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NOCIONES GENERALESCEESI•Breve Historia•Trazabilidad de las Calibraciones•Nuestras Divisiones e Instalaciones•De nuestros Servicios
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COLORADO ENGINEERING EXPERIMENT STATION INC. (CEESI)
” MEDICIÓN DE HIDROCARBUROS EN EL PERÚ”
NOCIONES GENERALES
CEESI
• Breve Historia
• Trazabilidad de las Calibraciones
• Nuestras Divisiones e Instalaciones
• De nuestros Servicios
BREVE HISTORIA DE CEESI
• El Inicio… Universidad de Colorado 1951
• Traslado de Instalaciones 1966
• Transformación de la Empresa 1986
• Cursos de Entrenamiento 1991
BREVE HISTORIA DE CEESI
• Completa Instalaciones en 1999.
• Acreditación por NVLAP 2004
• Divisiones de CEESI
o CEESI Iowa 1999
o CEESI Measurement Solutions Inc. (CMSI) 2011
• Actualidad 2012
CONTRIBUCIÓN EN COMITÉS DE MEDICIÓN Y DESARROLLO DE ESTÁNDARES
Los Ingenieros de CEESI han:
• Trabajado en escribir y desarrollar estándares para
AGA, API, ISO, y ASME
• Participado en Comités para ASME, ISO, AGA, GRI,
API, GTI, and NAFFMC
• Enseñado, Presentado e Instruido en: ISHM, ASGMT,
AGMSC, SGA y ISFFM
RESPECTO A LA TRAZABILIDAD
Calibraciones Acreditadas ISO 17025
• Gas Natural (Iowa and Colorado)
• Aire (Colorado)
• Agua (Colorado)
ACREDITACIÓN ISO 17025
INSTALACIONES EN COLORADO DE CEESI
INTERIOR DE LAS INSTALACIONES DE
PRUEBA
EXTERIOR DE LAS INSTALACIONES DE PRUEBA
CAPACIDAD DE CALIBRACIÓN DE GAS Y AIRE COMPRIMIDO (COLORADO)
• Tubería de hasta 10 pies
• Caudales de hasta 160,000 pies2 /m estándar
• Presión de hasta 100 bar
• 0.037%- 0.52% de incertidumbre (95% confianza)
CAPACIDAD DE CALIBRACIÓN DE AGUA (COLORADO)
• Caudales de hasta 7950 litros/minuto
• Presión de hasta 100 bar
• 0.1% incertidumbre (95% confianza)
DE NUESTRAS INSTALACIONES EN IOWA
INSTALACIONES EN IOWA
VISTA PANORAMICA
ESTÁNDARES DE MEDIDOR DE
TURBINA
CAPACIDAD DE CALIBRACIÓN EN GAS NATURAL (IOWA)
• Tubería de hasta 36 pulgadas
• Caudales de hasta 42,500m3/hora actual
• Presión de hasta 70 bar
• 0.23% incertidumbre ( 95% confianza )
NUESTROS SERVICIOS…ANÁLISIS DE INCERTIDUMBRE
En cuanto al Servicio de Análisis de
Incertidumbre:
• + 20 años de Experiencia
• Entrenamiento
• Consultorías
• Auditorías
EJEMPLOS DE ANÁLISIS DE INCERTIDUMBRE
• Sistemas de gran almacenamiento o
Yacimientos de Gas.
• Plantas de Procesamiento de Gas
• Análisis de Estaciones de Medición
• Resultados de Calibración
• Diagnósticos de Medidores Ultrasónicos
SERVICIOS… AUDITORIAS
CEESI ofrece con CMSI:
• Servicio Independiente
• Auditorias en Sitio
• Análisis de Ingeniería
• Estudio de Perdidas y No Contabilizados
• En conformidad con estándares de la Industria
• Más de 200 años en experiencia combinada en Medición de Flujo.
EJEMPLOS DE CMSI
• Estaciones de Medición en Bolivia
• Análisis de Sistemas para Grandes Empresas • Shell, Williams Gas, Kinder Morgan, RIL (India)
• Verificación de Caudal con Medidor Ultrasónico con Abrazadera (Clamp on).
• Consultorías sobre Diseño • Equipo de Medición
• Revisión del Diseño de Estaciones de Medición
SERVICIO …MEDICIÓN DE GAS HUMEDO
Instalación de Prueba de Gas Húmedo en
Colorado
Características:
• Sistema de circuito cerrado
• Medidores de hasta 8 pulgadas
• Presión de hasta 75 bar
• Análisis completo de incertidumbre
CAPACIDAD DE FLUJO DE LA INSTALACIÓN DE PRUEBA DE GAS HÚMEDO
• Gas Natural a 1800 m3/hora
• Aceite a 27 m3/hora
• Agua a 27 m3/hora
SERVICIOS…MEDICION PARA MEDIDORES DE QUEMA Y VENTEO
En la Instalación de Prueba en Colorado
• Pruebas directas del Medidor
(Para una incertidumbre de ± 1%)
• Análisis de Incertidumbre
En las instalaciones del cliente
• Inspecciones
• Auditorías
COLORADO ENGINEERING EXPERIMENT STATION INC. (CEESI)
LES AGRADECE POR SU TIEMPO!
MEDICIÓN DE HIDROCARBUROS EN EL PERU
Ing. Neptalí Martínez Alvarado
CIP N° 68581
CONTENIDO I. Introducción
II. Medición de hidrocarburos
II.1 Hidrocarburos Líquidos
II.1.1 Medición Manual
II.1.2 Medición Automática
a.- Medidores de DP
b.- Medidores de Turbina.
c.- Medidores Másicos
II.1.3 Pruebas de medidores.
II.1.4 Muestreo automático.
II.2 Hidrocarburos Gaseosos.
II.2.1 Medidores de placa de orificio
II.2.2 Medidores Ultrasónicos
I.-INTRODUCCIÓN
NORMAS Y REGULACIONES
Dadas por el Estado Peruano
- Ley orgánica de Hidrocarburos 26221
- Ds N° 032-2004 EM - Cap V “Medición de hidrocarburos fiscalizados”, etc.
Contratos firmados por las compañías operadoras y el Estado Peruano.
- Procedimientos de fiscalización
- Contratos entre empresas, contrato de trasporte, etc.
Normas Internacionales API, ASTM,MPMS, AGA,GPA
Manuales del fabricante de tecnología reciente.
II.- MEDICIÓN DE HIDROCARBUROS
II.1 Hidrocarburos Líquidos:
- Medición Manual
- Medición Automática
II.2 Hidrocarburos Gaseosos:
II.1 HIDROCARBUROS LÍQUIDOS
II.1.1 MEDICIÓN MANUAL ASTM D-1085 - API Capitulo 3.1.A
La fiscalización manual o aforo, es la operación de medir el volumen del petróleo
crudo que se encuentra dentro de un tanque de almacenamiento
II.1.1 MEDICIÓN MANUAL ASTM D-1085 - API Capitulo 3.1.A
3.- Se mide el nivel
del Tanque
II.1.1 MEDICIÓN MANUAL
MEDICIÓN DE LA TEMPERATURA - ASTM D-1086 (API Capitulo 7.1.A)
La determinación de la temperatura del crudo
en los tanques de tierra es de suma importancia
para el proceso de transferencia de custodia.
II.1.1 MEDICIÓN MANUAL
MUESTREO (ASTM D-4057 -API Capitulo 8.1.A)
la obtención de resultados confiables y precisos
en los análisis de laboratorio, depende precisamente
de realizar un buen muestreo y que sea representativo
de la porción de petróleo que se quiera analizar .
Nivel Superior Medio Inferior
10 pies =< X
10 pies < Nivel =< 15 pies X X
Nivel > a 15 pies X X X
II.1.1 MEDICIÓN MANUAL
DATOS DE ENTRADA EN FISCALIZACIÓN DE TANQUES.
DIRECTOS O PRIMARIOS
Altura de Referencia
Altura de Ref. Observada
Nivel de Líquido
Nivel de Agua Libre
Temperatura Promedio
Gravedad API @ 60°F
Temperatura Ambiente
% Agua y Sedim. (S+W)
INDIRECTOS O SECUNDARIOS
Corr. Techo Flotante (si es el caso)
Volumen Total Obs. (TOV)
Volumen Agua Libre
Volumen Bruto Obs. (GOV)
Factor Corr. Volumen (FCV)
Volumen Bruto Est. (GSV)
BS&W
Volumen Neto Est. (NSV)
II.1.1 MEDICIÓN MANUAL
Fisc. Inicial Fisc. Final
• Agua libre • Wincha Total • Temperatura
• Agua libre • Wincha total • Temperatura
TOV
FW
GOV GOV
Tabla de cubicación
TOV
FW
Tabla de cubicación
Fisc. Inicial Fisc. Final
FCV
GSV
Tabla 6B FCV
GSV
GOV GOV
X X
BS&W BS&W
NSV NSV
X X
1
2
Sacado de muestra de
tanque
II.1.1 MEDICIÓN MANUAL
II.1.1 MEDICIÓN MANUAL
II.1.1 MEDICIÓN MANUAL
VARIACIONES
VARIACIONES
Medición de Nivel
Corte de Agua
Cálculos
Muestreo
Emulsiones
BS&W
Temperatura
N° :
LUGAR: N° DE TANQUE:
FECHA: HORA:
pies pulgadas 1/8" de pulgada
Nivel Liquido: TOV = 1
Agua libre : FW = 2
GOV = 3=1-2
Temperatura:
Tem. AVG:
CARACTERISTICAS FISICOQUIMICAS.
API a t Obs API a 60°F %BS&W SAL (Lb/ 1000Bbls)
Factor de corección FCV = 4
Tabla 6A
GSV = 5 = 3 x 4
NSV = 5 x (1-%BS&W/100)
OBSERVACIONES: _______________________________________________
_______________________________________________________________________
_______________________________________________________________________
_______________________________________________________________________
_______________________________________________________________________
FIRMAS DE LOS REPRESENTANTES
BOLETA DE FISCALIZACION
PLUSPETROL NORTE S.A.
N° :
LUGAR: N° DE TANQUE:
FECHA: HORA:
pies pulgadas 1/8" de pulgada
Nivel Liquido: TOV = 1
Agua libre : FW = 2
GOV = 3=1-2
Temperatura:
Tem. AVG:
CARACTERISTICAS FISICOQUIMICAS.
API a t Obs API a 60°F %BS&W SAL (Lb/ 1000Bbls)
Factor de corección FCV = 4
Tabla 6A
GSV = 5 = 3 x 4
NSV = 5 x (1-%BS&W/100)
OBSERVACIONES: _______________________________________________
_______________________________________________________________________
_______________________________________________________________________
_______________________________________________________________________
_______________________________________________________________________
FIRMAS DE LOS REPRESENTANTES
BOLETA DE FISCALIZACION
PLUSPETROL NORTE S.A.
API
ERRORES EN UNA FISCALIZACIÓN MANUAL
II.1.1 MEDICIÓN MANUAL
TK Crudo
VOL. RECIBIDO VARIACION
Fisc. Inicial Fisc. Final Bbls. Bbls %
Nivel 31-0-2 49-10-4
Corte de Agua 0-2-3 0-3-2
74,129.52 119,349.57 45,220.05
TOV
Agua libre 330.48 434.84
GOV 73,799.04 118,914.73 45,115.69
°API 18.5 19.0
Temp. Tk (°F) 84.0 84.5
FCV 0.9908 0.9905
GSV 73,120.09 117,785.04 44,664.96
BSW (%) 0.10 0.15
NSV 73,046.97 117,608.37 44,561.40
ANALISIS DE ERRORES EN FISCALIZACIONES MANUALES (AFORO)
RECEPCION DE PETROLEO CRUDO
RECEPCION Detalle
II.1.1 MEDICIÓN MANUAL
TK Crudo
VOL. RECIBIDO VARIACION
Fisc. Inicial Fisc. Final Bbls. Bbls %
Nivel 31-0-3 49-10-3
Corte de Agua 0-2-3 0-3-2
74,154.51 119,324.59 45,170.09 -49.97 -0.11
TOV
Agua libre 330.48 434.84
GOV 73,824.03 118,889.75 45,065.73 -49.97 -0.11
°API 18.5 19.0
Temp. Tk (°F) 84.5 85.0
FCV 0.9906 0.9903
GSV 73,130.08 117,736.52 44,606.44 -58.51 -0.13
BSW (%) 0.10 0.15
NSV 73,056.95 117,559.92 44,502.97 -58.43 -0.13
Detalle
ERROR DE 1/8" EN NIVEL DE CRUDO
RECEPCION
II.1.1 MEDICIÓN MANUAL
TK Crudo
VOL. RECIBIDO VARIACION
Fisc. Inicial Fisc. Final Bbls. Bbls %
Nivel 31-0-2 49-10-4
Corte de Agua 0-2-2 0-3-3
74,129.52 119,349.57 45,220.05 0.00 0.00
TOV
Agua libre 305.90 459.42
GOV 73,823.62 118,890.15 45,066.53 -49.16 -0.11
°API 18.5 19.0
Temp. Tk (°F) 84.0 84.5
FCV 0.9908 0.9905
GSV 73,144.44 117,760.70 44,616.25 -48.70 -0.11
BSW (%) 0.10 0.15
NSV 73,071.30 117,584.06 44,512.76 -48.64 -0.11
ERROR DE 1/8" EN EL CORTE DE AGUA
RECEPCION Detalle
II.1.1 METODO MANUAL
TK Crudo
VOL. RECIBIDO VARIACION
Fisc. Inicial Fisc. Final Bbls. Bbls %
Nivel 31-0-2 49-10-4 Bls. Bls %
Corte de Agua 0-2-3 0-3-2
74,129.52 119,349.57 45,220.05 0.00 0.00
TOV
Agua libre 330.48 434.84
GOV 73,799.04 118,914.73 45,115.69 0.00 0.00
°API 18.5 19.0
Temp. Tk (°F) 83.0 85.5
FCV 0.9911 0.9901
GSV 73,142.23 117,737.48 44,595.25 -69.71 -0.16
BSW (%) 0.10 0.15
NSV 73,069.09 117,560.87 44,491.79 -69.61 -0.16
Detalle
ERROR EN 1 °F
RECEPCION
II.1.1 MEDICIÓN MANUAL
TK Crudo
VOL. RECIBIDO VARIACION
Fisc. Inicial Fisc. Final Bbls. Bbls %
Nivel 31-0-2 49-10-4 Bls. Bls %
Corte de Agua 0-2-3 0-3-2
74,129.52 119,349.57 45,220.05 0.00 0.00
TOV
Agua libre 330.48 434.84
GOV 73,799.04 118,914.73 45,115.69 0.00 0.00
°API 17.5 20.0
Temp. Tk (°F) 84.0 84.5
FCV 0.9909 0.9904
GSV 73,127.47 117,773.15 44,645.68 -19.27 -0.04
BSW (%) 0.10 0.15
NSV 73,054.34 117,596.49 44,542.15 -19.25 -0.04
ERROR EN 1 °API
DetalleRECEPCION
II.1.1 MEDICIÓN MANUAL
TK Crudo
VOL. RECIBIDO VARIACION
Fisc. Inicial Fisc. Final Bbls. Bbls %
Nivel 31-0-2 49-10-4 Bls. Bls %
Corte de Agua 0-2-3 0-3-2
74,129.52 119,349.57 45,220.05 0.00 0.00
TOV
Agua libre 330.48 434.84
GOV 73,799.04 118,914.73 45,115.69 0.00 0.00
°API 18.5 19.0
Temp. Tk (°F) 84.0 84.5
FCV 0.9908 0.9905
GSV 73,120.09 117,785.04 44,664.96 0.00 0.00
BSW (%) 0.05 0.20
NSV 73,083.53 117,549.47 44,465.95 -95.45 -0.21
ERROR EN 0.05% DE BS&W
DetalleRECEPCION
II.1.1 MEDICIÓN MANUAL
TK Crudo
VOL. RECIBIDO VARIACION
Fisc. Inicial Fisc. Final Bbls. Bbls %
Nivel 31-0-3 49-10-3 Bls. Bls %
Corte de Agua 0-2-2 0-3-3
74,154.51 119,324.59 45,170.09 -49.97 -0.11
TOV
Agua libre 305.90 459.42
GOV 73,848.61 118,865.17 45,016.57 -99.13 -0.22
°API 17.5 20.0
Temp. Tk (°F) 83.0 85.5
FCV 0.9913 0.9900
GSV 73,206.13 117,676.52 44,470.40 -194.56 -0.44
BSW (%) 0.05 0.20
NSV 73,169.52 117,441.17 44,271.65 -289.75 -0.65
RECEPCION DEL ONPDetalle
ERROR EN TODAS LAS MEDICIONES
II.1.1 MEDICIÓN MANUAL
Tanque Crudo
DISTRIBUCION DEL POSIBLE ERROR Vol. (Bls) ( % )
ERROR EN SONDA ( 1/8" ) -58.43 -0.13
ERROR EN CORTE DE AGUA ( 1/8" ) -48.64 -0.11
ERROR EN TEMPERATURA ( 1°F ) -69.61 -0.16
ERROR EN GRAVEDAD API ( 1°API ) -19.25 -0.04
ERROR EN BSW ( 0.05 % ) -95.45 -0.21
MAXIMO ERROR PROBABLE (1 TK) -291.38 -0.65
EN UNA OPERACIÓN ANUAL :Se recibe en el Pto. Fiscalización. un Volumen anual aprox de : 4,745,000.00 Bls
De recibir cada Tk aprox 50,000 Bls, entonces los Tks a moverse seran : 94.9 al Año
M edida inicial y final 189.8
En el peor de los casos se tendria un (%)
ERROR acumulativo máximo de recepción (Bbls): -54,994.84 al Año -1.16
ANALISIS DE ERRORES EN OPERACIONES DE MEDICION
II.1.2 MEDICIÓN AUTOMÁTICA
UNIDADES LACT (The Lease Automatic Custody Transfer)
• Registra el volumen trasferido
• Monitorea
• Rechaza
• Trasmite información
Partes principales:
• Medidor
• Probador
• Muestreador
• Una unidad de rechazo
II.1.2 MEDICIÓN AUTOMÁTICA
TIPOS DE MEDIDORES
a.- DESPLAZAMIENTO POSITIVO
b.- MEDIDOR DE TURBINA
c.- MEDIDOR MASICO (CORIOLIS)
d.- MEDIDOR DE ULTRASONICO (aún no operativo en el Perú)
a.- DESPLAZAMIENTO POSITIVO MPMS 5.2
Un medidor de desplazamiento positivo es un dispositivo de medición de flujo
que separa el líquido en volúmenes discretos y los cuenta separadamente.
PARTES:
- LA CAJA
- ELEMENTOS DE MEDICIÓN INTERNA
- ACCESORIOS MÓVILES.
II.1.2 MEDICIÓN AUTOMÁTICA
a.- DESPLAZAMIENTO POSITIVO MPMS 5.2
II.1.2 MEDICIÓN AUTOMÁTICA
II.1.2 MEDICIÓN AUTOMÁTICA
a.- DESPLAZAMIENTO POSITIVO MPMS 5.2
Ventajas
Exactitud.
Miden líquidos viscosos.
No requieren de potencia exterior.
Son capaces de medir hasta volúmenes muy pequeños.
Operación y diseño simple.
Desventajas
Pueden ser dañados por agitación del flujo.
Costoso para medición de caudales grandes.
Susceptibles a la corrosión y erosión.
Requieren de un filtro
Si el medidor es golpeado podría alterar la medición.
Requiere de mayor mantenimiento.
II.1.2 MEDICIÓN AUTOMÁTICA
b.- MEDIDOR DE TURBINA MPMS 5.3
Consiste de un juego de paletas o aspas acopladas a un eje, las cuales giran
cuando pasa un fluido a través de ellas. La velocidad a la cual giran estas aspas es
proporcional a la velocidad del flujo
PARTES:
- LA CAJA.
- ENSAMBLAJE INTERNO.
- ENSAMBLAJE DEL RECEPTOR DE PULSOS.
II.1.2 MEDICIÓN AUTOMÁTICA
b.- MEDIDOR DE TURBINA MPMS 5.3
El fluido que pasa produce un movimiento de rotación (velocidad tangencial proporcional al
régimen de flujo), debido al giro de un rotor, la turbina genera pulsos electromagnéticos que
los toma un contómetro ubicado en el sitio de medición o en el tablero de control.
II.1.2 MEDICIÓN AUTOMÁTICA
b.- MEDIDOR DE TURBINA MPMS 5.3
Ventajas
• Exactitud.
• Amplio rango de medición.
• Ocupa un espacio pequeño y pesa poco.
• Duración de las partes internas.
• Amplio rango de temperatura y presión.
Desventajas
• Necesita de ciertas condiciones de flujo.
• A veces requieren de una válvula de contrapresión para prevenir cavitación.
• No recomendable para medir líquidos de alta viscosidad.
• Sensible a fallas.
• Necesidad de un filtro.
• Sensible a los cambios de viscosidad para crudos viscosos
II.1.2 MEDICIÓN AUTOMÁTICA
b.- MEDIDOR DE TURBINA MPMS 5.3
II.1.2 MEDICIÓN AUTOMÁTICA
c.- MEDIDOR MÁSICO (CORIOLIS) - API MPMS 5.6
La medición del flujo másico por el efecto Coriolis, también conocido como medición
directa o dinámica, da una señal directamente proporcional al caudal másico y
teóricamente es independiente de las propiedades del producto como conductividad,
presión, viscosidad o temperatura.
PARTES:
- ELEMENTO PRIMARIO
- EQUIPOS SECUNDARIOS
- EQUIPO ACCESORIOS
II.1.2 MEDICIÓN AUTOMÁTICA c.- MEDIDOR MÁSICO (CORIOLIS) - API MPMS 5.6
- Una bobina impulsora hace vibrar los (dos) tubos, sometiéndolos a un movimiento oscilatorio de
rotación alrededor del eje O-O’. Vibran a la frecuencia de resonancia.
- Los 2 detectores electromagnéticos inducen corrientes eléctricas de forma senoidal, que están en fase si no circula fluido.
- El flujo atraviesa (dos) tubos en forma de U, estando sometido a una velocidad lineal "V" y una velocidad angular "ω" de rotación alrededor de O-O’, por lo que sufre una aceleración de Coriolis de valor a = 2ω x V
- La fuerza ejercida sobre el fluido como consecuencia de la aceleración cambia de signo con "V", por lo que se genera un par de fuerzas que produce una torsión de los tubos alrededor del eje R-R'.
- La torsión alrededor del eje R-R’ produce un desfase de tiempo entre las corrientes inducidas por los detectores electromagnéticos, que es proporcional al par de fuerzas ejercido sobre los tubos, y por tanto a la masa que circula por ellos.
-
MEDIDA DE LA DENSIDAD
El ensamblaje de la masa del tubo, consta de dos partes, la masa del tubo y la masa
del fluido que pasa por el tubo
Para una forma dada del tubo y el material de construcción, la densidad del fluido se
determina por la medición de la frecuencia resonante
II.1.2 MEDICIÓN AUTOMÁTICA
c.- MEDIDOR MÁSICO (CORIOLIS) - API MPMS 5.6
II.1.3 PRUEBA DE MEDIDORES API MPMS Cap 4
PROBADORES
Los probadores son equipos que tienen un volumen calibrado y certificado, el cual se
utiliza como patrón para calibrar medidores de flujo.
II.1.3 PRUEBA DE MEDIDORES
II.1.3 PRUEBA DE MEDIDORES
MEDIDOR N° : 1 N° DE REPORTE : 308-332
N° PRUEBAS : 25 MES
PTO DE FISCALIZACION TIPO DE MEDIDOR : DESPLAZAMIENTO POSITIVO AÑO
REP FECHA F.PREVIO FACTOR REPROD (%)
308 09-nov-11 - 1.0009 -
309 09-nov-11 1.0009 1.0009 0.00
310 09-nov-11 1.0009 1.0009 0.00
311 09-nov-11 1.0009 1.0008 -0.01
312 09-nov-11 1.0008 1.0008 0.00
313 10-nov-11 1.0008 1.0007 -0.01
314 11-nov-11 1.0007 1.0008 0.01
315 12-nov-11 1.0008 1.0007 -0.01
316 13-nov-11 1.0007 1.0009 0.02
317 14-nov-11 1.0009 1.0008 -0.01
318 15-nov-11 1.0008 1.0008 0.00
319 16-nov-11 1.0008 1.0010 0.02
320 17-nov-11 1.0010 1.0007 -0.03
321 18-nov-11 1.0007 1.0009 0.02
322 19-nov-11 1.0009 1.0008 -0.01
323 20-nov-11 1.0008 1.0009 0.01
324 21-nov-11 1.0009 1.0010 0.01
325 22-nov-11 1.0010 1.0008 -0.02
326 23-nov-11 1.0008 1.0007 -0.01
327 24-nov-11 1.0007 1.0007 0.00
328 25-nov-11 1.0007 1.0006 -0.01
329 26-nov-11 1.0006 1.0009 0.03
330 27-nov-11 1.0009 1.0007 -0.02
331 28-nov-11 1.0007 1.0009 0.02
332 29-nov-11 1.0009 1.0008 -0.01
Nº PRUEBAS 25
PROMEDIO 1.0008
DESVIACION ESTANDAR 0.000103
DESV.MAXIMA 1.0011
DESV.MINIMA 1.0005
CARTA DEL MEDIDOR
CONTRATISTA
LOTE
1.0004
1.0006
1.0008
1.0010
1.0012
308
309
310
311
312
313
314
315
316
317
318
319
320
321
322
323
324
325
326
327
328
329
330
331
332
FA
CT
OR
ES
Nº REPORTE
CARTA DE CONTROL
MAXIMO1.0011
PROMEDIO1.0008
MINIMO1.0005
II.1.3 PRUEBA DE MEDIDORES
II.1.4 MUESTREO AUTOMATICO - ASTM D4177 MPMS Chapter 8.2
El muestreo automático es requerido para la determinación de las propiedades físico químicas, el cual es usado para obtener el volumen neto.
La ubicación de la toma de muestra
debe de colocarse en la región
mostrada en la figura:
II.1.4 MUESTREO AUTOMATICO
II.2 HIDROCARBUROS GASEOSOS
Nuestro País ha experimentado un cambio de su matriz energética estos últimos
años, con el descubrimiento principalmente de CAMISEA, por lo que trajo consigo
que nuestra industria gasífera iniciara una trasformación, también en el ámbito de las
mediciones fiscales que tradicionalmente se usaban medidores de placa de orificio
en los campos del Nor Oeste, en Camisea se inició el uso de medidores
Ultrasónicos que ha significado un avance en la tecnología y la disminución de la
incertidumbre de la medición del GN.
La medida, muestreo y análisis, son las tres condiciones principales para tener un
valor correcto en la compra/venta del gas.
II.2.1 MEDIDORES DE PLACA DE ORIFICIO AGA 3
El medidor de orificio actualmente sigue siendo uno de los instrumentos mas usados
para medir el volumen de gas producido bajo las condiciones de operación. Los
rangos de medición deben adecuarse a la variación de la presión y cambio de platos
de orificio.
II.2.1 MEDIDORES DE PLACA DE ORIFICIO
El cálculo del volumen de gas que pasa por un medidor de orificio se calcula haciendo uso de la siguiente ecuación:
donde:
Q = caudal de flujo en ft³/hr a condiciones estándar de presión y temperatura.
C’= constante de orificio (que se explicará después).
hw= presión diferencial en pulgadas de agua.
Pf= presión estática en psia (presión absoluta).
Fb = factor de orificio.
Fr = factor número de Reynolds.
Y = factor de expansión (relación factor beta a presión dif/estática).
Fpb = factor de presión con respecto a la presión base.
Ftb = factor de temperatura con respecto a la temperatura base.
Ftf = factor de temperatura fluente con respecto a la temperatura base.
Fg = factor de gravedad específica con respecto a la gravedad = 1.0
Fpu = factor de super comprensibilidad.
Fm = factor del manómetro (sólo para medidores de mercurio).
____
Q = C’ hw*Pf
C’ = Fb x Fr x Y x Fpb x Ftb x Ftf x Fg x Fpu x Fm
II.2.2 MEDIDORES ULTRASONICOS - AGA 9
En la actualidad este tipo de medidor es lo ultimo en tecnología en el campo de la
medición de gas,
Usa el principio del tiempo de tránsito; que consiste en medir la diferencia entre el tiempo
que le toma a dos señales atravesar una misma distancia, en ambos sentidos utilizando
como medio un fluido. Si el caudal del fluido es nulo, los tiempos serán iguales, pero
cuando hay flujo los tiempos serán diferentes, ya que las velocidades de las señales
serán afectadas por la del fluido cuyo caudal se desea determinar; esta diferencia de
tiempo más el conocimiento sobre la geometría del cuerpo del medidor y la velocidad del
sonido en el medio permiten evaluar la velocidad del fluido y por ende el caudal.
II.2.2 MEDIDORES ULTRASONICOS
II.2.2 MEDIDORES ULTRASONICOS
Estabilidad comprobada a largo plazo
• Confiabilidad comprobada en el campo
• Sin obstrucciones de línea
• Sin caídas de presión
• Sin partes móviles
• Mantenimiento mínimo
• Medición bi-direccional
• Transductores extraíbles
• Sistema electrónico completamente digital
• Auto-diagnóstico extensivo
• Reporte con alarma inmediato
• Análisis de flujo continuo
II.2.2 MEDIDORES ULTRASONICOS
Software de diagnostico
Debe guardar el registro de forma de
onda para cada ruta de acceso: A, B,
C, D Esta es la forma de onda de partida
"huellas digitales“ del medidor nuevo
y limpio.
II.2.2 MEDIDORES ULTRASONICOS
II.2.2 MEDIDORES ULTRASONICOS
II.2.2 MEDIDORES ULTRASONICOS