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Este documento ofrece información sobre el sistema de medición de flujo para la transferencia de custodia de gas natural. Se explica la importancia de la medición precisa y confiable en el proceso y se detallan los componentes básicos de un sistema de medición, incluyendo la reducción de presión, metros o medidores, ordenadores de flujo y gestión y control de datos. Además, se presentan cinco tecnologías comunes para la medición de flujo de hidrocarburos para transferencia de custodia: medidores de presión diferencial, medidores Coriolis, medidores volumétricos, medidores ultrasonidos y medidores de masa termoeléctrica.
Tipo: Apuntes
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Sistema de medición del flujo para la transferencia de custodia de gas natural La medición del flujo para la transferencia de custodia de gas natural puede realizarse en cualquier lugar a lo largo de la cadena de valor del proceso, desde la cabeza del pozo hasta la ubicación de entrega o venta, y la dinámica de dónde se ubican realmente estas transacciones puede verse influenciada por una serie de factores; los dos principales son la regulación y el acuerdo comercial. Recientemente, la medición del flujo ha tenido un auge considerable no solo por su uso generalizado para objetivos contables debido a la escalada en los valores materiales, sino también por su aplicación en distintos aspectos de la operación dentro de:
como API, AGA, GOST, NIST, CMC, etc. Custodia la transferencia no implica necesariamente un cambio de propiedad. A partir de esta aclaratoria, podemos decir que la importancia de la medición de flujo de hidrocarburos para transferencia de custodia radica en la contabilización del fluido o gas transferido de forma precisa, porque un pequeño error en la medición puede exponer rápidamente la situación financiera del vendedor o comprador. El petróleo se vende como barril neto, por lo tanto, se requiere de la presencia de un medidor para registrar volumen y de un dispositivo para medir la temperatura con la finalidad de muestrear la calidad del aceite a intervalos establecidos y determinar así la gravedad API, el contenido básico de sedimentos y agua. Aquí es donde entra el término de medición de flujo de hidrocarburos de custodia. Lo que en realidad buscan las partes es un fluido o gas de calidad que cumpla con los estándares definidos por las asociaciones correspondientes y que la fiscalización esté acorde a las exigencias contractuales entre las partes. Para ello, existen 5 tecnologías para la medición de flujo de hidrocarburos para transferencia de custodia cuando la medida significa dinero:
desventaja se presenta en que tienen partes móviles sujetas a desgaste y para evitarlo se utilizan materiales duraderos, incluidos los rodamientos de bolas de cerámica.
La calibración por el método líquido es un medio para determinar los incrementos de volúmenes y capacidades de tanques u otros recipientes, transfiriendo cantidades conocidas de líquido hacia ó desde un recipiente. Este método establece los pasos requeridos para determinar con exactitud los incrementos volumétricos para elaborar tablas de aforo para tanques de cualquier forma ó diseño excepto probadores de medidores. Este método se ejecuta en lapsos de tiempo muy largos, por lo tanto se usa para tanques pequeños, tanques horizontales, para el aforo de los fondos de tanques grandes, tanques subterráneos, o para tanques cuya forma no permite la utilización de un método geométrico. Los equipos utilizados para el aforo, son: Tanque volumétrico aforado (serafín) Medidores de flujo calibrados Tanques estacionarios Procedimiento con tanque volumétrico (serafín) El serafín, o serafines, deben situarse tan cerca como sea posible al tanque que va a ser aforado y quedar nivelados con respecto a la superficie de soporte. Se deben revisar y verificar la condición de las líneas antes que se inicie el aforo para asegurar una entrega positiva de tanque a tanque. Se debe registrar la temperatura del líquido en tanque calibrador así como la del tanque a ser calibrado después de cada llenado y el volumen ajustado si hay cambio de temperatura. La condición de llenado de las líneas debe ser la misma antes y después de cada medición. Procedimiento con un medidor de flujo. El medidor debe estar montado sobre un patín, tráiler, plataforma o un dispositivo similar, localizado tan cerca como sea posible del tanque a calibrar. El soporte debe estar completamente nivelado y el medidor deberá ser probado previamente con el mismo líquido que se utilizará en la calibración del tanque o con otro de densidad similar. El flujo de líquido hacia o desde el tanque a ser calibrado debe comenzar en puntos predeterminados, que dependen del tipo de tanque, distribución de volúmenes muertos, o tamaño y forma de la zona a ser calibrada. En cada parada se deberá registrar la lectura del medidor, temperatura del líquido en el tanque, temperatura promedio del líquido entregado por el medidor, nivel de líquido en el tanque. Pautas para la elaboración de la Tabla de Aforo Las tablas de aforo se deben elaborar a una temperatura de 60 ºF y deben tener en cuenta correcciones por efecto de cabeza del líquido almacenado, volúmenes muertos, inclinación del tanque, volumen del fondo, y ajuste volumétrico por efecto del techo o membrana flotante, si aplica. Para el ajuste
por expansión o contracción por efecto de la temperatura de lámina se debe aplicar un factor de corrección (CtSh) de manera separada JHON
- Tabla de aforo Las tablas de aforo deben presentar la siguiente información: Logo y nombre de la empresa aforadora, dirección, ciudad y NIT Logo y nombre de Ecopetrol Identificación del tanque Nombre del producto a almacenar Ubicación del tanque, Vicepresidencia, Gerencia, Planta, ciudad y país. - Tipo de techo y fondo del tanque. Niveles en unidades de centímetros-milímetros (cm – mm) y los volúmenes en barriles. Altura de referencia (m). Diámetro promedio (m), altura efectiva (m) capacidad (bls). - La Gravedad API o densidad relativa del producto. La temperatura base de lámina a la cual fue preparada (ver no Presión de almacenamiento (aplica para tanques presurizados) Peso del techo o membrana flotante (según aplique) - Ajuste volumétrico por el peso del techo (FRA) Identificación de la zona crítica (aplica para tanques con techo o membrana flotante) la Norma mediante la cual se llevó a cabo el proceso de aforo del tanque y del fondo. El nivel de incertidumbre del proceso de aforo en porcentaje Especificar si es verificación, calibración, recalibración o recálculo. Fecha del aforo. Firma de la compañía aforadora (ejecutor y representante) y aprobación del Ministerio de Minas y Energía. PROCEDIMIENTO AFORO MANUAL DE AFORO Las mediciones reportadas será determinadas por las lecturas que siguen un procedimiento recomendado, ver todos estos procedimientos detallados en la norma API MPMS 3.1A, 2005 PROCEDIMIENTO DE MEDICIÓN POR AFORO (SONDEO) Ver el procedimientos detallado en la norma API MPMS 3.1A, 2005.
Una medida de aforo de vacío puede ser convertida en una medida de aforo (sondeo) restando la medida de vacío a la altura de referencia del tanque, por ejemplo: Tabla Conversión entre mediciones de aforo (sondeo) y aforo de vacío. Una cinta con plomada de aforo (sondeo) puede ser utilizada para tomar una medida de aforo de vacío. El procedimiento es el mismo que se describió
anteriormente, excepto que la lectura de la plomada se resta de la lectura de la cinta, por ejemplo: Tabla. Conversión entre mediciones de aforo (sondeo) y aforo de vacío. Figura 3. Diagrama de Medición.
