SIG

PROCEDIMIENTO DE LIQUIDACIÓN DE

VOLUMEN EN MEDICIÓN ESTÁTICA

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A P R O B A D O

NOMBREFECHAFIRMAGerencia General

Germán Espinosa

APROBADO

Gerente Operaciones de Superficie

Oscar Rodríguez

REVISADO

Febrero 2010

Febrero 2010

El documento original, que está firmado revisado y aprobado por la persona y en la fecha arriba indicada, se encuentra bajo custodia de HSEQ, de acuerdo con la normativa vigente.

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PROCEDIMIENTO DE LIQUIDACIÓN DE

VOLUMEN EN MEDICIÓN ESTÁTICA

INTRODUCCION

Para asegurar la calidad del petróleo se requiere la adopción de sistemas de inspección, que permitan el control de aquellos parámetros que se relacionan con los requisitos de calidad y cantidad establecidos. Por lo tanto es necesario disponer de un sistema eficaz de las mediciones que asegure que el equipo y los procesos de medición asociados a este son adecuados al uso previsto, para poder garantizar que se cumplen con los requisitos de liquidación establecidos y las medidas son precisas y fiables dentro de los márgenes de tolerancia prefijados.

OBJETIVO

Este procedimiento tiene por objetivo describir los parámetros que deben tener en cuenta el personal operativo para determinar las cantidades y calidades de los hidrocarburos comprometidas en la transferencia de custodia.

ALCANCE

Establecer la liquidación diaria de producción, cuantificación de volúmenes de transferencias de custodia, volúmenes recibidos, inventarios etc., movimientos realizados por el área de operaciones de las Estaciones de CEPCOLSA. Aplica a todas las estaciones de CEPCOLSA, que son responsables de la determinación de cantidades y calidades de hidrocarburos comprometidas en la transferencia de custodia en operaciones nacionales a través de los terminales terrestres.

DEFINICIONES

API: American Petroleum Institute, Instituto Americano del Petróleo de Estados Unidos de Norteamérica, encargado de estandarizar y normalizar bajo estrictas especificaciones de control de calidad, diferentes materiales y equipos para la industria petrolera. Igualmente establece normas para diseño, construcción y pruebas en instalaciones petroleras, incluyendo diseño de equipos y pruebas de laboratorio para derivados del petróleo.

Bache: Es un volumen de hidrocarburo con una composición determinada que se mueve en un periodo de tiempo determinado.

S&W (Sediment and Water): Es la cantidad de agua y sedimento que se encuentran emulsificados o suspendidos en el crudo, combustóleo u otro hidrocarburo pesado. Se debe determinar mediante pruebas de laboratorio en una muestra representativa del crudo que se esté recibiendo o transfiriendo.

Condiciones Estándar Base: Se consideran como condiciones base la temperatura a 60ºF y la presión de equilibrio de vapor liquido a 60ºF, para líquidos con presión de vapor menor a la presión atmosférica, la presión base es igual a la presión atmosférica. (14.696 PSIA = 0.0 PSIG = 1.01325 Kpa).

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CTL: Factor de corrección aplicado al volumen por efecto de la temperatura sobre el líquido.

CSW: Factor de corrección por agua y sedimento en el crudo.

Gravedad API: Método utilizado en la industria petrolera para expresar las densidades de líquidos del petróleo. La gravedad API se mide a través de un hidrómetro que posee una escala graduada en grados API. La relación entre la gravedad API y la densidad relativa (anteriormente llamada gravedad específica) es la siguiente:

Tabla de aforo: (Tabla de medición, de calibración) es una tabla que se elabora utilizando métodos reconocido por la industria del petróleo y representa el volumen de un tanque en los diferente niveles del líquido. Las tablas de calibración deben mostrar también el número de identificación del tanque, altura de referencia y la información necesaria para calcular el efecto del techo flotante sobre el volumen.

Volumen Total Observado (TOV Total Observed Volume): Es el volumen de petróleo incluyendo el agua total y sedimento total, medido a la temperatura y presión presentes en el crudo. Para los fines de este procedimiento, TOV es el volumen tomado de la tabla de capacidad del tanque antes de cualquier corrección, como aquellas por el peso del techo flotante y por temperatura de la pared del tanque.

Volumen Bruto Observado (GOV Gross Observed Volume): Es el volumen total de todos los líquidos de petróleo, sedimento y agua en suspensión, excluyendo agua libre y sedimentos de fondo; a la temperatura y presión observada. Es igual al T.O.V. menos el agua libre y el sedimento de fondo.

Volumen Bruto Estándar (GSV Gross Standard Volume): Volumen total de todos los líquidos del petróleo, agua y sedimentos suspendidos, excluyendo agua libre y sedimentos de fondo, corregido por el factor de corrección de volumen (CTL) correspondiente a la temperatura y gravedad API a 60°F ó 15 º C. Es igual al volumen bruto observado G.O.V. corregido a condiciones normales o estándar de temperatura.

Volumen Neto Estándar (NSV Net Standard Volume): Es el volumen total de todos los líquidos del petróleo, excluyendo agua libre, sedimentos de fondo, y agua más sedimentos suspendidos en el petróleo (BSW), corregido por el factor de corrección de volumen (CTL) correspondiente a la temperatura del petróleo en el tanque, y gravedad API a 60F. Es igual al volumen bruto estándar G.S.V., multiplicado por el factor de BSW (el cual compensa el agua y sedimentos disueltos en el petróleo).

ESPECIFICACIONES

1 CONTENIDO

1.1. Descripción del Procedimiento

Medir el nivel de producto y el nivel de agua libre de acuerdo al procedimiento “Procedimiento para medición estática”, código PRE-049, medir temperatura de acuerdo con “Procedimiento para Medición de Temperatura en Tanques de Almacenamiento”, código PRE-050 y tomar la muestra del producto para determinar la Gravedad API y de acuerdo con el “Procedimiento para Determinación de Gravedad API”, código PRE-044 y el porcentaje de S&W en el laboratorio, de

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acuerdo con el “Procedimiento para Determinación de agua en petróleo crudo mediante la técnica de Karl Fischer”, código PRE-052, y reportados en el “Registro de medición de tanques”, código 000082.

Calcular:

El volumen total observado (TOV) con el nivel de producto (medición a fondo) en el tanque usando la tabla de aforo.

El volumen de agua Libre (FW) con el nivel de agua en el tanque (medición a fondo) usando la tabla de aforo.

Volumen bruto observado (GOV)

Para calcular el GOV en tanques de tierra, restar el volumen de agua libre (FW), si lo hay, del volumen total observado (TOV) y multiplicar el resultado por el factor de corrección por temperatura de lámina (CTSh);

GOV = [(TOV-FW) x CTSh)]

Factor de corrección por la temperatura de la pared (CTSh):

Se aplica debido al cambio en la temperatura que sufren los tanques; la cual hace cambiar su volumen. Los tanques que se encuentran en las facilidades son calibrados de acuerdo al API MPMS capitulo 2 por lo que cada tabla de calibración o de aforo se basa en la temperatura especifica de la lámina del respectivo tanque.

Si la temperatura de la lámina del tanque al momento de medir difiere de la que se encuentra registrada en la tabla de aforo o calibración en mas de 5°F, el volumen extraído de la tabla debe ser corregido, utilizando el factor de corrección por efecto de temperatura en la lámina del tanque. Para su determinación se realiza el siguiente procedimiento:

Calcular la temperatura de la lámina utilizando la siguiente fórmula:

Donde:TSh Temperatura de la láminaTl Temperatura del líquidoTa Temperatura ambiente.

Notas1:1. La temperatura base (Tb) es la temperatura de la pared del tanque para la cual la tabla de

aforo fue calculada. (Las normas recomiendan 60 ºF y 15°C). La temperatura base es usualmente indicada en la tabla de aforo. Si este no es el caso, contactar a la compañía que generó la tabla. Algunas tablas de aforo hacen referencia a una temperatura de operación del producto, esta no debe ser confundida con la temperatura base, la cual es la temperatura de la pared.

2. Cuando se calcule el ΔT es importante mantener el signo aritmético puesto que este valor puede ser positivo o negativo y debe ser aplicado de esta manera en la fórmula del CTSh

1 API MPMS Capítulo 12.1.1 Cálculo de Cantidades de Petróleo

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Una vez la temperatura de la lámina es determinada, el factor de corrección por la temperatura de la pared (CTSh) es determinada usando la siguiente ecuación:

Donde:

CTSh Factor de corrección por la temperatura de la pared. Coeficiente de expansión térmica del material de la pared. Para el acero al carbono;

material de los tanque de las facilidades = 6.2 x 10-6. Temperatura de la lámina (TSh) – Temperatura base de la tabla de aforo (Tb).

El CTSh se debe redondear a 5 cifras decimales

El volumen bruto Observado (GOV), el cual se calcula restado el volumen de agua libre al volumen total observado y multiplicando este resultado por el factor de corrección por la temperatura de la pared.

GOV = (TOV – FW) x CTSh

Factor de corrección de volumen por temperatura en el líquido (CTL): Corrige la expansión súbita a la que se ve sujeta el petróleo almacenado en un tanque si este es sometido a un cambio de temperatura. Para determinar el factor CTL, factor de corrección de volumen, utilizar la temperatura del liquido contenido en el tanque y la Gravedad API @ 60°F determinada por el laboratorio bajo el “Procedimiento para Determinación de Gravedad API ASTM D-1298/287”, código 000072 (tabla 6A API MPMS 11.1.Volumen 1, Ver Anexo C) de donde se obtiene el valor del factor.

Volumen bruto estándar (GSV), Es el volumen total del líquido el cual incluye sedimento y agua en suspensión, pero excluye el agua libre y sedimentos de fondo. Se calcula multiplicando el volumen bruto observado por el factor de corrección de volumen por temperatura en el líquido como lo muestra la siguiente ecuación:

GSV = GOV x CTL

Factor de corrección por agua y sedimento (CSW), el cual es calculado en el laboratorio de acuerdo a los procedimientos “Procedimiento para Determinación de agua en petróleo crudo mediante la técnica de Karl Fischer ASTM D-4377”, código 000084 y a los datos reportados por análisis externo de sedimentos en crudo.

El porcentaje de agua y sedimento (S&W) se determina mediante la siguiente fórmula:

CSW = (1-%S&W/100)

Volumen estándar neto (NSV): Es el volumen total de todos los líquidos de petróleo, excluidos el agua libre y sedimentos de fondo, y sedimentos y agua en suspensión. Se obtiene al multiplicar el volumen bruto estándar por el factor de corrección por agua y sedimento como lo indica la siguiente ecuación:

NSV = GSV x CSW

Los datos deberán reportarse con las cifras significativas que se presentan en la Tabla 1

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Unidades No. de decimales Unidades No. de decimalesLitros …xxx.0 Gravedad API @ 60ºF xxx.xGalones ...xxx.xx VCF (CTL) x.xxxxBarriles ...xxx.xx Densidad Lb/gal xx.xxx

Metros cúbicos ...xxx.xxx Densidad Kg/m3 xxxx.xLibras Números enteros Densidad relativa x.xxxx

Kilogramos Números enteros S & W % xx.xxxToneladas cortas ...xxx.xxx CSW x.xxxxx

Toneladas métricas ...xxx.xxx Temperatura, ºF xxx.xToneladas largas ...xxx.xxx Temperatura, ºC xxx.x5

TSh xxx.0CTSh x.xxxxx

Tabla 1 – Cifras significativas

1.2. Responsabilidades

1.2.1 Responsabilidades del Supervisor de Producción

Divulgar y evaluar el procedimiento para la correcta liquidación de volumen en tanques. Suministrar a todo el personal los elementos que se requieran para aplicar este procedimiento,

esto también incluye los EPP. Apoyar técnicamente al personal a su cargo para aclarar dudas sobre conceptos importantes

sobre los fluidos que se le harán las pruebas. Asegurar que el personal Técnico y / o Operativo tenga el entrenamiento y la experiencia

suficiente para desarrollar el trabajo

1.2.2 Responsabilidades del operador ejecutante

Conocer, aplicar el procedimiento para la presente operación. Hacer cumplir el programa de trabajo establecido. Confirmar la veracidad de los resultados obtenidos Hacer cumplir todas las normas operacionales exigidas por las áreas de HSEQ. Mantener en buen estado, limpios y ordenados siempre todos los equipos, accesorios y

herramientas utilizados en este trabajo.

1.3 Normas aplicables

- Norma API MPMS API MPMS 12.1.1 Calculation of Static Petroleum Quantities in Upright Cylindrical Tanks and Marine Vessels

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GESTION DEL PROCEDIMIENTO

La gestión de este procedimiento corresponde a los Supervisores de Operaciones, Supervisor de transferencia y custodia que deberán, por lo tanto, interpretar las dudas que puedan surgir en su aplicación, así como proceder a su revisión cuando sea necesario para actualizar su contenido o por el cumplimiento de las frecuencias establecidas para ello.

DISTRIBUCION

Su distribución será la definida por el “Listado Maestro de Documentos” (000006), correspondiendo al proceso HSEQ la realización de la distribución y el control final de la misma.

RELACION CON OTROS INSTRUMENTOS DE PLANIFICACION Y CONTROL

El presente procedimiento se relaciona con:

Sistema de Gestión de Seguridad y Salud Ocupacional (OHSAS 18001) Sistema de Gestión de Medio Ambiente (ISO 14001) Sistema de Gestión de Calidad (ISO 9001) Procedimiento para medición estática, código PRE-049 Procedimiento para medición de temperatura en tanques de almacenamiento, código PRE-050. Procedimiento para Determinación de Gravedad API, código PRE-044 Procedimiento para Determinación de agua en petróleo crudo mediante la técnica de Karl

Fischer”, código PRE-052

REGISTROS

“Registro de medición de tanques”, código 000082.

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Diagrama de flujo para liquidación de volumen en Medición Estática

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VOLUMEN TOTALOBSERVADO

(TOV)

Menos Agua Libre

Multiplicado por CTSh

VOLUMEN BRUTO

OBSERVADO(GOV)

Multiplicado por CTL

VOLUMEN BRUTO

ESTÁNDAR(GSV)

Multiplicado por CSW

VOLUMEN NETO

ESTÁNDAR(NSV)