por una serie
de mediciones, y nos brinda el volumen existente a determinada altura
del tanque de almacenamiento.
NIVEL DE REFERENCIA: Es el nivel base para cualquier operación de
medición con cinta, es único para cada tanque y es clave para la
medición al vacio de tanques.
PUNTO DE REFERENCIA: Es un punto fijo o una marca cerca de la
cima del tanque desde donde se toman todas las medidas. Este punto
puede ser una marca pequeña, o una pestaña fija localizada dentro de la
escotilla de medición.
PLATO DE MEDIDA: Es el punto situado en el fondo del tanque,
directamente debajo del punto de referencia que provee una superficie
de contacto firme para la determinación exacta del nivel de líquido.
CORTE: Es una línea hecha sobra la medición o sobre la plomada, por el
líquido que se ha medido.
La medición estática de hidrocarburos líquidos se la realiza en los tanques de
almacenamiento, sea de crudo, derivados o GLP, así pues es importante
realizar una breve descripción de la clasificación general de los tanques.
3.2.1 TANQUES DE ALMACENAMIENTO
Los tanques de almacenamiento de Hidrocarburos son recipientes hechos en
acero generalmente los cuales pueden ser cilíndricos verticales, cilíndricos
32
horizontales, geodésicos o esféricos, estos almacenan hidrocarburos líquidos o
gaseosos con unas condiciones de temperatura y presión acordes al rango de
operación y proceso. Estos tanques deben tener un muro de retención con
capacidad de 1.5 veces la capacidad del tanque.
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. Por ejemplo, para propano y butano se usan tanques
esféricos; para Gasolina liviana es cilíndrico con techo flotante; para gasolina
pesada es cilíndrico de techo cónico, etc.
Los tanques básicamente tienen dos clasificaciones importantes:
Por su forma.
Por el producto almacenado.
3.2.1.1 POR SU FORMA
Los tanques de almacenamiento de crudo y/o derivados se clasifican de
acuerdo a la forma en la que se ha elaborado el tanque.
Cilíndrico vertical con techo cónico.
33
Cilíndrico vertical con fondo y tapa cóncava.
Cilíndrico vertical con techo flotante.
Cilíndrico vertical con membrana flotante.
Cilíndrico horizontal a presión.
Esféricos.
FIGURA N° 15: Tipos de Tanques FUENTE: ECOPETROL (2008), Manual de Medición de Hidrocarburos
34
Tanque Cilíndrico Vertical con Techo Cónico
Por la forma de construcción, el techo es fijo y tiene forma cónica. Estos
tanques no soportan presiones ni vacíos, por lo tanto están equipados de
respiraderos y/o válvulas de presión y de vacío. Generalmente posee líneas de
espuma contra incendio, y el techo está sostenido por un soporte que o bien
llega al fondo del tanque o se apoya sobre las paredes del mismo.
FIGURA N° 16: Tanque de Techo Cónico
FUENTE: SIREM, Tipos de Tanques
35
Tanque Cilíndrico Vertical con Techo Flotante
Estos tanques se construyen de tal forma que el techo flota sobre la superficie
del producto, eliminando así el espacio para la formación de gases.
Los techos flotantes son en la actualidad los más eficaces para el servicio
corriente ya que se reducen las pérdidas por evaporación. Sin embargo tienen
uso limitado ya que la empaquetadura de caucho del techo tiene un límite de
presión de operación.
FIGURA N° 17: Tanque de Techo Flotante FUENTE: PETROCOMERCIAL, Tanques Cabecera Esmeraldas
36
Tanque Cilíndrico Vertical con Techo Geodésico
La forma en la parte superior es ovalada, cuenta con una membrana que se
posesiona sobre el fluido y se mueve en él, disminuyendo las perdidas por
evaporación.
Su principal ventaja respecto al de techo flotante es que nunca el agua lluvia
ingresa al tanque.
FIGURA N° 18: Tanque Vertical con Techo Geodésico FUENTE: SIREM, Tipos de Tanques
Estos tanques deben tener un muro de retención con capacidad de 1,5 veces la
capacidad del tanque.
37
Tanque Cilíndrico Horizontal a Presión
Estos tanques son utilizados para el almacenamiento de GLP. Del diseño es
importante resaltar: Para la medición del nivel se emplean dos tipos de
instrumentos: ROTOGAUGE (medición directa de nivel de líquido) y el
MAGNETROL (inferencia del nivel por medio de flotadores). Para la medición
de la temperatura los tanques deben tener un termómetro instalado en la parte
inferior del tanque y mide la temperatura de la fase líquida (5%-10%).
FIGURA N° 19: Tanque Horizontal a Presión FUENTE: SIREM, Tipos de Tanques
Para la medición de la presión de la FASE VAPOR el tanque debe estar dotado
de un manómetro localizado en la parte superior del tanque (95%-100%). Estos
38
elementos de diseño limitan la capacidad del tanque dando una ventana
operativa entre el 5% mínimo y 95% máximo.
Tanque Esférico a Presión
Estos tanques son utilizados para el almacenamiento de GLP. Para la medición
del nivel del líquido se emplean equipos electrónicos tipos radar localizados en
la parte superior. Para la medición de la temperatura y presión aplica lo dicho
en los tanques cilíndricos horizontales. Básicamente, se utilizan para productos
con una presión de vapor alta, entre 25 a 100 PSI.
FIGURA N° 20: Tanque Esférico a Presión FUENTE: SIREM, Tipos de Tanques
39
Tanques Cilíndricos con Fondo y Tapa Cóncavos
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.
Tanques Cilíndricos 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 inferior 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.
3.2.1.2 Por el Producto Almacenado
De acuerdo al tipo de producto que se almacenan en ellos, los tanques de
almacenamiento se clasifican en:
Para Crudos.
Para Derivados o Refinados.
Para GLP.
40
Para Residuos.
3.2.1.3 Características y recomendaciones de los Tanques
Generalmente se construyen en láminas (planchas) de acero.
Se recomienda, para tanques en transferencia de custodia, hacerles
verificaciones cada 5 años para el diámetro, el fondo, el espesor de
láminas y la inclinación del tanque. Si alguno de estos parámetros
cambiara, de modo que excediera los criterios predeterminados en la
variación de volumen, debe considerarse un re-aforo total.
Deben ser calibrados antes de ponerse en servicio para obtener las
tablas de aforo, la calibración de los tanques debe realizarse cada 15
años.
Deben tener una escotilla de medición.
Deben tener sistemas de Venteo.
Deben tener líneas de entrada y salida del producto.
Deben tener líneas de drenaje.
Deben tener agitadores dependiendo de la mezcla de producto que se va
a almacenar.
41
3.2.1.4 Observaciones de seguridad en los Tanques
En los tanques de techo flotante se debe tener precaución de abrir el
desagüe del techo en caso de lluvia, para evitar que el peso del agua
hunda el techo.
Para eliminar los riesgos por acumulación de electricidad estática, debe
mantenerse siempre contacto directo con las escaleras, al subir o bajar
del tanque y antes de abrir la escotilla de medición, para crear así un
polo a tierra.
“NUNCA” debe medirse un tanque durante una tormenta eléctrica.
Debe evitarse la inhalación de gases que salen del tanque mientras la
boquilla de medición esté abierta.
La plomada de las cintas de medición deben ser de un material que no
produzca generación de chispas. (Bronce).
No se debe dejar las cintas de medición en los techos de los tanques.
Estas deben llevarse a su lugar de origen, lavarse en ACPM o
Queroseno y luego colgarse del mango en el porta-cintas.
Los trapos, botellas y otros objetos usados durante el procedimiento de
medición deben bajarse de los techos y depositarse en un lugar seguro.
42
3.2.2 CALIBRACIÓN 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 periodo
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:
Método de “STRAPPING”.
Método de “WATER DRAW” CALIBRACIÓN LÍQUIDA.
Método ÓPTICO.
43
Antes de empezar a utilizar un tanque de almacenamiento de algún producto,
es necesario realizar una calibración adecuada y bien realizada, que no dé
lugar a futuros problemas en el momento de cuantificar los volúmenes
almacenados en estos tanques. Para realizar una eficiente calibración se
utilizan las normas API-MPMS, sobre las cuales realizaremos las principales
referencias a continuación.
3.2.2.1 Capítulo 2: Calibración de Tanques
Procedimientos necesarios para calibración de recipientes de almacenamiento
cerrados más largos que un barril, y métodos para el cálculo de los volúmenes
contenidos en ellos. Las siguientes normas API cubren el tema de calibración
de tanques y sin incluidas en el manual.
3.2.2.2 Capítulo 2.2A: Medida y Calibración de Tanques Cilíndricos
Verticales por el Método Manual Strapping
Procedimientos para calibrar tanques cilíndricos verticales usados
principalmente para el almacenamiento de petróleos líquidos. El capítulo 2.2A
se dirige a los procedimientos de mediciones necesarios para determinar los
volúmenes de tanques totales e incrementales y procedimientos para calcular
volúmenes. Tanto unidades métricas y de costumbre son incluidas. Las
unidades métricas reflejan lo que se encuentra disponible en equipos
comerciales. La norma también provee pautas para la re-calibración e
informatización de las tablas de capacidad. El capítulo 2.2A debería ser usada
en conjunto con el capítulo 2.2B. Estas normas combinadas reemplazan la
44
previa norma API 2550, Medición y Calibración de Tanques Cilíndricos
Verticales.
3.2.2.3 Capítulo 2.2B: Calibración de Tanques Cilíndricos Verticales
usando el Método de Línea de Referencia Óptica
Este capítulo describe los procesos de medición y cálculo para determinar los
diámetros de tanques verticales cilíndricos soldados por el medio o por el fondo,
o tanques cilíndricos verticales, con una superficie exterior lisa con techo fijo o
techo flotante. El Método de Línea de Referencia Óptica es una alternativa al
Método Manual de Posicionamiento de Bandas de Metal para determinación del
diámetro del tanque. El capítulo 2.2B debería ser usado en conjunto con la
norma API 2.2A.
3.2.2.4 Capítulo 2.2C: Calibración de Tanques Cilíndricos Verticales
usando el Método de Triangulación Óptica. (ANSI-API MPMS 2.2C-2002)
El método describe la calibración de tanques cilíndricos verticales por medio de
triangulación óptica usando teodolitos. Este método es una alternativa a otros
métodos tales como el Método de Posicionamiento de Bandas de Metal (MPMS
Capítulo 2.2A) y al Método de Línea de Referencia Óptica (MPMS Capítulo
2.2B).
45
3.2.2.5 Capítulo 2.2D: Calibración de Tanques Cilíndricos Verticales
usando el Método Electro Óptico Interno de Medida de Distancia
(ANSI/API 2.2D-2003)
Este capítulo especifica un método para la calibración de tanques cilíndricos
verticales teniendo diámetros mayores a 5m por medio de mediciones internas
usando un instrumento electro-óptico de medida de distancia, y para la
subsecuente compilación de tablas de capacidad de tanques. Esta es la
adopción nacional de la norma ISO 7507-4:1995.
3.2.2.6 Capítulo 2.2E: Petróleo y Productos Líquidos Petrolíferos -
Calibración de Tanques Cilíndricos Horizontales – Parte 1: Métodos
Manuales (ANSI/API MPMS 2.2E)
Esta norma especifica métodos manuales para la calibración de tanques
cilíndricos horizontales nominales, instalados en una locación fija. Es aplicable
a tanques horizontales hasta 4m (13 pies) de diámetro, y 30m (100 pies) de
largo. Esta es la adopción nacional de la norma ISO 12917-1:2002 (E).
3.2.2.7 Capítulo 2.2F: Petróleo y Productos Líquidos Petrolíferos -
Calibración de Tanques Cilíndricos Horizontales – Parte 2: Método Electro
Óptico Interno de Medida de Distancia (ANSI/API MPMS 2.2F)
Esta norma especifica un método para la calibración de tanques cilíndricos
horizontales teniendo diámetros mayores a 2m (6 pies) por medio de
mediciones internas usando un instrumento electro óptico de medida de
46
distancia, y para la subsecuente compilación de tablas de capacidad de
tanques. Este método es conocido como el método electro óptico interno de
medida de distancia (EODR). Esta es la adopción nacional de la norma ISO
12917-2:2002 (E). Primera edición – publicada 01.2004.
3.2.2.8 Norma 2551: Medición y Calibración de Tanques Horizontales
Esta norma describe procedimientos de medición externa de tanques
horizontales estacionarios sobre el suelo más largos que un barril. 1ª Edición –
1965 – Reafirmada, Marzo 2002.
3.2.2.9 Norma 2552: Medición y Calibración de Esferas y Esferoides
Esta norma describe los procedimientos para calibrar esferas y esferoides, que
son usados como contenedores líquidos. Describe el procedimiento para
medición y calibración de tanques esféricos. 1ª Edición – Octubre 1966 –
Reafirmada, Octubre 2002.
3.2.2.10 Norma 2554: Medición y Calibración de Carro-Tanques
Esta norma describe los procedimientos para calibración de carro-tanques.
Describe procedimientos para carro-tanques sometidos a presión y carro-
tanques a presiones normales. 1ª Edición – Octubre 1966 – Reafirmada, Marzo
2002.
47
3.2.2.11 Norma 2555: Calibración Lìquida de Tanques
Esta norma describe el procedimiento para calibración de tanques, o porciones
de tanques, más largos que un barril mediante la introducción o retirada de
cantidades medidas de líquido. 1ª Edición – Septiembre 1966 – Reafirmada,
Marzo 2002.
FIGURA N° 21: Carro – Tanque FUENTE: SIREM, Tipos de Tanques
3.2.2.12 RP 2556: Tabla de Corrección de Calibración por Incrustación
Incrustación es definida en esta publicación como cualquier material que se
adhiere a las superficies de las paredes laterales internas verticales de un
tanque cuando el tanque está de otra manera vacío.
48
Las tablas dadas estran el porcentaje de error de mediciones causados por
espesores variados de incrustaciones uniformes en tanques de varios tamaños.
2ª Edición – Agosto 1993 – Reafirmada: Noviembre 2003.
3.2.2.13 Capítulo 2.7: Calibración de Tanques Barcazas
Este capítulo describe tres métodos para la determinación de volúmenes
incrementales totales de líquidos en tanques barcazas para servicio de
navegación costera e interna que tienen tanques de casco integrados. Los tres
métodos son:
Calibración de Líquidos.
Calibración por Mediciones Lineales.
Calibración de Dibujos de Recipientes.
FIGURA N° 22: Tanque – Barcaza FUENTE: SIREM, Tipos de Tanques
49
Este documento y el capítulo 2.8A, “Calibración de Tanques en Barcos y
Barcazas de Altamar”, del Manual de Normas para Medición de Petróleo API
(API MPMS) reemplaza la previa norma API 2553, “Método Estándar para
Medición y Calibración de Barcazas. Este documento es una norma conjunta
API/Instituto del Petróleo (IP). Como tal, también lleva la designación IP
“Manual de Medición de Petróleo”, parte 1, sección 5B. 1ª Edición – Marzo 1991
– Refirmada: Marzo 2002.
3.2.2.14 Capítulo 2.8A: Calibración de Tanques en Barcos y Barcazas
de Alta Mar
Tres métodos para la determinación de volúmenes totales e integrales de
líquidos en tanques, barcazas de alta mar, y unidades remolcadoras de
barcazas integradas que tienen tanques de casco integrados. Los tres métodos
incluyen calibración líquida, calibración por medición lineal, y calibración para
dibujos de recipientes. Es un conjunto de normas API/Instituto del Petróleo (IP),
también lleva la designación IP Manual de Medición de Petróleo, parte 1,
sección 5B. Este documento y el capítulo 2.7 reemplaza la norma previa 2553.
1ª Edición – Marzo 1991 – Reafirmada: Marzo 2002.
3.2.2.15 Capítulo 2.8B: Establecimiento de la Locación del Punto de
Calibración de Referencia y la Altura de Calibración de Referencia de
Tanques en Recipientes de Tanques Marino
Practica recomendada, para usarse en conjunto con la norma API Capítulo 2.7
“Calibración de Tanques Barcazas”, y la norma API Capítulo 2.8A “Calibración
50
de Tanques en Barcos y Barcazas de Alta Mar”. Establece la altura de
calibración de referencia durante calibración de contenedores de tanques
marinos.
Un punto de calibración de referencia es necesario para convertir el
conocimiento de la cantidad de líquido que se ha perdido en la cantidad de
líquido que queda en el contenedor, y cuando se está determinando el volumen
del ROB.
Un punto de calibración de referencia también es usado para fórmulas de cuña
y el establecimiento de tablas de cuñas. Primera Edición – Septiembre 1995 –
Reafirmada, Septiembre 2000.
3.2.3 MEDICIÓN ESTÁTICA DE HIDROCARBUROS LÍQUIDOS
La medición estática es un proceso que requiere de una serie de condiciones
mínimas para que la incertidumbre sea la menor posible. Las actividades
incluidas en el proceso son:
El fluido contenido en el tanque debe encontrarse en condiciones de
quietud y/o reposo total (Estático).
La cinta métrica debe encontrarse en buen estado y contar con el
certificado de verificación (Cinta de trabajo) y de calibración (cinta patrón)
vigente.
Los tanques de almacenamiento deben encontrarse en buen estado y
contar con las tablas de calibración (aforo) vigentes.
51
Para la determinación de la temperatura, se debe utilizar un termómetro
con certificado de verificación y calibración vigente.
Para la verificación de las especificaciones de calidad del producto
Hidrocarburo, se debe tomar una muestra representativa y homogénea
del hidrocarburo contenido en los tanques de almacenamiento.
Para la determinación del contenido volumétrico del hidrocarburo se
debe seguir el procedimiento de liquidación de tanques.
El objeto de medir un tanque es el de determinar el nivel exacto en su interior.
Las cantidades cargadas o descargadas son determinadas a partir del cálculo
de la diferencia en volumen de líquido contenido en el tanque antes y después
de completada la operación de llenado y/o vaciado. La medición de
hidrocarburos líquidos se puede dividir de la siguiente manera:
Medición Automática (Telemetría): Son las medidas realizadas por medio
de dispositivos mecánicos y/o electrónicos que miden y visualizan en
forma continua los niveles de líquido.
Medición Manual (Cinta): Es la medida tomada por una persona
empleando la cinta y plomada.
De la misma manera, existen diferentes tipos de medida, los cuales se los
puede dividir de la siguiente manera:
Medida a Fondo: Es la distancia medida desde el fondo del tanque hasta
la superficie del producto.
52
Medida al Vacío: Es la distancia medida desde la superficie del producto
hasta el punto de referencia del tanque.
3.2.3.1 Medición Estática Manual
Para la medición estática manual existen normas que determinan las correctas
prácticas de medición de hidrocarburos líquidos, las normas API-MPMS.
Capítulo 3: Medición de Tanques
Procedimientos estandarizados para la medición de hidrocarburos líquidos en
varios tipos de tanques, contenedores y transportadores.
Capítulo 3.1A: Manual de Medición de Petróleo y Productos Petrolíferos
Procedimientos para medición manual en tanques de techo fijo o flotante y
contenedores de tanques marinos. Incluye procedimientos para medición
manual del nivel de líquido en tanques de techo fijo (sin presión), tanques de
techo flotante, y contenedores de tanques marinos (sin presión); procedimientos
de medición manual del nivel de agua libre con petróleo y productos
petrolíferos; métodos usados para verificar la longitud de cintas de medición
bajo condiciones de campo; la influencia de bob weights and temperatura en la
medición de la longitud de cinta; y las influencias que pueden afectar la
precisión de la medición de tanques. Este capítulo combinado con el capítulo
53
3.1B reemplaza todas las secciones aplicables de la norma 2545. 1ª Edición –
Diciembre 1994 – Reafirmada, Diciembre 1999.
Capítulo 3.2: Medición de Tanques – Medición de Petróleos y Productos
Petrolíferos en Carro-Tanques
Provee métodos para medición de líquidos y gases licuados en carro-tanques
por medio de la medida del nivel del líquido. La medición del espacio de vapor y
el nivel de líquido están cubiertos. Equipos de calibración y medición de
temperatura usados tanto en sistemas de medición abiertos y cerrados son
descritos en esta norma. Estos procedimientos reducen la variabilidad en los
resultados de las operaciones de medición y muestreo cuando se está
comparando carga de datos de terminales con descarga de datos de
terminales. 1ª Edición - Septiembre 1995 –Reafirmados: Marzo 2001.
3.2.3.2 Medición Manual de Nivel (Cinta)
Este método es el más utilizado en la mayoría de las facilidades petrolíferas, ya
que es relativamente de fácil utilización por los operadores.
El objeto de medir un tanque es el de determinar el nivel exacto de líquido en su
interior. Las cantidades cargadas o descargadas son determinadas a partir del
cálculo de la diferencia en volumen de líquido contenido en el tanque antes y
después de completada la operación de llenado y/o vaciado.
La Cinta de Medición es un instrumento que sirve para medir la altura de los
líquidos (hidrocarburo y agua libre) que hay en un tanque, esta altura se
54
compara con datos registrados en una tabla de aforo, determinando a partir de
esta altura se determina un Volumen Total Observado contenido en el tanque.
La cinta de medición tiene las siguientes características:
Generalmente está hecha de acero inoxidable, o en una aleación de
cromo y plata, con coeficiente de expansión térmica similar al material
del tanque y resistente a líquidos corrosivos.
Su longitud debe ser acorde a la altura del tanque a ser medido.
La escala de la cinta de medición debe estar en metros, centímetros y
milímetros.
Un carrete donde se pueda enrollar o desenrollar la cinta.
Gancho de soporte y fijación para la plomada.
Plomada en un material resistente a la chispa y a la corrosión
(generalmente bronce), con longitudes que oscilan entre 15 centímetros
(6 pulgadas), 30 centímetros (12 pulgadas) ó 45 centímetros (18
pulgadas) y cuyo peso mínimo es 20 onzas y máximo 2 de libra.
Polo a tierra para evitar chispa debido a la estática.
El ojo de la plomada debe ser totalmente circular.
En el caso de plomadas de fondo debe ser un material que soporte los
golpes con materiales metálicos que están en el fondo del tanque.
55
No deben usarse cintas con escala numérica no visible o totalmente
borrada como resultado del desgaste y la corrosión.
El TAG debe ser el mismo para el cuerpo de la cinta, el carrete y la
plomada; y esta identificación debe estar en el certificado de calibración
y/o calibración de la cinta.
Se debe cambiar el conjunto plomada y la cinta 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.
FIGURA N° 23: Cinta y Plomada FUENTE: EP PETROECUADOR (2008), Manual del Curso de Medición y
Custodia de Hidrocarburos
El nivel de agua libre almacenada en los tanques debe medirse empleando el
método de medición a fondo con cinta de medición a fondo y usando pasta
indicadora de agua.
56
Todas las cintas de medición que sean usadas deben poseer certificado de
calibración vigente con vigencia máxima de un año, realizando las
verificaciones mensuales del estado físico – mecánico de las cintas y dejando
los soportes correspondientes; registrando la cantidad de quiebres o torceduras
que presente al momento de la verificación con su respectiva valoración total de
acuerdo al procedimiento establecido en la norma API MPMS Capitulo 3,
Sección 1, con el fin de que este dentro del máximo permitido para efectuar su
cambio.
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, debe tener su polo a tierra.
FIGURA N° 24: Cinta para Medición a Fondo FUENTE: ECOPETROL (2008), Manual de Medición de Hidrocarburos
57
Cinta para Medición a Vacío
Esta tiene el “Cero” de la escalada en el gancho de la 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, debe tener su polo a tierra.
FIGURA N° 25: Cinta para Medición a Vacío FUENTE: ECOPETROL (2008), Manual de Medición de Hidrocarburos
Método a Fondo
Consiste en medir la distancia existente desde la platina de medición en el
fondo del tanque hasta la altura libre del líquido, donde se producirá la marca o
58
corte sobre la cinta de medición obteniéndose así la altura del líquido en forma
directa.
En la medición de crudos livianos puede ser necesario el uso de crema o pasta
indicadora para indicar el sitio exacto de corte por la detección de un cambio de
coloración en la interfase.
FIGURA N° 26: Medición a Fondo con Plomada de Fondo FUENTE: ECOPETROL (2008), Manual de Medición de Hidrocarburos
Método a Vacío
Consiste en medir la distancia vertical existente desde la superficie del líquido
hasta la marca de referencia.
59
La deducción de esta medida de la altura de referencia, dará la altura del líquido
en el tanque, por lo que la medida de volumen se tiene en forma indirecta.
Las medidas a vacío solo son confiables si la altura de referencia es la misma
en todos los casos, es decir, no han sufrido modificación.
FIGURA N° 27: Medición a Vacío con Plomada de Vacío FUENTE: ECOPETROL (2008), Manual de Medición de Hidrocarburos
Medición de Nivel de Producto en Tanques Atmosféricos
Los métodos de medición de tanques estacionarios son: Medición a vacío y
medición a fondo, los procedimientos se describen a continuación:
60
Medición a vacío con cinta de medición a vacío (Outage Gaging)
Consiste en medir la distancia existente desde la superficie del líquido hasta la
marce de referencia. La deducción de esta medida de la altura de referencia,
dará la altura del líquido en el tanque.
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 última, un dato fundamental en la operación
matemática.
FIGURA N° 28: Medición de Producto a Vacío con Plomada de Vacío FUENTE: ECOPETROL (2008), Manual de Medición de Hidrocarburos
El procedimiento que se debe seguir para realizar la medición al vacío es el
siguiente:
61
Localizar el tanque a ser medido, se sugiere leer y tomar el nivel del
producto utilizando telemetría en los tanques que utilizan dicho sistema,
para usar esta información como dato guía. (Registrar dicha información
en la libreta).
Leer y registrar la altura de referencia, tomándola, ya sea directamente
de la tabla de aforo o de la tablilla informativa localizada en la escotilla de
medición del tanque respectivo.
Conectar el polo a tierra de su cinta de medición, descargando las
eventuales corrientes estáticas a la baranda del tanque o a la escotilla de
medición.
Abrir la escotilla de medición, esperando unos pocos segundos para que
los gases contenidos dentro del tanque se dispersen.
Determinar matemáticamente la longitud de la cinta a introducir en el
tanque restándole de la altura de referencia el dato guía y se le resta a
este valor la mitad de la longitud de la plomada cuadrada
(aproximadamente 7 cm).
Bajar la plomada para medición al vacío haciendo contacto con la
boquilla del tanque hasta alcanzar la longitud anteriormente calculada.
Esperar unos segundos hasta que se estabilice la plomada.
Extraer la cinta del tanque y leer el corte del líquido sobre la plomada.
62
Repetir este procedimiento hasta obtener tres medidas consecutivas,
donde la diferencia entre la mayor y la menor no debe sobrepasar los
3mm.
Si dos de las tres medidas son iguales esta se puede reportar como válida,
teniendo en cuenta que la diferencia con respecto a la tercera no sobrepase
1mm.
Si las tres medidas consecutivas son diferentes y su diferencia una con
respecto a la otra es de 1mm la medida a tomar es el promedio de las tres.
En caso que las lecturas arrojen diferencias superiores a tres 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 y
realizar nuevamente la medición.
Por último se procede a calcular la altura del producto en la siguiente
forma:
[3.1]
Medición del Nivel de Agua Libre
De los diferentes métodos de medición de tanques estacionarios se ha
seleccionado el método de medición a fondo como el más indicado para
determina el nivel de agua libre utilizando una Cinta de Medición a fondo.
63
Medición a Fondo con cinta de medición a fondo
Consiste en medir la distancia existente desde el plato de medición en el fondo
del tanque hasta que corte la superficie del líquido en la cinta.
FIGURA N° 29: Medición de Producto a Fondo con Plomada de Fondo
FUENTE: ECOPETROL (2008), Manual de Medición de Hidrocarburos
El procedimiento que se debe seguir para realizar la medición a fondo es el
siguiente:
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.
64
Aplicar pasta para detección de agua sobre la plomada en capas iguales
hasta esconder la superficie sin cubrir la graduación de los números de la
escala.
Hacer la conexión a tierra de la cinta, abrir la escotilla de medición y
bajar la cinta lentamente en el producto hasta que la plomada toque el
fondo del tanque o plato de medición.
Mantenga la cinta firme, el tiempo suficiente para que el líquido produzca
el corte en la cinta.
La plomada debe permanecer en el lugar por lo menos 10 segundos
(para aceites pesados, grasas o de alta viscosidad se requiere una
duración de 1-5 minutos).
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 del
registro, se debe levantar la cinta lentamente y registrar el corte de
líquido 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 3mm.
Si dos de las tres medidas son iguales esta se puede reportar como
válida si la diferencia con respecto a la tercera es de 1mm.
65
Si las tres medidas consecutivas son diferentes y su diferencia una con
respecto a la otra es de 1mm, la medida a tomar es el promedio
aritmético de las tres.
En tanques de crudo con capacidad menor a 1000 Bbls, se acepta el
margen de discrepancia de 5mm.
Medición del Nivel de Producto y Agua
Para realizar la medición manual del volumen de líquido y agua libra
almacenados en tanques se debe tener en cuenta:
El nivel de producto en tanques de almacenamiento atmosféricos, debe
realizarse empleando el método de medición a vacío con una cinta de
medición a vacío ó medición a fondo con cinta de medición a fondo.
El nivel de agua libra almacenada en los tanques de almacenamiento
atmosféricos debe medirse empleando el método de medición a fondo
con cinta de medición a fondo y utilizando pasta indicadora de agua.
Todo equipo es utilizado para medición manual debe estar calibrado y en
buenas condiciones. Los líquidos oscuros como el petróleo y
combustóleos pesados se destacan mejor en una cinta clara o
revestida de cromo, en líquidos claros como querosén, combustibles de
avión, combustibles ligeros, solventes y químicos es mejor una cinta
negra.
66
Antes de tomar medidas de un tanque, todas las válvulas de recibo y
entrega deben estar 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.
Antes de medir un tanque de techo flotante debe drenarse totalmente el
agua que este en el techo para que no afecte la exactitud de la medición
al cambiar el peso total del techo.
No es recomendable realizar la medición en la zona crítica del tanque por
tener incertidumbre alta.
Se debe usar la misma cinta y plomada para la medición inicial y final.
Para la medición manual con cinta se debe tener en cuenta que el tiempo
de reposo mínimo requerido por un tanque que almacena productos
refinados es de 30 minutos, mientras que el tiempo mínimo requerido por
un tanque que almacena crudo es de 60 minutos.
Los productos refinados de color claro deben medirse con una cinta
cubierta con una capa delgada de pasta detectora, para poder establecer
con claridad el corte en la plomada y determinar con exactitud la cantidad
de producto en el tanque.
67
FIGURA N° 30: Lectura del Corte de Agua en una Plomada de Fondo
FUENTE: ECOPETROL (2008), Manual de Medición de Hidrocarburos
La persona que toma medidas en los tanques, está en la obligación de
informar a su supervisor sobre la pérdida de cualquier objeto en el
interior del tanque.
Es recomendable e importante mantener drenados los tanques, de tal
forma, que la cantidad de agua libre siempre sea mínima (máximo 5cm
de agua).
Para drenar un tanque, se debe abrir la válvula de drenaje lentamente
con el fin de evitar la creación de un vórtice o remolino dentro del tanque
que cause que el producto almacenado se mezcle con el agua.
Para el drenaje de un tanque es recomendable utilizar el tubo que ha
sido especialmente instalado para desagüe, en cual en la parte inferior
68
del tanque tiene un codo y niple conectados que llegan a un pozo
recolector de aguas en el fondo, que permite el drenaje casi total del
agua. Si el tanque no tiene este diseño, es conveniente repararlo para su
instalación tal como indican las normas API.
Medición de Temperatura
Para la determinación de la temperatura se pueden usar termómetros
electrónicos digitales (PET), con una incertidumbre baja y/o termómetros de
mercurio con vidrio (con incertidumbre mayor al electrónico).
Por el impacto que esta variable tiene en la cuantificación del volumen se
recomienda usar PET´s, buscando con ello obtener una incertidumbre
combinada en la operación, dentro del rango tolerable.
Capítulo 7: Determinación de Temperatura
El propósito de esta norma es de describir métodos y prácticas que pueden ser
usadas para obtener mediciones precisas de la temperatura del petróleo y
productos petrolíferos en tuberías, tanques de almacenamiento, tanques de
acopio, barcos, barcazas, carro-tanques, probadores de tubería, probadores de
tanque, y medidas de prueba bajo condiciones estáticas y dinámicas usando
dispositivos electrónicos de medición de temperatura o termómetros de vidrio
de mercurio.
69
Este capítulo describe los métodos, equipo y procedimientos para la
determinación de la temperatura del petróleo y productos petrolíferos bajo
condiciones estáticas y dinámicas.
Este capítulo discute los requerimientos generales en medición de temperatura
para transferencia de custodia, control de inventario, y mediciones marinas. El
actual método y equipo seleccionado para la determinación de la temperatura
es dejado al respectivo acuerdo de las partes envueltas. 1ª Edición – Junio
2001 – Número de Producto: H07001.
Termómetros de Vidrio
Para la determinación de la temperatura existen varios tipos de termómetros.
Básicamente se diferencian entre los termómetros de vidrio y los termómetros
electrónicos.
Dependiendo del tipo de termómetro y de la caracterización del producto varia
el tiempo de inmersión que debe tener el termómetro para la correcta
determinación de la temperatura.
70
FIGURA N° 31: Ensambles Típicos de Termómetros de Vidrio de Mercurio FUENTE: EP PETROECUADOR (2008), Manual del Curso de Medición y
Custodia de Hidrocarburos
Estos termómetros aprobados por las normas ASTM son dispositivos muy
utilizados en la industria petrolera, los cuales tienen que cumplir con ciertas
especificaciones como resistencia a la corrosión para poder ser utilizados en
ambientes extremos.
El tiempo de inmersión para la correcta determinación de la temperatura
dependerá del tipo de equipo y el tipo de producto.
71
TABLA N° 2: Tiempo de inmersión en termómetros de vidrio
API @ 60° F
MINUTOS
En Movimiento Estacionario
> 50 5 10
40-49 5 15
30-39 12 25
20-29 20 45
> 29 45 80
Termómetros Electrónicos
Los termómetros electrónicos se han ido incursionando con mayor frecuencia
en la industria petrolera, ya que siempre y cuando estén correctamente
calibrados y supervisados por un técnico o responsable del mismo, mostraran
una lectura de temperatura con una muy alta precisión y confiabilidad.
Aun así, siempre va a ser necesaria de la apreciación humana, que será la
única capaz de detectar alguna falla debida a una mala calibración o cualquier
mal funcionamiento del equipo.
72
FIGURA N° 32: Termómetro Electrónico FUENTE: EP PETROECUADOR (2008), Manual del Curso de Medición y
Custodia de Hidrocarburos
Al igual que con los termómetros de vidrio, el tiempo necesario para determinar
correctamente la temperatura de un fluido dependerá del tiempo de inmersión
del mismo y las condiciones a las cuales se realizara la medición, como
detallamos a continuación:
73
TABLA N° 3: Tiempo de inmersión para termómetros electrónicos
API @ 60° F ESTACIONARIO
< 20 30 Segundos
20 - 40 30 Segundos
> 40 5 Segundos
Medición de Especificaciones de Calidad
El muestreo de producto es el proceso encargado de tomar una muestra o una
determinada cantidad de volumen de determinado producto para determinar
una o varias características del mismo.
Para la toma de muestras, se debe garantizar una muestra representativa y
homogénea, como se determina en el capítulo 8 “Muestreo”.
Para la determinación del API se debe usar la norma ASTM D-1298 por
el método del hidrómetro.
Para la determinación del contenido de agua se debe usar la norma
ASTM D-4377 (Método de Karl Fisher).
Para la determinación de contenido de sedimentos se debe usar la
norma ASTM D-473 (Método de Extracción).
74
Como respaldo y para control de inventarios para transferencia de custodia y/o
fiscalización se puede usar el siguiente método:
ASTM D-4006 Determinación del contenido de agua por destilación.
Sólo para el control de calidad del proceso de deshidratación de crudos, se
pueden utilizar los siguientes métodos:
ASTM D-287 (Termohidrómetro) determinación de la gravedad API.
ASTM D-4007 (Centrífuga) Determinación del contenido de agua y
sedimento.
Capítulo 8: Muestreo
Esta norma cubre los procesos estandarizados para muestreo de petróleo crudo
o sus productos.
Capítulo 8.1: Manual de Muestreo de Petróleo o Productos Petrolíferos
(ANSI/ASTM D 4057)
Este capítulo cubre los procedimientos para obtener muestras representativas
de envíos de productos petrolíferos uniformes, excepto petróleos aislantes
eléctricos fluidos hidráulicos.
También cubre el muestreo de petróleos crudos, productos petrolíferos no
uniformes y envíos. No cubre el muestreo de butano, propano y gases líquidos
75
con una Presión de Vapor Reid mayor a 26. El mayor aporte de la norma es la
sección de muestreo de tubo extendido (extended tuve sampling). 3ª Edición –
Octubre 1995 – Refirmada, Diciembre 2000.
Muestreadores
Existen varios tipos de muestreadores designados específicamente para las
operaciones de tomar muestras del producto para su posterior análisis, los
cuales están debidamente calibrados para dichas operaciones.
Estas operaciones están regidas bajo las siguientes normas para su aplicación
eficiente y confiable.
FIGURA N° 33: Ensamblajes Típicos de Muestreadores de Vaso o Botella FUENTE: EP PETROECUADOR (2008), Manual del Curso de Medición y
Custodia de Hidrocarburos
76
Tipos de Muestras
Para mejor comprensión de los tipos de muestras se las puede clasificar de la
siguiente manera:
Muestra a Todo Nivel (Una Sola Vía)
Cuando el recipiente muestreador se baja tapado a un nivel inferior, se destapa
y a velocidad constante se saca hasta la escotilla de medición (Muestreador con
las ¾ lleno).
Muestra Corrida (Dos Vías)
Cuando el recipiente muestreador se baja SIN tapa hasta un nivel inferior y
luego se saca hasta la escotilla de medición (Muestreador con las ¾ lleno).
Muestra por Niveles: Superior – Mitad – Fondo (Localizada)
Cuando el recipiente se baja tapado y se destapa sólo en el punto de muestra.
La muestra es tomada en el tercio superior del producto (Superior), en la mitad
del producto (Medio) y en el tercio inferior (Baja).
77
Muestra Compuesta (Varios Puntos)
El recipiente se baja tapado y sólo se destapa en el punto. Es utilizada para
muestras por niveles cuando el tamaño de la muestra supera el recipiente
muestreador.
3.2.3.3 Medición Automática de Nivel de Tanques (Telemetría)
Son las medidas realizadas por medio de dispositivos mecánicos y/o
electrónicos que miden y visualizan en forma continua los niveles de líquido;
estos dispositivos son recomendados para control de inventarios para niveles
de precisión de ± 3mm.
La medición automática de nivel de tanques es un método que, siempre y
cuando este bajo la supervisión de un técnico capacitado, arrojaran datos muy
cercanos al valor real, con una gran rapidez y eficiencia.
Normativa
Para la correcta medición automática de nivel de tanques, los procedimientos y
equipos utilizados se deben regir a las siguientes normas API-MPMS.
78
Capítulo 3.3: Medición de Nivel de Hidrocarburos Líquidos en Tanques de
Almacenamiento Presurizados Estacionarios por Medición de Automática
de Tanques
Provee una guía en la instalación, calibración y verificación de medidores
automáticos de tanques (ATGs) utilizados en transferencia de custodia para
medir el nivel de hidrocarburos líquidos teniendo una presión de vapor Reid de
15 psi (103 kilopascales) o más, almacenados en tanques de almacenamiento
presurizados estacionarios.
Este capítulo también provee una guía de los requerimientos para recolección,
transmisión y recepción de datos. 1ª Edición – Junio 1996 – Reafirmada: Marzo
2001.
Capítulo 3.4: Practica Estándar para Medición de Nivel de Hidrocarburos
Líquidos en Contenedores Marinos por Medición Automática de Tanques
Este capítulo provee una guía en la selección, instalación, calibración y
verificación de medidores automáticos de tanques (ATGs) para medir el nivel de
hidrocarburos líquidos teniendo una presión de vapor Reid menor de 15 libras
sobre pulgada cuadrada absolutas (103 kPa) transportados a bordo de
contenedores marinos (tanqueros y barcazas).
Este capítulo también provee una guía para los requerimientos de recolección,
transmisión y recepción de datos. Este capítulo reemplaza todas las secciones
aplicables de la norma API 25-45. 1ª Edición – Abril 1995 – Reafirmada:
Septiembre 2000.
79
Capítulo 3.5: Practica Estándar para Medición de Nivel de Hidrocarburos
Líquidos Livianos a bordo de Contenedores Marinos por Medición
Automática de Tanques
Cubre la práctica estándar para medición de nivel de hidrocarburos líquidos
livianos a bordo de contenedores marinos por medidores automáticos de
tanques (ATGs).
Este capítulo cubre hidrocarburos líquidos livianos presurizados y refrigerados.
Los hidrocarburos líquidos livianos incluyen: gas licuado de petróleo (GLP), gas
natural líquido (GNL), y otros líquidos petroquímicos y otros líquidos
petroquímicos donde los requerimientos de transporte y almacenamiento y los
métodos de medición son similares a los utilizados en la medición de GLP y
GNL.
Este capítulo también cubre los requerimientos para recolección de datos,
transmisión y recepción. 1ª Edición – Marzo 1997 – Reafirmada: Marzo 2003.
Capítulo 3.6: Medición de Hidrocarburos Líquidos por Sistemas de
Medición de Tanques Híbridos
Cubre la práctica estándar para la medición de nivel de hidrocarburos líquidos
livianos a bordo de contenedores marinos por medidores automáticos de
tanques (ATGs).
Este capítulo cubre hidrocarburos líquidos presurizados y refrigerados. Los
hidrocarburos líquidos livianos incluyen Gas Licuado de Petróleo (GLP), Gas
80
Natural Líquido (GNL) y otros líquidos petroquímicos donde los requerimientos
de transporte y almacenamiento y los métodos de medición son similares a
aquellos para medición de GLP y GNL. Este capítulo también cubre los
requerimientos para recolección, transmisión y recepción de datos. 1ª Edición –
Febrero 2001.
Tipos de Medidores
Los medidores automáticos de nivel en tanques pueden ser de varios tipos,
dependiendo de las capacidades necesarias y la complejidad de la medición.
Flotadores – Electrónico.
Desplazador – Servo.
Hibrido con Servo ó Radar.
Radar.
Ultrasónico.
Másico.
81
Medidor de Burbuja (Tipo de Inmersión)
Los sistemas de burbujeo o de purga continua, realizan la medición de nivel
midiendo la presión requerida para que un flujo constante de aire venza la
presión hidrostática de un líquido, al salir el aire lo hace a manera de burbujeo,
de ahí el nombre del medidor y del sistema.
Se basa en el principio de que la presión en el tubo es igual a la presión
hidrostática causada por el nivel, si se mide la presión dentro del tubo se
obtiene la medición de nivel, este método se puede utilizar en recipientes
abiertos o cerrados, la entrada del manómetro se monta por encima del nivel
máximo del recipiente para que los sedimentos no se acumulen en el tubo de
conexión.
Este sistema de medición de tipo burbuja emplea un tubo sumergido en el
líquido y a través de él, se hace burbujear aire mediante un rotámetro con un
regulador de caudal incorporado, la presión del aire en la tubería equivale a la
presión hidrostática ejercida por la columna del líquido, la presión del aire en la
tubería se mide mediante un transmisor de presión que puede calcularse para
distancias de hasta 200 metros.
82
FIGURA N° 34: Esquema de un Medidor de Burbuja Tipo Inmersión
FUENTE: EP PETROECUADOR (2008), Manual del Curso de Medición y Custodia de Hidrocarburos
El sistema puede emplearse también en tanques cerrados con dos juegos
rotámetro-regulador y con las señales de aire conectadas a un transmisor de
presión diferencial.
FIGURA N° 35: Esquema de un Medidor de Burbuja en Tanque Cerrado FUENTE: EP PETROECUADOR (2008), Manual del Curso de Medición y
Custodia de Hidrocarburos
83
Señalemos que no sólo puede utilizarse aire, sino también otros tipos de gases
e incluso líquido como fluido de purga y que el tubo debe tener una longitud
adecuada para evitar que las variaciones bruscas del nivel introduzcan en su
interior una cierta columna de líquido que retarde el paso del aire y falsee
momentáneamente la lectura.
El método de burbujeo es simple y da buen resultado, en particular, en el caso
de líquidos muy corrosivos o con sólidos en suspensión y en emulsiones. No se
recomienda su uso cuando el fluido de purga perjudica al líquido y para fluidos
altamente viscosos donde las burbujas formadas del aire o del gas de purga
presentan riesgo de no separarse rápidamente del tubo.
Desde el punto de vista de mantenimiento, es muy útil situar una T con un tapón
en la parte superior del tubo para su limpieza periódica.
Medidor de Nivel Tipo Flotador
Este tipo de medidor fue incursionado a la industria petrolera en 1930, fue uno
de los primeros métodos de medición en utilizarse con éxito, utilizado como
referencia para la medición manual con cinta. Es el modelo más antiguo y el
más utilizado en tanques de gran capacidad tales como los de petróleo y
gasolina. Este método de medición utiliza un cuerpo hueco (flotador) el cual
flota sobre la superficie del líquido variando su posición de acuerdo a los
cambios de nivel, el flotador actúa sobre un indicador por medio de palancas,
cables, cintas, etc.; conectado al exterior del tanque indicando directamente el
nivel sobre una escala graduada. Su rango está limitado por la dimensión de
brazo de las palancas.
84
Esta conexión puede ser mecánica o magnética. En el caso de la conexión
mecánica, el flotador está unido a un cable, que desliza por un juego de poleas
a un índice exterior que señala sobre una escala graduada. Se suele usar en
tanques de gran capacidad.
Son adecuados en la medida de niveles en tanques abiertos y cerrados a
presión o al vacío, y son independientes del peso específico del líquido. Una de
sus ventajas es que no requiere energía eléctrica. Aun así, entre sus
desventajas se encuentra que tiene una baja precisión (0.5%), y las partes
móviles están expuestas al líquido y pueden romperse, además el flotador debe
mantenerse limpio.
Al medir con flotador, la medición se puede alterar por la presencia de olas, por
lo que se utiliza un tubo tranquilizador.
El instrumento puede utilizarse también en la medida de interfase entre dos
líquidos inmiscibles de distinta densidad (agua y aceite). En este caso el
flotador es de pequeño diámetro y de gran longitud y está totalmente
sumergido. El peso del volumen desplazado por el flotador, es decir, el empuje,
se compone entonces de dos partes, del líquido más denso en la parte inferior y
del menos denso en la parte superior, con una línea de separación (interfase)
de la que depende la medida.
El cuerpo del medidor puede estar montado directamente en el tanque (montaje
interno) o en tubo vertical al lado del tanque (montaje exterior).
El movimiento del brazo puede transmitirse por medio de un eslabón a un
transmisor neumático o electrónico de equilibrio de fuerzas, o digital.
85
Hay que señalar que en estos instrumentos, el flotador puede tener formas muy
variadas y estar formado por materiales muy diversos según el tipo de fluido.
FIGURA N° 36: Medición de Nivel con Flotador
FUENTE: EP PETROECUADOR (2008), Manual del Curso de Medición y Custodia de Hidrocarburos
Por otro lado, el flotador puede agarrotarse en el tubo guía por un eventual
depósito de los sólidos o cristales que el líquido pueda contener y además los
tubos guía muy largos pueden dañarse ante olas bruscas en la superficie del
líquido o ante la caída violenta del líquido en el tanque.
86
FIGURA N° 37: Esquema de un Medidor de Nivel Tipo Flotador FUENTE: EP PETROECUADOR (2008), Manual del Curso de Medición y
Custodia de Hidrocarburos
Medidor de Nivel Tipo Desplazador (Servo)
Utilizado para el control de inventarios y como respaldo para la medición
manual de nivel de productos con cinta, para transferencia de custodia y
fiscalización.
87
FIGURA N° 38: Medición de Nivel con Desplazador (SERVO)
FUENTE: ECOPETROL (2008), Manual de Medición de Hidrocarburos
Se basa en un transmisor de fuerza que mide continuamente la tensión de un
cable del cual está suspendido un flotador. El cable está enrollado en un carrete
instalado en la parte superior del tanque, el cual va acoplado a un servomotor y
al transductor de fuerza. El servomotor se encarga de enrollar y desenrollar el
carrete. Cuando el desplazador toca la superficie del fluido, se sensa el cambio
de tensión y se detiene el movimiento del desplazador. Normalmente sirve para
profundidades de 0 a 25m, y tiene una exactitud del 0.5%. Entre sus
características principales se tienen las siguientes:
Este instrumento tienen versiones capaces de detectar distintas
interfases.
88
Su principal aplicación es la medición de nivel con propósitos de
inventario y fiscalización de productos.
Mediante posición de referencia superior queda automáticamente
calibrada sin abrir el instrumento.
Test remoto de verificación de calibración y repetibilidad, display, LCD
con indicación local.
Se puede utilizar en tanques elevados, subterráneos y presurizados.
FIGURA N° 39: Medidor de Nivel Tipo Desplazamiento con Servomotor FUENTE: ECOPETROL (2008), Manual de Medición de Hidrocarburos
89
Medidor de Nivel Tipo Radar
El sistema de radar de microondas emplea la propagación de una onda
electromagnética que no es influida por la temperatura ni por las variaciones de
densidad que puedan existir sobre el líquido. De este modo, la espuma, que es
transparente a la señal del radar, no es un problema, como en el medidor
ultrasónico. Un oscilador de estado sólido genera una frecuencia de barrido de
10 a 11 GHz y enfoca la señal sobre el líquido por medio de una antena. La
diferencia de señales de transmisión y de retorno es proporcional al tiempo
empleado por las mismas.
Estos pulsos cortos de energía electromagnética transmitidos a través de la
antena contra la superficie de líquido a medir, mismos que son reflejados en
forma de eco, reflejan un tiempo de tránsito de la señal de radar, la cual es
medida con gran exactitud usando las técnicas de procesamiento de eco, y el
nivel del líquido es expresado en milímetros.
Este método es utilizado para el control de inventarios y como respaldo para la
medición manual de nivel de productos con cinta para transferencia de custodia
y fiscalización.
Dependiendo de la aplicación del sistema de medición, la antena presentara
variaciones en su tipo de fabricación y conexión, pero básicamente se
clasificaran de la siguiente manera:
Espacio Libre (Tanque de Techo Fijo).
Tubo de Aquietamiento (Tanque de Techo Flotante o Fijo).
90
Alta Presión (Esferas o Balas).
FIGURA N° 40: Tipos de Antenas de Medidores de Nivel Tipo Radar FUENTE: ECOPETROL (2008), Manual de Medición de Hidrocarburos
Del mismo modo pueden existir antenas de bocina, en tubos de acero,
parabólicas, y unidades complementarias del sistema, como unidades de
comunicación de campo, unidades independientes de adquisición de datos,
sensores de temperatura, sensores de agua de fondo, sensores de presión,
entre otros.
FIGURA N° 41: Dispositivos e Interconexión del Sistema de Medición Tipo Radar
FUENTE: ECOPETROL (2008), Manual de Medición de Hidrocarburos
91
Normalmente pueden existir problemas al instalar dispositivos cerca de las
paredes de los tanques, ya que la señal puede presentar desviaciones que
afectaran el tiempo de transmisión de la señal.
Aun así, medidores que emiten microondas con polarización circular pueden ser
instalados cerca de la pared del tanque.
FIGURA N° 42: Medición cerca de la Pared del Tanque FUENTE: ECOPETROL (2008), Manual de Medición de Hidrocarburos
El método FHAST filtra los límites de la región alrededor de la superficie del
líquido a analizar, resultando en un procesamiento de la señal mucho más
eficiente.
92
FIGURA N° 43: Método FHAST de Medición Tipo Radar FUENTE: ECOPETROL (2008), Manual de Medición de Hidrocarburos
Hasta 6 elementos de temperatura (medidores, registradores, termómetros)
pueden ser conectados directamente al medidor de radar.
Cuando el número de elementos de temperatura esta sobre 6, son conectados
mediante una unidad de adquisición de datos. Pueden ser conectados un
máximo de 14 elementos.
FIGURA N° 44: Diferentes Conexiones de Sistemas de Medición Ultrasónica FUENTE: ECOPETROL (2008), Manual de Medición de Hidrocarburos
93
De igual manera, el sistema de medición por rayos gamma consiste en un
emisor de rayos gamma montado verticalmente en un lado del tanque y con un
contador Geiger que transforma la radiación gamma recibida en una señal
eléctrica de corriente continua. Como la transmisión de los rayos es
inversamente proporcional a la masa del líquido del tanque, la radiación
captada por el receptor es inversamente proporcional al nivel de líquido ya que
el material absorbe parte de la energía emitida.
Los rayos emitidos por la fuente son similares a los rayos X, pero de longitud de
onda más corta. La fuente radiactiva pierde igualmente su radiactividad en
función exponencial del tiempo. La vida media (es decir, el tiempo necesario
para que el emisor pierda la mitad de su actividad) varía según la fuente
empleada. En el cobalto 60 es de 5.5 años y en el cesio 137 es de 33 años y en
el americio 241 es de 458 años.
Las paredes del tanque absorben parte de la radiación y al detector llega sólo
un pequeño porcentaje.
Los detectores son, en general, tubos Geiger o detectores de cámara iónica y
utilizan amplificadores de corriente continua o corriente alterna. El instrumento
dispone de compensación de temperatura, de linealización de la señal de
salida, y de reajuste de la pérdida de actividad de la fuente de radiación,
extremo este último a tener en cuenta para conservar la misma precisión de la
puesta en marcha. Como desventajas en su aplicación figuran el blindaje de la
fuente y el cumplimiento de las leyes sobre protección de radiación.
94
FIGURA N° 45: Medidor de Nivel Radiactivo FUENTE: CREUS, A. (1997), Instrumentación Industrial
La precisión en la medida es de ± 0.5 a ± 2%, y el instrumento puede emplearse
para todo tipo de líquidos ya que no está en contacto con el proceso. Su lectura
viene fluida por el aire o por los gases disueltos en el líquido.
El sistema se emplea caso de medida de nivel en tanques de acceso difícil o
peligroso.
Es ventajoso cuando existen presiones elevadas en el interior del tanque que
impiden el empleo de otros sistemas de medición.
Hay que señalar que el sistema es caro y que la instalación no debe ofrecer
peligro alguno de contaminación radiactiva siendo necesario señalar
debidamente las áreas donde están instalados los instrumentos y realizar
inspecciones periódicas de seguridad.
95
Medidor de Tipo Hibrido (Con Servo o Radar y Medidor de Presión)
Utilizado para el control de inventarios (Servo) y para el control de densidad del
producto (Hidrostático).
Estos dispositivos en la práctica son combinados de la siguiente forma:
El Servo es utilizado para determinar el nivel de los líquidos dentro del tanque y
a partir del transmisor indicador de presión se deduce la densidad del fluido
contenido en el tanque.
FIGURA N° 46: Esquema de un Medidor Hibrido FUENTE: ECOPETROL (2008), Manual de Medición de Hidrocarburos
96
Medidores de Nivel Tipo Ultrasónico
El sistema ultrasónico de medición de nivel se basa en la emisión de un impulso
ultrasónico a una superficie reflectante y a la recepción del eco del mismo en un
receptor. El retardo en la captación del eco depende del nivel del tanque.
Los sensores trabajan a una frecuencia de unos 20 kHz. Estas ondas
atraviesan un cierto amortiguamiento o reflexión al medio ambiente de gases o
vapores y se reflejan en la superficie del sólido o del líquido.
A continuación puede observarse varias disposiciones de montaje de los
detectores que se utilizan en los casos de alarmas o de indicación continua de
nivel.
FIGURA N° 47: Tipos de Montaje de los Transductores Ultrasónicos de Nivel FUENTE: CREUS, A. (1997), Instrumentación Industrial
97
En las aplicaciones de alarma de nivel los sensores vibran a una frecuencia de
resonancia determinada, que se amortigua cuando el líquido los moja.
En el segundo caso de indicación continua de nivel, la fuente ultrasónica genera
impulsos que son detectados por el receptor una vez ha transcurrido el tiempo
correspondiente de ida y vuelta de la onda a la superficie del solido o del
líquido.
A continuación puede verse el diagrama de bloques de un sistema de medida
de ultrasonidos.
FIGURA N° 48: Diagrama de Bloques de un Transductor FUENTE: CREUS, A. (1997), Instrumentación Industrial
El sensor emisor dispone de un oscilador excitador para enviar un impulso
ultrasónico a la superficie del fluido y el sensor receptor recibe la señal reflejada
enviando una señal función del tiempo transcurrido, y por lo tanto de nivel, a un
oscilógrafo o a un indicador.
La precisión de estos instrumentos es de ± 1 a 3%. Son adecuados para todos
los tipos de tanques y de líquidos o fangos pudiendo construirse a prueba de
explosión. Presentan el inconveniente de ser sensibles a la densidad de los
fluidos y de dar señales erróneas cuando la superficie del nivel de líquido no es
98
nítida como es el caso de un líquido que forme espuma, ya que se producen
falsos ecos de ultrasonidos.
La utilización del ordenador permite, a través de un programa, almacenar el
perfil ultrasónico de nivel, y así tener en cuenta las características particulares
de la superficie del líquido, tal como la espuma, con lo cual se mejora la
precisión de la medida. Por otro lado, el ordenador facilita la conversión del
nivel a volumen del tanque para usos de inventario, y además proporciona
características de autocomprobación (self-checking) del instrumento.
Normalmente utilizado para el control de inventarios y como respaldo a la
medición manual de nivel de producto con cinta para transferencia de custodia y
fiscalización.
FIGURA N° 49: Medición con Dispositivo Ultrasónico FUENTE: ECOPETROL (2008), Manual de Medición de Hidrocarburos
99
Medición de Nivel con Elementos Magnetostrictivos
Utilizados para el control de inventarios y como respaldo de la medición manual
de nivel de producto y agua libra para transferencia de custodia y fiscalización
de Hidrocarburos.
FIGURA N° 50: Medición de Nivel con Elementos Magnetostrictivos
FUENTE: ECOPETROL (2008), Manual de Medición de Hidrocarburos
La sonda magnetostrictiva de nivel es un dispositivo que registra los niveles de
interfase que contienen un tanque de almacenamiento de hidrocarburo, esta
sonda tiene unos puntos de aforo que están definidos en un programa.
En la medición con telemetría es importante tener en cuenta los siguientes
aspectos:
Se debe realizar verificaciones mensuales de los niveles reportados por
telemetría y los reportados por la medición manual con cinta.
Es una buena práctica que cada vez que se realice la medición manual
del tanque se registre en una planilla los datos de la medida con cinta, la
100
señal de telemetría y fecha efectuada, con el fin de determinar las
diferencias en todos los niveles.
Esta planilla de registro será una herramienta muy importante para que el
técnico o ingeniero realice los correspondientes ajustes y calibraciones.
3.2.3.4 Liquidación de Tanques
Se utiliza para determinar los volúmenes reales que tiene un tanque, tomando
las mediciones manuales de nivel de producto, nivel de agua libre, temperatura
y muestra del producto la cual permite determinar la Gravedad API y el
porcentaje de Agua y Sedimento (%BSW), procediendo con esta información a
obtener el Volumen Neto. Para la liquidación de tanques se utilizan las
siguientes normas API – MPMS.
Capítulo 12: Cálculo de Cantidades de Petróleo
Describe los procedimientos estándar para el cálculo de volumen estándar neto,
incluyendo la aplicación de corrección de factores y la importancia de cifras
significativas. El propósito de estandarizar el proceso de cálculo es el de lograr
el mismo resultado sin tener en cuenta la persona o computadora que realice el
cálculo.
101
Capítulo 12.1: Sección 1 – Cálculo de Cantidades de Petróleo Estáticas –
Parte 1 – Tanques Cilíndricos Verticales y Contenedores Marinos
Este capítulo está destinado a guiar al usuario a través de los pasos necesarios
para calcular cantidades estáticas líquidas, a condiciones atmosféricas, en
tanques cilíndricos verticales y contenedores marinos. La norma define términos
empleados en el cálculo de cantidades estáticas de petróleo. La norma también
especifica ecuaciones que permiten calcular los valores de ciertos factores de
corrección.
Para este proceso es fundamental entender que para que ambas partes sean
capaces de conciliar volúmenes, deben empezar con la misma información
básica (tablas de capacidad de tanques, niveles, temperaturas y así
sucesivamente) independientemente de si la información es reunida
automáticamente o manualmente. Esta norma no se dirige al cálculo de
adherencias, materiales no – líquidos, pequeñas cantidades (tales como
cantidades a bordo, cantidades residuales a bordo, y cantidades restantes,
donde el material no está tocando todos los mamparos en contenedores
marinos), y cálculos de espacios de vapor. 2ª Edición – Noviembre 2001 –
Número de Producto: H12112.
Capítulo 12.1: Sección 1 – Cálculo de Cantidades de Petróleo Estáticas –
Parte 2 – Procedimientos de Cálculo para Carro Tanques
Describe el método estandarizado para el cálculo de cantidades de carga
futuras y cantidades de carga actuales de líquidos en carro tanques. También
se explican los factores requeridos para los cálculos. Esta información es
102
aplicable para todos los petróleos crudos, productos petrolíferos y productos
petroquímicos (incluido GLP y otros gases licuados) transportados por vagones
tanque. No cubre productos cargados o medidos como sólidos.
Define los términos requeridos para entender los cálculos, y provee
instrucciones para su uso: incluye 13 ejemplos de aplicación en el Apéndice E.
1ª Edición – Mayo 2003.
Proceso para Determinar el Volumen Neto a Condiciones Estándar
El procedimiento es el siguiente, y se encuentra detallado en el capítulo 12.1 de
la norma API MPMS:
1. Obtenga la medida estática del volumen de crudo y agua libre.
2. Realice la lectura de la Temperatura.
3. Obtenga el volumen Total de Crudo (TOV) con la tabla de aforo.
4. Obtenga el volumen de agua libre de la tabla de aforo (FW).
5. Obtenga los factores de corrección por temperatura de la lámina (CTSh),
luego el factor de corrección por efecto de la temperatura (CTL) y el
Factor de corrección por efecto del techo FRA (en el caso de techo
flotante).
103
a. Para el cálculo del CTSh se puede obtener directamente a través de
la tabla B-1 Apéndice B de la Norma API Cap. 12 Sección 1 Parte 1 o
por la fórmula:
[3.2]
Donde:
TS [3.3]
TL = Temperatura del líquido
∆TS [3.4]
CTSh se debe redondear a 5 cifras decimales.
b. El factor de corrección CTL se puede obtener por formula, con la
siguiente ecuación:
[3.5]
Para crudo: [3.6]
Para Jet 1A: [3.7]
Para ACPM:
[3.8]
104
Para Gasolina:
[3.9]
c. La corrección por techo se hace de la siguiente forma:
Disponer del API a 60°F y la Temperatura del tanque en °F.
Obtener de la tabla 5A el API Observado.
Calcular el ajuste de la siguiente manera:
[3.10]
Donde:
Bbl/°API = constante de corrección por unidad de volumen
suministrada en la tabla de aforo del tanque.
6. Obtenga la calidad del crudo con la muestra analizada en el laboratorio.
7. Liquide el tanque para hallar:
[3.11]
8. Halle el Volumen Bruto Observado [3.12]
9. Halle el Volumen Bruto Estándar [3.13]
105
10. Halle el factor de corrección por agua y sedimento
[3.14]
11. Halle finalmente el Volumen Estándar Neto
[3.15]
FIGURA N° 51: Diagrama de Proceso de Liquidación de Tanque FUENTE: ECOPETROL (2008), Manual de Medición de Hidrocarburos
106
3.2.3.5 Verificaciones Mensuales
Durante los procesos operativos mensuales, se debe comparar las mediciones
por telemetría y las hechas con cinta en el tanque destinado para control de
inventarios en cada uno de los niveles alto, medio y bajo donde aplique de
acuerdo con las condiciones operacionales (el tanque haya registrado
movimientos volumétricos en todos sus niveles) de la siguiente forma:
En cada nivel se deben tomar cinco medidas que se mantengan dentro
de una diferencia máxima de 3 milímetros.
El promedio total ajustable se obtiene del promedio de la diferencia de
los niveles alto, medio y bajo del tanque al cabo de un año de
seguimiento (12 verificaciones evaluadas estadísticamente).
Si se observa que no hay variaciones significativas se sugiere manejar
cuatro verificaciones al año.
3.2.3.6 Medición de Nivel de Producto en Tanques Presurizados
La medición estática en tanques presurizados es un proceso que requiere una
serie de condiciones mínimas para que la incertidumbre sea la menor posible.
Las actividades incluidas en el proceso se detallan a continuación:
El fluido contenido en el tanque, debe encontrarse en condiciones de
quietud y/o reposo total (Estático).
107
El Rotogauge o barra deslizante debe encontrase en buen estado y
contar con certificado de calibración.
Los tanques de almacenamiento deben encontrarse en buen estado y
contar con tablas de aforo vigentes.
Para la determinación de la temperatura se debe utilizar un termómetro
de carátula y/o RTD tanto en la fase líquida como en la fase vapor.
Para las especificaciones de calidad del producto hidrocarburo se debe
tomar una muestra representativa y homogénea del hidrocarburo
contenido en los tanques de almacenamiento, utilizando un termo-
densímetro a presión.
FIGURA N° 52: Termo-Densímetro a Presión FUENTE: EP PETROECUADOR (2008), Manual del Curso de Medición y
Custodia de Hidrocarburos
108
Para la determinación del contenido volumétrico de hidrocarburo se debe
seguir el procedimiento de liquidación de medición estática detallado en
el capítulo 14 sección 8 de la norma API-MPMS.
Capítulo 14: Medición de Fluidos de Gas Natural
Este capítulo estandariza prácticas para medición, muestreo y pruebas de
fluidos de gas natural.
Capítulo 14.8: Medición de Gas Licuado de Petróleo (GLP)
Describe sistemas de medición estáticos y dinámicos usados para medir Gas
Licuado de Petróleo en un rango de densidad entre 0.30 y 0.70 gr/cm3.
Esta versión revisa la versión de la norma de Febrero de 1983 para incorporar
la versión actual (1992) del capítulo 14.3 ecuación del coeficiente de descarga
del medidor orificio y revisa y simplifica los cálculos de caudal másico de las
muestras. 2ª Edición – Julio 1997 – Reafirmada: Marzo 2002.
Debido a la presión interna de los tanques y sus productos almacenados, los
tanques presurizados tienen un alto grado de condiciones de seguridad en su
medición.
Los aspectos más relevantes en este tipo de medición son:
109
Localización de la Instrumentación
La instrumentación dentro de un tanque de almacenamiento a presión (GLP) se
dispone de la siguiente manera:
FIGURA N° 53: Localización de la Instrumentación
FUENTE: EP PETROECUADOR (2008), Manual del Curso de Medición y Custodia de Hidrocarburos
Tecnologías de Medición
Para control de inventarios y/o transferencia de custodia las tecnologías
recomendadas son:
Rotogauge.
Barra Deslizante.
110
Para el control operativo:
Magnetel.
Magnetrón.
FIGURA N° 54: Tecnologías de Medición de Tanques Presurizados FUENTE: EP PETROECUADOR (2008), Manual del Curso de Medición y
Custodia de Hidrocarburos
Aspectos a tener en cuenta en Medición en Tanques Presurizados
Entre los aspectos que tienen relación a la medición en tanques presurizados,
se encuentran en orden de importancia los siguientes:
111
Error en la medición con Rotogauge
El Rotogauge indica porcentajes de capacidad en galones de agua, pero por lo
general ésta capacidad es la suministrada por el fabricante, pero un aforo real
del tanque dará una ligera variación de ese volumen.
La distancia del tubo curvado hasta el fondo del tanque es del orden de ½ a 2
pulgadas en el momento de la instalación, de manera que un alargamiento u
acortamiento de esa distancia se reflejará en una diferencia en la medición que
se haga, la que puede ser mayor o menor según que el nivel este por encima o
por debajo del 50% de llenado.
El tubo curvado puede sufrir deflexiones físicas, la que se incrementará en
tanques de diámetros grandes.
Hay mucha susceptibilidad de cometer errores de paralaje en la medición.
Medición en Cisternas (Control de la cantidad despachada a granel)
Para la medición de volúmenes despachados (Transferencia de Custodia) en
cisternas las mejores prácticas apuntan a realizarlos con medición dinámica y/o
medición estática por peso (Báscula Camionera), debido a que la medición
estática con Rotogauge obvia la corrección por temperatura y presión del
tanque cisterna.
112
Medición de Temperatura
La temperatura en los tanques se mide con un termómetro de carátula y/o un
transmisor de temperatura, instalados en el fondo y la cima del tanque.
Medición de la Presión
La presión se mide con un manómetro y/o transmisor de presión, instalado en la
cima del tanque.
Procedimiento de liquidación de tanques presurizados
Disponer de la capacidad total del tanque en galones y/o barriles (100%),
medir el nivel de líquido, la temperatura (°F) tanto en la fase líquida como
de la fase de vapor y la presión (psi) de la fase vapor.
Determinar el volumen observado de la fase líquida.
[3.16]
Determinar la gravedad específica y corregir a 60°F con la norma ASTM
Tabla 23-LPG.
113
Se determina el factor de corrección de volumen de la tabla ASTM Tabla
24-LPG, tomando como valores de entrada la gravedad específica a
60°F y la temperatura del líquido en el tanque.
Obtener volumen a 60°F.
[3.17]
El volumen de la fase de vapor se determina por la diferencia entre el
volumen total (100%) menos el volumen de líquido natural.
[3.18]
De la tabla ASTM 23-LPG se obtiene el factor de conversión de volumen
gaseoso a volumen líquido a la presión y gravedad específica
encontrada.
[3.19]
Obtener el volumen a 60°F equivalente a líquido. Use nuevamente la
Tabla ASTM 24-LPG para corregir a la temperatura del vapor en el
tanque convertido a líquido.
[3.20]
114
3.2.3.7 Registros
En los puntos de transferencia de custodia y fiscalización se debe tener registro
de:
Verificación del estado de las cintas de fondo y de vacío.
Tablas de Aforo en los Tanques.
Verificación de comparación de medida manual vs. Medida automática
de nivel en tanques.
Medidas tomadas del nivel de producto y agua libre.
Liquidación del volumen a NSV.
3.3 MEDICIÓN DINÁMICA
La medición dinámica de hidrocarburos se refiere a la medición que se realiza
para determinar el volumen restante y/o transferido con propósitos de cambio
de custodia o simple inventario mientras los fluidos a ser medidos están en un
estado dinámico o en movimiento, lo cual es una operación mucho más difícil,
ya que se tiene que realizar de forma rápida y eficiente, sin lugar a repeticiones
de las medidas en caso de detectarse una falla en los equipos.
115
En si la medición dinámica de hidrocarburos es un método para medir volumen
bruto de líquido (GSV) utilizando equipos de medición con movimiento
alternativo, rotatorio y/o turbina, entre otros, por medio de la medición del
caudal que pasa por determinado punto en la transferencia de custodia.
El flujo (Q) se puede definir como un volumen del fluido que pasa un punto dado
por una unidad de tiempo (t) en un tubo. De esta manera, el caudal puede ser
expresado de la siguiente manera:
[3.21]
Donde:
A = área de la sección del tubo.
V = velocidad promedio del fluido.
De igual manera que el flujo volumétrico (M) existe el flujo másico, en el cual en
lugar de utilizar unidades volumétricas se utilizan unidades másicas, dada la
incertidumbre volumétrica producida por el hecho de que la temperatura afecta
al volumen de un elemento, mismo que se dilata o reduce su tamaño, y en el
caso de líquidos su volumen. Esta es la razón por la que en medición dinámica
de hidrocarburos se prefiere una medición en función del caudal másico, dado
que la masa no es afectada ni por la temperatura ni por la presión que se
encuentre en el sistema. El flujo másico puede ser definido entonces como:
[3.22]
[3.23]
116
Típicamente, las medidas se confían de fórmulas empíricas y en resultados de
prueba, por lo tanto, la aplicación de cualquier medidor 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.
3.3.1 NORMATIVA
La normativa aplicada (API-MPMS) en función de la cual la medición dinámica
de hidrocarburos se basa es la siguiente:
3.3.1.1 Capítulo 5: Medida
Cubre la medición dinámica de hidrocarburos líquidos, por medio de medidores
y accesorios.
3.3.1.2 Capítulo 5.1: Consideración General para Medición por
Medidores
Este capítulo es una introducción general al capítulo 5, “Medida”. 3ª Edición –
Septiembre 1995 – Reafirmada, Marzo 2002.
117
3.3.1.3 Capítulo 5.2: Medición de Hidrocarburos Líquidos por
Medidores de Desplazamiento
Este capítulo describe los métodos de obtención de mediciones precisas y la
vida máxima de servicio cuando los medidores de desplazamiento son usados
para medir hidrocarburos líquidos. 2ª Edición – Noviembre 1987 – Refirmada,
Marzo 2002.
3.3.1.4 Capítulo 5.3: Medición de Hidrocarburos Líquidos por Medio
de Medidores de Turbina
Define el criterio de aplicación para medidores de turbina y discute las
consideraciones apropiadas de acuerdo a los líquidos a ser medidos. Discuta la
instalación de un sistema de medición de turbina, y el rendimiento, operación y
mantenimiento medidores de turbina en servicio de hidrocarburos líquidos.
Incluye “Selección de Medidor y Equipos Accesorios” e información sobre la
localización recomendada para conexiones de probadores. 4ª Edición –
Septiembre 2000.
3.3.1.5 Capítulo 5.4: Equipos Accesorios para Medidores Líquidos
Describe las características de los equipos accesorios usados con medidores
de desplazamiento y turbina en servicio de hidrocarburos líquidos. Incluye una
guía en el uso de computadoras de flujo electrónico. 3ª Edición – Septiembre
1995 – Refirmada, Marzo 2002.
118
3.3.1.6 Capítulo 5.5: Fidelidad y Seguridad de Sistemas de
Transmisión Pulso-Dato de Medición de Flujo
Este capítulo provee una guía para la selección, operación y mantenimiento de
sistemas de transmisión cableados pulso-dato para sistemas de medición de
fluidos para proveer el nivel deseado de fidelidad y seguridad de los datos
transmitidos. 1ª Edición – Junio 1982 – Refirmada: Marzo 2002.
3.3.1.7 Medición de Hidrocarburos Líquidos por medio de Medidor de
Coriolis (Reemplaza los Proyectos de Normas Medición de Fluidos de
Hidrocarburos Monofásicos, Bifásicos y Trifásicos por Medio de
Medidores de Coriolis y Medición de Crudo por Medidores de Coriolis).
(ANSI/API MPMS 5.6-2002)
La norma ANSI/API MPMS 5.6 describe métodos para alcanzar niveles de
transferencia de custodia de precisión cuando un medidor de coriolis es usado
para medir hidrocarburos líquidos.
Los temas cubiertos incluyen: Normas API aplicables usadas en la operación de
medidores de coriolis, prueba y verificación usando métodos másicos y
volumétricos básicos, instalación, operación y mantenimiento. Los
procedimientos de cálculo másicos y volumétricos básicos para determinación
de prueba y cantidad son incluidos en el apéndice E. 1ª Edición – Octubre 2002
119
3.3.1.8 Capítulo 5.7: Protocolo de Prueba para Dispositivos de
Medición de Flujo de Presión Diferencial
Define los protocolos de prueba y reporte para dispositivos de medición de flujo
basado en la detección de una presión diferencial que es creada por el
dispositivo en una corriente fluida. Estos protocolos son diseñados para
suministrar a la industria con una descripción comparable de las capacidades
de estos dispositivos para la medición de fluidos monofásicos cuando son
usados bajo condiciones operacionales similares. 1ª Edición – Febrero 2003.
3.3.1.9 Capítulo 5.8: Medición de Hidrocarburos Líquidos por Medio
de Medidores de Flujo Ultrasónicos usando Tecnología de Tiempo de
Transito
Este proyecto de norma describe métodos para obtener mediciones de nivel de
transferencia de custodia con medidores de flujo ultrasónicos (UFMs) usados
para medir hidrocarburos líquidos. Este documento incluye criterios de
aplicación para UFM e incluye consideraciones con respecto a los líquidos a ser
medidos. Este documento también dirige la instalación, operación, prueba y
mantenimiento de UFMs en servicio de hidrocarburos líquidos. 1ª Edición –
Octubre 2002.
120
3.3.1.10 Tipos de Medidores según la Normativa
Según la normativa correspondiente (API-MPMS y AGA) los tipos de medidores
se pueden clasificar en medidores para líquidos y medidores para gas, como se
demuestra a continuación:
Medidores para Líquidos
Los medidores para líquidos se manejan de la siguiente manera:
Desplazamiento Positivo (API-MPMS 5.2).
Turbina (API-MPMS 5.3).
Coriolis (API-MPMS 5.6).
Ultrasónico – Tiempos de Transito (API-MPMS 5.8).
Medidores para Gas
Los medidores para Gas se clasifican de la siguiente manera:
Platina de Orificio (AGA Report #3).
Turbina (AGA Report #7).
121
Ultrasónico – Tiempos de Tránsito (AGA Report #9).
Coriolis (AGA Report#11).
Desplazamiento Tipo Diafragma (ANSI B – 109.1/.2).
Desplazamiento Tipo Rotámetro (ANSI B – 109.3).
FIGURA N° 55: Esquema de un Medidor de Placa Orificio FUENTE: SAPIENS, Placa Orificio
3.3.2 MEDICIÓN DINÁMICA – CLASIFICACIÓN DE MÉTODOS DE
MEDICIÓN
Generalmente, los tipos de medidores y los tipos de medición dinámica se
clasifican de la siguiente manera:
122
FIGURA N° 56: Clasificación de Métodos de Medición FUENTE: EP PETROECUADOR (2008), Manual del Curso de Medición y
Custodia de Hidrocarburos
En el gráfico anterior se destacan los instrumentos y/o métodos de medición
más utilizados, mismos aprobados por la norma API. De igual manera, los
medidores se pueden clasificar de la siguiente manera:
123
3.3.2.1 Medidores de Flujo con Partes Móviles Húmedas (el
Desplazamiento tal como Positivo, la Turbina y Área variable)
Ellos utilizan alta tolerancia mecánica de las partes móviles de las que el
desempeño del medidor depende. Estas partes son susceptibles por uso
mecánico, y por ello se aplican solo para fluidos limpios.
3.3.2.2 Medidores de Flujo sin parte Móviles Húmedas (tal como el
Vórtice, la Presión Diferencial, el del Objetivo o “Target”, y el Térmico)
Su carencia de partes móviles da una ventaja; sin embargo, con mucho tiempo
de uso, la tubería tiende a taparse y los fluidos excesivamente sucios pueden
causar problemas.
3.3.2.3 Medidores de Flujo sin Obstrucciones
Tal como Coriolis, magnético y ultrasónico. Estos medidores permiten que el
fluido pase libremente y así mantenga su desempeño cuando manejan fluidos
sucios o abrasivos.
124
3.3.2.4 Medidores de Flujo con Sensores Montados Externamente
Tal como el ultrasónico con abrazadera y los medidores de flujo de vertedero.
Ellos no ofrecen obstrucción al fluido y no tienen partes húmedas. Sin embargo,
ellos no pueden ser utilizados en todas las aplicaciones a sus limitaciones.
3.3.3 MEDICIÓN DINÁMICA – TIPOS
La medición dinámica de fluidos se puede caracterizar de la siguiente manera:
3.3.3.1 Medición Volumétrica
Estos miden el volumen directamente, pero incurren en el error de que los
volúmenes son susceptibles a variaciones en función de la temperatura,
presión, por lo tanto siempre hay que mantener disponibles los factores de
corrección a volúmenes estándar. Medidores como del de desplazamiento
positivo son medidores volumétricos.
3.3.3.2 Medición de Velocidad
Estos medidores determinan la velocidad de los fluidos al pasar por un área
determinada. El flujo total es determinado multiplicando la velocidad por el área
125
por la cual los fluidos pasan. Los medidores que utilizan el principio de
velocidad son el magnético, el de turbina y los medidores ultrasónicos.
3.3.3.3 Medición Inferencial
El flujo es inferido por alguna propiedad física (como la presión diferencial) y
luego puesto en correlación experimentalmente con el fluido. Estos elementos
son el de presión diferencial (dp), el de objetivo y el de área variable.
3.3.3.4 Medición Másica
Estos dispositivos miden masa directamente. La determinación del caudal
puede efectuarse a partir de una medida volumétrica compensándola para las
variaciones de densidad del fluido, o bien determinar directamente el caudal
masa aprovechando las características medibles de la masa del fluido. Un
ejemplo de medidor másico es el medidor másico de coriolis.
3.3.3.5 Aplicación
Dependiendo de qué tipo es escogido, muchos parámetros deben ser
considerados cuándo utilicen medidores de flujo. Ignorar tales parámetros
puede tener como resultado una medida con un error alto o con una vida útil
muy corta. Además de los requisitos típicos comunes a la mayoría de las
126
mediciones tales como las condiciones del proceso, la gama que mide, y la
precisión, la medición de flujo también requiere una mirada más cercana de:
El tipo de fluido y si está sucio o limpio.
El perfil del flujo.
La pérdida de la presión permitida, las consideraciones de tubería, y los
requerimientos de trayecto de tubo recto o el uso de rectificaciones.
El tamaño de la línea.
3.3.4 TIPOS DE FLUJOS
Cuando entre dos partículas en movimiento existe un gradiente de velocidad, o
sea, que una se mueve más rápido que la otra, se desarrollan fuerzas de
fricción que actúan tangencialmente en las mismas. Las fuerzas de fricción
tratan de introducir rotación entre las partículas en movimiento, pero
simultáneamente la viscosidad trata de impedir la rotación. Dependiendo del
valor relativo de estas fuerzas se pueden producir diferentes estados de flujo.
Cuando las fuerzas de inercia del fluido en movimiento son muy bajas, la
viscosidad es la fuerza dominante y el flujo es laminar. Cuando predominan las
fuerzas de inercia el flujo es turbulento. Osborne Reynolds estableció una
relación que permite establecer el tipo de flujo que posee un determinando
problema.
127
3.3.4.1 Flujo Laminar
Cuando el gradiente de velocidad es bajo, la fuerza de inercia es mayor que la
de fricción, las partículas se desplazan pero no rotan, o lo hacen pero con muy
poca energía, el resultado final es un movimiento en el cual las partículas
siguen trayectorias definidas y todas las partículas que pasan por un punto en el
campo del flujo siguen la misma trayectoria. Este tipo de flujo fue identificado
por O. Reynolds y se denomina “laminar”, queriendo significar con ello que las
partículas se desplazan en forma de capas o láminas.
En este flujo laminar, las fuerzas viscosas causan que el fluido vaya más
despacio porque pasa cerca de la pared del tubo. El perfil de flujo es casi
parabólico, con mayor flujo en el centro del tubo que en las paredes del mismo,
donde el flujo se vuelve lento.
FIGURA N° 57: Flujo Laminar en una Tubería FUENTE: NEURO, Flujos Laminares
3.3.4.2 Flujo Turbulento
Al aumentar el gradiente de velocidad se incrementa la fricción entre las
partículas vecinas al flujo, y estas adquieren una energía de rotación apreciable,
128
la viscosidad pierde su efecto y debido a la rotación las partículas cambian de
trayectoria. Al pasar de unas trayectorias a otras, las partículas chocan entre si
y cambian de rumbo en forma errática. Éste tipo de flujo se denomina
“turbulento”.
FIGURA N° 58: Flujo Turbulento
FUENTE: UAM, Flujos Turbulentos
El flujo turbulento se caracteriza porque:
Las partículas del fluido no se mueven siguiendo trayectorias definidas.
La acción de la viscosidad es despreciable.
Las partículas del fluido poseen energía de rotación apreciable, y se
mueven en forma errática chocando unas con otras.
Al entrar las partículas de fluido a capas de diferente velocidad, su
momento lineal aumenta o disminuye, y el de las partículas vecinas lo
hacen en forma contraria.
129
En el flujo turbulento el efecto de la fuerza de inercia es mucho mayor que el
efecto de las fuerzas viscosas, así que el efecto de la pared de tubo se reduce.
El perfil de flujo es por lo tanto más uniforme que el flujo laminar, sin embargo,
la capa de flujo próxima a la pared del flujo permanece laminar.
3.3.4.3 Flujo de Transición
El perfil de transición del flujo está entre el laminar y los perfiles turbulentos del
flujo. Su conducta tiende a ser difícil de predecir y puede oscilar entre los
perfiles laminares y turbulentos del flujo. El paso de flujo laminar a turbulento
es un fenómeno gradual, inicialmente se produce turbulencia en la zona central
del tubo donde la velocidad es mayor, pero queda una corona de flujo laminar
entre las paredes del tubo y el núcleo central turbulento. Al aumentar la
velocidad media, el espesor de la corona laminar disminuye gradualmente hasta
desaparecer totalmente. Esta última condición se consigue a altas velocidades
cuando se obtiene turbulencia total en el flujo.
FIGURA N° 59: Tipos de Flujo FUENTE: SAPIENS, Tipos de Flujo
130
3.3.4.4 Número de Reynolds
Osborne Reynolds mediante un aparato sencillo fue el primero en demostrar
experimentalmente la existencia de estos dos tipos de flujo. Mediante
colorantes agregados al agua en movimiento demostró que el flujo laminar las
partículas de agua y colorante se mueven siguiendo trayectorias definidas sin
mezclarse, en cambio en el flujo turbulento las partículas de tinta se mezclan
rápidamente con el agua.
Cuatro factores afectan el perfil del flujo en la relación llamada “Numero de
Reynolds”. El número (Rd) de Reynolds, es una cantidad adimensional que
indica las condiciones del flujo en un tubo dado; considera los efectos
combinados de la velocidad, la densidad y la viscosidad. Sin embargo, el rd no
tiene en cuenta la rugosidad de la pared del tubo, que puede afectar la
distribución de la velocidad y aplica sólo a fluidos Newtonianos. En tales fluidos,
la viscosidad es independiente de la razón de recorte.
[3.24]
Donde:
= Diámetro del Tubo.
= Velocidad promedio del Líquido.
= Densidad del Fluido.
= Viscosidad Absoluta del Fluido.
131
El flujo se considera laminar si Rd < 2000. Si Rd llega a 4000, comienza a ser
turbulento y en 7000 el perfil del flujo se establece como turbulento
completamente. La gama entre 4000 y 7000, donde el flujo llega a ser
turbulento, es una condición inestable y compleja que es afectada por muchos
parámetros (ya sea si la velocidad aumenta o disminuye).
3.3.5 PRINCIPALES MEDIDORES
Anteriormente revisamos los tipos de medidores que son utilizados en la
medición dinámica de hidrocarburos líquidos, que en realidad es una medición
de flujo. Estos tipos de medidores son los creados y utilizados en la mayoría de
las industrias, sin embargo en la industria petrolera, se utilizan elementos de
alta confiabilidad, que han sido previamente aprobados por la API.
A continuación detallaremos los principales elementos de medición utilizados en
la industria petrolera:
3.3.5.1 Medidores de Turbina
Los medidores de turbina consisten en un medidor que gira al paso del fluido
con una velocidad directamente proporcional al caudal.
La velocidad del fluido ejerce una fuerza de arrastre en el rotor; la diferencia de
presiones debido al cambio de área entre el rotor y el cono posterior ejerce una
fuerza igual y opuesta.
132
De este modo el rotor está equilibrado hidrodinámicamente y gira entre los
conos anterior y posterior sin necesidad de utilizar rodamientos axiales evitando
así un rozamiento que necesariamente se produciría.
FIGURA N° 60: Medidor de Turbina FUENTE: CREUS, A. (1997), Instrumentación Industrial
Existen dos tipos de convertidores para captar la velocidad de la turbina. En el
de reluctancia la velocidad viene determinada por el paso de las palas
individuales de la turbina a través del campo magnético creado por un imán
permanente montado en una bobina captadora exterior. El paso de cada pala
varía la reluctancia del circuito magnético.
133
Esta variación cambia el flujo induciendo en la bobina captadora una corriente
alterna que, por lo tanto, es proporcional al giro de la turbina.
FIGURA N° 61: Medidor de Turbina de Tipo Reluctancia FUENTE: EP PETROECUADOR (2008), Manual del Curso de Medición y
Custodia de Hidrocarburos
FIGURA N° 62: Partes Importantes de un Medidor de Turbina
FUENTE: EP PETROECUADOR (2008), Manual del Curso de Medición y Custodia de Hidrocarburos
134
En el de tipo inductivo el rotor lleva incorporado un imán permanente y el campo
magnético giratorio que origina induce una corriente alterna en una bobina
captadora exterior.
En ambos casos, la frecuencia que genera el rotor de la turbina es proporcional
al caudal siendo del orden de 150 a 1200 ciclos por segundo para el caudal
máximo. Por ejemplo, si un rotor de seis palas gira a 100 revoluciones por
segundo, genera 100 impulsos por segundo. El número de impulsos por unidad
de caudal es constante. La turbina está limitada por la viscosidad del fluido,
debido al cambio que se produce en la velocidad del perfil del líquido a través
de la tubería cuando aumenta la viscosidad. En las paredes, el fluido se mueve
más lentamente que en centro, e modo que, las puntas de las palas no pueden
girar a mayor velocidad. En general, para viscosidades superiores a 3-5
centistokes se reduce considerablemente el intervalo de medida del
instrumento.
FIGURA N° 63: Ensamblaje de un Medidor de Turbina FUENTE: EP PETROECUADOR (2008), Manual del Curso de Medición y
Custodia de Hidrocarburos
135
La precisión es muy elevada, del orden de ± 0.3%. La máxima precisión se
consigue con un régimen laminar instalando el instrumento en una tubería recta
de longitudes mínimas de 15 diámetros aguas arriba y 6 diámetros aguas abajo.
El campo de medida lega hasta la relación de 15 a 1 entre el caudal máximo y
el mínimo y la escala es lineal. El instrumento es adecuado para la medida de
caudales de líquidos limpios o filtrados. Debe instalarse de tal modo que no se
vacíe cuando cesa el caudal ya que el choque del agua a alta velocidad contra
el medidor vacío lo dañaría seriamente. La sobrevelocidad por exceso de
caudal puede ser también perjudicial para el instrumento. La frecuencia
generada por el medidor de turbina se transmite a un convertidor indicador o
totalizador.
FIGURA N° 64: Tamaños de Medidores de Turbina FUENTE: EP PETROECUADOR (2008), Manual del Curso de Medición y
Custodia de Hidrocarburos
136
3.3.5.2 Medidores de Desplazamiento Positivo
Los medidores de desplazamiento positivo miden el caudal en volumen
contando o integrando volúmenes separados del líquido. Las partes mecánicas
del instrumento se mueven aprovechando la energía del fluido y dan lugar a una
pérdida de carga. La precisión depende de los huelgos entre las partes móviles
y las fijas y aumenta con la calidad de la mecanización y con el tamaño del
instrumento. Existen varios tipos básicos de medidores:
Disco Oscilante.
Pistón Oscilante.
Pistón Alternativo.
Rotativos.
Diafragma.
Medidor de Disco Oscilante
El instrumento dispone de una cámara circular con un disco plano móvil dotado
de una ranura en la que está intercalada una placa fija.
Esta placa separa la entrada de la salida e impide el giro del disco durante el
paso del fluido. La cara baja del disco está siempre en contacto con la parte
137
inferior de la cámara en el lado opuesto. De este modo la cámara está dividida
en compartimientos separados de volumen conocido.
Cuando pasa el fluido, el disco toma un movimiento parecido al de un trompo
caído de modo que cada punto de su circunferencia exterior sube y baja
alternativamente estableciendo contacto con las paredes de la cámara desde su
parte inferior a la superior.
Este movimiento de balanceo se transmite mediante el eje del disco a un tren
de engranajes. El par disponible es pequeño, lo que pone un límite en la
utilización de accesorios mecánicos. Empleado originalmente en aplicaciones
domesticas para agua, se utiliza industrialmente en la medición de caudales de
agua fría, agua caliente, aceite y líquidos alimenticos.
La precisión es de ± 1-2%. El caudal máximo es de 600l/min y se fabrica para
pequeños tamaños de tubería.
FIGURA N° 65: Medidor de Disco Oscilante FUENTE: CREUS, A. (1997), Instrumentación Industrial
138
Medidor de Pistón Oscilante
El instrumento se compone de una cámara de medida cilíndrica con una capa
divisora que separa los orificios de entrada y de salida.
La única parte móvil es un pistón cilíndrico que oscila suavemente en un
movimiento circular entre las dos caras planas de la cámara, y que está provisto
de una ranura que desliza en la placa divisora fija que hace de guía del
movimiento oscilante.
El eje del pistón al girar, transmite su movimiento a un tren de engranajes y a un
contador. El par disponible es elevado de modo que el instrumento puede
accionar los accesorios mecánicos que sean necesarios.
FIGURA N° 66: Medidor de Pistón Oscilante FUENTE: CREUS, A. (1997), Instrumentación Industrial
139
Los diagramas indican el movimiento del pistón desde que entra el líquido en la
cámara hasta que ha sido medido y descargado.
La precisión normal es de ± 0.5% con pistón sintético, dentro de un margen de
caudal de 5:1. Se fabrican para tamaños de tubería hasta 2” con caudales
máximos de 600 l/min. Se aplican en la medición de agua y líquidos viscosos o
corrosivos.
Medidor de Pistón Alternativo
El medidor de pistón convencional es el más antiguo de los medidores de
desplazamiento positivo. El instrumento se fabrica en muchas formas: de varios
pistones, pistones de doble acción, válvulas rotativas, válvulas deslizantes
horizontales. Estos instrumentos se han empleado mucho en la industria
petroquímica y pueden alcanzar una precisión del orden de ± 0.2%.
FIGURA N° 67: Medidor de Pistón Convencional FUENTE: CREUS, A. (1997), Instrumentación Industrial
140
Su capacidad es pequeña comparada con los tamaños de otros medidores. Su
costo inicial es alto, dan una pérdida de carga alta y son difíciles de reparar.
Medidor Rotativo
Este tipo de instrumento tiene válvulas que giran excéntricamente rozando con
las paredes de una cámara circular y transportan el líquido en forma
incremental de la entrada a la salida.
Se emplean mucho en la industria petroquímica para la medida de crudos y de
gasolina con intervalos de medida que van de unos pocos lts/min de líquidos
limpios de baja viscosidad hasta 64000 lts/min de crudos viscosos.
Hay varios tipos de medidores rotativos, siendo los más empleados, los
cicloidales, los de dos rotores (birrotor) y los ovales.
Medidor Rotativo Cicloidal
Los medidores cicloidales contienen dos lóculos del tipo Root engranados entre
sí que giran en direcciones opuestas manteniendo una posición relativa fija y
desplazando un volumen fijo de fluido líquido o gas en cada revolución.
141
FIGURA N° 68: Medidor Cicloidal FUENTE: CREUS, A. (1997), Instrumentación Industrial
Se fabrican en tamaños que van de 2” a 24” y con caudales de líquidos de 30 a
66500 lts/min y en gas hasta 3Nm3/h. Su precisión es de ± 1% para caudales
de 10 al 100% del intervalo de medida, bajando mucho la precisión en caudales
bajos debido a los huelgos que existen entre los lóbulos.
Medidor Rotativo Birrotor
El sistema birrotor consiste en dos rotores sin contacto mecánico entre sí que
giran como únicos elementos móviles en la cámara de medida. La relación de
giro mutuo se mantiene gracias a un conjunto de engranajes helicoidales
rotalmente cerrado y sin contacto con el líquido. Los rotores están equilibrados
estática y dinámicamente y se apoyan en rodamientos de bolas de acero
inoxidable. Al no existir contacto mecánico entre los rotores, la vida útil es larga
y el mantenimiento es fácil. El instrumento puede trabajar con bajas presiones
diferenciales del orden de 1” c. de a.
142
FIGURA N° 69: Medidor Birrotor FUENTE: CREUS, A. (1997), Instrumentación Industrial
Son reversibles, admiten sobre-velocidades esporádicas sin recibir daño
alguno, no requieren filtros, admiten el paso de partículas extrañas y permiten
desmontar fácilmente la unidad de medida sin necesidad de desmontar el
conjunto completo.
Su ajuste es sencillo y son de fácil calibración mientras el instrumento esta bajo
presión y sin pérdida de líquido.
Se aplican en la medición de caudales de crudos y productos petrolíferos. Su
tamaño varía de 3 a 12”. La precisión es de ± 0.2%, con una pérdida de carga
de 5 psi y con un margen de caudal de 5 a 1. Puede manejar flujos de hasta
12500 GPM, y presiones de hasta 1440 psi.
143
FIGURA N° 70: Medidor Birrotor con Contador de las Revoluciones del Rotor FUENTE: EP PETROECUADOR (2008), Manual del Curso de Medición y
Custodia de Hidrocarburos
Medidor Rotativo Oval
Los medidores ovales disponen de dos ruedas ovales que engranan entre sí y
tienen un movimiento de giro debido a la presión diferencial creada por el
líquido. La acción del líquido va actuando alternativamente sobre cada una de
las ruedas dando lugar a un giro suave de un par casi constante. La cámara de
medida y las ruedas están mecanizadas con gran precisión para conseguir un
deslizamiento mínimo entre las mismas, sin formación de bolsas o espacios
144
muertos en la cámara de medida y barriendo completamente la misma en cada
rotación.
FIGURA N° 71: Medidor Oval FUENTE: CREUS, A. (1997), Instrumentación Industrial
De este modo, la medida es prácticamente independiente de variaciones en la
densidad y en a viscosidad del líquido. La precisión es de ± 0.5% del caudal
total. Los tamaños varían de ½ a 3”.
3.3.5.3 Medidor de Coriolis
El medidor de Coriolis se basa en el teorema de Coriolis, matemático francés
(1975-1843) que observo que un objeto de masa m que se desplaza a una
velocidad lineal V a través de una superficie giratoria que gira con una velocidad
angular constante w, experimenta una velocidad tangencial (velocidad angular *
radio de giro) tanto mayor cuanto mayor es su alejamiento del centro. Si el móvil
se desplaza del centro hacia la periferia experimentara un aumento gradual de
145
su velocidad tangencial, lo cual indica que se le está aplicando una aceleración,
y por lo tanto, una fuerza sobre la masa del objeto.
Como el radio de giro va aumentando gradualmente, la velocidad tangencial
también varía, con lo que se concluye que una variación de la velocidad
comporta una aceleración, la que a su vez es debida por una fuerza que actúa
sobre la bola. Estas son respectivamente, la aceleración y la fuerza de Coriolis.
FIGURA N° 72: Medidor de Coriolis FUENTE: EP PETROECUADOR (2008), Manual del Curso de Medición y
Custodia de Hidrocarburos
La generación de la fuerza de Coriolis puede producirse básicamente de dos
formas:
La primera forma es por inversión de las velocidades lineales del fluido
mediante la desviación de un bucle en forma de omega (Ω) en estado de
146
vibración controlada (a la frecuencia de resonancia para reducir la energía
requerida).
La vibración del tubo, perpendicular al sentido de desplazamiento del fluido,
crea una fuerza de aceleración en la tubería de entrada del fluido y una fuerza
de deceleración en la salida, con lo que se genera un par cuyo sentido va
variando de acuerdo con la vibración y con el ángulo de torsión del tubo, que es
directamente proporcional a la masa instantánea de fluido circulante.
FIGURA N° 73: Medidor de Coriolis de Tubo en U FUENTE: CREUS, A. (1997), Instrumentación Industrial
La segunda manera es por inversión de las velocidades angulares del fluido
mediante un tubo recto. Se observa que la velocidad lineal del fluido en los
puntos A y B es la misma, pero que la vibración a la que somete que la
velocidad angular en A es contraria a las agujas del reloj mientras que en B en
el mismo sentido.
147
Esta diferencia de fase es la que miden los sensores y es proporcional al caudal
másico. La ventaja principal del tubo recto con relación con el tubo en Ω es que
su pérdida de carga es muy baja.
FIGURA N° 74: Medidor de Coriolis de Tubo Recto FUENTE: CREUS, A. (1997), Instrumentación Industrial
La medida es independiente de la temperatura, presión y densidad del fluido. Al
estar el tubo libre de obstrucciones, admite la circulación de fluidos con sólidos
en suspensión.
La selección del material del tubo es importante puesto que debe soportar la
fatiga mecánica debida a la vibración a su frecuencia natural, y a la corrosión y
a la erosión del fluido. La precisión es el orden del ± 0.3%. Otros tubos
empleados tienen la forma de S, Z y de hélice.
148
Todos estos instrumentos de caudal pueden disponer de unidades de
transmisión inteligente que les permiten su fácil calibración, el cambio rápido del
campo de medida y la lectura de la variable en cualquier punto de la instalación
donde se hayan previsto tomas, por ejemplo, en el transmisor y en receptor.
3.3.5.4 Medidores Ultrasónicos
Los medidores ultrasónicos son medidores que calculan el flujo midiendo el
tiempo transitorio de pulsos de sonido de alta frecuencia.
Los tiempos transitorios son medidos de pulsos de sonido viajando en diagonal
a través de la tubería, aguas abajo y aguas arriba. La diferencia en esos
tiempos transitorios está relacionada a la velocidad promedio.
Entre sus principales características se encuentran:
De la localización de los transductores depende una óptima precisión en
la medida.
Los transductores actúan alternadamente como emisor y receptor.
Los pulsos que viajan aguas abajo atraviesan más rápido que los que
van aguas arriba.
149
FIGURA N° 75: Medidor Ultrasónico FUENTE: EP PETROECUADOR (2008), Manual del Curso de Medición y
Custodia de Hidrocarburos
El transductor de aguas abajo responde con otro pulso de ultrasonido, al
recibirlo el transductor aguas arriba se calcula el tiempo de transito, en los dos
sentidos. Se comparan los tiempos. Si son iguales, no hay flujo.
El flujo provoca la transmisión de sonido más rápida en la dirección del flujo, y
más lenta en el sentido opuesto.
3.3.6 MUESTREO AUTOMÁTICO
El muestreo automático es el procedimiento de muestreo de los productos que
están siendo medidos o transportados, que se los debe realizar de manera
automáticamente en las operaciones de medición dinámica o transferencia de
custodia.
150
3.3.6.1 Normativa
La normativa regente del muestreo automático es la siguiente:
Capítulo 8.2: Muestreo Automático de Petróleo o Productos Petrolíferos
(ANSI/ASTM D 4177)
Este capítulo cubre los procedimientos automáticos para la obtención de
muestras representativas de petróleo y stocks o embarcaciones no uniformes, a
excepción de petróleo eléctricamente aislado. 2ª Edición – Octubre 1995 –
Reafirmado: Diciembre 2000.
Capítulo 8.3: Mezcla y Manipulación de Muestras Líquidas de Petróleo o
Productos Petrolíferos (ANSI/ASTM D 5854)
Este capítulo cubre la manipulación, mezcla y procedimientos de
acondicionamientos requeridos para asegurar que una muestra representativa
del petróleo líquido o producto petrolífero es entregada desde el contenedor de
muestras primario hasta el interior del aparato de prueba o al interior de los
contenedores intermedios. Para procedimientos de muestreo, referirse al
capítulo 8.1 y 8.2. Referirse al capítulo 8.4 para la mezcla y manipulación de
combustibles livianos para medición de la volatilidad. Este capítulo fue
desarrollado conjuntamente con la ASTM. 1ª Edición – Octubre 1995 –
Reafirmada: Diciembre 2000.
151
Capítulo 8.4: Manual de Muestreo y Manipulación de Combustibles para
Mediciones de Volatilidad. (ANSI/ASTM D 5482)
Este capítulo cumple los procedimientos y el equipo para la obtención, mezcla y
manipulación de muestras representativas de combustibles volátiles con el
propósito de prueba para el cumplimiento de la norma establecida para
mediciones relacionadas a volatilidad aplicable a combustibles livianos. El rango
equivalente de presión de vapor seco aplicable de esta norma es de 13 a 105
kilopascales (2 a 16 psia). También aplicable para la mezcla, muestreo y
manipulación de combustibles reformulados, incluyendo aquellos contenedores
oxigenados. Desarrollada en conjunto con la ASTM. 1ª Edición – Octubre 1995
– Reafirmada: Diciembre 2000.
3.4 TRANSFERENCIA DE CUSTODIA
Estos procedimientos están organizados en una secuencia recomendad de
pasos para determinar la cantidad y calidad de petróleo crudo que se transfiere
en condiciones de campo. Estas mediciones son realizadas por los
responsables de la transferencia de custodia y de registro de los resultados de
las mediciones. Todas las mediciones se realizaran con cuidado para la plena
satisfacción de todas las partes o representantes autorizados.
La transferencia de custodia se produce cuando hay un cambio de propietarios
de un producto petrolero. Las mediciones exactas de volumen son esenciales
para asegurar la satisfacción tanto del comprador como del vendedor del
producto. Las medidas de volumen estándar neto son la base para las
transacciones entre las partes interesadas.
152
Un cambio debido a un error en la medición de volúmenes transportados de un
propietario hacia otro puede terminar en discusiones sobre el verdadero valor
monetario a intercambiarse, que en el peor de los casos podría llegar a la salida
u expulsión del convenio de una de las partes.
Cabe recalcar que al ser un proceso que se realiza diariamente, en el que se
manejan grandes cantidades de productos y por lo tanto dinero, se debe
mantener un nivel de incertidumbre prácticamente de cero, para lo cual se
necesita una constante evaluación y calibración de los equipos del sistema.
Cuando la propiedad del Petróleo es transferida desde una compañía a otra,
ocurre una transacción fiscal. Es crítico que la medición sea exacta para
asegurar la transacción del petróleo por el dinero sea equitativa. El equipo de
medición de flujo sirve como “caja registradora” de este intercambio.
Los productos petroleros se originan al borde del pozo. Después, estos son
transportados, procesados y almacenados un número de veces hasta llegar a
los consumidores. Durante este trayecto desde la cabeza del pozo al cliente, el
propietario del producto puede cambiar. Sin embargo, en ciertas situaciones de
transporte y almacenamiento, el propietario del producto sigue siendo el mismo:
solo cambia la responsabilidad por el producto. Se dice que tiene la “custodia”
de ese producto quienquiera que sea el propietario o responsable de dicho
producto. La transferencia de custodia sucede cuando la custodia del producto
pasa de una entidad a otra.
Entonces, la transferencia de custodia puede describirse como el traspaso de
responsabilidad durante el almacenamiento y transporte de un volumen
determinado o medido de petróleo líquido. Cualquier pérdida o ganancia que
resulte de una medición errónea es la responsabilidad de la compañía
operadora del oleoducto.
153
La transferencia de custodia se da en varios puntos de la trayectoria del
producto desde el borde del pozo hasta el usuario final. Algunos de los puntos
de transferencia de custodia son:
Inyección del crudo al oleoducto (de propiedad del transportador) por el
productor (despachador).
Recepción del crudo en una instalación de almacenamiento de refinería.
Inyección de un producto refinado al oleoducto.
Movimiento de un producto al oleoducto a través de un límite
jurisdiccional.
Entrega del producto refinado en la instalación de almacenamiento para
venta.
3.4.1 MEDICIÓN EN LA TRANSFERENCIA DE CUSTODIA
Se conoce como medición al conjunto de operaciones que tienen por finalidad
determinar el valor de una magnitud bajo una óptica integral.
La transferencia de custodia es la base para una amplia gama de transacciones
comerciales en la industria petrolera. Es esencial tomar medidas exactas en el
punto de la transferencia.
154
La medición de crudo, gases licuados de petróleo (GLP) y productos refinados
en oleoductos y tanques de almacenamiento es una parte sumamente
importante de la operación del oleoducto.
Las compañías operadoras de oleoductos (transportadoras) deben conocer los
volúmenes de petróleo crudo, GLP y otros líquidos que manejan, ya que estos
volúmenes determinan la cantidad que se les paga.
El líquido se mide tanto en el oleoducto durante la transferencia de custodia
(cuando el líquido cambia de propietario) y en las instalaciones de
almacenamiento.
La densidad del líquido, presión de vapor, temperatura y presión influyen en el
volumen. Por lo tanto, también deben medirse estos factores ajustándose el
volumen de acuerdo a estos.
El costo potencial de mediciones inexactas es alto. Un terminal de cargas típico
puede cargar 100 millones de producto por año. Un error de tan solo 0.25%
significa una posible pérdida anual al operador del oleoducto de $250000.
Desde este punto de vista económico es recomendable asegurar que los
errores en medición sean lo más bajos como sea posible.
155
FIGURA N° 76: Impacto Económico por Bajas Exactitudes FUENTE: EP PETROECUADOR (2008), Manual del Curso de Medición y
Custodia de Hidrocarburos
Las mediciones precisas en el volumen deben hacerse bien en el oleoducto o
en las instalaciones de almacenamiento para asegurar que el volumen
transferido sea exacto. Para que se produzca esta transición de responsabilidad
las mediciones deben ser absolutas.
Las mediciones exactas de la cantidad del producto deben hacerse durante el
proceso de transferencia de custodia.
Por ejemplo, el petróleo crudo contiene agua y sedimentos (BSW). El volumen
de agua y sedimentos debe sustraerse del volumen total del crudo.
Asimismo, se aplican factores de corrección para convertir las medidas de
volumen medido a volumen estándar neto.
156
3.4.2 NORMATIVA
Esta es la normativa regente de los sistemas de transferencia de custodia.
3.4.2.1 Capítulo 4: Sistemas de Probadores
Este capítulo sirve como una guía para el diseño, instalación, calibración y
operación de los sistemas de medición de prueba.
3.4.2.2 Capítulo 4.1: Introducción
Una introducción general al tema de probadores, el procedimiento usado para
determinar el meter factor. 2ª Edición – Mayo 1998.
3.4.2.3 Capítulo 4.2: Probadores de Desplazamiento
Este documento esboza elementos esenciales de probadores que comprenden
medidores como elementos de desplazamiento dentro de la cámara del
probador junto a los switches de detección. Provee detalles de diseño e
instalación para los tipos de probadores de desplazamiento que están
actualmente en uso. Los probadores discutidos son diseñados por instrumentos
de medición de prueba bajo condiciones operativas dinámicas con
hidrocarburos líquidos monofásicos. 3ª Edición – Septiembre 2003.
157
3.4.2.4 Capítulo 4.3: Probadores para Volúmenes Pequeños
Este capítulo esboza las los elementos esenciales de un probador para
volúmenes pequeños y provee descripciones y detalles operacionales para los
varios tipos de probadores para volúmenes pequeños que cumplan los
estándares aceptables de repetibilidad y exactitud. 1ª Edición – Julio 1998 –
Reafirmado, Marzo 2002.
3.4.2.5 Capítulo 4.4: Probadores de Tanques
Este capítulo especifica las características de probadores de tanques que son
usados en general y los procedimientos para su calibración. Este capítulo no se
aplica a probadores de tipo vertedero, condensación de vapores,
desplazamiento de agua de tanques duales o desplazamiento de gas. 2ª
Edición – Mayo 1998 – Fecha Efectiva: Mayo 1998.
3.4.2.6 Capítulo 4.5 Medidores de Prueba Master
Este capítulo cubre el uso de medidores de desplazamiento y turbina como
medidores master. 2ª Edición – Mayo 2000.
158
3.4.2.7 Interpolación de Pulsos
Este capítulo describe como el método de doble cronometría de interpolación
de pulsos, incluyendo los requerimientos del sistema operativo y equipos de
prueba. Son aplicados a medidores de prueba. 2ª Edición – Mayo 1999 –
Refirmada: Noviembre 2003.
3.4.2.8 Medición de Prueba de Campo Normadas de Campo
Esboza los elementos esenciales de Mediciones de Prueba Normadas de
Campo y provee descripciones y detalles operacionales. El rango volumétrico
para mediciones en este capítulo es de 1 a 1500 galones. 2ª Edición –
Diciembre 1998 – Reafirmada: Noviembre 2003.
3.4.2.9 Operación de Sistemas de Prueba
Cubre la operación de varios sistemas de medición de prueba usados en la
industria petrolífera. Medidores de petróleos líquidos usados para medición de
transferencia de custodia requieren pruebas periódicas para verificar la
exactitud y la repetibilidad y exactitud y para establecer factores de medición
validos. 1ª Edición – Noviembre 1995 – Reafirmada: Maro 2002.
159
3.4.3 EQUIPOS
En la transferencia de custodia podemos dividir a los equipos básicamente en
dos partes. Los probadores (provers) y los medidores (Unidades Lact). Estos
elementos en conjunto brindaran a las partes la confiabilidad de que el producto
transferido beneficia a ambas de igual manera.
3.4.3.1 Probadores
Los probadores (provers o patrones) se utilizan para calibrar los medidores de
flujo. Dado que un error en un medidor de inferencia (turbina) es muy difícil de
detectar, la norma API para la venta, custodia o transferencia de crudo
establece que estos medidores deben calibrarse por lo menos cada 24 horas.
Por medio de este equipo se determina si la lectura de los medidores es
correcta o si está arrojando datos con error.
Existen varios tipos de probadores:
Probadores volumétricos o Serafines (Tank Provers).
Probadores de desplazamiento mecánico o probadores convencionales
para líquidos (Pipe Provers).
Medidores Maestros (Master Meter).
Probadores de Volumen pequeño (Small Volume Provers).
160
FIGURA N° 77: Probador Bidireccional FUENTE: EP PETROECUADOR (2008), Manual del Curso de Medición y
Custodia de Hidrocarburos
FIGURA N° 78: Esquema de un Probador Típico
FUENTE: EP PETROECUADOR (2008), Manual del Curso de Medición y Custodia de Hidrocarburos
161
3.4.3.2 Unidades LACT
Las unidades LACT (LEASE AUTOMATIC CUSTOM TRANSFER), Unidades
Automáticas de Carga, Custodia y Transferencia, es un instrumento para medir
la cantidad y calidad de crudo que se transfiere. La API define al sistema LACT
como un arreglo de equipos diseñados para la transferencia de hidrocarburos
líquidos durante la producción del pozo a una estación de almacenamiento.
Estas unidades LACT incluyen instrumentos que miden la calidad y cantidad del
aceite transportado.
El crudo vendido o transportado, será solo recibido por el destinatario con
pequeñas cantidades de impurezas (normadas) como arcilla, arena, etc., que es
lo que conocemos como BSW.
FIGURA N° 79: Diagrama de una Unidad LACT Típica FUENTE: EP PETROECUADOR (2008), Manual del Curso de Medición y
Custodia de Hidrocarburos
162
Una unidad LACT cuenta con los siguientes dispositivos:
Una bomba para desplazar al aceite de un lugar a otro.
Medidor de flujo para cuantificar el volumen de aceite entregado.
Conexiones para la instalación de manómetros que permitan verificar la
presión de flujo continuamente.
Dispositivos para hacer un muestreo o colectar continuamente el aceite
que fluye a través de la unidad.
Dispositivos automáticos para detener el flujo cuando la cantidad de
impurezas es alta. En este caso el aceite es desviado a un depósito o
tanque de aceite contaminando a una unidad de tratamiento.
Adicionalmente estas unidades cuentan con los siguientes dispositivos:
Extractor de gas que está contenido en el aceite.
Filtro para remover basura y partículas sólidas que arrastra el aceite.
Bomba para inyectar inhibidor de corrosión en el aceite.
Reguladora de presión para tener presión constante en la unidad.
Instrumentos para medir la presión y temperatura (manómetros y
termómetros).
163
Normativa
La normativa con la que rigen las unidades LACT es la siguiente:
Capítulo 6: Ensamblajes de Medición
Discusión del diseño, instalación y operación de sistemas de medición para
hacerle frente a situaciones especiales en medición de hidrocarburos.
Capítulo 6.1: Unidad Automática de Carga, Custodia y Transferencia
(LACT)
Este capítulo ha sido preparado como una guía para el diseño, instalación,
calibración y operación de un sistema LACT.
Aplica a las mediciones no atendidas y automáticas por medidores de
hidrocarburos líquidos producidos en el campo y transferidos a una tubería en
una operación fechada o no fechada. 2ª Edición – Mayo 1991 – Reafirmada:
Marzo 2002.
164
Sistema de Medición de Rack de Carga y Camión Cisterna para Productos
excepto GPL
Una guía en la selección e instalación de sistemas de medición de Rack de
Carga y Camión Cisterna para la mayoría de productos petrolíferos con
excepción de GLP.
Este capítulo también ofrece una guía en el diseño, selección y operación de
estos sistemas de medición equipos asociados donde hidrocarburos líquidos
(excepto GLP) son cargados o descargados de estos vehículos.
Capítulo 6.4: Sistemas de Medición para Facilidades de Abastecimiento de
Combustible de Aviación
Este capítulo es una guía para la selección, instalación, rendimiento y
mantenimiento de sistemas de medición para sistemas de abastecimiento de
combustible. 1ª Edición – Junio 1984 – Reafirmada: Octubre 2001.
Capítulo 6.5: Sistemas de Medición para Carga y Descarga para
Transportistas de Volúmenes Marinos
Esta capítulo trata con la operación y los arreglos especiales de medidores,
probadores, manifolds, instrumentación y equipos accesorios usados para
medición durante carga y descarga de transportistas de volúmenes marinos. 2ª
Edición – Mayo 1991 – Reafirmada; Marzo 2002.
165
Sistemas de Medición de Tuberías
Este capítulo provee guías para la selección del tamaño de medidores a ser
usados para medición de movimientos de aceites en tuberías, así como las
relativas ventajas y desventajas de los métodos de medidores de prueba por
medio de por medio de probadores de tanque, probadores de tuberías
convencionales, probadores de volúmenes pequeños y medidores master.
También incluye una discusión sobre la obtención de los mejores resultados
operacionales de una estación de medidor de tubería. 2ª Edición – Mayo 1991 –
Reafirmada: Marzo 2002.
Medición de Hidrocarburos Viscosos
Este capítulo sirve como una guía para el diseño, instalación y pruebas de
medidores y equipos auxiliares usados en la medición de hidrocarburos
viscosos.
Define los hidrocarburos viscosos y describe la dificultad que surge cuando
hidrocarburos viscosos se someten a altas temperaturas.
Los efectos de dichas temperaturas en medidores, equipos auxiliares y
guarniciones son discutidos, y avisos y precauciones para sobreponerse o
mitigar dificultades son incluidos. 2ª Edición – Mayo 1991 – Reafirmado: Marzo
2002.
166
3.4.3.3 Bombas
Son utilizadas para conducir el petróleo del tanque a través de la unidad y
finalmente hacia el ducto que lo transporte.
Esta puede ser centrifuga o de desplazamiento positivo, siendo más comunes
las primeras, debido a que vibran menos y logran un flujo más uniforme para la
prueba del medidor.
Su operación se lleva a cabo desde el tablero de control, puede programarse su
encendido y apagado automático después de un volumen determinado de fluido
desplazado o puede hacerse manualmente.
3.4.3.4 Filtros
Son dispositivos que eliminan partículas sólidas tales como costras de la
tubería, esquirlas de soldadura, arena, etc., las cuales pueden causar
muestreos y aforos inexactos.
También existen filtros eliminadores de gas, que además de la respectiva
eliminación de impurezas realiza la eliminación de las burbujas de gas.
167
FIGURA N° 80: Filtro – Eliminador de Gas FUENTE: EP PETROECUADOR (2008), Manual del Curso de Medición y
Custodia de Hidrocarburos
3.4.3.5 Detector de BSW
Consta de una sonda de BSW y un monitor de BSW. La sonda de BSW detecta
impurezas (sedimentos y agua), mientras que el monitor de BSW es un
dispositivo de control que interpreta señales, las cuales son enviadas hacia la
válvula de derivación.
Cuando el BSW es mayor que lo permitido o programado, el monitor interrumpe
la entrega y automáticamente dirige el flujo a la planta purificadora.
3.4.3.6 Sistema de Muestreo
Consta de una Sonda de Muestreo y un Receptáculo de Muestras. Una Sonda
de Muestreo es un dispositivo que toma muestras de petróleo para determinar
el BSW y °API.
168
El Receptáculo de Muestras colecta y almacena las muestras tomadas por la
sonda. Compradores y vendedores toman muestras de este recipiente.
3.4.3.7 Válvula de Derivación
Es una válvula de 3 vías que permite el paso del fluido hacia el sistema de
tratamiento o hacia el medidor. Opera de acuerdo a señales recibidas desde el
monitor.
3.4.3.8 Medidor
Es un dispositivo con una buena exactitud, que mide el volumen de fluido que
se está transfiriendo, como lo vimos anteriormente.
Los medidores más utilizados en este país son los de desplazamiento positivo y
los de turbina.
3.4.3.9 Conexiones en Circuito para el Probador
Es un sistema de válvulas y accesorios que facilitan la verificación de la
precisión del medidor, por medio del probador.
169
3.4.3.10 Válvula de Contrapresión y Tablero de Control
La Válvula de Contrapresión es una Válvula colocada aguas abajo del medidor.
El Tablero de Control es el centro de comando de la unidad. Desde allí se
enciende, controla y apaga la unidad.
CAPÍTULO IV
ANÁLISIS DE
RESULTADOS
170
CAPÍTULO IV
4. ANALISIS DE RESULTADOS
En el presente capitulo se realizara un análisis de lo expuesto en el capítulo que
antecede, guardando una estricta concordancia y secuencia con el mismo.
4.1 TIPOS DE MEDICIÒN DE HIDROCARBUROS LÌQUIDOS
En esta sección se analizan los aspectos más relevantes dentro de cada uno de
los tipos de medición de hidrocarburos líquidos, como se detalla a continuación.
4.1.1 MEDICIÒN ESTÀTICA
Al término de la elaboración del capítulo anterior, se obtiene una mayor
comprensión del significado de la medición estática de hidrocarburos líquidos,
realizando profundas referencias a los tanques de almacenamiento, incluyendo
clasificaciones, determinaciones teóricas y formas de calibración de los mismos,
así como las normas aplicables y correspondientes a la medición estática de
hidrocarburos líquidos.
171
La descripción de estos dispositivos de almacenamiento es muy importante,
dado que la medición estática de hidrocarburos líquidos se lo realiza en el lugar
en el que se está almacenando el producto.
De igual manera hay que tener por sentado la normativa regente por la cual se
utilizan dichos procedimientos de medición estática, mismos que son detallados
en el transcurso de la sección.
Se determinan entonces, los diferentes tipos de medición estática, tanto manual
como automática, incluyendo aspectos importantes como los instrumentos y
procedimientos utilizados para este tipo de mediciones, verificaciones
mensuales, registros y liquidación de tanques.
De este modo se logra un entendimiento completo de la medición estática de
hidrocarburos líquidos, su función, procedimientos, y bases teóricas y normativa
justificativa del proceder de los mismos.
4.1.2 MEDICIÓN DINÁMICA
Después de la descripción ya realizada anteriormente de los aspectos teóricos
indispensables en la medición de hidrocarburos, se realiza una descripción para
la comprensión de la medición dinámica, y se introduce la normativa regente de
los procedimientos e instrumentos aplicados en dichas prácticas.
Describimos entonces, las consideraciones generales en la medición dinámica
de hidrocarburos líquidos, y la utilización normada de diferentes tipos de
medidores, accesorios, indispensables para este tipo de medición.
172
Conociendo ya, la normativa establecida para estos procedimientos,
determinamos la clasificación de los métodos de medición, para lo cual es
indispensable también una descripción de los tipos de medidores de flujo
clasificados en su agrupación general. Y así, profundizando en lo indispensable
de esta sección, definimos los tipos de medición dinámica, su aplicación.
Es indispensable realizar una descripción de los tipos de flujos y sus procederes
teóricos, así como un análisis profundo de los tipos de medidores, para una
mayor comprensión de los procedimientos principios utilizados en la medición
dinámica de hidrocarburos líquidos.
4.1.3 TRANSFERENCIA DE CUSTODIA
Ya que la transferencia de custodia de hidrocarburos líquidos es un
procedimiento en el cual, para la determinación de la cantidad exacta del
producto a transferir, se utilizan los procedimientos estáticos y dinámicos,
reduciendo la incertidumbre y el posible error en la cuantificación de estas
cantidades, es necesario realizar una descripción de los aspectos
indispensables dentro de las operaciones de transferencia de custodia.
De este modo, y como es acostumbrado dejar por sentado la normativa regente
de estos procedimientos, determinamos en la misma los sistemas de
probadores, medidores de prueba.
Para una mayor comprensión de los sistemas de transferencia de custodia,
complementada ya, con las secciones anteriores, realizamos una descripción
de los equipos utilizados en estos sistemas.
173
De esta manera, se presenta por este compendio, un profundo análisis de los
tipos de medición de hidrocarburos líquidos y los sistemas de transferencia de
custodia en base a la aplicación de las normas correspondientes, para inducir
una política de auditoría que facilite la determinación de problemas latentes o
potenciales en los sistemas de medición, creando un gran banco de
conocimientos, con énfasis en la normativa aplicable para estos procedimientos.
CAPÍTULO V
CONCLUSIONES Y
RECOMENDACIONES
174
CAPÍTULO V
5. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES
A continuación se detallan conclusiones y recomendaciones del trabajo de
investigación previamente realizado.
5.1 CONCLUSIONES
La medición de hidrocarburos, al igual que la medición de cantidades de
productos en toda clase de industria, es una parte imprescindible de los
procesos industriales para determinar los beneficios o perdidas que sus
empresas recibirán. Sin el conocimiento de estos volúmenes, siempre
existirá la incertidumbre de si la ganancia de la empresa es
completamente justa o se está perdiendo parte de ella por malas
prácticas de medición de volúmenes.
En la mediciones manuales estáticas de hidrocarburos líquidos lo más
importante es la utilización de los procedimientos adecuados tal y como
lo indican las normas correspondientes, ya que sin el seguimiento
estricto de los mismos el buen o mal estado de los instrumentos queda
en segundo lugar.
El buen estado de los equipos e instrumentos es muy importante en
todos los tipos de medición, principalmente en la medición dinámica y en
175
transferencia de custodia, donde la mano operador no interviene
directamente en la toma de la medida. Un mal mantenimiento de estos
instrumentos crearan incertidumbre en la toma de las medidas.
Los métodos manuales de medición de hidrocarburos (cinta y plomada)
siguen siendo muy utilizados en la industria petrolera, por la confiabilidad
que han brindado a través de los años y su bajo costo, especialmente en
operaciones de inventario o medición de stocks de productos.
Los métodos dinámicos de medición y de transferencia de custodia
brindan una mayor confiabilidad, menor incertidumbre y facilidad en la
medición en tiempo presente de los hidrocarburos que están siendo
movilizados, que de otra manera serian muy difíciles de medir.
Normalmente utilizan sistemas automatizados para determinar
automáticamente los volúmenes estándar mediante corrección de
presiones y temperaturas.
5.2 RECOMENDACIONES
Los métodos de medición deben ser elegidos correctamente de acuerdo
a la necesidad de la industria, la complejidad de las mediciones y el
costo que estos sistemas determinaran.
Toda industria hidrocarburífera debe apuntar sus esfuerzos hacia la
automatización de los sistemas de medición de hidrocarburos líquidos y
transferencia de custodia, minimizando de esta manera la incertidumbre
176
en sus mediciones pudiendo resultar en mayores beneficios para la
empresa.
La medición de hidrocarburos líquidos debe ser realizada de acuerdo a
los procedimientos establecidos por la normativa y la propia empresa,
para asegurar la confiable medición de volúmenes de producto.
Los instrumentos de medición deben ser evaluados periódicamente con
sistemas de mantenimiento preventivo y predictivo, para asegurar su
correcto funcionamiento siempre que se vaya a tomar la medida.
Los operadores deben ser capacitados constantemente en los tipos y
procedimientos de medición de hidrocarburos y transferencia de
custodia, para reducir la incertidumbre en la determinación de estas
cantidades.
Se debe crear un sistema de auditoría interna que evalúe el correcto
procedimiento e instrumentación utilizado en mediciones de
hidrocarburos líquidos en transferencia de custodia, creando una
costumbre labora de realizar las mediciones y las evaluaciones de la
instrumentación de forma correcta. De igual manera incitara al personal a
la mejora de los procedimientos existentes por medio del estudio
profundo de los sistemas y procedimientos de medición.
Los alumnos universitarios deben ser instruidos más profundamente en
estos sistemas y procedimientos de medición, para establecer bases
solidas que permitan una comprensión más rápida de la práctica de
estas mediciones dentro del medio laboral en la industria petrolera.
177
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ANEXOS
179
ANEXO Nº 1
DIAGRAMA DE FLUJO DE LA ESTACIÓN DE BOMBEO NUMERO UNO DE
LAGO AGRIO
180
ANEXO N° 2
UNIDAD LACT DE LOS CAMPOS HACIA LA ESTACIÓN NUMERO UNO EN
LAGO AGRIO